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SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO AO ESTUDO DA PERFURAÇÃO................. ................................................... 8
1.1 Objetivo das Operações de Perfuração ........................................................................8
1.2 O Poço de Petróleo.......................................................................................................8
1.3 Classificação dos Poços de Petróleo ............................................................................8
1.4 Visão Geral do Projeto de Poço..................................................................................14
1.5 Nomenclatura dos Poços de Petróleo.........................................................................17
1.6 Exercícios ...................................................................................................................18
2 SONDAS DE PERFURAÇÃO............................... .................................................................. 19
2.1 Equipamentos da Sonda de Perfuração......................................................................19
2.2 Sistema de Sustentação de Cargas............................................................................19
2.3 Sistema de Geração e Transmissão de Energia .........................................................22
2.4 Sistema de Movimentação de Carga ..........................................................................24
2.5 Sistema de Rotação....................................................................................................32
2.6 Sistema de Circulação ................................................................................................35
2.7 Sistema de Segurança do Poço..................................................................................37
2.8 Sistema de Monitoração .............................................................................................40
2.9 Operações na Sonda de Perfuração...........................................................................41
2.10 Exercícios ...................................................................................................................43
3 COLUNAS DE PERFURAÇÃO E FERRAMENTAS DE MANUSEIO .... ................................. 44
3.1 Elementos Constituintes .............................................................................................44
3.2 Ferramentas de Manuseio ..........................................................................................50
3.3 Dimensionamento da Coluna de Perfuração............................................................... 51
3.4 Exercícios ...................................................................................................................56
4 BROCAS DE PERFURAÇÃO ............................... ................................................................. 59
4.1 Brocas Tricônicas .......................................................................................................59
4.2 Brocas de Diamantes Naturais....................................................................................60
4.3 Brocas de Diamantes Artificiais...................................................................................60
4.4 Seleção do Tipo de Broca...........................................................................................61
4.5 Exercícios ...................................................................................................................63
5 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO .............................. .................................................................. 64
5.1 Introdução...................................................................................................................64
5.2 Classificação dos Fluidos de Perfuração ....................................................................64
5.3 Pressões Decorrentes do Fluido de Perfuração.......................................................... 65
5.4 Propriedades dos Fluidos de Perfuração ....................................................................66
5.5 Exercícios ...................................................................................................................71
6 COLUNAS DE REVESTIMENTO ............................ ............................................................... 72
6.1 Introdução...................................................................................................................72
6.2 Funções das Colunas de Revestimento......................................................................73
6.3 Características Essenciais das Colunas de Revestimento..........................................75
6.4 Classificação das Colunas de Revestimento Quanto à Finalidade..............................76
6.5 Especificação da Tubulação de Revestimento............................................................ 77
6.6 Manuseio dos Tubos e Descida da Coluna ao Poço ...................................................81
6.7 Esforços Atuantes e Resistência dos Tubos de Revestimento....................................82
6.8 Tração ........................................................................................................................82
6.9 Exercícios ...................................................................................................................86
7 CIMENTAÇÃO......................................... ............................................................................... 87
7.1 Introdução...................................................................................................................87
7.2 Tipos de Cimentação ..................................................................................................87
7.3 O Cimento ..................................................................................................................88
7.4 Aditivos para Cimentação ...........................................................................................89
7.5 Testes de Laboratório .................................................................................................90
7.6 Equipamentos de Cimentação ....................................................................................92
7.7 Acessórios de Cimentação .........................................................................................93
7.8 Colchões de Lavagem e Espaçadores........................................................................98
7.9 Seqüência Operacional de uma Cimentação Primária Típica .....................................98
7.10 Seqüência de Deslocamento da Pasta para Diferentes Situações..............................99
7.11 Seqüência para Realização de Tampão de Cimento ................................................ 102
7.12 Exercícios ................................................................................................................. 104
8 PERFURAÇÃO NO MAR .................................. ................................................................... 105
8.1 Sondas Marítimas..................................................................................................... 105
8.2 Equipamentos e Seqüência Operacional da Perfuração ........................................... 112
8.3 Riser de Perfuração.................................................................................................. 116
8.4 Sistema de Segurança de Poço................................................................................ 127
8.5 EXERCÍCIOS............................................................................................................ 130
9 PRESSÕES DE POROS E FRATURA DAS FORMAÇÕES.......... ....................................... 131
9.1 Pressão de Poros ..................................................................................................... 131
9.2 Pressão de Poros Normais e Anormais .................................................................... 132
9.3 Método de Pennebaker para Determinação da Pressão de Poros............................ 133
9.4 PRESSÕES DE FRATURA ...................................................................................... 136
9.5 Exercícios ................................................................................................................. 136
10 PROJETO DE POÇOS DIRECIONAIS....................... .......................................................... 137
10.1 Introdução................................................................................................................. 137
10.2 Universal Transverse Mercator ................................................................................. 137
10.3 Terminologia dos Poços Direcionais ......................................................................... 138
10.4 Características da Perfuração Direcional .................................................................. 139
10.5 Classificação de Poços Direcionais .......................................................................... 140
10.6 Planejamento de um Poço Direcional ....................................................................... 141
10.7 Trajetória de Poços Horizontais ................................................................................ 146
10.8 Exercícios ................................................................................................................. 150
11 CONTROLE DE POÇO ........................................................................................................ 151
11.1 Causas de Kicks e Blowouts..................................................................................... 151
11.2 Indícios de Kick......................................................................................................... 152
11.3 Fechamento do Poço................................................................................................ 153
11.4 Circulação do Influxo ................................................................................................ 156
11.5 Resumo .................................................................................................................... 185
12 REFERÊNCIAS .................................................................................................................... 186
LISTA DE SIGLAS
AC: Corrente Alternada.
ANC: Árvore de Natal Convencional.
ANM: Árvore de Natal Molhada.
API: American Petroleum Institute.
BAJA: Base de Jateamento.
BAP: Base Adaptadora de Produção.
BGP: Base Guia Permanente.
BGT: Base Guia Temporária.
BHA: Bottom Hole Assembly.
BOP: Blow Out Preventer.
COP: Coluna de Produção.
DC: Corrente Contínua, Drill Collar.
DP: Dynamic Positioning, Drill Pipe.
DTM: Desmobilização Transporte e Montagem.
ECD: Equivalent Circulating Density.
ECP: External Casing Packer.
ERD: Extended Reach Drilling.
ERW: Extended Reach Well.
ESCP: Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço.
EU: External Upset.
FR: Fator de Recuperação.
HPHT: Hi-Pressure/Hi-Temperature.
HWDP: Heavy Weight Drill Pipe.
IEU: Intenal and External Upset.
LDA: Lâmina d’água.
LMRP: Lower Marine Riser Package.
LWD: Logging while drilling.
MR: Mesa rotativa.
MWD: Measurement while drilling.
NS: Navio Sonda.
NU: Non-Upset.
PA: Plataforma Auto-elevável.
PDC: Polycrystalline Diamond Compact.
PM: Profundidade Medida.
PV: Profundidade Vertical.
ppg: Pound per Gallon.
PSB: Peso sobre broca.
PWD: Pressure While Drilling.
ROP: Rate of Penetration.
SI: Sistema Internacional de Unidades.
SICP: Shut-in Casing Pressure.
SIDPP: Shut-in Drill Pipe Pressure.
SM: Sonda Modulada.
SPE: Society of Petroleum Engineers.
SS: Sonda Semi-submersível.
TFR: Teste de Formação a Poço Revestido (ou Teste de Formação Rápido).
TH: Tubing Hanger.
TLP: Tension Leg Platform.
TVD: Total Vertical Depth.
TD: Total Depth.
UEP: Unidade Estacionária de Produção.
WOB: Weight on the bit.
LISTA DE SÍMBOLOS Letras romanas minúsculas
id Diâmetro interno (inside diameter).
g Constante gravitacional.
m Massa.
od Diâmetro externo (outside diameter).
p Peso linear.
ip Pressão interna.
ep Pressão externa.
ir Raio interno.
er Raio externo
Letras romanas maiúsculas
sA Área da seção transversal.
E Módulo de elasticidade longitudinal.
FE Fator de empuxo.
G Módulo de elasticidade transversal.
P Peso total.
Letras gregas minúsculas
γ Peso específico.
ν Coeficiente de Poisson.
ρ Massa específica.
aσ Tensão axial.
θσ Tensão circunferencial.
τ Tensão cisalhante.
1 INTRODUÇÃO AO ESTUDO DA PERFURAÇÃO
1.1 Objetivo das Operações de Perfuração
As operações de perfuração visam permitir o acesso às camadas rochosas de subsuperfície,
permitindo a comprovação da existência de uma acumulação de petróleo e, posteriormente, a sua
avaliação. Após comprovada e avaliada a acumulação, os poços perfurados possibilitam a
produção e injeção de fluidos no reservatório de acordo com a malha de drenagem prevista para o
mesmo.
1.2 O Poço de Petróleo
O petróleo se encontra na natureza ocupando os vazios de uma rocha porosa, denominada rocha
reservatório. O poço de petróleo permite a comunicação dessa rocha com a superfície, e
conseqüentemente, a produção dos fluidos contidos no reservatório. A Figura 1.1, a seguir, mostra
uma visão esquemática da sonda de perfuração e um poço atingindo o reservatório de petróleo.
Figura 1.1 - Vista esquemática da sonda de perfuraç ão e de um poço de petróleo.
1.3 Classificação dos Poços de Petróleo
Podemos classificar os poços de petróleo quanto à sua finalidade, profundidade final e quanto ao
seu percurso (trajetória). Pode-se, ainda, classificar os poços quanto às suas condições de pressão
e temperatura.
1.3.1 Quanto à finalidade
Um poço de petróleo, dependendo de sua finalidade, deve ser classificado em uma das nove
categorias mostradas na Tabela 1.1, a seguir:
Tabela 1.1 - Classificação dos poços de petróleo qu anto à finalidade.
Finalidade Categoria Número Identificador
Pioneiro 1
Estratigráfico 2
Extensão 3
Pioneiro adjacente 4
Jazida mais rasa 5
Exploração
Jazida mais profunda 6
Desenvolvimento 7 Explotação (produção)
Injetor 8
Especial 9
Os poços exploratórios são aqueles que visam à descoberta de novas acumulações de petróleo,
permitem a avaliação das suas reservas, ou simplesmente permitem a coleta de dados para
estudos geológicos. Os poços exploratórios são divididos em:
1) Pioneiros: São os primeiros poços perfurados em uma determinada área, com o principal
objetivo de comprovar a existência de petróleo em áreas apontadas por métodos geológicos e/ou
geofísicos, como potencialmente produtoras. A Figura 1.2 (a) e (b), a seguir, mostra,
respectivamente, um poço pioneiro bem sucedido, ou seja, descobridor de um novo campo e um
poço pioneiro mal sucedido, denominado poço seco.
(a)
(b)
Figura 1.2 - Poço pioneiro descobridor (a) e poço s eco (b).
2) Estratigráficos: são os poços perfurados para obtenção de informações sobre a deposição
seqüencial das rochas de subsuperfície, sem necessariamente dispor-se de informações
geológicas completas da área. Estas informações serão utilizadas para programações exploratórias
posteriores ou estudos específicos. Eventualmente, o poço poderá converter-se em produtor de
óleo caso ocorra a descoberta de nova acumulação.
3) Extensão: são os poços perfurados fora dos limites provados de uma jazida, visando ampliá-la
ou delimitá-la. Poderá resultar em descobridor de uma nova jazida, independente daquela para o
qual foi locado, neste caso será classificado como poço pioneiro adjacente, descrito a seguir.
4) Pioneiro adjacente: são os poços perfurados após a delimitação preliminar do campo, visando
descobrir novas jazidas adjacentes. Se tiver sucesso será descobridor de nova jazida; se ficar
provado que se trata da mesma jazida anterior, será reclassificado como poço de extensão.
5) Jazida mais rasa: são os poços perfurados dentro dos limites de um campo, visando descobrir
jazidas mais rasas que aquela já conhecida.
6) Jazida mais profunda: análogo ao anterior, visando descobrir jazidas mais profundas que a já
conhecida. A Figura 1.3 mostra um exemplo de poço descobridor de uma jazida mais profunda.
Figura 1.3 - Poço descobridor de uma jazida mais pr ofunda.
Já os poços explotatórios servem para extrair o petróleo da rocha reservatório ou auxiliar na
extração, podendo ser de desenvolvimento ou de injeção:
7) Poço de desenvolvimento: perfurados dentro dos limites do campo para drenar racionalmente
o petróleo (atendem aos preceitos econômicos e de espaçamento entre poços).
8) Poço de injeção: perfurado com a intenção de injetar fluidos na rocha reservatório de acordo
com o método de recuperação secundária1 previsto.
9) Poços especiais: são todos aqueles perfurados sem o objetivo de procurar ou de produzir
petróleo e que não estejam enquadrados em qualquer das categorias anteriores. Exemplo: Poço
para produção de água, poço para controle de blowout 2, etc.
1 O método de recuperação secundária convencional mais utilizado na atualidade prevê poços de injeção de água. 2 O blowout é caracterizado pelo fluxo descontrolado de hidrocarbonetos para a superfície. Trata-se de um acidente que pode gerar prejuízos humanos e materiais de grandes proporções.
1.3.2 Quanto à Profundidade Final
Os poços de petróleo podem ser classificados em rasos, médios e profundos, já que o petróleo
pode ser encontrado em diferentes profundidades.
A título de referência, podemos limitar a 1500 metros a profundidade máxima de um poço raso é
classificar um poço como profundo quando a profundidade final a ser atingida for superior a 2500
metros. A Tabela 1.2 apresenta a profundidade média dos poços em algumas bacias sedimentares
brasileiras.
Tabela 1.2 - Profundidade Média de Poços nas Bacias Sedimentares Brasileiras.
Bacia Campo Rocha Reservatório
Profundidade média (m) Classificação
Sergipe/Alagoas Carmópolis Muribeca 150 Raso
Potiguar Fazenda Belém Açu 300 Raso
Sergipe/Alagoas Fazenda Treme Riachuelo 300 Raso
Recôncavo Dom João Sergi 300 Raso
Recôncavo Fazenda Imbé Marfim 1000 Raso
Campos Namorado Campos 2500 Profundo
Solimões Rio Urucu Monte Alegre 2500 Profundo
Sergipe/Alagoas Pilar Barra de Itiuba 3200 Profundo
Recôncavo Araças Sergi 3500 Profundo
1.3.3 Quanto ao Percurso (Vertical ou Direcional)
Desde o final da década de 1920, sabe-se que um poço de petróleo nunca é perfeitamente vertical.
São vários os fatores que podem influenciar a direção do poço: dureza das formações a serem
atravessadas, a inclinação e direção das camadas de rocha bem como as características da coluna
de perfuração empregada. O estudo destes fatores não nos interessa agora; o importante é ter em
mente que o poço descreve uma trajetória com algum desvio em relação à vertical que passa pela
sonda de perfuração.
Vamos chamar de alvo ou objetivo de um poço o ponto resultante da interseção da reta vertical que
passa pela locação da geologia na superfície e o plano passando pela rocha reservatório. Um poço
é dito vertical se a sonda e o alvo estão situados na mesma vertical. A inclinação e direção devem
ser controladas para que o poço atinja a rocha reservatório dentro do limite tolerado pela geologia.
Se, por alguma razão, a sonda e o alvo não se situam na mesma vertical, o poço é chamado de
direcional, pois deveremos afastá-lo propositadamente da vertical passando pela sonda a fim de
atingirmos o objetivo. A seguir, a Figura 1.4 (a) e (b) mostra um poço vertical e um direcional,
respectivamente.
(a) Poço vertical
Folhelho
Folhelho
(b) Poço Direcional
Figura 1.4 - Poço vertical (a) e poço direcional ( b).
O afastamento lateral nos poços direcionais pode variar de algumas dezenas de metros até alguns
quilômetros. Dentre os poços direcionais, vale destacar os seguintes tipos:
Poços horizontais: são poços cuja inclinação final é próxima de 90°. Têm a grande vantagem de
aumentar a área exposta do reservatório, aumentando a produtividade do poço.
Poços de grande afastamento lateral ( ERW): são poços com grande inclinação final e bem
afastados da vertical da sonda. O poço é classificado como ERW (Extended Reach Well) caso o
seu afastamento esteja entre 2 a 3 vezes3 a profundidade vertical em subsuperfície (descontando a
lâmina d’água).
A Figura 1.5 ilustra uma das aplicações dos poços de grande afastamento. Nesse caso, os poços
ERW foram utilizados para atingir o reservatório (situado a certa distância da costa) a partir de
perfuração executada por sonda terrestre.
Figura 1.5 - Poços de grande afastamento lateral ex ecutados em terra atingindo reservatório offshore .
3 Caso essa relação seja maior que 3, o poço pode ser classificado ainda como S-ERW (Severe Extended Reach Well), ou seja, poços com afastamento severo.
1.3.4 Quanto às Condições de Pressão e Temperatura
Quanto maiores forem a pressão e a temperatura do reservatório, mais severas serão as condições
de perfuração. De acordo com essas condições, os poços podem ser classificados como:
• Convencionais;
• HPHT;
• Ultra-HPHT;
• HPHT-hc.
O gráfico a seguir pode ser utilizado para classificar os poços segundo esse critério:
Tem
pera
tura
do
Res
erva
tório
, °F
Pressão do Reservatório, psi
Figura 1.6 - Classificação dos poços quanto à sever idade das condições de P e T.
1.4 Visão Geral do Projeto de Poço
A elaboração do projeto do poço é uma das etapas de planejamento para a sua construção, na
qual é realizado o detalhamento das fases de perfuração e completação4. Independentemente do
tipo de poço a ser perfurado (exploratório ou desenvolvimento), o detalhamento dessas etapas é de
grande importância para a determinação dos custos e tempo de construção e, conseqüentemente,
para a avaliação de sua viabilidade técnica e econômica. Quanto melhor o planejamento de um
poço, maiores serão as chances de se obter sucesso.
O processo de elaboração de um projeto de poço pode ser representado pelo fluxograma da Figura
1.7, a seguir:
Figura 1.7 - Fluxograma para o projeto de um poço.
O projeto de um poço é iniciado pelo estudo da área em que o poço será perfurado. Nessa etapa, é
feito um estudo do cenário geológico e um levantamento do histórico de poços já perfurados na
região, os quais poderão, posteriormente, serem utilizados como poços de correlação.
O levantamento e a análise de dados da locação são uma etapa crítica para o projeto do mesmo,
pois quanto maior a quantidade de informações disponíveis, menores serão os riscos e maiores as
chances de sucesso. Nessa fase, é de grande importância a realização de uma investigação de
riscos associados a irregularidades na geologia submarina5, que são decisivos na definição do
posicionamento da cabeça do poço. Sua detecção é realizada através da utilização de sísmica rasa
e de dados sísmicos 3-D de exploração.
4 As atividades de completação de um poço são executadas após a perfuração do mesmo e têm o objetivo de prepará-lo para operar de maneira segura e econômica durante a sua vida produtiva. 5 Esses riscos são conhecidos como geohazards.
Com base nas informações de geologia submarina e no conhecimento da profundidade do objetivo
e da geometria esperada para o reservatório, pode-se definir o posicionamento da cabeça do poço
e a melhor trajetória para que o poço possa atingir a potencial zona produtora.
Após a determinação da trajetória, inicia-se a fase de determinação das geopressões. Esse estudo
consiste no cálculo das pressões e tensões existentes no subsolo e daquelas que são impostas às
formações, que podem inclusive levar à falha da rocha. São elas, pressão de sobrecarga, pressão
de poros, pressão de colapso e pressão de fratura. Estas três últimas determinam a janela
operacional do poço, que é a faixa de variação admissível para a pressão exercida pelo fluido de
perfuração de forma a manter a integridade do poço. Como essa pressão é função da massa
específica do fluido de perfuração, a janela operacional define os limites máximo e mínimo da
massa específica do fluido a ser utilizado durante a operação de perfuração.
Outro ponto relacionado à janela de operação e também à trajetória do poço é o assentamento das
sapatas, que define as profundidades dos revestimentos, estabelecendo as fases da perfuração do
poço.
O projeto estrutural dos revestimentos consiste na especificação dos revestimentos (espessura,
resistência do aço, etc.) de forma que eles resistam aos esforços de colapso, pressão interna e
tração. A escolha dos revestimentos e a profundidade de assentamento das sapatas são o principal
subsídio para a definição do projeto de cimentação do poço6.
6 A cimentação consiste no preenchimento do espaço anular entre a coluna de revestimento e as paredes do poço, de modo a fixar a tubulação e evitar a migração de fluidos por detrás do revestimento.
A Figura 1.8 mostra a programação de revestimentos e cimentação para um poço típico onshore:
1a Fase: Condutor de 20”.
2a Fase: Descida do
revestimento intermediário (9 5/8”).
3a Fase: Cimentação entre os revestimentos de 20” e 9 5/8”.
4a Fase: Perfuração na região
produtora.
5a Fase: Descida do
revestimento de produção
(5 ½”).
6a Fase: Cimentação do
revestimento de produção.
Figura 1.8 - Seqüência construtiva típica para um p oço de petróleo raso em terra.
A partir da estimativa das propriedades das formações, tais como dureza, resistência e abrasão, o
programa de brocas para o poço é determinado. A escolha adequada das brocas é um fator
determinante para um bom desempenho da perfuração e também para a minimização dos custos
da operação.
Após a finalização do programa de brocas, segue-se a definição da coluna de perfuração. A coluna
é projetada de forma a resistir aos esforços induzidos durante a perfuração do poço.
O principal dispositivo de segurança utilizado durante a perfuração de poços de petróleo é o BOP
(Blowout Preventer ou Preventor de Erupção), dimensionado a partir do cálculo do gradiente de
pressão de poros e da estimativa da massa específica de um possível fluido invasor no poço.
Neste estágio do projeto de poços, os cálculos necessários já foram realizados, mas caberá ao
engenheiro a responsabilidade de identificar oportunidades para a otimização da perfuração. Sob
esse aspecto, é importante analisar a hidráulica do poço e a possível utilização de novas
tecnologias.
O projeto do poço é concluído com a determinação do programa de perfuração e do programa de
completação para o mesmo. Finalmente, é feita a estimativa de tempo e custo para execução do
projeto do poço.
1.5 Nomenclatura dos Poços de Petróleo
A maioria das companhias de petróleo tem nomenclatura própria para os seus campos. No entanto,
as nomenclaturas adotadas são bastante similares, baseando-se principalmente na classificação
dos poços quanto à sua finalidade e localização geográfica. Vejamos:
1.5.1 Poços de Terra
O prefixo de um poço terrestre de petróleo é constituído por quatro grupos de caracteres separados
por hífen. O primeiro caractere é um algarismo correspondente à finalidade do poço (ver Tabela
1.1). O segundo grupo é um arranjo de 2 a 4 letras que lembrem o nome do campo (em geral, um
marco de referência mais próximo: cidade, vila, usina, farol, rio, lago, ilha, fazenda, etc.). O terceiro
grupo de caracteres corresponde a ordem cronológica de perfuração no campo e o último é a sigla
oficial do IBGE representativa do Estado da Federação em que se situa o poço. As letras são
maiúsculas.
Exemplo 1-1: 7-MG-50-BA
7: Poço para desenvolvimento (produção) do campo;
MG: Sigla do campo de Miranga;
50: qüinquagésimo poço do campo de Miranga;
BA: O campo de Miranga localiza-se na Bahia.
Casos especiais:
• Quando um poço foi abandonado e posteriormente, por alguma razão, é reaberto para se
perfurar em maior profundidade, mantém-se o prefixo original.
• Se um obstáculo impede que se prossiga a perfuração, sendo necessário desviar o poço,
mantém-se o prefixo original. No entanto, caso se tenha concluída a perfuração e avaliação do
poço original, o trecho desviado será considerado um novo poço.
• Nos poços direcionais acrescenta-se a letra “D” ao número de ordem do poço. Por exemplo, o
poço 7-AR-35D-BA é um poço de desenvolvimento direcional, o trigésimo quinto poço do campo de
Araçás na Bahia. Nos poços horizontais, acrescenta-se a letra “H” ao número de ordem do poço.
• Nos poços multilaterais, cada trecho é considerado um novo poço, acrescentando-se a letra “P”
(partilhado) ao número de ordem do poço. Como exemplo, do poço 7-CEN-5-BA perfura-se dois
trechos laterais em duas profundidades diferentes, o 7-CEN-6HP-BA e o 7-CEN-7DP-BA, sendo o
primeiro horizontal e o segundo vertical.
• Se um poço é abandonado em função de um acidente qualquer, obrigando que a perfuração
seja repetida nas imediações da locação inicial, acrescenta-se a letra “A” ao número de ordem do
poço. Numa segunda repetição, seria acrescentada a letra “B” e assim por diante. Por exemplo, a
sigla 1-TO-1C-SE significa que o poço descobridor de Timbó, em Sergipe, foi concluído na quarta
tentativa.
1.5.2 No Mar
As locações exploratórias na plataforma continental são identificadas por três grupos de caracteres:
o primeiro grupo é um algarismo correspondente à finalidade do poço (ver Tabela 1), o segundo é a
sigla do Estado da Federação onde se localiza o poço acrescido da letra “S” (Submarino)
maiúscula e o último é o número da seqüência cronológica de perfuração. Esta seqüência é
independente para cada Unidade Federação. Após o poço descobridor de petróleo, o campo
recebe um nome da fauna ou flora marítima mais comum da região e o prefixo do poço. A partir
daí, a nomenclatura segue as mesmas normas de um poço terrestre, somente incluindo-se a letra
“S” após a sigla do Estado da Federação.
Exemplo 1-2: 1-RJS-245 – ducentésimo quadragésimo quinto poço nas águas costeiras do Estado
do Rio de Janeiro, locação pioneira.
Exemplo 1-3: 3-BD-1-ESS – primeiro poço a ser perfurado após a descoberta do campo de Badejo
em água do Espírito Santo, poço de extensão.
1.6 Exercícios
Questão 1-1: Como é classificado um poço de extensão caso seja constatado que o mesmo é
descobridor de uma nova acumulação de hidrocarbonetos?
Questão 1-2: Quais são as categorias existentes para poços cuja finalidade é a explotação do
campo?
Questão 1-3: Cite ao menos um exemplo de poço especial.
Questão 1-4: O que define um poço como vertical?
Questão 1-5: Como podem ser classificados os poços direcionais quanto ao seu afastamento?
Questão 1-6: Quais são as condições que definem um poço como HPHT?
Questão 1-7: Quais são os parâmetros que definem os limites máximo e mínimo da massa específica do fluido a ser utilizado durante a operação de perfuração?
Questão 1-8: O que estabelece as fases da perfuração do poço?
Questão 1-9: Quais são os dados de entrada para determinação do programa de brocas?
Questão 1-10: Como deve ser codificado o poço descobridor do campo de Tupi sabendo que o mesmo é o 628° a ser perfurado na costa do Rio de J aneiro?
Questão 1-11: Descreva as características do poço 7-RO-19H-RJS.
2 SONDAS DE PERFURAÇÃO
As sondas são conjuntos de instalações e equipamentos que possibilitam a execução rápida e
segura das operações de perfuração. O presente capítulo tem como objetivo o estudo introdutório
das sondas de perfuração e dos seus diversos sistemas.
2.1 Equipamentos da Sonda de Perfuração
Todos os equipamentos de uma sonda rotativa responsáveis por determinada função na
perfuração de um poço são agrupados nos chamados “sistemas” de uma sonda. Os principais
sistemas são:
• Sustentação de cargas;
• Geração e transmissão de energia;
• Movimentação de carga;
• Rotação ou torque;
• Circulação de fluido;
• Segurança do poço;
• Monitoração das operações de perfuração;
• Sistema de subsuperfície (coluna de perfuração).
A seguir, cada um dos sistemas acima será descrito detalhadamente.
2.2 Sistema de Sustentação de Cargas
O sistema de sustentação de cargas é constituído do mastro ou torre, da subestrutura e da base ou
fundação. A carga correspondente ao peso da coluna de perfuração ou coluna de revestimento que
está no poço é transferida para o mastro ou torre, que, por sua vez, a descarrega para a
subestrutura e esta para a fundação ou base, no caso de perfuração onshore. Em perfurações
marítimas, a subestrutura é o próprio convés de perfuração e as fundações são constituídas pela
estrutura da plataforma, como será visto mais adiante.
Figura 2.1 - Esquema de uma sonda rotativa terrestr e.
2.2.1 Torre ou mastro (Derrick)
A torre ou mastro é uma estrutura de aço treliçada7, de forma tronco-piramidal, de modo a prover
um espaçamento vertical livre acima da plataforma de trabalho para permitir a inserção ou retirada
dos tubos (ou seções de 2 ou 3 tubos) de dentro do poço.
Uma torre é constituída de um grande número de peças, que são montadas uma a uma, conforme
mostrado na Figura 2.2. Já o mastro (Figura 2.3) é uma estrutura treliçada ou tubular que, após ser
baixada pelo guincho da sonda, é subdivida em três ou quatro seções, as quais são transportadas
para a locação do novo poço, onde são montadas na posição horizontal e elevadas para a vertical.
Não obstante o seu alto custo inicial e sua menor estabilidade, o mastro tem sido preferido pela
facilidade e economia de tempo de montagem em perfurações terrestres.
Cabe salientar que o mastro é utilizado para sustentação de cargas menores, ou seja, poços
terrestres (onshore) rasos. Já nas perfurações marítimas são usadas as torres, visto que as cargas
são bem maiores.
7 As treliças são estruturas reticuladas compostas por barras de aço solicitadas, basicamente, por tração ou compressão.
(a)
(b)
Figura 2.2 - Torre de perfuração, em plataformas do tipo semi-submersível (a) e navio-sonda (b).
Figura 2.3 - Mastros de Perfuração.
2.2.2 Subestruturas
A subestrutura é constituída de vigas de aço especial montadas sobre a fundação ou base da
sonda, de modo a criar um espaço de trabalho sob a plataforma, onde são instalados os
equipamentos de segurança de poço.
As fundações ou bases são estruturas rígidas construídas em concreto, aço ou madeira que,
apoiadas sobre solo resistente, suportam com segurança as deflexões, vibrações e deslocamentos
provocados pela sonda.
2.2.3 Estaleiros
O estaleiro é uma estrutura metálica constituída de diversas vigas apoiadas acima do solo por
pequenos pilares (ver Figura 2.4). O estaleiro fica posicionado na frente da sonda e permite manter
todas as tubulações (comandos, tubos de perfuração, revestimentos etc.) dispostas paralelamente
a uma passarela para facilitar o seu manuseio e transporte.
Figura 2.4 - Tubos estaleirados na horizontal.
A descrição do parágrafo anterior se refere, principalmente, a instalações de perfuração onshore.
Nas sondas de perfuração offshore, é comum que os tubos de perfuração sejam “estaleirados” na
vertical, apoiados em racks da própria torre de perfuração, conforme mostrado na Figura 2.5, a
seguir.
Figura 2.5 - Tubos estaleirados na vertical.
2.3 Sistema de Geração e Transmissão de Energia
2.3.1 Fontes de energia
A energia necessária para acionamento dos equipamentos de uma sonda de perfuração é
normalmente fornecido por motores diesel.
Nas sondas marítimas em que exista produção de gás é comum e econômica a utilização de
turbinas a gás para geração de energia para toda a unidade.
Quando disponível, a utilização da energia elétrica de redes públicas pode ser vantajosa,
principalmente quando o tempo de permanência da sonda em cada locação for elevado, válido
somente para sonda terrestre.
Uma característica importante dos equipamentos de uma sonda, e que afeta o processo de
transmissão da energia, é a necessidade deles operarem com velocidade e torque variáveis.
A depender do modo de transmissão de energia para os equipamentos, as sondas de perfuração
são classificadas em sondas mecânicas ou diesel-elétricas.
2.3.2 Sondas mecânicas
Nas sondas mecânicas (ver Figura 2.6), a energia gerada nos motores diesel é levada a uma
transmissão principal (compound) através de acoplamentos hidráulicos (conversores de torque) e
embreagens. O compound é constituído de diversos eixos, rodas dentadas e correntes que
distribuem a energia a todos os sistemas da sonda.
Figura 2.6 - Esquema de uma sonda mecânica com cinc o motores diesel.
As embreagens permitem que os motores sejam acoplados ou desacoplados do compound,
propiciando maior eficiência na utilização dos motores diesel.
2.3.3 Sonda diesel-elétrica
As sondas diesel-elétricas geralmente são do tipo AC/DC, no qual a geração é feita em corrente
alternada e a utilização é em corrente contínua, ver Figura 2.7 a seguir.
Figura 2.7 - Esquema de uma sonda AC/DC, típica de sondas marítimas.
Motores a diesel ou turbinas a gás acionam geradores de corrente alternada (AC) que alimentam
um barramento trifásico de 600 volts. Este barramento, alternativamente, também pode receber
energia da rede pública.
Pontes de retificadores controladores de silício (SCR) recebem a energia do barramento e a
transformam em corrente contínua, que alimenta os equipamentos da sonda.
Os equipamentos auxiliares da sonda ou plataforma (iluminação e hotelaria) que utilizam corrente
alternada recebem a energia do barramento após passar por um transformador.
As sondas diesel-elétricas com sistemas tipo AC/AC, a geração e utilização ocorrem em corrente
alternada, têm uso incipiente, mas com tendência de aumentar no futuro. A energia é fornecida por
motores diesel, turbinas a gás ou através da rede pública. Por utilizar motores AC, não há
necessidade de retificação da corrente, mas sim do controle da freqüência aplicada aos motores.
2.4 Sistema de Movimentação de Carga
O sistema de movimentação de carga permite movimentar as colunas de perfuração, de
revestimento e outros equipamentos.
Os principais componentes do sistema são:
• Guincho;
• Bloco de coroamento;
• Catarina;
• Cabo de perfuração;
• Gancho;
• Elevador.
2.4.1 Guincho (Draw Works)
O guincho (Figura 2.8) recebe a energia mecânica necessária para a movimentação de cargas
através da transmissão principal, no caso de sondas diesel, ou diretamente de um motor elétrico
acoplado a ele, nas sondas elétricas.
Figura 2.8 - Guincho.
O guincho é constituído por: tambor principal, tambor auxiliar ou de limpeza, freios, molinetes e
embreagens. O tambor principal tem a função de acionar o cabo de perfuração, movimentando as
cargas dentro do poço.
O freio é um mecanismo de grande importância numa sonda. Ele realiza as funções de parar ou
retardar o movimento de descida de carga no poço, permitindo ainda a aplicação e controle de
peso sobre a broca. Usualmente são empregados dois tipos de freios numa sonda: o freio principal,
que é mecânico por fricção, tem a função de parar e assim manter a carga que está sendo
movimentada, e o freio secundário, que é hidráulico ou eletromagnético, e tem a função de apenas
diminuir a velocidade de descida da carga, de modo a facilitar a atuação do freio principal.
O tambor auxiliar ou de limpeza é instalado no eixo secundário do guincho, ficando posicionado
acima do tambor principal. Tem a função de movimentar equipamentos leves no poço, tais como
registradores de inclinação e direção do poço, amostradores de fundo, equipamentos de
completação e teste do poço, etc.
O molinete é um mecanismo tipo embreagem que permite tracionar cabos ou cordas. Há dois tipos
de molinetes numa sonda: o molinete das chaves flutuantes, para apertar ou desapertar as
conexões da coluna de perfuração ou revestimentos, e o giratório, ou cathead, que permite o
içamento de pequenas cargas quando nele for enrolada uma corda, chamada catline.
2.4.2 Bloco de coroamento (Crown block)
É um conjunto estacionário de 4 a 7 polias montadas em linha num eixo suportado por dois
mancais de deslizamento localizado na parte superior do mastro ou torre de perfuração (ver Figura
2.9 a seguir). O bloco suporta todas as cargas que lhe são transmitidas pelo cabo de perfuração.
Figura 2.9 - Bloco de coroamento.
2.4.3 Catarina (Traveling block)
A catarina (ver Figura 2.10), é um conjunto de 3 a 6 polias móveis montadas em um eixo que se
apóia nas paredes externas da própria estrutura da catarina. A catarina fica suspensa pelo cabo
de perfuração que passa alternadamente pelas polias do bloco de coroamento e polias da catarina,
formando um sistema com 8 a 12 linhas passadas. Na parte inferior da catarina encontra-se uma
alça pela qual é preso o gancho.
Figura 2.10 - Catarina.
2.4.4 Gancho
O gancho consiste de um corpo cilíndrico que internamente contém um sistema de amortecimento
para evitar que o impacto proveniente da movimentação das cargas danifiquem a catarina.
2.4.5 Cabo de perfuração
É um cabo de aço trançado em torno de um núcleo ou alma, sendo que cada trança é formada por
diversos fios de pequeno diâmetro de aço especial. Ver Figura 2.11, a seguir:
Figura 2.11 - Constituição de um cabo de aço.
O cabo proveniente do carretel é passado e fixado numa âncora situada próximo à torre, onde se
encontra um sensor para medir a tensão no cabo, a qual está relacionada com o peso total
sustentado pelo guincho. Daí, ele é passado no sistema bloco-catarina e enrolado e fixado no
tambor do guincho, ver figura 8 apresentada anteriormente. Freqüentemente são realizadas
corridas do cabo, que consiste em cortar um pedaço na extremidade do guincho e liberar cabo a
partir do carretel no lado da âncora, esta operação objetiva reduzir o risco de ruptura do cabo por
fadiga.
De acordo com o catalogo da CIMAF, para sonda de perfuração são recomendados os seguintes
tipos de cabo:
6 X 19 Seale, alma de aço (AACI) ou alma de fibra natural (AF), torção regular, preformado, min.
180 kgf/mm2 ou 200 kgf/mm2 ou 6 X 25 Filler, alma de aço (AACI), torção regular, preformado, min
200 kgf/mm2. A Figura 2.12 exibe a seção transversal de um cabo 6 X 19 Seale, alma de aço
(AACI).
Figura 2.12 - Seção transversal de um cabo de aço.
2.4.6 Elevador
O elevador é um equipamento com a forma de anel bipartido em que as duas partes são ligadas
por dobradiça resistente, contendo um trinco especial para o seu fechamento. É utilizado para
movimentar elementos tubulares (tubos de perfuração, comandos etc.). A Figura 2.13 mostra
detalhe de um elevador.
Figura 2.13 - Elevador para manuseio de tubos.
2.4.7 Distribuição de Carregamento no Sistema Bloco -catarina
Este sistema de passagem do cabo de perfuração pelas polias da catarina e do bloco de
coroamento gera uma maior capacidade para movimentação de cargas, conforme pode ser
observado no exemplo a seguir.
Figura 2.14 - Sistema bloco-catarina.
Exemplo 2-1:
Se usássemos 2 polias no bloco de coroamento (fixas) e 1 polia na catarina (móvel), teríamos o
esquema mostrado na Figura 2.15, abaixo:
Figura 2.15 - Bloco com 2 polias e catarina com ape nas 1 polia.
A força de tração no cabo (T) é obtida a partir da aplicação da segunda lei de Newton:
guinchov a mF =Σ
(2-1)
Considerando que a única polia móvel do sistema está suspensa por dois “tramos” do cabo:
guinchoa mPT2 =−
(2-2)
Lembrando que: gP
m = , temos que:
+=
g
a1
2P
T guincho (2-3)
Onde:
P : Peso do equipamento;
guinchoa : Aceleração do guincho;
g : Aceleração da gravidade (9,81 m/s2)
Exemplo 2-2: Se usássemos 4 polias no bloco de coroamento e 3 polias na Catarina, o sistema teria a configuração abaixo:
Figura 2.16 - Bloco com 4 polias e catarina com ape nas 3 polia.
A força de tração no cabo (T) é obtida a partir da aplicação da segunda lei de Newton:
guinchov a mF =Σ
(2-4)
Considerando que a única polia móvel do sistema está suspensa por seis “tramos” do cabo:
guinchoa mPT6 =−
(2-5)
Lembrando que: gP
m = , temos que:
+=
g
a1
6P
T guincho (2-6)
Por indução, podemos deduzir que a fórmula geral par a tração no cabo de um sistemas cuja
catarina possui “n” polias é a seguinte:
+=
g
a1
n 2P
T guincho (2-7)
2.4.8 Determinação do Peso Submerso dos Equipamento s
Antes de apresentarmos a fórmula para cálculo do peso submerso, vamos recordar os conceitos de
densidade (ρ, letra grega rhô), peso específico ( γ , letra grega gamma) e empuxo (E).
Massa específica: É a relação entre a massa (m) e o volume (V) de um corpo. Em unidades do
sistema internacional (S.I), a densidade é expressa em kg/m3.
Vm=ρ (2-8)
Peso específico: É a relação entre o peso (P) e o volume (V) de um corpo.
VP=γ (2-9)
Lembrando que o peso de um corpo é dado por:
g mP = (2-10)
Onde:
g é a aceleração da gravidade (g = 9,81 m/s2).
Em unidades do sistema internacional (SI), o peso específico é expresso em N/m3. No entanto, é
comum expressarmos no sistema de unidade MK*s, usando o peso específico em kgf/m3.
Portanto, a relação entre densidade e peso específico é dada por:
g ρ=γ (2-11)
O peso unitário (ou peso linear) de um tubo é dado por:
saço Ap γ= (2-12)
Já o peso total é obtido a partir da seguinte expressão:
L pP = (2-13)
Onde:
sA : Área da seção transversal do tubo;
L : Comprimento da tubulação.
Empuxo (E): força vertical dirigida para cima que atua em um corpo mergulhado em um fluido, de
acordo com o Princípio de Arquimedes e que é dada pela seguinte fórmula:
deslfluido VE γ= (2-14)
Onde:
fluidoγ : Peso específico do fluido em que o corpo está mergulhado;
deslV : Volume deslocado de fluido deslocado pelo corpo.
Após recordarmos estes conceitos, podemos deduzir a fórmula do peso submerso de um
determinado corpo ( subP ):
EPP arsub −= (2-15)
Fazendo corpocorpoar VP γ= e lembrando que o volume deslocado de fluido ( deslV ) é igual ao volume
do corpo ( corpoV ) para corpos vazados, ou seja, todos os seus vazios estão preenchidos pelo fluido,
temos:
corpofluidocorpocorposub VVP γ−γ= (2-16)
Logo:
)(VP fluidocorpocorposub γ−γ= (2-17)
O volume do corpo pode ser expresso em função de seu peso total e seu peso específico,
conforme a equação a seguir:
corpo
arcorpo
PV
γ= (2-18)
Substituindo a equação (2-18) em (2-17):
)(P
P fluidocorpocorpo
arsub γ−γ
γ= (2-19)
Logo:
γγ−=
corpo
fluidoarsub 1PP (2-20)
A expressão entre parêntesis é denominada fator de flutuação ou empuxo (FE):
γγ−=
corpo
fluido1FE (2-21)
Notas:
• Vale lembrar que a fórmula anterior é válida somente para equipamentos vazados, ou seja, os
espaços vazios são totalmente preenchidos pelo fluido.
• É comum, ainda hoje, na área de petróleo, o uso de sistema inglês de unidades.
Exemplo 2-3: Uma coluna de revestimento de perfuração de 20” x 118.5 lbf/ft com comprimento
total de 1968.5 ft (600 m) será descido em um poço. Determine a carga total suspensa pelo sistema
de movimentação da sonda para as seguintes situações:
a) Revestimento aberto com o poço cheio de água salgada.
b) Revestimento com o poço cheio de fluido de perfuração de 11 ppg (ver nota de rodapé 8).
c) Revestimento fechado e o poço cheio de água salgada.
Dados adicionais:
• Diâmetro externo do revestimento (od - outside diameter): 20 in (0.508 m)
• Diâmetro interno do revestimento (id - internal diameter) : 18.874 in (0.479 m)
• Peso específico do aço : 490 lb/ft3 (7850 kgf/m3)
• Peso específico da água salgada : 64 lb/ft3 (1025 kgf/m3)
Solução:
a) O revestimento está aberto e o poço cheio de água salgada.
par = 118.5 lbf/ft
O fator de empuxo pode ser determinado a partir da equação (2-21):
γγ−=
corpo
fluido1FE
−=49064
1FE
869,0FE =
O peso linear submerso é obtido da seguinte forma:
FE pp arsub =
869,05,118psub ×=
ft/lbf 103psub =
Para a determinação do peso total submerso, utilizamos a equação (2-13):
L pP subsub = 5,1968103Psub ×= lbf 802.202Psub =
b) Revestimento aberto com o poço cheio de fluido de perfuração.
O peso específico do fluido de perfuração é de 11 ppg, o que corresponde a 82.29 lb/ft3 (lembrar
que 1 ppg = 7.481 lb/ft3).
Cálculo do fator de Empuxo:
γγ−=
corpo
fluido1FE
−=490
29,821FE
832,0FE =
Determinação do peso submerso:
FE pp arsub =
832,05,118psub ×=
ft/lbf 6,98psub =
Determinação do peso total submerso:
L pP subsub = 5,19686,98Psub ×= lbf 1,094.194Psub =
c) Revestimento fechado e com o poço cheio de água salgada.
Nesta situação o volume deslocado de fluido pelo revestimento será dado pela área total por
comprimento unitário:
deslfluido VE γ= )ft( 1)ft(A )(lbf/ft E 2total
3fluido ××γ=
8 A sigla “ppg” significa pound per gallon e é equivalente a lb/gal (libra por galão, em português). Para conversão de unidades, 1 ppg = 7.481 lb/ft3.
A área total é obtida da seguinte forma:
2total od
4A
π= 2
total in 16,314A = )ft (2.1817A 2total = (1 ft = 12 in ou 1 in = 1/12 ft)
Cálculo do peso linear submerso:
1817,264pp arsub ×−= 6,1395,118psub −= ft/lbf 1,21psub −=
Peso total submerso:
L pP subsub = 5,19681,21Psub ×−= lbf 4,594.41 Psub −=
Conclusão: com a coluna de revestimento fechada na sua extremidade inferior, não
conseguiríamos descê-la no poço.
2.5 Sistema de Rotação
Nas sondas convencionais, a coluna de perfuração é girada pela mesa rotativa localizada na
plataforma da sonda. A rotação é transmitida a um tubo de parede externa poligonal, o kelly, que
fica enroscado no topo da coluna de perfuração e que será estudado mais adiante.
Nas sondas equipadas com top drive a rotação é transmitida diretamente ao topo da coluna de
perfuração por um motor acoplado à catarina. O conjunto desliza em trilhos fixados à torre, onde o
torque devido à rotação da coluna é absorvido.
Existe ainda a possibilidade de se perfurar com um motor de fundo, colocado logo acima da broca.
Nesse caso, o torque necessário para a rotação é gerado pela passagem do fluido de perfuração
no seu interior.
O sistema de rotação convencional é constituído de equipamentos que promovem ou permitem a
livre rotação da coluna de perfuração. São eles: mesa rotativa, o kelly e cabeça de circulação ou
swivel.
2.5.1 Mesa Rotativa
A mesa rotativa (Figura 2.17) é o equipamento que transmite rotação à coluna de perfuração e
permite o livre deslizamento do kelly no seu interior. Em certas operações, a mesa rotativa deve
suportar o peso da coluna de perfuração.
Figura 2.17 - Mesa Rotativa.
2.5.2 Kelly
O kelly é o elemento que transmite a rotação proveniente da mesa rotativa à coluna de perfuração.
Duas diferentes geometrias podem ser utilizadas para a seção transversal do kelly. Em sondas de
terra a mais comum é a quadrada e em sonda marítimas a seção hexagonal, pela sua maior
resistência à tração, torção e flexão, ver Figura 2.18 a seguir.
Figura 2.18 - Kelly de seção transversal quadrada e hexagonal.
2.5.3 Cabeça de Injeção
A cabeça de injeção ou swivel, mostrada na Figura 2.19, é o equipamento que separa os
elementos rotativos daqueles estacionários na sonda de perfuração. Sendo assim, a parte superior
não gira e sua parte inferior permite a rotação. Além disso, é através do swivel que o fluido de
perfuração é injetado no interior da coluna.
Figura 2.19 - Swivel .
Alternativamente ao sistema de rotação convencional (utilizando o kelly e mesa rotativa), existem
duas outras possibilidades para imprimir rotação à broca: top drive e motor de fundo.
2.5.4 Top drive
A perfuração com um motor conectado no topo da coluna (top drive) elimina o uso da mesa rotativa
e do kelly. O sistema top drive (Figura 2.20) permite perfurar o poço de três em três tubos, em vez
de um a um, como é usado no método tradicional com mesa rotativa. Este sistema possibilita,
também, que a retirada ou descida da coluna seja feita tanto com rotação como com circulação de
fluido de perfuração pelo seu interior. Isto é extremamente importante em poços de alta inclinação
ou horizontais.
Figura 2.20 - Top Drive.
Figura 2.21 - Top drive.
2.5.5 Motor de fundo
O motor de fundo é alimentado por energia hidráulica e pode ser do tipo turbina (ver Figura 2.22)
ou de deslocamento positivo. O giro só se dá na parte inferior do motor de fundo, que é solidário à
broca. Dessa forma, este tipo de equipamento é largamente empregado na perfuração de poços
direcionais com alta inclinação.
Figura 2.22 - Motor de Fundo tipo turbina.
2.6 Sistema de Circulação
São os equipamentos que permitem a circulação e o tratamento do fluido de perfuração.
Numa circulação normal, o fluido de perfuração é bombeado através da coluna de perfuração até a
broca, retornando pelo espaço anular até a superfície e trazendo consigo os cascalhos cortados
pela broca. Na superfície, o fluido permanece dentro de tanques, após receber o tratamento
adequado. A Figura 2.23 a seguir mostra um esquema do sistema de circulação.
Figura 2.23 - Sistema de circulação de fluidos.
2.6.1 Fase de injeção
O fluido de perfuração é succionado dos tanques pelas bombas de lama e injetado na coluna de
perfuração até passar para o espaço anular entre o poço e a coluna por orifícios na broca
conhecidos como jatos da broca.
Durante a perfuração, as vazões e pressões de bombeio variam com a profundidade e a geometria
do poço. As bombas são associadas em paralelo na fase inicial da perfuração, quando são
requeridas grandes vazões. Com o prosseguimento da perfuração, quando são exigidas altas
pressões e baixas vazões, usa-se apenas uma bomba e substituem-se pistões e camisas por
outros de menor diâmetro de forma a atender às solicitações do poço.
2.6.2 Fase de retorno
Esta fase tem início com a saída do fluido de perfuração nos jatos da broca e termina ao chegar à
peneira vibratória, percorrendo o espaço anular entre a coluna de perfuração e a parede do poço
ou o revestimento.
2.6.3 Fase de tratamento
A fase de tratamento ou condicionamento do fluido de perfuração consiste na eliminação de sólidos
ou gás que se incorporam a ele durante a perfuração e, quando necessário, na adição de produtos
químicos para ajustes de suas propriedades. A seguir, a Figura 2.24 mostra um os equipamentos
que constituem o sistema de circulação.
Figura 2.24 - Sistema de Tratamento.
O primeiro equipamento é a peneira vibratória (Figura 2.25) que tem a função de separar os sólidos
mais grosseiros do fluido de perfuração, tais como cascalhos e grãos maiores que areia. Em
seguida, o fluido passa por um conjunto de dois a quatro hidrociclones9 de 8” a 20”, conhecidos
como desareiadores, que são responsáveis por retirar a areia do fluido.
9 Hidrociclones são equipamentos que aceleram o processo natural de decantação de partículas. Constam de cones ocos, com entrada para o fluido de perfuração, uma pequena abertura no fundo, para descarga dos sólidos, e uma abertura maior na parte superior, para saída do fluido recuperado.
Figura 2.25 - Peneira Vibratória.
Saindo do desareiador, o fluido passa pelo dessiltador, um conjunto de 8 a 12 hidrociclones de 4” a
5”, cuja função é descartar partículas de dimensões equivalentes ao silte. O equipamento seguinte,
o mud cleaner, nada mais é que um dessiltador com uma peneira que permite recuperar partículas.
Parte deste material é descartada e parte retorna ao fluido, reduzindo os gastos com aditivos.
Algumas sondas utilizam ainda uma centrífuga, que retira partículas ainda menores que não
tenham sido descartadas pelos hidrociclones.
Um equipamento sempre presente na sonda é o desgaseificador, que elimina o gás do fluido de
perfuração. Durante a perfuração de uma formação com gás, ou quando da ocorrência de um
influxo de gás contido na formação para dentro do poço, as partículas de gás se incorporam ao
fluido de perfuração e a sua recirculação no poço é perigosa.
2.7 Sistema de Segurança do Poço
O sistema de segurança é constituído dos Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço
(ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e controle do poço.
O mais importante deles é o Blowout Preventer (BOP), que é um conjunto de válvulas que permite
fechar o poço caso ocorra um kick 10. Se este influxo não for controlado eficientemente poderá se
transformar num blowout, ou seja, poço fluindo totalmente sem controle, e criar sérias
conseqüências, tais como dano aos equipamentos da sonda, acidentes pessoais, perda parcial ou
total do reservatório, poluição e dano ao meio ambiente, etc.
Os principais elementos do sistema de segurança de poço são:
2.7.1 Cabeça de Poço
A cabeça de poço é constituída de diversos equipamentos que permitem a ancoragem e vedação
das colunas de revestimento na superfície. São eles:
• Cabeça de revestimento;
• Carretel de perfuração;
• Adaptadores;
• Carretel espaçador;
• Acessórios.
A cabeça de revestimento, ver Figura 2.26 a seguir, é o primeiro equipamento a ser adaptado no
topo do revestimento de superfície, com as finalidades de sustentar os revestimentos
intermediários e de produção, através de seus suspensores, de propiciar vedação do anular do
revestimento intermediário ou de produção com a própria cabeça permitindo o acesso a este anular
e de servir de base para a instalação dos demais elementos da cabeça de poço e preventores.
O suspensor de revestimento é o elemento que permite a ancoragem do revestimento e a vedação
do anular deste revestimento com o corpo da cabeça na qual foi ancorado. A vedação é feita
automaticamente quando o peso do revestimento for aplicado provocando a extrusão de um
elemento de borracha.
10 O kick é caracterizado pelo influxo indesejável de fluido contido numa formação para dentro do poço.
Figura 2.26 - Cabeça de poço de superfície.
O carretel de revestimento é um equipamento semelhante à cabeça de revestimento, só que
apresenta mais um flange na parte inferior. Esse equipamento também possui duas saídas laterais
para acesso ao espaço anular e um alojamento para assentamento do suspensor do revestimento
a ser descido posteriormente. Contém elementos de borracha na parte inferior interna para
vedação secundária no topo do revestimento descido anteriormente.
A cabeça de produção é também um carretel que possui, em sua parte inferior interna, uma sede
para receber os elementos de vedação secundária que atuam no topo do revestimento de
produção, de modo a impedir a passagem de pressões altas, geralmente superiores à resistência
do flange inferior. Na parte interna superior possui sede para receber o tubing hanger, que tem a
função de sustentar a coluna de produção. Também possui duas saídas laterais para acesso ao
espaço anular.
O carretel de perfuração é um equipamento contendo flanges de ligações no topo e na base e com
duas saídas laterais flangeadas que recebem as duas linhas de controle do poço, a linha de matar
(kill line) e a linha do choke 11.
11 O choke é uma válvula ajustável que permite a restrição de vazão a partir de mecanismo gradual de abertura.
2.7.2 Preventores
Os preventores de erupção permitem o fechamento do espaço anular entre a coluna de perfuração
e o poço e podem ser de dois tipos:
• Preventor anular;
• Preventor de gaveta.
O preventor anular tem a função básica de fechar o espaço anular de um poço e consta de um
pistão que, ao ser deslocado dentro de um corpo cilíndrico, comprime um elemento de borracha
que se ajusta contra a tubulação que esteja dentro de poço.
Figura 2.27 - Arranjo típico de um conjunto BOP.
O preventor anular, ver Figura 2.28 a seguir, atua em qualquer diâmetro de tubulação e pode até
mesmo fechar um poço sem coluna, embora este procedimento cause dano ao elemento de
borracha.
Figura 2.28 - BOP de anular.
O preventor de gavetas, que podem ser vazados (Figura 2.29) ou cisalhantes (Figura 2.30), tem a
função de fechar o espaço anular do poço pela ação de dois pistões que ao serem acionados
hidraulicamente deslocam duas gavetas, uma contra a outra, transversalmente ao eixo do poço.
Figura 2.29 - Gaveta Vazada.
Figura 2.30 - Gaveta Cisalhante.
Quanto ao arranjo dos preventores, normalmente em terra se utilizam três: um anular e dois de
gavetas. Já no mar há duas possibilidades: Nas plataformas fixas ou apoiadas no fundo do mar,
em que os equipamentos operam na superfície, se trabalha com um preventor anular e três ou
quatro de gavetas. Nas plataformas flutuantes, navios-sonda e semi-submersíveis, em que os
equipamentos de segurança operam no fundo do mar, normalmente se trabalha com dois
preventores de anular e três ou quatro de gavetas.
2.8 Sistema de Monitoração
São os equipamentos necessários ao controle da perfuração: manômetros, indicador de peso sobre
a broca, indicador de torque, tacômetro, etc.
Com o progresso da perfuração observou-se que o máximo de eficiência e economia seria atingido
quando houvesse uma perfeita combinação entre os vários parâmetros da perfuração. Disto surgiu
a necessidade do uso de equipamentos para o registro e controle destes parâmetros. Eles podem
ser classificados em indicadores, que apenas indicam o valor do parâmetro em consideração, e
registradores, que traçam curvas dos valores medidos.
Os principais indicadores são o indicador de peso no gancho e sobre a broca (PSB), o manômetro
que indica a pressão de bombeio, o torquímetro para o torque na coluna de perfuração, o
torquímetro instalado nas chaves flutuantes com a função de medir o torque aplicado nas conexões
da coluna de perfuração ou de revestimento, e os tacômetros para medir a velocidade da mesa
rotativa e da bomba de lama.
O registrador mais importante é o que mostra a taxa de penetração da broca 12, que é uma
informação importante para se avaliar as mudanças das formações perfuradas, o desgaste da
broca e a adequação dos parâmetros de perfuração.
A Figura 2.31 mostra a monitoração da perfuração a partir da cabine do sondador.
Figura 2.31 - Monitoração do Peso sobre broca e car ga suspensa no gancho da catarina.
2.9 Operações na Sonda de Perfuração
2.9.1 Perfuração
Na perfuração convencional (com mesa rotativa) o poço é perfurado de tubo em tubo, ou seja, de
aproximadamente 9 em 9 metros, ver Figura 1 a seguir.
Figura 2.32 - Seqüência de Perfuração Convencional com Mesa Rotativa de 1 em 1 tubo.
Nas operações em que é usado o equipamento conhecido como Top drive (ver Capítulo 2), o poço
é perfurado de seções em seções de tubos (27 em 27 metros), conforme está mostrado na Figura
2.33.
12 Em inglês, a taxa de penetração (rate of penetration) é comumente representada pela sigla ROP.
Figura 2.33 - Seqüência de Perfuração com Top Drive de 1 em 1 seção (3 tubos).
2.9.2 Manobra
A manobra é a operação de retirada ou descida (parciais ou totais da coluna de perfuração no
poço, dentre as operações de manobra a mais comum é a de troca de broca. Quando a broca não
avança mais devido a seu desgaste, é necessário retirar toda a coluna de perfuração (de seção em
seção) estaleirando-a na plataforma, trocar a broca por outra nova e descê-la novamente à
profundidade da interrupção para reiniciar a circulação.
2.9.3 Circulação
É a operação de apenas circular fluido sem avançar na perfuração. É o que ocorre, por exemplo,
quando há um acumulo de cascalhos no espaço anular potencialmente causador de uma prisão da
coluna de perfuração. Nestes casos, a perfuração sofre uma pausa e com a broca um pouco acima
do fundo, circula-se o poço, a fim de promover uma limpeza mais efetiva do espaço anular.
2.9.4 Desmontagem/Transporte/Montagem da Sonda (DTM )
São as operações que se realizam no intervalo entre as operações de perfuração de dois poços.
Em terra, logo após o término de um poço, a sonda deve ser desmontada em várias partes,
utilizando-se de guindastes. As partes são transportadas por carretas até a próxima locação, na
ordem conveniente, onde são novamente montadas. O engenheiro deve estar atento para a ordem
de desmontagem, transporte e montagem das cargas de modo a otimizar o DTM.
No mar a unidade de perfuração é movimentada entre locações por rebocadores (semi-
submersíveis e jack-up) ou por propulsão própria (navio sonda).
2.10 Exercícios
Questão 2-1: Quais são os principais sistemas de uma sonda de perfuração?
Questão 2-2: Qual é a função da torre ou mastro?
Questão 2-3: Qual é a principal vantagem do mastro em relação à torre nas perfurações em terra?
Questão 2-4: O que é o estaleiro? Qual é a sua função?
Questão 2-5: Como podem ser classificadas as sondas com relação ao modo de transmissão de
energia para os equipamentos?
Questão 2-6: Quais são os elementos motrizes dos geradores elétricos das sondas diesel-
elétricas?
Questão 2-7: Qual é a principal função do guincho?
Questão 2-8: Em que posição fica o bloco de coroamento? Como esse elemento é composto?
Questão 2-9: O que é a catarina?
Questão 2-10: Por que a catarina e o bloco de coroamento possuem várias polias?
Questão 2-11: Qual é a função do elevador?
Questão 2-12: Quais são as maneiras existentes para se transmitir rotação à broca?
Questão 2-13: O que é o swivel?
Questão 2-14: Quais são as maneiras existentes para se transmitir rotação à broca?
Questão 2-15: Quais são as situações que favorecem a utilização de motor de fundo?
Questão 2-16: De onde vem a energia necessária para alimentação do motor de fundo?
Questão 2-17: O que é o BOP e qual é a sua função?
Questão 2-18: Cite alguns parâmetros importantes a serem monitorados durante a perfuração de
um poço.
Questão 2-19: O que é uma manobra?
Questão 2-20: O que significa a sigla DTM?
3 COLUNAS DE PERFURAÇÃO E FERRAMENTAS DE MANUSEIO
A coluna de perfuração é formada pela junção de vários elementos tubulares, com as seguintes
funções:
• Aplicar peso sobre a broca (PSB);
• Transmitir rotação para a broca no método rotativo convencional;
• Permitir a circulação do fluido de perfuração até a broca.
3.1 Elementos Constituintes
Os principais elementos constituintes da coluna são:
Elementos tubulares:
• Tubos de perfuração (Drill pipes);
• Comandos (Drill collars);
• Tubos de perfuração pesados (Heavy Weight Drill Pipe);
• Kelly.
Elementos Acessórios:
• Substitutos;
• Estabilizadores
• Escareadores;
• Alargadores;
• Amortecedores de choque.
3.1.1 Elementos Tubulares
3.1.1.1 Tubos de Perfuração ( Drill pipes )
Os tubos de perfuração são tubos de aço, sem costura (seamless), com uniões cônicas soldadas
em suas extremidades (Figura 3.1). Na especificação de um tubo de perfuração, são consideradas
as seguintes características:
Figura 3.1 - Drill Pipe .
• Diâmetro externo (OD): varia de 2 3/8 in a 6 5/8 in, sendo mais usados de 4 ½” OD x 16.6 lb/ft e
5” OD x 19,5 lb/ft.
• Peso nominal (lb/ft): é um valor de referência. Os valores reais do peso linear de tubo, incluindo
as uniões, estão tabelados na API RP7G.
• Reforço (upset): enrijecimento da seção transversal do tubo junto às conexões. Os reforços
podem ser do tipo IU (Internal Upset), EU (External Upset) ou IEU (Internal-External Upset),
conforme mostrado na Figura 3.2, a seguir:
Internal Upset
(a)
External Upset
(b)
Internal-External Upset
(c) Figura 3.2 - Tipos de Reforço.
• Grau do aço: é a tensão de escoamento do aço do tubo, definido como a tensão correspondente
a elongação total de 0.5% no teste de tração. Os graus dos aços para tubos de perfuração
conforme o API são:
Tabela 3.1 - Tensão de escoamento mínima de acordo com o grau do aço.
Grau do Aço Tensão de Escoamento (psi)
D 55000
E 75000
X 95000
G 105000
S 135000
• Range: refere-se à faixa de comprimento dos tubos.
Tabela 3.2 - Variação de comprimento dos tubos de a cordo com o range.
Range Variação de Comprimento (ft)
1 18 – 22
2 27 – 30
3 38 – 45
• Uniões cônicas: as uniões dos tubos de perfuração são conhecidas como tool joints e são,
geralmente, soldadas no tubo. São elementos mais rígidos que o corpo do tubo. As roscas são
padronizadas pelo API levando em conta o número de fios/polegada, a conicidade13 e o perfil da
rosca (API Spec 7). O tool joint inferior é pino e o superior é caixa.
A
13 A conicidade é a razão entre a variação de diâmetro e a distância correspondente no eixo longitudinal de um elemento tronco-cônico. Normalmente, é expressa em percentual.
Tabela 3.3 exibe algumas propriedades de tubos de perfuração. A capacidade (capacity) está
associada ao volume médio necessário para preencher um determinado comprimento de tubos de
perfuração. Já o deslocamento (displacement) é o volume médio de aço correspondente a certo
comprimento de tubos.
Tabela 3.3 - Propriedades de tubos de perfuração.
od (in) id (in) Peso linear (lbf/ft)
Capacidade (bbl/ft)
Deslocamento (bbl/ft)
2 3/8 1.815 6.65 0,00320 0,00279
2 7/8 2.150 10.40 0,00449 0,00354
3 ½ 2.764 13.30 0,00742 0,00448
3 ½ 2.602 15.50 0,00658 0,00532
4 3.340 14.00 0,01084 0,00471
4 ½ 3.826 16.60 0,01422 0,00545
4 ½ 3.640 20.00 0,01287 0,00680
5 4.276 19.50 0,01766 0,00652
5 4.214 20.50 0,01730 0,00704
5 ½ 4.778 21.90 0,02218 0,00721
5 ½ 4.670 24.70 0,02119 0,00820
5 9/16 4.859 22.20 0,02294 0,00712
6 5/8 5.9625 25.20 0,03456 0,00807
3.1.1.2 Comandos ( Drill Collars )
Os comandos (ver Figura 3.3) são tubos de aço de parede espessa posicionados logo acima da
broca. Sua função é permitir a aplicação de peso sobre a broca. Não possuem tool joints, sendo as
roscas fabricadas junto com o tubo. Assim, ao contrário dos tubos de perfuração, as conexões são
mais frágeis que o corpo do tubo.
(a)
(b)
Figura 3.3 - Detalhe de drill collar (a) e um drill collar espiralado (b).
Os comandos espiralados (Figura 3.3-b) são úteis na prevenção da prisão por diferencial de
pressão, pois são capazes de reduzir de maneira significativa a superfície em contato direto com as
paredes do poço (ver Figura 3.4).
(a)
(b) Figura 3.4 - Drill collar liso (a) e drill collar espiralado (b).
3.1.1.3 Tubos de Perfuração Pesados ( Heavy-Weight Drill Pipe – HWDP)
Os HWDP são elementos de peso intermediário entre os tubos de perfuração e os comandos. São
colocados acima dos comandos permitindo uma mudança mais gradual na rigidez da coluna. Sua
forma é semelhante a dos tubos de perfuração, diferindo apenas no tamanho dos tool joints
maiores e no reforço central do corpo do tubo, conforme mostrado na Figura 3.5. São bastante
usados em poços direcionais como elementos auxiliares no fornecimento de peso sobre a broca,
substituindo parte dos comandos. Por serem mais pesados e largos, os comandos provocam
maiores torques e arrastes (drag) durante a movimentação da coluna em trechos inclinados.
Figura 3.5 - Detalhe de um heavy weight drill pipe (HWDP).
Os HWDP possuem um reforço central e seus tool joints são maiores que os dos tubos de
perfuração.
O kelly (mostrado na Figura 2.18), conhecido como haste quadrada (mais comum) ou haste
hexagonal conforme seu perfil externo, é o elemento que recebe o torque da mesa rotativa,
transmitindo rotação para toda a coluna, quando operando como sistema convencional de
perfuração. O pino inferior que se liga à coluna tem rosca à direita e a caixa superior, que se liga ao
swivel, tem rosca à esquerda.
3.1.2 Elementos Acessórios
3.1.2.1 Substitutos (Subs)
Os substitutos ou subs são pequenos tubos que desempenham várias funções, de acordo com
suas características:
• Sub de içamento: serve para promover um batente para o elevador poder içar comandos, não
tem tool joints como os tubos de perfuração ou HWDP;
• Sub da broca: é um sub do tipo caixa x caixa que serve para conectar a broca, cuja união é pino,
à coluna, cujos elementos são conectados com o pino para baixo;
• Sub do kelly ou sub de salvação (importante): sub caixa x pino conectado ao pino inferior do
kelly. Sua função é proteger a rosca do kelly de danos decorrentes das constantes
conexões/desconexões, inerentes ao processo convencional de perfuração;
• Sub de cruzamento (X-Over sub): são os subs que permitem a conexão de tubos com tipos de
roscas diferentes.
3.1.2.2 Estabilizadores
Os estabilizadores, como o próprio nome indica, são ferramentas que servem para centralizar a
coluna de perfuração; são pontos de apoio da coluna às paredes do poço. Podem ser de lâminas
soldadas ou integradas, de camisas intercambiáveis ou de camisa de borracha não rotativa. São
peças muito usadas em poços direcionais. A Figura 3.6 a seguir mostra detalhes de dois tipos de
estabilizadores, onde podemos observar a preocupação em não impedir a passagem do fluido de
perfuração.
Figura 3.6 - Estabilizadores.
3.1.2.3 Escareadores
O escareador (reamer) é também uma ferramenta estabilizadora, sendo mais usada quando
perfurando rochas duras e/ou abrasivas. Os pontos de contato com as paredes do poço são os
roletes; se há a tendência de desgaste do calibre da broca o reamer tende a manter o diâmetro do
poço. A Figura 3.7 a seguir mostra em detalhe o escareador.
Figura 3.7 - Escareador.
3.1.2.4 Alargadores
São ferramentas que servem para aumentar o diâmetro de um trecho já perfurado do poço (ver
Figura 3.8). Duas situações são possíveis:
• Deseja-se alargar o poço desde a superfície: a ferramenta a ser usada é o hole opener, que é
utilizado para alargarmos, por exemplo, o poço de 26 in para 36 in.
• Deseja-se alargar um trecho do poço começando por um ponto abaixo da superfície; neste caso
deve-se usar um alargador com braços extensíveis, o underreamer.
Figura 3.8 - Alargador.
3.1.2.5 Amortecedores de Choque
São ferramentas que absorvem as vibrações da coluna de perfuração induzidas pela broca,
principalmente quando perfurando rochas duras e zonas com mudança de dureza. Sua função é
bastante importante quando se perfura com brocas de insertos de carbeto de tungstênio, pois
aumenta a vida útil deste tipo de broca, que é muito cara.
Figura 3.9 – Absorvedor de choque.
3.2 Ferramentas de Manuseio
Para o manuseio da coluna de perfuração na plataforma existem vários equipamentos que
permitem enroscar, desenroscar e ancorar a coluna na mesa rotativa. Os principais são:
3.2.1 Chave Flutuante
As chaves flutuantes manuais, ver figura 8 a seguir, são mantidas suspensas na plataforma através
de um sistema cabo de aço/polia/contrapeso. São duas chaves que permitem dar o torque de
aperto ou desaperto nas uniões cônicas dos elementos tubulares da coluna. Uma das chaves tem
sua extremidade presa por cabo de aço a um ponto fixo da plataforma, enquanto que a
extremidade da outra é puxada, através de cabo de aço pelo cathead do guincho (guincho auxiliar).
As mandíbulas das chaves flutuantes são providas de mordentes intercambiáveis, responsáveis
pela fixação das chaves à tubulação.
Chave Flutuante.
Operação com chave flutuante.
Figura 3.10 - Chave Flutuante.
Algumas sondas são equipadas com chaves pneumáticas ou hidráulicas que servem para enroscar
e desenroscar os tubos de perfuração sem dar o torque de aperto, que é sempre dado com as
chaves flutuantes manuais. De qualquer maneira, estas chaves diminuem consideravelmente o
tempo gasto nas conexões.
3.2.2 Cunhas
As cunhas são os equipamentos que servem para apoiar totalmente a coluna de perfuração na
plataforma. São providas de mordentes intercambiáveis e se encaixam entre a tubulação e a bucha
da mesa rotativa (ver Figura 3.11, a seguir).
(a)
(b)
(c)
Figura 3.11 - Detalhe das Cunhas para Revestimento (a) e Drill Pipe (b).
3.2.3 Colar de Segurança
Equipamento colocado no comando apoiado pela cunha na mesa rotativa com a finalidade de
promover um batente no caso de deslizamento. É importante ressaltar que o comando (drill collar)
não tem tool joint. Ver Figura 3.12, a seguir.
Figura 3.12 - Colar de Segurança para Drill Collar .
3.3 Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Para dimensionar uma coluna de perfuração precisamos conhecer a priori os seguintes
parâmetros:
• Profundidade total prevista usando esta coluna;
• Peso da lama;
• Fatores de segurança à tração, colapso e pressão interna;
• Máximo peso sobre broca (PSBmax) previsto.
• A partir dos dados acima, podemos especificar:
• Tipo dos tubos de perfuração;
• Tipo e quantidade de comandos.
3.3.1 Características Estruturais dos Tubos de Perf uração
A coluna de tubos de perfuração está sujeita a esforços de tração, compressão e torção durante as
operações de perfuração. Poderá, eventualmente, estar sujeita a grandes esforços radiais,
resultantes da diferença entre as pressões externa e interna ao tubo.
3.3.1.1 Resistência à Tração
O tubo de perfuração mais próximo à superfície deve suportar todo o peso da coluna, imersa em
fluido, na maior profundidade esperada. O esforço de tração gerado pelo peso da coluna neste
tubo de perfuração é dado por:
subsubarar L pL pT += (3-1)
Onde:
maxT : Tração máxima na coluna de perfuração;
arp : Peso da coluna no ar;
subp : Peso da coluna submersa no fluido de perfuração;
arL : Comprimento da coluna de perfuração no ar;
subL : Comprimento da coluna de perfuração submersa no fluido de perfuração.
Nota: Lembrar que o peso submerso é dado pela equação (2-20).
Além do peso da coluna de perfuração, deve-se considerar para o dimensionamento à tração a
chamada carga de overpull, que é a tração adicional aplicada ao topo da coluna com o objetivo de
liberá-la de um possível aprisionamento.
A resistência à tração, ou seja, a máxima carga axial que o tubo pode suportar é dada pela
seguinte equação:
syt AR σ= (3-2)
Ou ainda:
)idod(4
R 22yt −πσ= (3-3)
Onde:
tR : Resistência à tração;
yσ : Tensão de escoamento do aço usado;
sA : Área da seção transversal;
od : Diâmetro externo do tubo;
id : Diâmetro interno do tubo.
O fator de segurança (TR
FS t= ) a ser considerado no dimensionamento quanto à tração é de 1.25.
Exemplo 3-1: Considere a seguinte composição para uma coluna de perfuração:
• 3500 m de Drill Pipes 5” 16.25 lb/ft, aço X-95 (id = 4,408 in; t = 0,296 in);
• 15 x HWDP 5” (1562 lb/joint);
• 3 Drill Collar 6 ¾” 108,52 lb/ft;
• 4 Drill Collar 8” 150,81 lb/ft.
Pergunta-se:
a) Considerando a coluna completamente imersa num fluido de perfuração de 12 lb/gal, qual é o
valor da tração no topo da coluna?
b) Qual é o fator de segurança à tração caso seja considerado um overpull de 100.000 lbf?
Dados adicionais:
ρaço = 7850 kg/m3; 1 tubo = 30 ft.
Solução:
a) O primeiro passo é determinar o valor do peso total da composição (desconsiderando o
empuxo):
Tipo de Tubo
Número de Tubos
Comprimento Total (ft)
Peso Linear (lbf/ft)
Peso por Tubo
Peso Total (lbf)
Drill Pipes - (3500 / 0,3048) 16,25 - 186.598
HWDP 15 - - 1562 23.430
DC 6 ¾” 3 90 108,52 - 9.767
DC 8” 4 120 150,81 - 18.097
O peso total é de 237.892 lbf, ou seja, aproximadamente 238 kip.
3.3.1.2 Resistência ao Colapso
A pressão de colapso é resultante do diferencial de pressão externa e interna no tubo quando a
pressão externa é maior que a interna. Isso pode ocorrer, por exemplo, na situação em que o
espaço anular entre o poço e a coluna de perfuração se encontra cheio de fluido de perfuração e a
coluna de perfuração cheia de água salgada.
Os valores de resistência ao colapso estão tabelados no API RP7G para os diferentes tubos de
perfuração. Estes valores são calculados através de quatro fórmulas, cada uma para uma
determinada razão od/t (od = diâmetro externo, t = espessura da parede), conforme recomendação
do Bulletin API 5C3.
O fator de segurança a ser considerado para o colapso é 1.125.
3.3.1.3 Resistência à Pressão Interna ( Burst Pressure )
Se a pressão interna é maior que a externa ao tubo, a resistência do tubo é calculada usando-se a
fórmula de Barlow:
σ=
od
t 2 875,0R y
pi (3-4)
Onde:
piR : Resistência a pressão interna;
yσ : Tensão de escoamento do aço usado;
t : Espessura da parede do tubo;
od : Diâmetro externo do tubo.
O modo de falha para essa solicitação é a explosão do tubo (burst). O fator de segurança a ser
considerado para a pressão interna é 1.1.
Figura 3.13 - Tubo de aço após sofrer explosão por pressão interna.
3.3.1.4 Flambagem
A flambagem14 dos tubos de perfuração deve ser evitada, pois um tubo flexionado submetido a
uma rotação constante sofrerá tensões de flexão cíclicas. Caso isso ocorra, aumenta a
possibilidade de ocorrer falha por fadiga dos tubos.
Para se perfurar é necessário aplicar peso sobre broca e, portanto, a extremidade inferior da coluna
se encontra sempre comprimida. Pelo critério de Woods uma coluna não sofrerá flambagem caso:
)rr(
)rprp(
ie
eeiia 22
22
−−>σ (3-5)
Onde:
aσ : Tensão axial;
ip : Pressão interna;
ep : Pressão externa;
ir : Raio interno;
er : Raio externo.
No ponto definido como linha neutra de flambagem (altura medida a partir da broca), a tensão axial
é dada por:
s
a A)x(T
)x( =σ (3-6)
Onde:
sA : Área da seção transversal do comando (drill collar) utilizado;
)x(T : Esforço axial na linha neutra de flambagem, dado pela fórmula a seguir.
sfluidoar Ah 052,0PSBx p)x(T ρ−−= (3-7)
Onde:
arp : Peso unitário no ar (lb/ft) do tubo;
x : Posição da linha neutra de flambagem;
fluidoρ : Massa específica do fluido de perfuração;
h : Profundidade do poço;
PSB : Peso sobre broca.
Fazendo )xh( 052,0pp fluidoei −ρ== em (3-6) e substituindo em (3-7), resulta em:
ar
aço
fluido p 1
PSBx
ρρ−
= (3-8)
14 Fenômeno caracterizado pela instabilidade elástica de um elemento estrutural submetido a esforços de compressão.
Este resultado pode ser utilizado na determinação do número de comandos necessários para o
BHA15 de uma coluna de perfuração. Considerando que o topo da coluna de comandos é
coincidente à linha neutra de flambagem e tomando um fator de segurança de 0.85, temos:
ρρ
−
=
araço
fluido p 30 1 85,0
PSBn
(3-9)
Onde:
n : Número de comandos de comprimento igual a 30 ft na coluna.
A demonstração da equação que determina a posição da linha neutra de flambagem pode ser
entendida mais facilmente se analisarmos o diagrama de corpo livre da coluna de perfuração
juntamente ao diagrama de tensão normal correspondente (Figura 3.14). Através desse diagrama,
é possível determinar a linha neutra de flambagem graficamente a partir do encontro das curvas de
tensão normal e de pressão hidrostática, conforme pode ser observado na figura a seguir:
Figura 3.14 - Diagrama de tensão axial para a colun a de perfuração.
15 Bottom Hole Assembly. Termo comumente utilizado para a composição de fundo da coluna de perfuração.
3.4 Exercícios
Questão 3-1: Quais são as principais funções da coluna de perfuração?
Questão 3-2: Quais são os principais elementos que constituem a coluna de perfuração?
Questão 3-3: Que parâmetros definem a especificação de um tubo de perfuração (drill pipe)?
Questão 3-4: Para que servem os comandos?
Questão 3-5: Qual é o objetivo de se utilizar o comando espiralado?
Questão 3-6: Qual é o principal objetivo para se utilizar os tubos de perfuração pesados (HWDP)
entre os comandos e os tubos de perfuração (drill pipes)?
Questão 3-7: O que são os subs ou substitutos?
Questão 3-8: Qual é a função dos estabilizadores? Como eles funcionam?
Questão 3-9: Quais são as duas situações possíveis quando se deseja alargar o poço? Qual é o
elemento utilizado em cada um dos casos?
Questão 3-10: Qual é a função do amortecedor de choque?
Questão 3-11: Para que servem as cunhas?
Questão 3-12: O que é o colar de segurança?
Questão 3-13: Quais são os principais parâmetros a serem utilizados como dados de entrada para
o dimensionamento da coluna de perfuração?
Questão 3-14: Quais são as principais solicitações atuantes na coluna de perfuração?
Questão 3-15: Qual é o modo de falha que o tubo apresentará caso seja submetido a uma pressão
superior à sua resistência à pressão interna?
Questão 3-16: O que quer dizer o termo overpull?
Exercício 3-17: Uma coluna de 2.200m de comprimento, composta por Drill Pipes de 4 in, 14 lbf/ft
está totalmente submersa num fluido de perfuração de 12,5 lb/gal. Pergunta-se:
a) Qual é o peso desta coluna no ar?
b) Qual é o peso flutuado desta mesma coluna?
c) Caso a coluna fosse descida com a extremidade inferior fechada, qual seria o valor do peso
submerso?
d) Quantos barris de fluido são necessários para preencher totalmente o interior da coluna de
perfuração?
e) Qual seria o peso submerso caso essa mesma coluna estivesse totalmente imersa (com
extremidade aberta) na água do mar?
Dados adicionais:
ρaço = 65,5 lb/gal
ρH2O = 8,35 lb/gal
Respostas: a) 101.050 lbf; b) 81.765,5 lbf; c) 42.125,2 lbf; d) 78,24 bbl; e) 88.167,9 lbf.
Exercício 3-18: Calcule a capacidade aproximada, em bbl/m, para um tubo de perfuração cujo
diâmetro interno é igual a 4.276 in?
Resposta: 0,058 bbl/m.
Exercício 3-19: Qual é o máximo comprimento que uma coluna de perfuração pode ter,
considerando-se que a mesma é constituída por Drill Pipes de 3 1/2 in, 13.3 lb/ft, material D-55?
Dados adicionais:
Peso mínimo para o fluido de perfuração – ρmin = 10.3 lb/gal;
Fator de segurança quanto à tração – FS = 1.25.
Resposta: 4.332,5m.
Exercício 3-20: Uma coluna de perfuração é constituída por Drill Pipes de 3 ½ in, 15.5 lb/ft, e deve
perfurar até uma profundidade final de 5200m. Considerando um fluido de perfuração de 12 lb/gal,
qual seria o material mais adequado para garantir uma fator de segurança à tração, FS = 1.25?
Resposta: E-75.
Exercício 3-21: Determine o peso por metro aproximado para um tubo de diâmetro interno, id =
5.9625 in e diâmetro externo, od = 6.625 in.
Resposta: 73,1 lbf/m.
Exercício 3-22: Um tubo de perfuração (drill pipe) tem as seguintes características: 5” OD x 19.5
lbf/ft. Sabendo que devido as conexões há um acréscimo no peso linear de 1.5 lbf/ft. Responda:
a) Qual é o diâmetro externo?
b) Qual é o diâmetro interno?
c) Qual é a capacidade aproximada desse tubo em bbl/ft?
Respostas: a) 5 in; b) 4,34 in; c) 0,0183 bbl/m.
Exercício 3-23: Um tubo de revestimento pesa, no ar, 75 lbf/ft. Quando submerso em um fluido de
perfuração, seu peso é igual a 62.4 lbf/ft. Determine a massa específica do fluido de perfuração em
lb/gal?
Resposta: 11,0 lb/gal.
Exercício 3-24: Uma coluna pesa 115000 lbf quando submersa em um fluido de perfuração de 12
lb/gal. Quanto irá pesar quando submersa em fluido de perfuração de 10 lb/gal?
Resposta: 119.299 lbf.
Exercício 3-25: Qual é o comprimento da coluna de revestimento do problema anterior, sabendo-
se que o peso no ar para essa coluna é igual a 50 lb/ft?
Resposta: 858 m.
Exercício 3-26: Calcule a resistência à pressão interna, piR , para um drill pipe de 6 5/8” od, 25,2
lb/ft, material X-95. Qual é o fator de segurança caso o diferencial de pressão aplicado seja de
5000 psi?
Dado adicional: id = 5,9625 in.
Resposta: 1,66.
Exercício 3-27: Uma coluna de perfuração utiliza, na sua composição de fundo (BHA), 4 comandos
de 7 ¾” OD com peso linear igual a 139,9 lbf/ft. Qual é o peso sobre broca máximo, maxPSB , para
essa coluna? Considere um fluido de perfuração de massa específica de 11,5 lb/gal.
Resposta: 11.764 lbf.
Exercício 3-28: Um tubo de perfuração (drill pipe) tem as seguintes características: 5” OD x 19,5
lbf/ft. Sabendo que a capacidade desse tubo é de 0,0183 bbl/ft. Responda:
a) Qual é o diâmetro externo?
b) Qual é o diâmetro interno?
c) Qual é o acréscimo no peso linear devido aos tool joints?
Exercício 3-29: Um tubo de perfuração pesa, na água, 15,5 lbf/ft. Determine o peso no ar para
esse tubo sabendo que o peso específico da água é de 8,35 lbf/gal?
Exercício 3-30: Uma coluna pesa 115.000 lbf quando submersa em um fluido de perfuração de 12
lb/gal. Quanto irá pesar quando submersa em fluido de perfuração de 10 lb/gal?
Exercício 3-31: Sabendo que o comprimento da coluna de revestimento do problema anterior é de
1.200m, qual é o peso linear (lbf/ft) desse tubo quando no ar?
Exercício 3-32: A resistência à pressão interna, piR , para um drill pipe de 6 5/8” od, 25,2 lb/ft,
material X-95, é de 8.312 psi. Qual é o valor da espessura desse tubo? Qual é o máximo diferencial
de pressão admissível considerando um fator de segurança à pressão interna FS = 1,1?
Exercício 3-33: Uma coluna de perfuração utiliza, na sua composição de fundo (BHA), comandos
de 7 ¾” OD com peso linear igual a 139,9 lbf/ft. Considerando que o peso sobre broca máximo,
maxPSB , para essa coluna deve ser de 10.500 lbf, quantos comandos devem ser utilizados?
Considere um fluido de perfuração de massa específica de 11,5 lb/gal.
4 BROCAS DE PERFURAÇÃO
As brocas são equipamentos que têm a função de promover a ruptura e desagregação das rochas
ou formações. O estudo das brocas, considerando seu desempenho e economicidade, é um dos
fatores importantes na perfuração de poços de petróleo.
Bourgoyne classifica as brocas de perfuração em dois grupos:
• Brocas draga, Figura 4.1 (a), e;
• Brocas de cones cortantes, Figura 4.1 (b).
Figura 4.1 - Broca draga (a) e broca de cones corta ntes (b).
As brocas draga constituem um elemento cortante integral, sem partes móveis, ao contrário das de
cones, onde os cones giram em torno de seus eixos enquanto a broca gira em torno do eixo do
poço.
O mecanismo de perfuração das brocas draga é semelhante ao do arado no solo: formação de
sulcos por raspagem. Este tipo de broca inclui as com lâminas integrais de aço, brocas de
diamantes naturais e as brocas de diamantes artificiais.
Com o crescente desenvolvimento do projeto de brocas para perfuração, a broca draga com
lâminas de aço, que foi a pioneira no método rotativo de perfuração, está atualmente em desuso.
Estudaremos aqui, portanto, as brocas tricônicas e as de diamantes naturais e artificiais.
4.1 Brocas Tricônicas
As brocas com três cones cortantes são as mais usadas na perfuração rotativa hoje em dia. Este
tipo de broca possui três elementos principais: estrutura cortante, rolamento e corpo, conforme
pode ser observado na Figura 4.2 (a) e (b), a seguir.
(a) (b)
Figura 4.2 - Broca tri-cônica de dentes de aço (a) e de insertos de carbeto de tungstênio (b).
4.2 Brocas de Diamantes Naturais
Até cerca de vinte anos atrás, as brocas de diamantes naturais eram consideradas ferramentas
exclusivas para a perfuração de rochas duras e abrasivas, explorando as conhecidas propriedades
dos diamantes: altíssima dureza; resistência compressiva e condutividade térmica. Entretanto, com
os avanços no projeto, nos processos de fabricação e na escolha dos diamantes, esta broca está
sendo usada atualmente na perfuração de muitos tipos de rocha.
No método mais comum de fabricação desta broca, diamantes são colocados na superfície interna
de um molde oco (de grafite) com a configuração do corpo da broca. Em seguida, é colocada uma
haste vazada de aço no centro do molde, preenchendo-se com carbeto de tungstênio em pó o
espaço entre o molde e a haste. O carbeto é, então, infiltrado com uma liga metálica (normalmente
cobre) em um forno sujeito a temperatura de 1.050 a 1.170 °C, formando o material que constitui o
corpo da broca. Após o processo de formação da matriz, uma haste adicional de aço é soldada à
primeira para formar, após usinagem, a rosca da broca.
Quando esta broca é operada apropriadamente apenas os diamantes entram em contato com a
formação, criando um pequeno espaço entre a rocha e o corpo da broca. O fluido de perfuração
passa por um orifício no centro da broca e por sulcos moldados em sua face. Estes sulcos são
estreitos de modo a forçar parte do fluido de perfuração a escoar pelo espaço entre rocha e matriz,
limpando e resfriando os diamantes.
O tamanho e o número de diamantes presentes na broca são funções de sua aplicação: brocas
para formações mais moles têm poucas e grandes pedras (0.75 – 2.00 quilates); enquanto que
para rochas duras o número de pedras é bem maior e o tamanho fica na faixa de 0,07 a 0,125
quilates. A Figura 4.3 mostra o detalhe de uma broca de diamantes naturais:
Figura 4.3 - Broca de diamantes naturais.
4.3 Brocas de Diamantes Artificiais
Desde o final da década de 70, a broca de diamantes artificiais têm apresentado grande
desenvolvimento: é a broca PDC. A característica principal deste tipo de broca é seu cortador, o
PDC- Polycrystalline Diamond Compact, que é composto por uma camada fina de partículas de
diamantes (+/- 0.5 mm) fixada a outra mais espessa (+/- 3 mm) de carbeto de tungstênio em um
processo a alta temperatura e alta pressão. O cortador propriamente dito é formado pela junção
deste compacto a um corpo cilíndrico de carbeto de tungstênio, que é posteriormente montado na
face da broca.
Existem basicamente dois tipos de broca PDC: a com corpo de aço e a com corpo de carbeto de
tungstênio. Nas brocas de corpo de aço, os cortadores são mais longos e são prensados em furos
feitos no corpo da broca da mesma maneira que nas brocas tricônicas de insertos. Já os cortadores
para a broca de carbeto de tungstênio são menores e são soldados ao corpo da broca após a
formação da matriz, pois a camada de diamantes do PDC é termicamente estável até 700 °C,
temperatura inferior a alcançada no processo de formação da matriz.
Foram desenvolvidos cortadores de diamantes sintéticos estáveis termicamente até as
temperaturas observadas no processo metalúrgico de infiltração para a formação do carbeto de
tungstênio (vídia): são os chamados diamantes TSP- Thermally Stable Polycrystalline. As brocas
TSP são indicadas para a perfuração de rochas muito duras ou muito abrasivas, substituindo as
brocas PDC.
As brocas PDC, tanto as com corpo de aço como as de carbeto de tungstênio, apresentam jatos
intercambiáveis por onde circula o fluido de perfuração. Alguns tipos de broca PDC de corpo de
carbeto de tungstênio não apresentam jatos, mas sim canais de fluxo, moldados da mesma
maneira que nas brocas de diamantes naturais. A Figura 4.4 mostra o detalhe de uma broca de
diamantes artificiais (PDC).
(a)
(b)
Figura 4.4 - Broca de Diamante Artificial.
4.4 Seleção do Tipo de Broca
De acordo com o diâmetro do revestimento devemos selecionar o diâmetro da broca que será
usada. A Figura 4.5, a seguir, apresenta uma carta para selecionar a broca que será usada em
função do diâmetro do revestimento da fase correspondente.
Figura 4.5 - Diâmetro da Broca x Diâmetro do Revest imento.
A tabela 1 a seguir apresenta de acordo com o tipo de rocha qual broca devemos usar e o
respectivo mecanismo de ação.
Tabela 4.1 - Resumo das características dos diferen tes tipos de broca.
Tipos de Broca Draga Diamante PDC Triconica
(dentes de aço) Triconica (Insertos)
Partes Móveis Não Não Não Sim Sim Tipo de Corte Raspa Esmerilha Raspa Arranca Esmaga Formação Mole Média a Dura Mole a Dura Mole a Média Média a Dura
4.5 Exercícios
Questão 4-1: Qual é a função da broca de perfuração?
Questão 4-2: Quais são os três principais elementos da broca tri-cônica?
Questão 4-3: Quais são os tipos de brocas recomendáveis para a perfuração de rochas
extremamente duras?
Questão 4-4: Para que servem os jatos de broca?
Questão 4-5: Qual é a principal vantagem da broca tipo PDC?
Questão 4-6: Quais são os diâmetros de broca possíveis para perfurar uma fase que receberá uma
coluna de revestimento de 7 in?
5 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
5.1 Introdução
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por
vezes, até gases. Do ponto de vista químico, eles podem assumir aspectos de suspensão,
dispersão coloidal ou emulsão, dependendo do estado físico dos componentes.
Os fluidos de perfuração devem ser especificados de forma a garantir uma perfuração rápida e
segura. Assim, é desejável que o fluido apresente as seguintes características:
• Ser estável quimicamente;
• Limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e carregá-los para a superfície;
• Exercer uma pressão hidrostática em frente as rochas de subsuperfície de modo a evitar a
entrada de fluidos indesejáveis e o desmoronamento das paredes;
• Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca;
• Manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso.
Para o desempenho destas funções o fluido de perfuração não deve:
• Alterar as propriedades da rocha produtora que impliquem em restrições ao fluxo de
hidrocarbonetos;
• Causar corrosão aos equipamentos de perfuração com que tem contato.
5.2 Classificação dos Fluidos de Perfuração
A Figura 5.1 mostra um fluxograma com os vários tipos de fluidos de perfuração usados na
perfuração de poços de petróleo. A escolha do tipo adequado envolve a análise de vários fatores,
como os tipos de formações a serem perfurados, os limites de temperatura, resistência,
permeabilidade, fluidos contidos nestas formações e a poluição e preservação do meio ambiente.
Figura 5.1 - Fluxograma dos Tipos de Fluidos de Per furação.
Os fluidos de perfuração de base água são os mais utilizados. Os fluidos de perfuração de base
óleo, quando comparados com os de base água, são geralmente mais caros e requerem um
controle mais rigoroso da poluição que podem causar. Seu uso está mais restrito as formações que
apresentam alta temperatura e aquelas incompatíveis com os sistemas de base água. O uso de ar,
gás ou mistura gás/líquido está restrito aos campos onde as formações são muito duras e a taxa de
penetração tende a ser muito baixa e onde as formações apresentam pressões de poros muito
baixas.
Os fluidos de perfuração de base água, ou lamas de base água, são misturas de sólidos, líquidos e
íons dissolvidos, sendo a água a fase contínua. Alguns dos sólidos reagem com a fase aquosa e os
íons dissolvidos são os sólidos ativos. Os outros sólidos, que não reagem ou reagem em um grau
bem pequeno são os chamados sólidos inertes. O óleo porventura adicionado neste tipo de fluido é
mantido emulsionado na fase aquosa em forma de pequenas gotículas.
As lamas de base óleo são emulsões de água em óleo. Quando a taxa de água é superior a 10%
em volume (caso típico dos sistemas usados no Brasil), faz-se necessário o uso de emulsificantes.
Nestas lamas, todos os sólidos são considerados inertes, pois não reagem com o óleo.
5.3 Pressões Decorrentes do Fluido de Perfuração
Através da pressão exercida pela sua coluna hidrostática, o fluido de perfuração tem como um dos
seus objetivos principais manter o poço seguro e estável. Essa pressão fornecida pelo fluido de
perfuração irá variar se este estiver dentro da coluna de perfuração ou no espaço anular. Esta
diferença ocorre porque quando o fluido está retornando pelo anular ele carrega consigo os
cascalhos provenientes da desagregação das rochas perfuradas. O peso destes cascalhos
suspensos aumentará a massa especifica do fluido de perfuração, fornecendo uma pressão maior
no fundo do poço. Outra variável que interfere na pressão gerada pelo fluido de perfuração é o fato
deste estar estático ou em movimento, situações que serão discutidas a seguir.
5.3.1 Condição Estática
Quando parado, a pressão dentro do poço fornecida pelo fluido de perfuração será função de sua
massa específica, que por sua vez também será função do tipo de fluido, isto é, se esse é base
água ou base não aquosa (óleo sintético). Para fluidos de base água, considerados fluidos
incompressíveis, a variação da massa específica com a pressão e a temperatura poderá ser
desprezada, e, nesse caso, a pressão dentro do poço será dada por:
h17,0ph ρ= (5-1)
Onde:
hp : Pressão hidrostática do fluido [psi];
ρ: Massa específica do fluido de perfuração em [lb/gal];
h: Profundidade vertical [m].
Para o caso de fluidos de base não aquosa, considerados fluidos compressíveis, a massa
específica será função da pressão e da temperatura, variando assim com a profundidade do poço.
5.3.2 Condição Dinâmica
Outro fator importante a ser considerado para a determinação da pressão dentro do poço é a
parcela de acréscimo imposta pelas perdas de carga ao longo do espaço anular. Os efeitos do
atrito ao longo do anular representam uma restrição ao fluxo, e certa quantidade extra de pressão
nas bombas é requerida para vencê-las. Essas restrições atuam como se fossem pequenas
válvulas parcialmente fechadas, aumentando assim a pressão de circulação total no fundo do poço.
Note que, neste caso, a pressão no fundo não será apenas função da massa específica, mas
também de parâmetros reológicos (limite de escoamento e viscosidade), das dimensões do espaço
anular e da vazão de bombeio utilizada. Desse modo, a pressão no fundo do poço durante a
circulação será dada por:
anhtf ppp ∆+= (5-2)
Onde:
tfp : Pressão total no fundo do poço;
anp∆ : Perdas de carga no espaço anular.
Em termos práticos, esta pressão pode ser substituída por uma pressão hidrostática equivalente de
um fluido de massa específica ou “densidade” apropriada. Essa “densidade” é normalmente
referida como densidade equivalente de circulação (Equivalent Circulating Density), ou
simplesmente ECD. Neste caso, a ECD é dada por:
h 17,0
pECD an∆
+ρ= (5-3)
Onde:
ECD : “Densidade equivalente” de circulação (lb/gal).
Exemplo 5-1: Um fluido está sendo bombeado por dentro de uma coluna de perfuração e tem
retorno através do espaço anular. A extremidade inferior da tubulação se encontra a uma
profundidade de 1000 m. O fluido bombeado tem densidade de 10 lb/gal e a pressão na bomba
localizada na superfície, logo acima das tubulações , é de 1200 psi. Qual seria, neste caso, o valor
do gradiente de pressão no fundo do poço expresso em lb/gal, sabendo-se que:
Perdas internas na coluna de perfuração = 300 psi;
Perdas de carga na broca = 700 psi.
Solução:
A perda de carga total é igual a:
Pressão na bomba = Perdas no interior + Perdas no anular + Perdas na broca + Pressão
atmosférica.
1200 psi = 300 psi + ∆pan + 700 psi + 0 psi
∆pan = 1200 – 700 – 300 = 200 psi
0001 17,0200
10h 17,0
pECD an +=
∆+ρ=
gal/lb 2,11ECD =
5.4 Propriedades dos Fluidos de Perfuração
As propriedades de controle dos fluidos de perfuração são divididas em físicas e químicas.
As propriedades físicas mais importantes a testar na sonda são a massa específica, os parâmetros
reológicos, as forças gel (inicial e final), o filtrado e o teor de sólidos.
As propriedades químicas determinadas com maior freqüência nos laboratórios das sondas são o
pH (potencial de hidrogênio), os teores de cloreto e de bentonita e as alcalinidades (Pm, Pf e Mf).
5.4.1 Massa Específica
É definido como massa de fluido por unidade de volume, normalmente expresso em lb/gal. Os
limites de variação da massa específica para a perfuração de uma determinada formação são
dados pela pressão de poros (mínimo) e pela pressão de fratura (máximo) daquela formação.
Quando se deseja aumentar a massa específica do fluido adiciona-se geralmente a baritina
(minério de BaSO4), que tem densidade de 4.25, bem maior que a densidade dos sólidos
perfurados (2,6). Para a redução da densidade, usa-se a água (densidade = 1,0) ou o óleo diesel
(densidade = 0,82).
5.4.2 Parâmetros Reológicos
Estes parâmetros definem o comportamento do fluido em fluxo, seguindo algum modelo
matemático (ver Tabela 5.1) e influenciam diretamente no cálculo das perdas de carga na
tubulação e na velocidade de carreamento dos cascalhos.
Tabela 5.1 - Modelos matemáticos de comportamento r eológico.
Modelo Equação
Newtoniano γµ=τ
Binghaminano LP τ+γµ=τ
De Potência n k γ=τ
Para cada modelo reológico usado para caracterizar o fluido estão associados certos parâmetros.
Ao modelo de Bingham estão associados o limite de escoamento e a viscosidade plástica. A
viscosidade plástica é a medida da resistência ao fluxo devido à ação cisalhante do próprio líquido
e do atrito mecânico entre os sólidos suspensos. O limite de escoamento é uma indicação da
atração elétrica entre as partículas quando o fluido está em movimento. Ao modelo de potência se
associam os índices de consistência (k) e o índice de comportamento de fluxo (n).
Para a medição destas propriedades é usado o viscosímetro rotativo, onde o fluido é colocado
entre dois cilindros. O cilindro externo gira a velocidades constantes (3, 6, 100, 300 e 600 rpm16)
produzindo deflexões no cilindro interno. As dimensões dos cilindros são calculadas de modo que a
leitura do instrumento a 300 rpm corresponde à viscosidade aparente de um fluido newtoniano em
cP (centiPoise). Com isto, os parâmetros são determinados através das relações a seguir:
2600
aθ=µ (cp)
300600p θ−θ=µ (cp)
( )p300L 066.1 µ−θ∗=τ (lbf/100ft2)
16 A sigla “rpm” significa rotações por minuto.
θθ∗=
300
600 log32.3n
n600
v 1022066.1k
θ∗= (lbf.segn/100ft2)
Para se aumentar a viscosidade de lamas de base água usa-se bentonita, argila montmorilonítica,
que é o elemento constituinte principal deste tipo de lama. A adição de partículas de bentonita, que
são carregadas eletricamente, aumenta a fricção interna e a reatividade do sistema. Além disso, é
possível usar polímeros orgânicos, substâncias aniônicas de elevado peso molecular, que
viscosificam o meio aquoso e floculam as partículas de argila.
Para a diminuição da viscosidade são usadas substâncias que se adsorvem às partículas de argila
equilibrando as valências livres, diminuindo portanto o limite de escoamento. Tais substâncias são
conhecidas como afinantes e as principais são lignossulfonatos, lignitos e tanino.
Para se aumentar a viscosidade de lamas de base óleo pode-se aumentar o teor de água da
emulsão ou aumentar a concentração de bentona (argila organofílica).
5.4.3 Forças Gel
Os fluidos de perfuração são fluidos tixotrópicos, ou seja, se “liquefazem” quando em movimento e
retornam ao estado quase rígido quando em repouso. A diferença entre a força gel inicial (medida
no viscosímetro com o fluido quase em fluxo) e a força gel final (medida no viscosímetro após 10
minutos de repouso) indica o grau de tixotropia do fluido de perfuração.
5.4.4 Filtrado
O fluido de perfuração apresenta, em frente a zona permeáveis, um influxo da fase líquida para a
formação (filtrado) devido ao diferencial de pressão entre poço e formação. As partículas sólidas
presentes no fluido formam um reboco em frente à rocha, cuja permeabilidade pode ser controlada
e, conseqüentemente, o volume de filtrado para a formação.
O filtrado tem alguns efeitos adversos na perfuração e por isto deve ser controlado. Tais efeitos
podem ser:
• Danos à formação produtora, onde dano a formação deve ser entendido como prejuízos à vazão
de produção: obstrução dos poros pelo carreamento de sólidos pelo filtrado ou pelo inchamento de
argilas hidratáveis, formação de emulsão, etc.;
• Desmoronamento de folhelhos hidratáveis;
• Prisão da coluna, provocada por estreitamento do poço devido a reboco muito espesso.
Os aditivos controladores de filtrado mais comumente usados em lamas de base água são os
amidos e os polímeros derivados da celulose. A ação destas substâncias é absorver a água livre do
fluido e aumentar o volume tamponando os poros do reboco, diminuindo sua permeabilidade.
Nas lamas de base óleo o filtrado já é baixo em função da própria natureza deste fluido: as
gotículas de água, devido à grande variação de tamanhos e por serem deformáveis, obstruem
bastante os poros da formação, impedindo o influxo de óleo. Quando necessário, usa-se lignitos
amínicos ou a calcita como controladores de filtrado.
5.4.5 Teor de Sólidos
O teor de sólidos é outra propriedade a se controlar na lama devido a vários aspectos negativos
que altos teores causam na perfuração:
• Aumento da densidade, viscosidade e força gel, implicando em maiores pressões de bombeio
(equipamentos mais robustos e caros), maiores pressões de fundo podendo causar fratura nas
rochas de subsuperfície;
• Desgaste nos equipamentos do sistema de circulação (sólidos abrasivos);
• Reboco mais espesso (estreitamento com possível prisão da coluna);
• Diminuição da taxa de penetração.
O tratamento na sonda pode ser preventivo ou corretivo. No tratamento preventivo, a dispersão dos
cascalhos é inibida quimicamente, facilitando sua remoção na superfície (grãos maiores). No
corretivo usa-se sedimentação natural (tanque de decantação), diluição (onera o custo, já que
exige o descarte de um volume de lama) e a remoção forçada através dos equipamentos do
sistema e tratamento da lama, como mostrado no capítulo 2, sistema de circulação.
5.4.6 Potencial de Hidrogênio (pH)
O termo pH é usado para expressar a concentração dos íons de hidrogênio em uma solução
aquosa. O pH é definido como:
]Hlog[pH +−=
Onde [H+] é a concentração do íon hidrogênio em mol/litro.
Para água pura, [H+] = [OH-] = 10-7, ou seja, pH = 7. Em qualquer solução aquosa o produto [H+] *
[OH-] permanece constante, isto é, pH + pOH =14. Uma solução na qual [H+] > [OH-] é dita ácida e
quando [OH-] > [H+] ela é dita básica ou alcalina. O pH dos fluidos de perfuração é mantido no
intervalo alcalino, isto é, em valores acima de 7, para reduzir a taxa de corrosão e aumentar a
eficiência dos dispersantes.
5.4.7 Teor de Cloretos
A determinação da salinidade do fluido de perfuração é importante para se detectar a perfuração
de domos salinos ou influxo para o poço de água salgada das formações atravessadas. A
determinação é feita por titulação com nitrato de prata.
5.4.8 Teor de Bentonita
A indicação da quantidade de sólidos ativos (argilas) é importante para identificar as características
coloidais do sistema. O teste consiste em titular uma amostra de capacidade de adsorção das
argilas.
5.4.9 Alcalinidades
O termo alcalinidade indica a habilidade de uma solução para reagir com um ácido. Nas sondas
são determinados três tipos de alcalinidade:
• Alcalinidade parcial do filtrado, usando a fenolftaleína como indicador (Pf);
• Alcalinidade da lama, usando a fenolftaleína como indicador (Pm);
• Alcalinidade total do filtrado, usando o metil-orange como indicador.
5.5 Exercícios
Questão 5-1: Cite 5 características que o fluido de perfuração deve possuir para garantir uma
perfuração rápida e segura.
Questão 5-2: Quais são as características que o fluido de perfuração não deve apresentar?
Questão 5-3: Quais são os tipos de fluido que podem ser obtidos a partir da mistura de gases e
líquidos?
Questão 5-4: Qual é o principal motivo para que os fluidos de base água sejam mais utilizados que
os de base óleo?
Questão 5-5: Através de que princípio o fluido utilizado é capaz de manter o poço seguro e estável
durante a perfuração?
Questão 5-6: Quais são os fatores que fazem com que a pressão do fluido de perfuração no
interior da coluna seja diferente da pressão no anular durante a perfuração?
Questão 5-7: A pressão hidrostática exercida por um fluido incompressível aumenta linearmente
com a profundidade. Essa afirmação também pode ser feita para um fluido compressível? Por quê?
Questão 5-8: Por que a pressão de circulação no fundo do poço é diferente da pressão hidrostática
calculada para a situação estática?
Questão 5-9: Quais são os parâmetros que devem ser considerados para a determinação da
massa específica do fluido de perfuração a ser utilizado?
Questão 5-10: O que se utiliza para aumentar a massa específica do fluido de perfuração? E para
diminuir?
Questão 5-11: Qual é a função do fluido de perfuração afetada diretamente pelos seus parâmetros
reológicos?
Questão 5-12: Como pode ser aumentada a viscosidade da lama de perfuração de base água?
Questão 5-13: O que é a tixotropia?
Questão 5-14: Quais podem ser os efeitos adversos produzidos pela falta de controle de filtrado?
Questão 5-15: Que efeitos adversos podem aparecer caso o teor de sólidos do fluido de
perfuração não seja controlado?
6 COLUNAS DE REVESTIMENTO
Se perfurarmos um poço de petróleo sem interrupção, é intuitivo concluir que chegaremos a uma
determinada profundidade em que as suas paredes desmoronarão, mesmo sendo as camadas de
subsuperfície rochosas. Portanto, um poço de petróleo é perfurado em fases (ver Figura 6.1), isto
é, perfura-se um determinado trecho e re veste-se o mesmo com uma tubulação de aço
denominada revestimento ou casing, que será o objeto de estudo do presente capítulo.
Figura 6.1 - Ilustração dos diferentes tipos de rev estimento.
6.1 Introdução
Desde a antigüidade o homem perfurou poços na crosta da terra, com diversos propósitos. Cedo
reconheceu a necessidade de revesti-los total ou parcialmente para proteger suas paredes,
garantindo assim a integridade ao trecho perfurado e a continuidade dos trabalhos.
Esse revestimento evoluiu das rudimentares proteções de alvenaria, adotadas em poços rasos de
grande diâmetro na antigüidade, passando pelas proteções de madeira como as adotadas no
famoso poço Drake17 perfurado na Pensilvânia, EUA, em 1859 (considerado o marco divisor na
evolução da Engenharia de Petróleo) e pelos tubos de ferro fundido usados até algumas décadas
atrás, até chegar aos atuais revestimentos por tubulação de aço especial, envolta por uma camada
de cimento para sua fixação e vedação externa.
Como os problemas encontrados durante a perfuração do poço exigem que este seja revestido
antes de se atingir a profundidade final projetada, o poço é perfurado em “fases”, cada uma delas
17 A Edwin Laurentine Drake (também conhecido como Cel. Drake), foi atribuída a perfuração do primeiro poço petrolífero.
encerrada com a descida do revestimento e sua cimentação, para proteger o trecho de poço
aberto, sendo retomada a perfuração com diâmetro inferior na fase seguinte. A depender das
características da área a ser perfurada e da profundidade final prevista, o poço pode ter de duas a
seis fases, ou seja, pode receber até este número de colunas de revestimento. Por este motivo, o
revestimento constitui uma das parcelas mais expressivas do custo da perfuração de um poço de
petróleo (15 a 20%).
A decisão de interrupção da perfuração para que seja revestido o trecho de poço aberto pode ser
tomada durante a própria perfuração, em casos especiais, mas ao se iniciar a perfuração já existe
uma posição especificada para cada revestimento. Esta determinação é feita em função da
variação prevista das pressões de poros e de fratura das formações, que indicam o risco de prisão
da coluna por pressão diferencial, de ocorrência de kicks ou de desmoronamento das paredes do
poço. Pode-se também revestir um trecho para que sejam feitas grandes alterações no fluido de
perfuração (densidade, salinidade etc.).
Cada coluna de revestimento é composta de tubos com, aproximadamente, 11 metros de
comprimento cada, conectados individualmente no ato da descida, por enroscamento, com
utilização de equipamentos próprios para seu manuseio e aperto. As características destes tubos
(resistência à tração, resistência à pressão interna, resistência ao colapso) dependem de seu
diâmetro, da composição do aço e de espessura de sua parede. Além dos tubos propriamente
ditos, as colunas de revestimento são equipadas com acessórios, a maioria deles em função de
sua posterior cimentação.
A composição de cada coluna é decidida em função das solicitações que esta sofrerá durante sua
instalação e uso. A seleção do tipo de tubo a ser adotado é feita por meio de dimensionamento que
especificará o tubo mais econômico a ser adotado, respeitados os fatores de segurança
pertinentes, quando um só tipo de tubo (coluna simples) não satisfaz as solicitações, pode-se
adotar mais de um tipo (coluna combinada), constituindo até 5 seções de tubos, cada uma delas
cobrindo um trecho do poço.
Com o crescimento da indústria do petróleo, notadamente nos Estados Unidos, o API (American
Petroleum Institute) padronizou procedimentos industriais e operacionais visando compatibilizar os
produtos de diversos fabricantes. Suas recomendações e padronizações são adotadas em que sua
totalidade pelos países ocidentais, inclusive o Brasil, embora alguns produtos ou procedimentos
“não API” sejam adotados.
6.2 Funções das Colunas de Revestimento
O poço é revestido periodicamente com uma ou mais das seguintes funções:
6.2.1 Prevenir Desmoronamento das Paredes do Poço
O desmoronamento das paredes do poço, caso ocorra antes que este seja revestido, pode resultar
em perda de tempo, pescaria ou mesmo no abandono do poço.
6.2.2 Evitar a Contaminação de Água Potável
Os lençóis freáticos mais próximos à superfície devem ser protegidos para evitar ação
contaminante decorrente do fluido de perfuração, principalmente quando este tem a sua densidade
aumentada com o avanço da perfuração.
6.2.3 Permitir o Retorno do Fluido de Perfuração à Superfície
O fluido de perfuração deve circular no poço com pleno retorno. Como sua densidade tende a ser
aumentada com o aprofundamento da perfuração, as formações superiores ou mais fracas devem
ser protegidas para evitar que o fluido as danifique e invada causando perdas de fluido.
6.2.4 Prover Meios para o Controle de Pressão
Os fluidos das formações são mantidos sob controle por meio da pressão hidrostática devido ao
fluido de perfuração, em situações normais, ou pela aplicação de pressão adicional desde a
superfície, em situações especiais de kicks. Caso o poço apresente formações de baixa resistência
expostas, estas podem comprometer este controle, devendo ser previamente revestidas.
6.2.5 Permitir a Adoção de Fluido de Perfuração Dif erente
Em certas situações é necessário alterar radicalmente algumas propriedades do fluido de
perfuração (densidade, salinidade, etc.) para se prosseguir coma perfuração. Caso as formações
ainda expostas não sejam compatíveis com o novo sistema de fluido, o trecho aberto deve ser
revestido.
6.2.6 Impedir a Migração de Fluidos das Formações
A abertura de um poço permite a interligação de formações que podem estar diferentemente
pressurizadas. Para impedir que os fluidos contidos em uma formação migrem para a outra através
do poço, é necessário que o trecho seja revestido e cimentado.
6.2.7 Sustentar as Cargas dos Equipamentos de Cabeç a de Poço
Para que seja possível a instalação das diversas colunas de revestimento e a garantia da
segurança da perfuração, é montada a chamada cabeça do poço, que é um conjunto destinado a
receber o peso das colunas de revestimento e dos equipamentos de segurança da cabeça do poço
(ESCP), que é transmitido ao revestimento de superfície, que por sua vez o transmite ao solo.
6.2.8 Sustentar Outra Coluna de Revestimento
Quando o trecho perfurado é pequeno em relação ao comprimento total do poço, pode-se ancorar,
próximo à extremidade inferior do revestimento anterior, uma coluna de revestimento de
comprimento pouco maior que o poço aberto, evitando deste modo que o novo revestimento seja
estendido até a superfície.
6.2.9 Isolar a Água da Formação Produtora
Sendo a água mais pesada que o óleo e o gás, esta sempre assume a posição inferior nas
formações porosas produtoras. Para que a produção de água seja evitada o poço é revestido e
cimentado, sendo perfurado por meio de canhoneio no intervalo correspondente ao óleo, para
produção.
6.2.10 Alojar Equipamentos de Elevação Artificial
Quando a pressão da formação não é suficiente para causar o escoamento do óleo para a
superfície, é necessária a utilização de sistemas de elevação artificial como o bombeio mecânico, o
bombeio centrífugo ou a injeção de gás (gas lift), que exigem a instalação de equipamentos dentro
da coluna de revestimento de produção.
6.2.11 Confinar a Produção ao Interior do Poço
Os fluidos a serem produzidos devem escoar por trajetória pré-estabelecida, sem possibilidade de
desvios não programados. Mesmo sob condições anormais de operação, eles devem ser
confinados ao interior do poço, que, por esse motivo, é necessariamente revestido antes de entrar
em produção.
6.3 Características Essenciais das Colunas de Reves timento
6.3.1 Ser Estanque
A estanqueidade é um dos aspectos críticos das colunas de revestimento, pois cada coluna é
composta de um grande número de tubos interconectados. Para garantir a vedação, o
enroscamento é feito com controle do torque de aperto e com a adoção de um composto (graxa de
revestimento), que previne o vazamento a partir do preenchimento do espaço entre os fios das
roscas, com endurecimento posterior.
6.3.2 Ter Resistência Compatível com as Solicitaçõe s
As colunas de revestimento são previamente dimensionadas visando a seleção, dentre os tipos de
tubos disponíveis, daqueles que melhor se ajustem aos esforços que se estima venham a recorrer
durante a perfuração e a produção do poço. Após a estimativa dos esforços são aplicados fatores
de segurança visando garantir a coluna contra os imprevistos e incertezas.
6.3.3 Ter Dimensões Compatíveis com as Atividades F uturas
A dimensão das colunas de revestimento depende do tipo de mecanismo de produção (por
surgência ou com elevação artificial), da vazão de produção esperada e do número de colunas
necessárias para completar o poço. O diâmetro de cada coluna é determinado a partir da última a
ser descida.
6.3.4 Ser Resistente à Corrosão e à Abrasão
O aço do revestimento comum é próprio para resistir à corrosão nas fases de estocagem e de sua
vida útil quando instalado em poços com ambientes considerados normais. Para ambientes
corrosivos, como nos poços que apresentam H2S (gás sulfídrico) ou CO2 (dióxido de carbono),
existem tubos fabricados com aço especial e fabricados por processos metalúrgicos próprios para
minimizar os efeitos produzidos pelos fluidos corrosivos e pela abrasão provocada pelo atrito com a
coluna de perfuração e/ou pela circulação de fluidos.
6.3.5 Apresentar Facilidade de Conexão
Esta característica é essencial pelo grande número de conexões a serem feitas durante a descida
de uma coluna de revestimento.
Existem diversos tipos de roscas e conectores. As roscas mais comuns têm perfil cônico para
facilitar sua introdução e permitir o enroscamento e aperto para vedação com o mínimo de voltas.
Com isto são descidos normalmente de 10 a 20 tubos por hora, a depender do diâmetro e da
equipe.
Para tubos de grande diâmetro (30 in, por exemplo), utilizam-se conectores encaixáveis, sem
rosca, providos de anéis metálicos de expansão, para travamento, e anéis de borracha para
vedação.
6.3.6 Ter a Menor Espessura Possível
A espessura da parede do tubo é diretamente proporcional à sua resistência e ao seu custo e,
portanto, deve ser a menor possível. No entanto, devem ser observadas as condições de
resistência mínima conforme as solicitações estimadas.
6.4 Classificação das Colunas de Revestimento Quant o à Finalidade
A depender da finalidade de cada coluna, esta recebe uma denominação específica, consagrada
internacionalmente. Assim temos:
6.4.1 Revestimento Condutor
É o primeiro revestimento do poço, assentado a pequena profundidade (10 a 50m), com a
finalidade de sustentar sedimentos superficiais não consolidados, não devendo ultrapassar zonas
de óleo ou gás. Pode ser assentado por cravação, jateamento (mar) ou cimentação em poço
perfurado. Diâmetros típicos para o revestimento condutor: 30”, 20”, 13 3/8”.
6.4.2 Revestimento de Superfície
Com comprimento variando na faixa de 100 a 600m, o revestimento de superfície visa proteger os
horizontes superficiais de água e prevenir desmoronamento de formações pouco consolidadas.
Serve ainda como base de apoio para a cabeça de poço e a instalação dos equipamentos de
segurança de cabeça de poço (ESCP), sendo cimentado em toda sua extensão, para evitar
flambagem devido ao grande peso dos ESCP e dos revestimentos, subseqüentes, que nele se
apóiam. Diâmetros típicos para revestimentos de superfície são: 20”, 18 5/8”, 16”, 13 3/8”, 10 ¾” e
9 5/8”.
6.4.3 Revestimento Intermediário
O revestimento intermediário tem a finalidade de isolar e/ou proteger zonas de alta ou baixa
pressão, zonas de perda de circulação, formações desmoronáveis, formações portadoras de fluidos
corrosivos ou contaminantes de lama. A depender das características da área pode-se ter a
necessidade de mais de um revestimento intermediário. Em poços rasos com pressão normal é
comum não ser descida esta coluna. Sua faixa de profundidade de assentamento é bem vasta,
variando de 1000 a 4000 m. É cimentado somente na parte inferior e, às vezes, num trecho
intermediário. É sustentado na superfície por cunhas apropriadas, apoiadas no sistema de cabeça
de poço. Diâmetros típicos para o revestimento intermediário: 13 3/8”, 9 5/8”, 7”.
6.4.4 Revestimento de Produção
Como o próprio nome indica, esse revestimento é descido com a finalidade de prover meios para
permitir os trabalhos de produção do poço, suportando suas paredes e possibilitando o isolamento
entre os vários intervalos produtores e sua produção seletiva.
Naturalmente sua instalação depende da ocorrência de zonas de interesse, não sendo descido em
poços onde não se identifica zonas potencialmente produtoras. No entanto, devido a necessidade
de realização de testes a poço revestido para a análise de tais zonas, é comum ser descido o
revestimento de produção em poços que são posteriormente abandonados por se mostrarem não
comerciais.
É cimentado e sustentado de modo idêntico ao anterior. Diâmetros típicos: 9 5/8”, 7”, 5 ½”.
6.4.5 Liner
É uma coluna de revestimento que é descida e cimentada no poço visando cobrir apenas uma
parte deste, ficando seu topo abaixo da superfície, ancorado no revestimento anterior e
independente do sistema e cabeça de poço. O uso do liner é crescente em função de suas
características de economia, versatilidade e rapidez de operação, evitando longas descidas de
revestimento em poços com grande extensão já revestida. Pode ser usado em substituição ao
revestimento intermediário (liner de perfuração) ou ao revestimento de produção (liner de
produção). É descido até sua posição final por meio de coluna de tubos de perfuração
desconectável. Seu apoio no revestimento anterior é feito por meio de um suspensor denominado
liner hanger, dotado de cunhas para travamento e rosca para ligação com a coluna de
assentamento. A fixação das cunhas é feita por processo mecânico ou hidráulico.
6.4.6 Tie-Back
É a complementação de uma coluna de liner até a superfície, quando limitações técnicas ou
operacionais exigirem proteção do revestimento anterior. O termo é também usado para designar
as colunas de ligação entre o fundo do mar e a plataforma fixa, quando o poço previamente
perfurado é a ela conectado.
6.5 Especificação da Tubulação de Revestimento
A coluna de revestimento é usualmente composta de trechos de tubos de mesmas características,
sendo cada um destes trechos denominado "seção". A seguir são descritos os itens a serem
especificados para a completa identificação de uma seção de tubos, a partir do exemplo:
900m 9 5/8” od 47 lb/ft P-110 Buttress R-3 (a) (b) (c) (d) (e) (f)
a) Comprimento de seção: É o comprimento total dos tubos idênticos que compõem a seção,
considerados já enroscados. Note-se que se somarmos o comprimento real de cada tubo, o
resultado será maior, pois no enroscamento haverá a superposição do trecho das roscas.
Opcionalmente, pode ser informado o número de tubos ao invés do comprimento de seção. Para
especificar o tubo somente, este dado é omitido.
b) Diâmetro nominal: Usualmente é expresso em polegadas e refere-se ao diâmetro externo
(médio) da tubulação. Para tubos de mesmo diâmetro nominal e espessura de parede diferente,
varia-se o diâmetro interno, mantendo-se o mesmo diâmetro externo.
Os diâmetros nominais de maior uso no Brasil são: 30”, 16", 13 3/8", 10 3/4", 9 5/8", 7", 5 1/2".
Outros diâmetros, de menor utilização, são: 26", 18 3/4", 15", 11 3/4", 8 5/8", 7 5/8", 6 5/8", 5" e 4
1/2".
c) Peso Nominal: Indica o peso por unidade de comprimento do tubo, usualmente expresso em Ib/ft
ou kg/m. O valor apontado leva em consideração o peso das conexões distribuído.
Opcionalmente pode ser adotada a espessura do tubo ao invés do peso nominal na especificação,
embora não seja usual.
Notar que o peso nominal representa uma média. O API limitou a 12,5% a tolerância na espessura
da parede de tubos de revestimento.
d) Grau do aço: Para atender à grande variedade de situações que exigem tubos com resistência e
limitações diferentes, foram padronizadas diversas composições químicas com proporções
variáveis de Carbono, Manganês, Molibdênio, Cromo, Níquel, Cobre, Fósforo, Enxofre e Silício.
Tratamentos metalúrgicos são também especificados visando controle do desempenho dos tubos.
Em função das propriedades mecânicas desejáveis, o API padronizou os graus H-40; J-55; K-55;
C-75; N-80; L-80; C-95 e P-110. A letra não tem significado especial, mas o valor a seguir indica a
tensão de escoamento mínima ( yσ ) do tubo, em ksi (1000 psi). Por exemplo, um tubo P-110 tem
uma tensão de escoamento mínima de 110000 Ibf/in2. A Tabela 6.1 resume as principais
propriedades mecânicas dos tubos API.
Tabela 6.1 - Propriedades Mecânicas dos Tubos de Re vestimento.
Principais Propriedades Mecânicas
Tensão de Escoamento Grau do aço Mínima
(ksi) Média (ksi)
Máxima (ksi)
Tensão de Ruptura
(ksi)
Cor da faixa pintada no
tubo
API Std
H-40 40 50 - 60 Preta 5A
J-55 55 65 80 75 Verde 5A
K-55 55 75 80 95 Verde 5A
C-75 75 85 90 95 Azul 5AC
N-80 80 90 110 - Vermelha 5A
C-95 95 100 110 - Marrom 5AC
P-110 110 125 140 - Branca 5AX Outros graus “não API” são disponíveis no mercado. Podemos citar, entre outros, os graus X-52; X-
56; AC-95; T-95, P-105; S-125; Q-125; S-135 e V-150, de fabricantes diversos, cujas propriedades
mecânicas são calculadas por critérios próprios, não tendo necessariamente relação direta entre
seu sufixo numérico e a tensão de escoamento.
e) Tipo de conexão: A conexão entre os tubos pode ser feita por encaixe ou por enroscamento. O
encaixe por conector (squnch joint) é utilizado exclusivamente em tubos de grande diâmetro (30”),
em perfuração marítima, sendo mesmo para este diâmetro possível o uso de conexão enroscável.
Durante a descida da coluna de tubos condutores com conectores "squnch joint", o tubo é
posicionado na mesa rotativa com o pino para cima. Este pino tem um perfil com ranhura
circunferencial onde existe um anel metálico aberto, cujo diâmetro, quando expandido, é
ligeiramente maior que o da ranhura e quando comprimido tem seu diâmetro reduzido. Esta
redução ocorre durante o acoplamento do tubo seguinte, com a caixa voltada para baixo, até que a
posição do anel coincida com uma ranhura correspondente existente na caixa, quando ocorre a
expansão do anel e o travamento do conector. A vedação é feita por anéis de borracha. Os
modelos de uso mais comum são VETCO ALT e VETCO ST. A figura 1 a seguir mostra detalhes de
um conector squnch joint.
Figura 6.2 - Conector Squnch Joint.
As roscas para revestimento podem ser integrais, quando fazem parte do próprio tubo por
soldagem ou torneamento, ou com luvas, enroscadas em uma das extremidades de um tubo onde
foram previamente abertas roscas tipo pino nas duas extremidades, o lado com a luva é
denominado "caixa".
Embora a indústria tenha desenvolvido muitos tipos de rosca, o API padronizou apenas 3 tipos, que
tem de fato maior uso:
e-1) Conexão com 8 fios: com 8 fios por polegada e perfil em V arredondado, apresenta conicidade
de 6,25%, com uso de luvas. Muito utilizada no passado, tem menor uso atualmente devido à
possibilidade de deformação e desencaixe (jump out ou salto de luva) quando sujeita a altas
tensões. Os tubos com conexão 8 fios podem receber luvas curtas ou longas, sendo mais comum a
adoção de luvas longas por apresentar maior resistência à tração. O torque para aperto de
conexões 8 fios foi padronizado pelo API, que editou tabelas com valores mínimos, ótimos e
máximos, em função dos diâmetros, graus de aço e pesos nominais. A Figura 6.3 mostra detalhe
de uma rosca para conexão com 8 fios.
Figura 6.3 - Perfil da Rosca 8 fios.
e-2) Conexão Buttress: também com uso de luvas, a rosca Buttress tem a forma trapezoidal com 5
fios/in e conicidade de 6.25% para diâmetros entre 4 ½” e 13 3/8” e de 8.33% para diâmetros
maiores. É atualmente o tipo de conexão mais utilizada para revestimento no Brasil. A Figura 6.4
mostra detalhe de uma conexão Buttress.
Figura 6.4 - Perfil de Rosca Buttress.
O aperto das conexões Buttress não se baseia em valores preestabelecidos de torque, mas sim na
posição final de aperto, devendo-se prosseguir o enroscamento até que o topo da luva se alinhe
com a base de um pequeno triângulo cravado no pino. A distância deste triângulo à extremidade do
pino depende do diâmetro, do grau de aço e da espessura da parede do tubo.
No caso da conexão Buttress, é possível optar por luvas reduzidas (special clearance), de menor
espessura, obtendo com isto um menor diâmetro externo nas conexões, com a desvantagem de
sua menor resistência.
Tanto para a conexão Buttress como para a conexão 8 fios existe ainda a opção de se adotar grau
de aço superior nas luvas, aumentando com isto a resistência das conexões.
e-3) Conexão Extreme-Line ou XL: é uma conexão do tipo integral, adotada para diâmetros até 10
3/4" e graus de aço a partir do J-55. Como as roscas do pino e da caixa são abertas no próprio
tubo, seu diâmetro externo é menor que os tubos com luvas. Apresenta alta resistência à tração e
ótima vedação.
Tem perfil trapezoidal, com conicidade de 12,5% e 6 fios/polegada para diâmetros até 7 5/8" e
conicidade de 10,42% e 5 fios/in para diâmetros maiores. O torque para aperto é baixo na fase
inicial, crescendo ao final do enroscamento, quando a extremidade do pino toca em um batente (ou
"espelho") na caixa. A Figura 4 a seguir mostra detalhe de uma conexão extreme-line.
Figura 6.5 - Detalhe de Rosca Extreme-Line .
Outros tipos de conexões, não API, são disponíveis. Dentre estas, podemos citar as conexões
VETCO R, L e LX, usadas para revestimento de superfície 20", a conexão VALLOUREC-VAM,
similar à Buttress, porém com batente como na XL. Temos ainda as conexões HYDRILL, próprias
para tubos de menor diâmetro, com vários modelos, em alguns dos quais a rosca é aberta no
próprio tubo com porca ou nenhuma alteração de sua espessura.
f) Range de Comprimento: O API estabeleceu três ranges de comprimento para os tubos de
revestimento. A Tabela 2 a seguir apresenta os ranges de comprimento dos tubos de revestimento:
Tabela 6.2 - Range de Comprimento.
Range 1 2 3 Variação de comprimento (ft) 16 - 25 25 - 34 > 34 Comprimento médio (ft) 22 31 42
É mais comum o uso de tubos ao range 3, pois a descida da coluna é feita com menor número de
conexões. Nas colunas de produção é usual a colocação de alguns tubos do range 1 ou mais
curtos, para facilitar o ajuste de perfis a poço revestido realizados em épocas distintas, pois é mais
fácil distinguir nos perfis a posição das conexões do que características de formações.
6.6 Manuseio dos Tubos e Descida da Coluna ao Poço
Uma vez decidida a composição da coluna, os tubos são enviados à sonda em quantidade e
posição adequadas de modo a poderem ser alcançados na seqüência de sua descida. São
medidos e numerados, sendo feita a limpeza das roscas, que vêm do estaleiro cobertas por
protetor de plástico ou metal.
Como os tubos de revestimento têm dimensões e pesos diferentes das colunas de perfuração, são
utilizados elevadores próprios que podem suportar, nos modelos maiores, até 500 toneladas de
peso de coluna.
Para se adicionar um tubo à coluna, esta é elevada da área de estaleiro para a plataforma pelo
próprio movimento da catarina, por meio de cabo de aço, sendo verticalizado pelo torrista18, que
orienta seu acoplamento e aperto. Este pode ser feito por meio de corda, chaves flutuantes ou
18 O torrista (derrickman) trabalha numa plataforma elevada da torre de perfuração e é responsável pelo manuseio (posicionamento) dos tubos de perfuração na sua extremidade superior.
chave hidráulica. Até este instante a coluna está suspensa por meio de um elevador fixo ou spider
apoiado na mesa rotativa. Feito o aperto, o elevador superior preso à catarina é fechado. A coluna
é elevada lentamente até que o spider se abra e o peso seja todo transferido para o elevador. A
coluna é descida ao poço até que o elevador superior se aproxime do inferior, que é então fechado,
prendendo a coluna. O elevador superior é aberto e novamente suspenso, com isto pegando novo
tubo e reiniciando o processo.
6.7 Esforços Atuantes e Resistência dos Tubos de Re vestimento
O dimensionamento das colunas de revestimento é feito pela determinação da resistência mínima
que devem ter os tubos, para suportar as solicitações estimadas levando em conta as condições
mais adversas que possam ocorrer durante a instalação e a vida útil das colunas. Outros esforços
podem ser quantificados em casos especiais, mas de modo geral é suficiente fazer o
dimensionamento quanto à tração, à pressão interna e ao colapso, razão pela qual as tabelas
normalmente só mostram a resistência dos tubos a estes esforços.
6.8 Tração
É o esforço de tensão no eixo longitudinal da coluna, devido ao peso próprio da coluna e a outras
trações na coluna, causadas por atrito com as paredes do poço durante sua instalação, pela
atuação de pressões internamente, etc. As solicitações de tração são maiores na porção superior
da coluna.
A resistência à tração no corpo do tubo é calculada pelo produto da área da seção transversal pela
tensão de escoamento mínimo, ou seja:
yst AR σ= (6-1)
Onde:
tR : Resistência à tração do tubo (lbf);
sA : Área da seção transversal do tubo;
yσ : Tensão de escoamento mínima (psi).
A área da seção transversal do tubo é dada por:
)idod(4
A 22s −π= (6-2)
Onde:
od : Diâmetro nominal (in);
id : Diâmetro interno (in).
A resistência à tração das conexões é calculada em função das características individuais destas.
Portanto a resistência final do tubo será o menor valor entre a resistência do corpo do tubo e da
conexão. Em geral, à exceção das conexões 8 fios, a resistência na conexão é superior à
resistência no corpo do tubo.
No dimensionamento à tração é aplicado um fator de segurança que varia de 1,35 a 1,75 aos
esforços de tração estimados, fazendo-se a seleção dos tubos que tenham resistência à tração
superior ao valor resultante. Como o dimensionamento à pressão interna geralmente exige tubos
de alta resistência na porção superior do poço, este é feito antes, verificando-se se os tubos
escolhidos para pressão interna suportam as trações calculadas, o que normalmente ocorre.
6.8.1 Pressão Interna
É o esforço que ocorre quando a pressão no interior da coluna é maior que a do anular. É mais
significativa nas porções superiores da coluna, quando há presença de gás em seu interior, oriundo
de formações de alta pressão expostas, pois a baixa densidade do gás faz com que a pressão da
formação seja pouco atenuada no trecho onde o gás toma o lugar do fluido de perfuração,
acarretando maior pressão interna na parte superior da coluna. Como a contra pressão devido ao
fluido do anular é crescente com a profundidade, no trecho superior ocorrerão grandes esforços de
pressão interna.
A resistência à pressão interna no corpo do tubo é dada por:
σ=
od
t 2 875,0R y
pi (6-3)
Onde:
piR : Resistência à pressão interna (psi);
yσ : Tensão de escoamento mínima (psi);
t : Espessura da parede do tubo (in);
od : Diâmetro externo (in).
A resistência à pressão interna das conexões difere da resistência no corpo do tubo, devendo-se
adotar o menor valor como sendo a resistência da seção.
O fator de segurança adotado para a seleção dos tubos varia de 1,0 a 1,10.
6.8.2 Colapso
O colapso é o modo de falha sofrido por um tubo quando o mesmo se encontra solicitado por uma
pressão externa maior que a interna. Como a pressão hidrostática é nula na superfície e cresce
com a profundidade, este esforço é mais crítico nas porções inferiores das seções. O colapso é
crítico se ocorrer esvaziamento total ou parcial da coluna ou redução da densidade do fluido
interno.
A resistência à pressão externa ou colapso do depende do grau do aço e da relação entre diâmetro
e espessura e da tensão axial a que o tubo está sujeito.
O valor da resistência ao colapso é calculado em função do regime de deformação do tubo,
indicado pela relação od/t (diâmetro nominal pela espessura), pelo uso de uma das seguintes
expressões recomendadas pelo API-Bull-5C3:
• Colapso por escoamento (Yield):
( )( )
−σ=2yc
t/od
1t/od2R (6-4)
• Colapso em regime plástico:
CB)t/od(
AR yc −
−σ= (6-5)
• Colapso na zona de transição:
G)t/od(
FR yc −σ= (6-6)
• Colapso no regime elástico:
( ) ( )[ ]26
c1t/odt/od
1095.46R
−×= (6-7)
Para determinar qual expressão usar, deve-se calcular a relação od/t e verificar na Tabela 6.3, em
qual regime de deformação esta se encaixa. Os valores das constantes que aparecem nas
equações (6-4) a (6-6) são listados na Tabela 6.4.
Tabela 6.3 - Valores de od/t para seleção da equaçã o para cálculo da resistência ao colapso.
Grau do Aço H-40 J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110
V-150 (*)
(od/t)YP 16.44 14.80 14.80 13.69 13.38 12.83 14.42 11.67
(od/t)PT 26.62 24.99 24.99 23.09 22.46 21.21 20.29 18.57
(od/t)TC 42.70 37.20 37.20 32.05 31.05 28.25 26.20 22.12
(*) Não padronizado pelo API.
• (od/t) < (od/t)YP : Regime de escoamento => Equação (6-4)
• (od/t)YP <(od/t) < (od/t)PT : Regime plástico => Equação (6-5)
• (od/t)PT <(od/t) < (od/t)TC : Regime de transição => Equação (6-6)
• (od/t)TC < (od/t) : Regime elástico => Equação (6-7)
Tabela 6.4 - Constantes para o Cálculo da Resistênc ia ao Colapso.
Grau
do Aço H-40 J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110
V-150
(*)
A 2.950 2.990 2.990 3.060 3.070 3.125 3.180 3.335
B 0.0463 0.0541 0.0541 0.0642 0.0667 0.0745 0.082 0.1020
C 755 1205 1205 1805 1955 2405 2855 4055
F 2.047 1.990 1.990 1.985 1.998 2.047 2.075 2.170
G 0.0313 0.0360 0.0360 0.0417 0.0434 0.0490 0.0535 0.0663
(*) Não padronizado pelo API.
6.8.3 Resistência ao Colapso Reduzida
Quando um tubo está sujeito a tensão axial, sua resistência ao colapso é reduzida, podendo ser
calculada conforme a teoria de Von Mises pela expressão:
σσ−
σσ−=
y
a
2
y
accr 5.0 75.01RR (6-8)
Onde:
crR : Resistência ao colapso reduzida, psi;
cR : Resistência ao colapso original (sem tensão axial), psi;
aσ : Tensão axial, psi;
yσ : Tensão de escoamento mínima, psi.
6.8.4 Valores API de Resistências Mínimas à Tração, Pressão Interna e Colapso
A norma API Bull-5C2, indica a propriedade de desempenho mínima dos tubos de revestimento
para os diâmetros de uso mais comum, calculadas de acordo com as expressões citadas nos itens.
6.9 Exercícios
Questão 6-1: Ao iniciar a perfuração, já existe uma posição especificada para cada revestimento.
Quais são os principais parâmetros que definem essa posição?
Questão 6-2: Quais os riscos existentes caso as pressões de poros e de fratura da formação não
tenham sido estimadas corretamente?
Questão 6-3: Quais as possíveis implicações de um desmoronamento?
Questão 6-4: O que acontece caso a pressão do fluido de perfuração exceda a pressão de fratura
da rocha?
Questão 6-5: Por que uma situação de controle de kick deve ser considerada no programa de
revestimentos?
Questão 6-6: Quais são as características essenciais das colunas de revestimento?
Questão 6-7: Como podem ser classificadas as colunas de revestimento quanto a sua finalidade?
Questão 6-8: Quais são os parâmetros necessários para especificar um tubo de revestimento?
Questão 6-9: O que é o "range"?
Questionário incompleto. Devem ser elaboradas mais questões.
7 CIMENTAÇÃO
7.1 Introdução
O primeiro uso do cimento em poço de petróleo ocorreu na Califórnia em 1883, mas só em 1902 se
passou ao uso do cimento Portland, em processo manual de mistura. Em 1910, Almond A. Perkins
patenteou o método de bombear a pasta para o poço, com tampões metálicos a frente e atrás
desta, para evitar contaminação, sendo deslocada por vapor, água ou fluido de perfuração.
Em 1922, Erle P. Halliburton patenteou o misturador com jatos (Jet Mixer), automatizando a mistura
da pasta, ampliando as possibilidades operacionais, fazendo com que a prática de cimentar os
revestimentos fosse adotada pela maioria das companhias.
A esta época aguardava-se de 7 a 28 dias para o endurecimento do cimento. A partir de 1923,
fabricantes americanos e europeus de cimento passaram a fabricar cimentos especiais para a
indústria do petróleo, com alta resistência inicial. Com o advento dos aditivos químicos, o tempo de
pega foi sendo paulatinamente reduzido (72 horas até 1946; 24 a 36 horas a partir de 1960) e
outras propriedades da pasta de cimento foram controladas. Hoje as pastas podem se manter
fluidas por certo tempo, a altas temperaturas e pressões (4 horas, em geral), permitindo seu
deslocamento em poços profundos. A partir deste tempo a pasta endurece rapidamente e as
atividades no poço podem ser retomadas apenas 6 a 8 horas após a cimentação.
7.2 Tipos de Cimentação
7.2.1 Cimentação Primária
Denomina-se cimentação primária às cimentações das colunas de revestimento. Seu objetivo
básico é colocar uma pasta de cimento não contaminada em determinada posição no espaço
anular entre o poço e a coluna de revestimento, de modo a se obter uma vedação eficiente e
permanente deste anular. Estas operações são executadas em todas as fases do poço, sendo
previstas no programa do poço.
7.2.2 Cimentação Secundária
São assim denominadas as operações emergenciais de cimentação, visando permitir a
continuidade das operações. São classificadas como:
7.2.2.1 Tampões de cimento
Consistem no bombeamento para o poço de determinado volume de pasta, que cobre um trecho
do poço. É usado nos casos de perda de circulação, abandono total ou parcial do poço, como base
para desvios etc.
7.2.2.2 Recimentação
É a correção da cimentação primária, quando o cimento não alcança a altura desejada no anular. O
revestimento é canhoneado em dois pontos. Só é feito quando se consegue circulação pelo anular.
7.2.2.3 Compressão de Cimento ou Squeeze
Consiste na injeção forçada de cimento sob pressão, visando corrigir a cimentação primária, sanar
vazamentos no revestimento ou impedir a produção de zonas que passaram a produzir água.
7.3 O Cimento
Os principais componentes do cimento Portland são: óxido de cálcio, sílica, alumina e ferro, que
combinados formam os seguintes compostos:
• Silicato Tricálcico ou alita (3CaO.SiO2), representado por C3S;
• Silicato dicálcico ou belita (2CaO.SiO2), representado por C2S;
• Aluminato Tricálcico ou celita (3CaO.Al2O3), representado por C3A;
• Ferro Aluminato Tetracálcico ou ferrita (4CaO. Al2O3. Fe2O3), representado por C4AF.
A proporção destes compostos no cimento determina suas propriedades, tais como resistência
inicial, retardamento, calor de hidratação, resistência aos sulfatos etc.
O API padronizou processos de fabricação e composição química do cimento em oito classes, de A
a H, cujas propriedades diferem quanto ao range de aplicação (temperatura e pressão), resistência
inicial e retardamento, resistência ao ataque de sulfatos e ao calor de hidratação.
No Brasil por muito tempo se usou o cimento comum (classe A), mas a partir do final da década de
70 foi adotado também o cimento classe G, que pode ser usado a maiores profundidades com
maior segurança.
Este cimento por ser de consumo específico da indústria de petróleo, tem fabricações intermitentes,
sendo fornecido em “bateladas” de volume limitado, com ligeiras variações de desempenho de uma
para a outra.
As principais propriedades do cimento são listadas na Tabela 7.1, a seguir:
Tabela 7.1 - Propriedades do Saco de Cimento.
Saco de Cimento Propriedades
Brasileiro Americano
Peso 50 kg 94 lb
Volume aparente 33,1 dm3 1 ft3
Volume de sólidos (“absolute volume”) 15,92 dm3 0,48 ft3
Massa específica (“absolute density”) 3,14 kg/dm3 195,83 lb/ft3
Densidade (“specific gravity”) 3,14 3,14
Como se pode notar na Tabela 7.1, o saco de cimento americano de 94 lb tem um volume aparente
de 1 ft3. Como o cimento é manuseado a granel, é usual referir-se a quantidade de cimento na
unidade ft3, também pela maior facilidade de utilização de dados publicados no exterior, que
utilizam esta unidade.
7.4 Aditivos para Cimentação
Denominam-se aditivos aos compostos químicos adicionados à pasta de cimento visando sua
adequação ao uso especifico previsto. Suas concentrações são determinadas por testes de
laboratório. Podem ser fornecidos em pó ou líquido. Quando em pó sua dosagem é sempre dada
em percentagem do peso do cimento, enquanto os líquidos são dosados por volume, usualmente
em gal/ft3 (gpc), que significa galões de aditivo por pé cúbico de cimento. A depender de sua
aplicação, os aditivos são classificados como:
7.4.1 Aceleradores
Visam diminuir o tempo de espessamento e aumentar a resistência compressiva inicial da pasta. O
mais comum é o cloreto de cálcio (CaCl2) de 0.5% a 2%. O sal comum (NaCl) também é acelerador
a baixas concentrações (até 6%).
7.4.2 Retardadores
Permitem o retardamento do início da pega da pasta quando a temperatura e pressão sejam muito
altas para o uso do cimento sem aditivos, permitindo seu deslocamento. Os retardadores são
fabricados à base lignossulfatos e seus derivados, ácidos orgânicos, derivados de celulose e
derivados de glicose. Agem por absorção superficial ou por formação de precipitados superficiais
impermeáveis que retardam o processo de hidratação.
7.4.3 Estendedores
Permitem obter maior rendimento da pasta, resultando em pastas mais leves, possibilitando
maiores alturas de pastas por causarem menor pressão hidrostática. Podem funcionar por
absorção de água (argilas, como bentonita, ou produtos químicos, como silicatos) ou pela adição
de agregados de baixa densidade (pozolana, perlita, gilsonita). Em casos especiais pode-se usar
nitrogênio ou microesferas cerâmicas para criar pastas excepcionalmente leves.
7.4.4 Redutores de Fricção (ou dispersantes)
Permitem o afinamento da pasta, com isto permitindo adoção de maiores vazões com menores
perdas de carga, causando melhor remoção do fluido de perfuração e um menor risco de fratura da
formação.
É usado secundariamente como um meio de obter pastas mais pesadas, compensando a
viscosificação que ocorre com a diminuição do teor de água da pasta.
A dispersão é obtida quebrando mecanicamente a suspensão ou pela modificação química das
interações eletrostáticas, produzindo partículas carregadas eletricamente, que se repelem, por
terem a mesma carga.
7.4.5 Controladores de filtrado
Os aditivos controladores de filtrado visam evitar a desidratação prematura da pasta frente às
zonas permeáveis, mantendo-se a bombeabilidade e impedindo que se cause dano à formação
produtora. Como um dos fatores que afeta o controle de filtrado da pasta é seu grau de dispersão,
os controladores de filtrado são sempre usados simultaneamente aos dispersantes.
Os mecanismos de atuação são a melhoria da distribuição de partículas e a viscosificação da água
intersticial da pasta.
7.4.6 Outros aditivos
Além dos aditivos citados anteriormente, podem ser utilizados também outros aditivos como os
antiespumantes, para evitar aeração da pasta, os adensantes, os controladores de perda de
circulação, os descontaminantes, os traçadores radioativos e corantes para de detectar a presença
do cimento e areias de granulometria controlada (sílica flour, silica coarse) para evitar a
degradação do cimento a altas temperaturas (mais de 230°F).
7.5 Testes de Laboratório
Os testes de laboratório são realizados como simulação da operação, visando adequar o sistema
das pastas pelo ajuste da concentração dos aditivos em função da interpretação dos resultados.
Como principais parâmetros para a realização dos testes de laboratório, temos: a pressão, a
temperatura, o tempo previsto de operação e o regime de fluxo durante o deslocamento, além do
tipo do cimento (batelada) e dos aditivos disponíveis.
Os principais testes que podem ser realizados são:
7.5.1 Teste de Finura
Determina a granulometria do cimento expressa em função da superfície específica dos grãos de
cimento da amostra. Ë realizado como verificação de fábrica. Pode ser feito por dois métodos, um
deles com base na permeabilidade ao ar (Teste de Blaine) e outro com base na velocidade de
sedimentação das partículas em solução de querosene (Teste de Wagner). Só é realizado antes da
liberação da batelada. Valores típicos para teste de Wagner: 1600 a 1800 cm2/kg.
7.5.2 Teste de Água Livre
Visa determinar a quantidade de água que tenderá a migrar através da pasta. Este valor deve ser
limitado principalmente para evitar canalizações de gás após a cimentação, em poços direcionais e
para evitar a não homogeneidade do endurecimento da pasta. O teste consiste em medir a
quantidade de água acumulada acima da pasta após deixá-la em repouso em proveta graduada de
250 ml. O teor de água livre é limitado pelo API em 3,5 ml, o que equivale a uma porcentagem de
1,4% de água, em relação ao peso do cimento.
7.5.3 Resistência à compressão
São testes que medem o esforço necessário para romper corpos de prova moldados em condições
que simulem as do fundo do poço. Os corpos de prova são preparados em moldes padronizados e
deixados em câmara de cura. Os testes são realizados a tempos padronizados 8, 24, 48 e 72
horas. A variação da temperatura e pressão na câmara de cura é controlada segundo “schedules”
em função do tempo. A resistência à compressão mínima a 8 horas de cura varia de 300 a 1500 psi
(2,1 a 10,3 MPa) para o cimento classe G, a depender da natureza da operação.
7.5.4 Perda de fluido
Visa determinar o grau de filtração da água da pasta, cujas conseqüências principais são a
desidratação da pasta com obstrução do anular e o dano à formação pelo fluido filtrado. O teste
consiste em confinar certo volume de pasta em um cilindro (filtro prensa) em cuja base é colocada
uma tela metálica. A pressão aplicada (100 ou 1000 psi) faz com que o filtrado escoe pela tela. O
tempo padrão do teste é de 30 minutos, após o que se mede o volume do filtrado e a pressão
padrão é a de 100 psi. Para testes a 1000 psi, deve-se multiplicar o resultados obtido por 2. Para
tempos inferiores a 30 minutos pode-se extrapolar a perda de fluido pela expressão.
t
Q447,5Q t= (7-1)
Q : Volume de filtrado aos 30 minutos, ml;
t : Tempo real de teste, min;
tQ : Volume de filtrado no tempo t, ml.
O filtrado deve ser menor que 200 ml/30 min, em geral. Para uso em compressões de cimento,
deve ser limitado a 50 ml/30 min.
7.5.5 Reologia
Consiste na obtenção das leituras em viscosímetros Fann, a partir das quais é feito o estudo do
regime de fluxo e do modelo reológico a adotar para o deslocamento. Contrariamente ao que
acontece durante a perfuração propriamente dita, onde não se deseja perturbar a parede do poço,
criado ali um reboco protetor, durante a cimentação deseja-se obter um efeito cisalhante que
permita a remoção deste reboco para melhor aderência do cimento à formação, daí ser desejável o
escoamento em fluxo turbulento.
7.5.6 Densidade e peso específico
São determinados com uso da balança pressurizada, que consiste em um copo pressurizável para
colocação da pasta, ligado a uma haste horizontal com apoio fixo, um nível de bolha e um peso
móvel. A leitura é feita nas escalas impressas na haste, em função da posição que o peso fique
quando se consegue nivelar a haste. A pasta é pressurizada por meio de uma seringa, previamente
cheia de pasta, para eliminar a influência de bolhas de ar retidas na amostra.
7.5.7 Tempo de espessamento
É o teste mais importante, por indicar o tempo em que a pasta tem consistência que permita ser
movimentada em condições de fundo do poço.
O teste é feito em um aparelho denominado consistômetro pressurizado, que permite o aumento
gradual da temperatura e pressão ao mesmo tempo em que simula o movimento da pasta, pelo
giro de um copo cilíndrico rotativo, dentro do qual existe uma paleta metálica estacionária, apoiada
por pino pontiagudo no fundo do copo e ligada a uma mola espiral que evita seu giro. Quanto mais
espessa se trona a pasta, maior o torque transmitido à mola. A consistência da pasta é associada à
quantidade de deformação desta mola.
A variação desta deformação é transformada em impulsos elétricos por meio de um reostato
associado à mola. Estes impulsos são decodificados, sendo a consistência indicada por uma
unidade denominada Uc (Unidade de consistência). A pasta não é mais bombeável ao atingir 100
Uc.
O comportamento ideal da pasta de cimento deve ser uma consistência inicial entre 10 e 30 Uc,
permanecendo abaixo de 40 Uc por 75% do tempo do teste, com crescimento agudo ao final. A
tangente à curva deve ser praticamente vertical quando a curva atinge a consistência de 100 Uc.
Para a realização dos testes são adotados schedules, que são listagens padronizadas para
controle da evolução da pressão e temperatura no consistômetro em função do tempo.
7.6 Equipamentos de Cimentação
Para que seja realizada uma cimentação são necessários diversos equipamentos, para
armazenagem do cimento, seu transporte, preparação dos aditivos, mistura da pasta e seu
deslocamento ao poço. Os principais deles são:
7.6.1 Silos de Cimento
Para as operações de perfuração em terra em geral o cimento é estocado na base da companhia
de cimentação, em grandes silos, sendo enviado para a sonda por meio de carretas apropriadas.
Nas plataformas marítimas são disponíveis silos para armazenamento de cimento e outros
materiais a granel. Estes silos operam a baixa pressão (cerca de 30 psi), quando da descarga do
cimento.
7.6.2 Unidade de cimentação
Montadas em caminhões para operações em terra ou sobre skids19 em sondas marítimas, as
unidades de cimentação constam em geral de dois motores para fornecer energia, dois tanques de
10 bbl cada, para a água e aditivos, duas bombas triplex, dois conversores para converter
movimento rotativo dos motores no movimento alternativo das bombas, bombas centrífugas
auxiliares e um sistema de mistura de pasta, onde a água de mistura (água e aditivos) é bombeada
sob pressão por pequenos orifícios, fluindo em jatos sob um funil por onde chega o cimento. A
proporção da água injetada determinará a densidade da pasta e é controlada pelo operador. A
pasta resultante é acumulada em um tanque ou “cuba” para homogeneização, de onde é sugada
por bombas triplex, que a injetam para o poço. Toda a operação e monitorizada via manômetros de
pressão e medidores de fluxo, sendo feito o registro de uma carta circular onde estes valores são
traçados, permitindo a análise posterior.
19 Os skids são estruturas metálicas projetadas para facilitar o transporte e armazenamento de equipamentos utilizados em operações offshore.
Figura 7.1 - Unidade de cimentação.
7.6.3 Linhas de Cimentação
A ligação entre a unidade de cimentação e o poço é feita por tubulação de alta pressão, formada
por uma série de tubos curtos interligados por meio de conexões móveis (“chicksam”) dotadas de
rolamento para possibilitar montagem até qualquer posição que fique o topo do revestimento.
Atualmente há a tendência de utilização de mangueiras especiais de borracha, mais práticas.
7.6.4 Cabeça de cimentação
Conectada ao topo da coluna de revestimento, recebe a linha de cimentação, podendo abrigar em
seu interior os tampões de borracha que separam a pasta do fluido de perfuração. Um mecanismo
de travamento retém estes tampões até o instante próprio de sua liberação. Pode ter entrada para
até 3 linhas, rolamento para permitir o giro da coluna de revestimento e sistema de conexão
especial para maior rapidez de instalação.
Figura 7.2 - Detalhe da Cabeça de Cimentação.
7.7 Acessórios de Cimentação
Diversos acessórios são conectados ou afixados à coluna de revestimento, visando garantir o
melhor resultado da cimentação. Os principais acessórios são:
7.7.1 Sapata de revestimento
Colocada na extremidade da coluna, serve de guia de introdução no poço, podendo receber em
seu interior 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. O tipo mais comum é a
sapata flutuante, com válvula que impede fluxo para o interior da coluna, exigindo que esta seja
preenchida com fluido de perfuração a intervalos regulares durante a descida, para evitar o colapso
da tubulação. Para evitar este preenchimento pode-se usar a sapata diferencial, que permite o
enchimento automático da coluna pela passagem de fluido nos dois sentidos, até que uma esfera é
lançada da superfície bloqueando o fluxo do anular para o interior da coluna, passando a funcionar
como a sapata flutuante. A Figura 7.3 mostra uma sapata guia (a) e uma sapata flutuante (b). A
sapata diferencial é mostrada mais adiante, na Figura 7.4.
(a)
(b)
Figura 7.3 - Sapata guia (a) e sapata flutuante (b) .
Figura 7.4 - Sapata diferencial.
7.7.2 Colar
Posicionado 2 a 3 tubos acima da sapata serve para reter os tampões de cimentação, além de
poder receber mecanismos de vedação (flutuante ou diferencial) como mencionado anteriormente.
Normalmente usado como colar flutuante. Caso não tenha mecanismo de vedação é denominado
“colar retentor”. Tem em suas extremidades roscas do mesmo tipo usado na coluna. A Figura 7.5
mostra um colar retentor (a), colar flutuante (b) e colar diferencial (c).
(a) Retentor
(b) Flutuante
(c) Diferencial
Figura 7.5 - Colares de Revestimento.
7.7.3 Tampões de fundo
Trata-se de um tampão de borracha com uma membrana de baixa resistência em sua parte central.
Lançado na coluna à frente da pasta de cimento, o tampão de fundo é empurrado pela mesma até
alcançar o colar retentor (ou flutuante), quando a membrana de rompe permitindo a passagem da
pasta. Visa raspar o filme de sólidos do fluido de perfuração que se adere à parede do
revestimento, evitando a contaminação da pasta. O tampão de fundo é mostrado na Figura 7.6 (a).
7.7.4 Tampão de topo
É um tampão rígido de borracha (Figura 7.6-b), lançado após a pasta, separando-a do fluido de
perfuração que a deslocará, para evitar sua contaminação. É retido pelo colar, causando um
aumento de pressão que indica o término do deslocamento, permitindo a realização do teste de
estanqueidade da coluna.
(a)
(b)
Figura 7.6 - Tampão de fundo (a) e tampão de topo ( b) [9].
7.7.5 Colar de estágio
Posicionado em algum ponto intermediário da coluna, permite que a cimentação seja feita em mais
de uma etapa ou estágio, quando o trecho a cimentar é muito extenso ou quando existam zonas
críticas muito acima da sapata. Possui orifícios em seu corpo, originalmente tamponados por um
mandril de aço para a realização do 1° estágio, ref erente à cimentação do trecho próximo à sapata.
Concluída a cimentação do 1° estágio é lançado um t ampão de abertura ou “torpedo” que se apóia
no topo do mandril, deslocando-o por ação de pressão da superfície, comunicando o interior com o
anular, permitindo a cimentação do 2° estágio. Quan do esta é concluída, outro tampão (de
fechamento) é lançado, apoiando-se no topo de outro mandril, externo ao anterior, que deslocado
promoverá o fechamento do colar de estágio e sua vedação.
Figura 7.7 - Colar de estágio.
Figura 7.8 - Mecanismo de atuação do colar de estág io.
7.7.6 Centralizadores
São peças compostas de um jogo de lâminas curvas de aço, que são afixados externamente à
coluna de revestimento, visando centralizá-lo e causar um afastamento mínimo da parede do poço,
para garantir a distribuição do cimento no anular e evitar a prisão da coluna por diferencial de
pressão (Figura 7.9). Em poços direcionais, é possível usar centralizadores rígidos (Figura 7.10)
devido à possibilidade de “achatamento” total das lâminas do centralizador comum.
Figura 7.9 - Centralizador de lâminas flexíveis [9] .
Figura 7.10 - Centralizador rígido.
As extremidades das lâminas são encaixadas em anéis bipartidos para facilitar sua instalação,
sendo fechados em voltados tubos por meio de pinos que unem os anéis. A fixação dos
centralizadores é feita com o emprego de stop rings, que são presos ao tubo para evitar o
escorregamento dos centralizadores. Quando a conexão possui luvas, procura-se coincidir os
centralizadores com as luvas, dispensando o stop rings.
7.7.7 Arranhadores
Tem a função de remover mecanicamente o reboco que se forma na parede do poço. Tal remoção
é feita através dos movimentos verticais (reciprocações) ou de rotação da coluna, empregando-se
para cada caso o tipo de arranhador apropriado.
Figura 7.11 - Arranhador do tipo cabo.
7.7.8 Obturador externo de revestimento ou ECP (Ext ernal Casing Packer)
É um tipo de packer inflável permanente, instalado na coluna de revestimento para promover a
obstrução do espaço anular em pontos críticos.
Um de seus principais usos é para proteger zonas fracas, sensíveis ou de interesse da atuação da
pressão hidrostática do cimento, sendo usualmente posicionado logo acima de tais zonas. É
também comum seu uso logo abaixo do colar de estágio, garantindo assim que o cimento do 2o
estágio não desça pelo anular, mesmo no caso de haver zonas de perdas expostas. É composto
de um tubo curto de revestimento internamente, com uma câmara inflável formada po lâminas de
aço recobertas por borracha, externamente. De atuação hidráulica, é inflado após o término da
cimentação, pela aplicação de pressão na superfície. O fluido de perfuração expande a câmara tão
logo o diferencial de pressão interior anular supere o limite de resistência de pinos de cisalhamento
protetores. Estes são disponíveis para atuação a 750, 1000, 1250, 1600, 2000 ou 2600 psi de
diferencial de pressão. O pino de cisalhamento é colocado em um sistema de válvula, que protege
o ECP durante a descida da coluna e a cimentação, evitando assentamento prematuro, e mantém
a pressão confinada na câmara, após sua atuação.
7.8 Colchões de Lavagem e Espaçadores
São bombeados à frente da pasta visando evitar contaminação da pasta pelo fluido de perfuração e
vice-versa e auxiliar na remoção do reboco das paredes do poço possibilitando melhor aderência
de cimento.
Os colchões de lavagem ou lavadores são volumes de fluido (10 a 40 bbl) pouco viscosos,
compatíveis com a pasta e com o fluido de perfuração, atuando por meio de lavagem química e
com ação mecânica na diluição e remoção do reboco. Contém materiais dispersantes (ou afinantes
do fluido de perfuração), detergente e, quando necessário, aditivo para inibir inchamento de argila e
redutores de filtrado. Quando usados com lama base óleo contém ainda surfactantes para inverter
a molhabilidade do revestimento e formação.
Os espaçadores são geralmente viscosos e de densidade ajustável, com ação mecânica de
remoção do reboco, sendo de preparação mais trabalhosa e uso típico em situações onde se
deseje evitar canalização de gás aplicação de pressão hidrostática.
7.9 Seqüência Operacional de uma Cimentação Primári a Típica
Os preparativos para a cimentação começam antes mesmo da conclusão da descida do
revestimento, com as atividades do ajuste da unidade, diluição de aditivos etc. Uma cimentação
primária típica tem a seguinte seqüência:
a) Montagem das linhas de cimentação;
b) Circulação para condicionamento do poço. Enquanto isto é feita a preparação do colchão de
lavagem e/ou espaçador;
c) Injeção do colchão de lavagem e/ou espaçador;
d) Teste das linhas de cimentação. Usualmente feito com as linhas cheias de colchão de lavagem.
As linhas são testadas até uma pressão superior à máxima pressão prevista durante a operação;
e) Lançamento do tampão de fundo;
f) Mistura da 1a pasta. Esta geralmente é mais leve, tipicamente 13,5 lb/gal, devendo cobrir cerca
de 500 metros do poço;
g) Mistura da 2a pasta, geralmente de 15,8 lb/gal, de maior resistência à compressão, que deverá
ficar próximo à sapata;
h) Lançamento do tampão de topo. No caso de cimentação em unidades marítimas flutuantes, o
tampão de topo fica preso à ferramenta de assentamento, sendo liberado por meio de um tampão
de menor diâmetro (dart), lançado por dentro da coluna de assentamento neste momento;
i) Deslocamento com fluido de perfuração ou água, com controle da vazão, pressão e volume. O
deslocamento pode ser feito pela própria unidade de cimentação, quando o volume é pequeno, ou
pelas bombas de lama. Neste caso o controle do volume é feito pelo acompanhamento do número
de ciclos da bomba. Para melhorar a remoção da lama pode-se girar ou reciprocar20 a coluna
durante o deslocamento;
j) Pressurização do revestimento para assentamento de ECP e teste de estanqueidade do
revestimento. Esta pressurização só é possível quando há indicação positiva do tampão de topo ter
atingido o colar retentor;
k) Em caso de cimentação com sondas marítimas flutuantes deve-se ainda desconectar a
ferramenta de assentamento, acionar o elemento de vedação do anular na cabeça do o poço e
retirar a coluna de assentamento;
l) Em caso de coluna de liner, a ferramenta de assentamento é desconectada antes da
cimentação e apoiada sobre o suspensor do liner (liner hanger) para a cimentação. Após sua
conclusão, aplica-se peso ou rotação para assentamento do obturador (liner packer), opcional, e
retira-se a coluna de assentamento;
m) Descida da coluna com broca para corte das partes internas dos acessórios e do cimento
residual entre o colar e a sapata. Esta coluna normalmente não é estabilizada, para evitar danos ao
revestimento e à cimentação.
7.10 Seqüência de Deslocamento da Pasta para Difere ntes Situações
As figuras a seguir ilustram a seqüência básica de deslocamento e posicionamento da pasta de
cimento de acordo com as seguintes situações:
• Cimentação em 1 estágio;
• Cimentação em 2 estágios;
• Cimentação de liner;
• Cimentação em sonda flutuante.
20 Movimentar de maneira alternativa.
Figura 7.12 - Cimentação em 1 estágio.
Figura 7.13 - Cimentação em 2 estágios.
Figura 7.14 - Cimentação de liner.
Figura 7.15 - Cimentação em sonda flutuante.
7.11 Seqüência para Realização de Tampão de Cimento
a) Planejamento: Nesta fase é feita análise da situação para decidir sobre o sistema de pasta
(densidade, consistência, resistência à compressão, etc.) dependente da finalidade do tampão, e
sobre seu modo de execução, que pode ser “balanceado” para poços sem perdas ou “por
gravidade”, em caso de perda de circulação;
b) Condicionamento do poço : Consiste na circulação para homogeneização do fluido do poço e
remoção de cascalhos. Este deve ser feito antes de retirar a coluna com broca e antes de executar
o tampão
c) Descida e posicionamento da coluna: Esta é composta normalmente de tubos de perfuração de
4 ½” ou 5” OD, tendo no trecho inferior, de preferência, um trecho de tubos de 3 ½” ou 2 7/8”, com
comprimento pouco maior que a altura do tampão, com a extremidade aberta ou dotada de “pata
de mula” que permite a saída lateral da pasta. A extremidade da coluna é posicionada na base do
tampão, se balanceado, ou 30 a 50 metros acima da zona de perda se o tampão for executado por
gravidade;
d) Montar e testar linhas para cimentação;
e) Caso o tampão seja destinado a compressão posterior (squeeze), deve ser feito um teste de
injetividade a fim de avaliar a pressão de injeção e o volume de pasta a comprimir. A pasta deve ter
maior controle de filtrado e água livre;
f) Injetar um volume de fluido à frente da pasta para lavagem e para separar a pasta do fluido do
poço;
g) Misturar e injetar a pasta de cimento;
h) Injetar um volume de fluido atrás da pasta de modo a se obter a mesma altura do fluido à frente.
A relação entre os volumes é calculada em função da capacidade do anular e da coluna.
i) Efetuar o deslocamento com fluido idêntico ao que existe no poço. O volume de deslocamento
para tampões balanceados deve ser tal que permita que ao final do deslocamento o topo do
cimento dentro da coluna fique à mesma altura que no anular e o fluido à frente fique também na
mesma posição do fluido atrás. Durante o deslocamento a coluna pode ser movimentada para
melhor aderência do tampão;
j) Retirar algumas seções da coluna de trabalho, lentamente e sem girá-la, enquanto imersa no
cimento, até que sua extremidade fique na profundidade programada para o topo do cimento ou
acima;
k) Efetuar circulação reversa para retirar o excesso de pasta e limpar a coluna;
l) Retirar a coluna e descer coluna com broca para perfurar avante ou testar o topo do cimento
pela aplicação de peso;
m) No caso de compressão de cimento, retirar mais uma seção, fechar o ESCP ou ancorar o
obturador, caso este esteja na coluna. Outra possibilidade no caso de compressão de cimento é o
uso de retentor de cimento, uma peça previamente cravada a cabo no revestimento, onde se
encaixa a coluna de cimentação para a compressão do cimento, previamente posicionado na
porção inferior da coluna.
n) A compressão do cimento é feita lenta e intermitentemente, controlando-se volumes injetados e
pressões. A pressão final é mantida até que o cimento crie alguma resistência.
7.12 Exercícios
Exercício 7-1:
Deve ser elaborado um questionário para este capítu lo.
8 PERFURAÇÃO NO MAR
8.1 Sondas Marítimas
Os principais tipos de sondas marítimas usadas nas operações de perfuração estão relacionados a
seguir:
• Plataforma Fixa (Fixed Platform);
• Plataforma Submersível (Submersible);
• Plataforma Auto-elevável (Jack Up);
• Plataforma Semisubmersível (SS) Ancorada e com Posicionamento Dinâmico (SSDP);
• Navio Sonda Ancorado (Drill Ship) e com Posicionamento Dinâmico (DSDP);
• Tension Leg Platform (TLP);
• Spar buoy.
A Figura 8.1 ilustra alguns dos tipos de sonda listados acima:
Figura 8.1 - Ilustração das sondas marítimas mais c omuns.
8.1.1 Plataformas Fixas
Este tipo de unidade (Figura 8.2) foi o primeiro a ser utilizado em águas rasas. Sua estrutura é
constituída de aço e apresenta estacas cravadas no fundo do mar. Elas possuem a vantagem de
serem completamente estáveis até nas piores condições do mar.
Ainda hoje, existem muitas desse tipo produzindo petróleo em áreas offshore da costa brasileira.
Sua principal limitação, porém, é a lâmina d’água.
As principais características das plataformas fixas estão relacionadas a seguir:
• A sonda de perfuração / completação é denominada de sonda modulada (SM);
• A jaqueta é lançada e fixada ao fundo do mar através de estacas. Após a fixação da jaqueta,
são instalados os vários módulos, através de uma operação com balsa guindaste (Hook up);
• Os poços podem ser perfurados antes ou depois da instalação da jaqueta;
• Não é necessário compensador de movimentos, visto que são fixas e não respondem
dinamicamente à ação das ondas;
• Perfuram somente no campo em que estão locadas. Se o campo tiver uma área muito extensa,
os poços mais afastados serão perfurados por outros tipos de plataforma;
• Limitação de lâmina d’água em até 200 metros, aproximadamente.
Figura 8.2 - Plataforma fixa com facilidades de per furação.
Figura 8.3 - Detalhe da jaqueta de uma plataforma f ixa.
8.1.2 Plataforma Auto-Elevável (PA)
As plataformas auto-eleváveis são constituídas, basicamente, de uma balsa equipada com
estruturas de apoio, ou pernas, que acionadas mecânica ou hidraulicamente movimentam-se para
baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, inicia-se a elevação da plataforma acima do nível
da água, numa altura segura e fora da ação das ondas. Podem atuar em profundidades entre 5 e
180 metros (Figura 8.4).
Figura 8.4 - Plataformas auto-eleváveis (jack up).
O transporte da plataforma até o local de perfuração dos poços exploratórios é feito por
rebocadores ou por propulsão própria.
As principais características das plataformas auto-eleváveis (jack up) são listadas a seguir:
• Possui grande mobilidade, ou seja, pode perfurar poços em vários campos. Contudo, há
limitação de LDA até 200 metros;
• É apoiada no fundo quando está na locação, através de sapatas de aço. Quando termina a
perfuração recolhe-se as pernas com as sapatas, o casco flutua e a plataforma é transportada com
auxílio de rebocadores para a nova locação;
• Possui baixo custo e grande oferta para locação no mercado;
• Não é necessário compensador de movimentos, visto que se apóiam no fundo e não respondem
dinamicamente à ação das ondas;
• Em geral possui formato em planta triangular.
Figura 8.5 - Jack up perfurando em LDA muito rasa ( as pernas estão bem recolhidas).
Figura 8.6 - Nesta situação as pernas não estão tão recolhidas.
8.1.3 Plataforma Semi-Submersível (SS)
As semi-submersíveis são plataformas flutuantes constituídas de uma estrutura de um ou mais
conveses e ficam apoiadas por colunas em flutuadores submersos (figura 2.7). As plataformas
estão sujeitas a movimentos em razão da influência das ondas, corrente e ventos. Estes
movimentos ameaçam a integridade da estrutura, os equipamentos submarinos e as operações de
perfuração. Assim, para que não ocorram problemas operacionais nem funcionais, a plataforma
pode “passear” numa determinada área, este passeio é denominado offset.
O offset é expresso em percentuais de lâmina d’água e ditado pelas limitações dos equipamentos
de subsuperfície, operações e pela profundidade.
Existem dois tipos de sistemas para controle do posicionamento da embarcação: sistema de
ancoragem e sistema de posicionamento dinâmico.
Ancoragem: esse sistema restaura o posicionamento original pela ação de 8 a 12 âncoras com
cabos e/ou amarras fixados no fundo do mar e que funcionam como molas, produzindo esforço
capaz de reagir ao efeito das ondas, ventos ou correntezas.
Posicionamento dinâmico: as plataformas que utilizam esse sistema não possuem ligação física
com o fundo do mar, exceto pelos equipamentos de perfuração. Sensores acústicos identificam a
deriva e a restauração da sua posição flutuante é feita por propulsores presentes no seu casco,
acionados por computador.
As principais características das plataformas semi-submersíveis estão relacionadas a seguir:
• São chamadas de semi-submersível devido ao fato de navegarem com os pontoons
(flutuadores) parcialmente fora da água e, ao chegarem na locação, terem os tanques de lastro
enchidos de maneira que a plataforma afunda parcialmente. Essa submersão tem o objetivo de
tornar a sonda mais estável em relação à ação das ondas;
• São as plataformas de perfuração mais utilizadas;
• Possui boa estabilidade à ação dinâmica das ondas, quando comparada com os navios sonda;
• Podem ser ancoradas ou com posicionamento dinâmico;
• Quando ancoradas podem operar em LDA em torno de 1500 metros;
• Quando usam posicionamento dinâmico (DP), podem operar em LDA de até 3000 metros;
• Apresentam alto custo, principalmente as que usam sistema DP;
• Em tempos de mercado aquecido, pode comprometer o cronograma de alguns
empreendimentos;
• As sondas com sistema DP não possuem linhas de ancoragem e possuem propulsão própria.
Conseqüentemente, mudam de locação com maior rapidez;
• Já as sondas ancoradas dependem do auxílio de rebocadores para recolher as linhas de
ancoragem e mudarem de locação;
• É necessário o uso de compensador de movimentos;
• Possuem grande mobilidade.
Figura 8.7 - Detalhe dos flutuadores e pernas de um a sonda semi-submersível.
Figura 8.8 - Sonda semi-submersível.
8.1.4 Navio Sonda (NS)
São navios projetados para explorar poços submarinos situados em águas muito profundas. Eles
possuem uma abertura no centro do casco por onde passa a coluna de perfuração.
Da mesma forma que as plataformas semi-submersíveis, os navios mais modernos são equipados
com sistemas de posicionamento dinâmico. Por meio de sensores acústicos, propulsores e
computadores, os efeitos do vento, onda e correnteza, que deslocam o navio de sua posição, são
minimizados (figura 2.8).
A utilização dos navios-sonda em perfurações proporciona algumas vantagens em relação aos
outros tipos de plataformas: grande capacidade de estocagem, perfuração de poços em qualquer
profundidade e operação sem a necessidade de barcos de apoio ou de serviços.
As principais características dos navios-sonda estão relacionadas a seguir:
• Possuem grande capacidade de carga para transportar os consumíveis de perfuração;
• Não há limite de LDA, sendo esta restrição dada pelos equipamentos de perfuração instalados;
• Em geral, são do tipo DP;
• Respondem de maneira mais acentuada à ação das ondas, quando comparado as plataformas
do tipo semi-submersível;
• Possuem grande mobilidade.
Figura 8.9 - Navio sonda ( drill ship ).
8.1.5 Tension Leg Platform (TLP)
Caracteriza-se pelo sistema de ancoragem que é feito por meio de estruturas tubulares, com
tendões fixos no fundo do mar por estacas e mantidos esticados pelo excesso de flutuação da
plataforma (figura 2.4). Esse sistema proporciona uma maior estabilidade da plataforma porque
diminui bastante os seus movimentos. Com isso, as operações de perfuração e produção se
assemelham às executadas em plataformas fixas.
As principais características das TLPs são as seguintes:
• Trata-se uma plataforma de produção, com facilidades para perfurar;
• Devido ao seu sistema de ancoragem (tendões com alta rigidez), apresentam baixa resposta
dinâmica à ação das ondas;
• Não apresenta mobilidade, ou seja, é capaz de perfurar somente no campo em que está locada.
Figura 8.10 - Tension Leg Platform (TLP).
8.1.6 Spar Buoy
Plataformas do tipo Spar-buoy são estruturas flutuantes de grande calado, que lhe confere baixa
resposta dinâmica no sentido vertical (figura 2.5). Estes tipos de plataformas, juntamente com as
TLPs, podem ser utilizadas como unidades exploração e produção (UEPs) com poços equipados
com árvore de natal seca.
A seguir, são relacionadas as principais características das plataformas do tipo Spar-buoy:
• Assim como a TLP, também é uma plataforma de produção dotada de facilidades para perfurar;
• Devido ao seu calado profundo, apresenta baixa resposta dinâmica à ação das ondas;
• Não apresenta mobilidade, ou seja, é capaz de perfurar somente nos campos em que está
locada.
Figura 8.11 - Plataforma tipo Spar-buoy .
8.2 Equipamentos e Seqüência Operacional da Perfura ção
A seguir, são apresentados os principais equipamentos usados para perfuração offshore, assim
como a seqüência de instalação desses equipamentos.
8.2.1 Início do Poço com Sistema de Cabos Guias
1) Descida da base guia temporária (BGT);
Descida da BGT.
Detalhe da BGT.
2) Retirada da coluna de assentamento da BGT;
3) Perfuração da primeira fase (broca de 30 in com alargador para 36 in).
4) Instalação da coluna de revestimento condutor de 30 in com a base guia permanente (BGP) e
cabos guia.
Descida da BGP.
Detalhe da BGP e Ferramenta de
Instalação.
5) Perfuração da segunda fase, com broca de 26 in.
Perfuração da segunda fase.
Detalhe da perfuração da segunda fase
(Sem retorno).
6) Instalação do revestimento intermediário, de 20 in.
7) Descida do BOP (Blowout Preventer) e instalação do riser de perfuração.
8) Perfuração da terceira fase, com broca de 17 ½ in, com circulação de fluido de perfuração no
anular entre a coluna de drill pipes e o riser de perfuração.
Nas fases seguintes, serão instalados os revestimentos intermediários de 13 3/8 in e de produção
de 9 5/8 in.
8.2.2 Início do Poço sem Cabos Guias
1) Descida da base de jateamento (BAJA), condutor de 30 in e BHA (bottom hole assembly) para
jateamento.
Descida da BAJA.
Detalhe da BAJA, Condutor de 30 in e BHA.
2) Jateamento do condutor de 30 in até assentamento da BAJA no fundo do mar.
3) Perfuração da segunda fase, com broca de 26 in.
Perfuração da segunda fase.
Retirada da Coluna de Jateamento.
4) Instalação do revestimento de 20 in.
5) Descida do BOP e instalação do riser de perfuração.
8.3 Riser de Perfuração
O riser de perfuração (ou marine riser) serve como meio de condução entre a cabeça de poço e a
sonda, possibilitando o fácil acesso de ferramentas descidas através da coluna, bem como a
circulação de fluidos entre o poço e os tanques da sonda (Figura 8.12).
Os principais equipamentos que compõem a coluna de riser são: BOP, LMRP, Flex joint, Juntas de
riser (com conectores nas extremidades), flutuadores, Diverter, Junta telescópica e cabos
tensionadores. Cada junta possui ainda, duas linhas rígidas fixadas em sua parede externa, para
cumprir as funções de choke e kill.
Figura 8.12 - Esquema da circulação do fluido de pe rfuração.
A Figura 8.13 e a Figura 8.14 ilustram o esquema do sistema do riser com seus principais
equipamentos.
Mesa Rotativa
Base guia permanente
Base guia provisória
Figura 8.13 - Composição do sistema de riser # 1.
Figura 8.14 - Composição do sistema de riser # 2.
8.3.1 Junta de Riser e Conectores
O riser de perfuração (Figura 8.15) é formado por vários trechos de tubos, juntas, que são
conectados por flanges ou conectores localizados nas extremidades dos risers. Cada tubo
apresenta normalmente diâmetro de 21 polegadas e comprimento de 40, 50, 70 ou 80 pés, mas
existem comprimentos menores para ajustar o tamanho desejado.
Figura 8.15 - Juntas típica de riser.
Devido à sua geometria, os flanges ou conectores (Figura 8.16 e Figura 8.17) localizados nas
extremidades das juntas geram altas concentrações de tensão. Por causa disto, essa região da
junta é alvo de análise na verificação do dano à fadiga e, na maioria dos casos, a região do
conector é quem determina a vida à fadiga do riser.
Figura 8.16 - Conector ou flange # 1.
Figura 8.17 - Conector ou flange # 2.
8.3.2 Spider
O conjunto Spider/Gimbal tem a função de sustentar todo o peso do riser de perfuração no nível da
mesa rotativa.
Figura 8.18 - Spider.
8.3.3 Diverter
Em poços pioneiros, onde não se tem conhecimento da área e há possibilidade de se encontrar
zonas de pressão alta na fase inicial do poço, é instalado um dispositivo que promove a vedação
do anular do poço, junto à mesa rotativa, chamado Diverter. Ele permite o redirecionamento do
fluxo para os flowlines, onde é tratado, evitando que lama e cascalho sejam expelidos na mesa
rotativa em caso de invasão de gás no anular. Este sistema é dimensionado para resistir à alta
velocidade de impacto de areia e cascalho, mas não à alta pressão. Seu controle é projetado de
modo a abrir os flowlines automaticamente quando o diverter é fechado.
8.3.4 Junta telescópica (Compensadores de movimento )
É uma junta deslizante de expansão capaz de absorver a movimentação vertical da sonda flutuante
de perfuração. A junta telescópica é instalada próxima ao topo do riser, acima da superfície do mar
e abaixo do deck de perfuração (Figura 8.19 e Figura 8.20). Possui dois barriletes, cilindros
concêntricos, um interno e outro externo. O interno é fixo ao diverter e o externo é anexado ao
riser; cabos tensionadores são ligados a um anel solidário ao barrilete externo, permitindo tração.
Procura-se manter tração constante no riser, variando-se a tração dos cilindros e com movimento
vertical somente do barrilete interno. O curso (stroke) máximo da junta varia de 45 a 55 pés.
Figura 8.19 - Junta telescópica.
Figura 8.20 - Junta telescópica na coluna de riser.
8.3.5 FlexJoints
Para atenuar o momento fletor atuante na base do riser, uma flexjoint é montada no topo do LMRP
e conectada ao riser (ver Figura 8.21). A flexjoint é formada por um elemento metálico articulado,
que tem por função proteger o elemento flexível e resistir à tração a que normalmente está
submetida esta seção do riser. O elemento flexível interno provê vedação e continuidade entre os
dois elementos articulados da junta, permitindo que haja um deslocamento angular entre os eixos
dos dois elementos, mantendo a estanqueidade (ver Figura 8.22). Também são instaladas flexjoints
na interface entre o diverter e a junta telescópica e em algumas sondas também entre a junta
telescópica e a primeira junta de riser.
Figura 8.21 - Esquema da coluna de riser com as fle xjoints e telescopic joint.
Figura 8.22 - Flex joint.
8.3.6 Jumper Lines
Para fazer a conexão das linhas de choke, kill e outras linhas auxiliares do riser com os respectivos
acessos nos manifolds na sonda, há a necessidade de introdução de um elemento com
flexibilidade para absorver os deslocamentos verticais da junta telescópica. Normalmente é usada
uma mangueira de alta pressão e no BOP, os deslocamentos angulares da flexjoint, são absorvidos
com o uso de um loop helicoidal de aço incorporado ao lower marine riser. Estes elementos são as
jumper lines.
8.3.7 Flutuadores (módulos de empuxo)
A tração máxima do riser ocorre no topo, assim, os módulos de flutuação são anexados ao riser
para diminuir a tração requerida na superfície. Os módulos de empuxo podem ser fabricados de
espuma sintática. Apesar de trazer grandes vantagens, deve-se tomar cuidado com o aumento da
força de arrasto devido à corrente, pois esta força é diretamente proporcional ao diâmetro total do
riser, incluindo o módulo de empuxo (Figura 8.23). Alguns destes flutuadores chegam a reduzir o
peso submerso da junta em mais de 90%.
Figura 8.23 - Flutuadores.
8.3.8 Cabos Tensionadores
Para evitar a flambagem do riser, é necessário mantê-lo sempre tracionado. Isto pode ser feito em
parte pelos módulos de empuxo (flutuadores), mas a maior parte cabe ao sistema de
tracionamento. A força de tração é exercida por cabos de aço ligados a um anel fixado logo abaixo
do elemento deslizante, ou seja, no topo do cilindro externo da junta telescópica. Os cabos são
distribuídos ao longo do anel e uma mesma tração, uniforme é aplicada. A tração nos cabos é
exercida por cilindros hidráulicos lineares com câmara ligada a uma bateria de grande volume de
garrafas de alta pressão de ar comprimido de modo que o deslocamento não provoque alteração
significativa na tração. Os cabos são ligados aos cilindros por sistemas de polias que
compatibilizam o curso admissível da junta telescópica com o curso dos pistões.
Figura 8.24 - Tensionador.
8.3.9 Principais Carregamentos no Riser de Perfuraç ão
Os risers devem ser analisados para assegurar níveis aceitáveis de deformações, tensões e vida à
fadiga, devidas às forças impostas pelas correntes, ondas e movimentos da embarcação. A
pressão hidrostática interna (fluido de perfuração) e a externa (água do mar) também são
fundamentais nas análises, assim como a influência do fluxo de corrente e onda ao redor do tubo.
Nesta seção, serão citados os principais carregamentos e esforços que agem no Riser de
Perfuração em uma sonda flutuante.
A tração no topo do riser destina-se a evitar a flambagem devida ao peso próprio da estrutura e
também a reduzir a sua curvatura.
As forças internas compreendem o momento fletor, força cortante, tração axial e peso da estrutura.
A aceleração lateral do riser resulta num carregamento de inércia. Também surgem forças em
razão das pressões hidrostáticas interna e externa. A dinâmica do fluido interno pode contribuir
para carregamentos no riser. Forças hidrodinâmicas também são impostas ao riser através das
ondas, corrente e movimentos da embarcação. Um carregamento muito importante é a vibração
causada por desprendimento de vórtices. Na maioria dos casos, este fenômeno tem bastante
relevância na vida à fadiga do riser.
A Figura 8.25 e a Figura 8.26 ilustram duas configurações que mostram os principais
carregamentos atuando nos equipamentos que compõem a coluna.
Figura 8.25 - Principais carregamentos atuantes no Riser 1 – Semi-submersível.
Figura 8.26 - Principais carregamentos atuantes no Riser 2 – Navio-sonda.
O momento torçor é geralmente baixo e não causa esforços significativos no sistema. No entanto,
em sonda DP, o travamento eventual do anel tensionador pode resultar em momento de torção ao
longo do riser, que é transmitido ao sistema de cabeça de poço.
8.4 Sistema de Segurança de Poço
Nas operações de perfuração offshore utilizando sondas flutuantes, os equipamentos são
instalados no fundo do mar, distantes das plataformas. Devido a estas distâncias e à necessidade
de abandono rápido do poço em caso de emergência, foi necessário desenvolver equipamentos
que tornassem as operações mais seguras e confiáveis.
O fato das sondas flutuantes poderem mudar de locação requer, seja por questões de logística ou
por razões de segurança, um ponto de desconexão da estrutura junto ao fundo do mar. A solução
adotada foi criar um sistema de cabeça de poço submarino, onde tanto os elementos de suporte de
carga como os de vedação sejam instalados remotamente a partir da superfície. O BOP é instalado
sobre esta cabeça de poço e é controlado da superfície através de uma linha umbilical. A ligação
entre o BOP e a sonda é feita através do riser de perfuração, sem apoios intermediários, tracionado
na superfície pelo sistema de tensionadores.
O BOP é um equipamento submarino projetado para resistir aos esforços, aos quais está
submetido. É composto basicamente por gavetas vazadas, gaveta cisalhante, válvula anular, linhas
de choke e kill e válvulas associadas. Existe ainda um sistema de acionamento remoto e
acumuladores de fluido de acionamento, que permitem o controle das principais funções (abertura
e fechamento das válvulas) a partir da superfície.
O Lower Marine Riser Package (LMRP) é um equipamento acoplado ao BOP por um conector. O
LMRP pode ser rapidamente desconectado do BOP pelo sistema remoto, quando por motivo de
ocorrência de emergências, permitindo assim o abandono seguro do poço.
Na ocorrência de influxo ou erupção, o BOP é fechado e o fluido de perfuração passa a retornar
pela linha de choke.
Os comandos enviados da superfície podem ser hidráulicos ou elétricos multiplexados por meio de
ligação física com o BOP, utilizando mangueira ou cabo elétrico.
Existe ainda um sistema de acionamento acústico, que atua em caso de falha do sistema feito por
ligação física. Em águas profundas, a desconexão de emergência do LMRP pode ser feita por um
simples toque de botão na superfície, de maneira rápida e segura.
8.4.1 Linhas de Choke e Kill
As linhas de choke e kill são projetadas para resistirem altas pressões causadas por kicks ou
blowouts, que se originam do influxo de fluidos indesejáveis partindo do poço para o espaço anular
entre o riser de perfuração e a coluna de perfuração, já que as colunas de riser não possuem
resistência para o controle de kicks ou blowouts. O procedimento para o controle do poço é o
seguinte: fecha-se o BOP, o fluido passa a circular pela linha de choke e, então, o fluido adensado
é bombeado pela linha de kill para auxiliar a retirada do fluido indesejado até atingir o controle.
8.4.2 Blow out preventer (BOP)
A função do BOP (Figura 8.27) é manter o controle do poço em caso de Blowout, que é o fluxo de
fluidos do reservatório para o interior do poço ainda não completado, diminuindo a pressão
hidrostática do fluido do poço e fazendo com que este entre em fluxo descontrolado.
Figura 8.27 - Blowout preventer (BOP) submarino.
O BOP é formado por uma série de válvulas de gavetas (Figura 8.28 e Figura 8.29), acopladas
umas sobre as outras, com configuração definida para vedação em torno das diversas colunas de
trabalho no poço. Além das gavetas de tubo, há a gaveta cega ou cisalhante, capaz de cortar a
coluna de trabalho e vedar o poço em caso de descontrole. Também há no topo do BOP a válvula
anular ou válvula esférica, formada por um elemento resiliente, capaz de vedar ao redor de
diferentes diâmetros de tubo.
Figura 8.28 - BOP com gavetas de tubo (pipe rams).
Figura 8.29 - BOP com gaveta cisalhante (shear rams ).
8.4.3 Lower Marine Riser Package (LMRP) O conjunto completo do BOP é montado em uma grande estrutura que pode pesar até 200 t no ar.
Em caso de emergência, uma vez fechado o poço, é possível desacoplar a parte superior do BOP,
conhecida como LMRP (Figura 8.30). Este procedimento é utilizado na situação em que a sonda de
perfuração, com posicionamento dinâmico, não consegue manter sua posição, ou por ação de
condições ambientais extremas, seja por falha em sistema de controle da plataforma. Neste
equipamento, estão os módulos de controle, que são alimentados por um umbilical eletro-
hidráulico, que é posicionado externamente ao riser e conectado aos painéis de controle na
superfície.
Figura 8.30 - BOP e LMRP.
8.5 EXERCÍCIOS
Exercício 8-1:
Deve ser elaborado um questionário para este capítu lo.
9 PRESSÕES DE POROS E FRATURA DAS FORMAÇÕES
9.1 Pressão de Poros
A pressão de poros será determinar a partir do gradiente de overburden, como está mostrado a
seguir:
Gradiente de overburden: gdz
db
o ×= ρσ
Onde:
ρb : densidade das formações localizadas acima do ponto considerado.
A densidade da formação pode ser calculada por: ( ) mfb ρρρ ×Φ−+×Φ= 1
Onde:
Φ : Porosidade da rocha
fρ : Densidade do fluido contido na rocha
mρ : Densidade da matriz da rocha ou arcabouço
A densidade das formações também pode ser obtida através de perfis corridos no poço, tais como
perfil densidade, ou estimado através dos perfis sônicos ou de nêutrons.
Como a porosidade normalmente diminui com a profundidade devido à compactação, então a
densidade da formação aumenta.
Normalmente se assume que a porosidade diminui exponencialmente com a profundidade:
Kze−×Φ=Φ 0
Manipulando as fórmulas, temos:
( ) ∫∫−×Φ××−−××=
H Kzfm
H
mo dzegdzg000
ρρρσ
A pressão de overburden ou pressão total é suportada tanto pelos fluidos que estão contidos nos
poros da rocha (pressão de poros - pP), como pela força de contato entre os grãos da rocha (tensão
efetiva – σZ).
Essa relação foi definida por diferentes pesquisadores, como:
ZPo p σσ += (Terzaghi, em 1923)
ZPo p σασ +×= (Handin, em 1963)
9.2 Pressão de Poros Normais e Anormais
A pressão do fluido dentro dos poros da rocha é dita normal quando ela corresponde a pressão que
seria gerada se a água de formação estivesse em contato com a superfície, isto é, a pressão de
poros seria igual a hidrostática do fluido.
Tipo de água Salinidade (NaCl) mg/l Densidade Peso Específico (lb/gal)
Água Doce 0 a 2500 1,00 8,34
Água do Mar 30.000 1,02 8,51
16.500 1,01 8,41
60.000 1,04 8,67
80.000 1,05 8,76 Água da Formação
100.000 1,07 8,92
Água Saturada (NaCl) 317.900 1,20 10,0
Assim se diz que a pressão de poros é normal quando o peso específico equivalente está entre
8.34 lb/gal e 9 lb/gal, pressões de poros com peso equivalente acima de 9,0 lb/gal são
consideradas pressões anormalmente altas, já menores de 8.34 lb/gal são chamadas de pressões
anormalmente baixas.
Pressões anormalmente baixas são geralmente encontradas em zonas já depletadas, isso é zonas
nas quais houve produção de fluidos.
Para ocorrer zonas de pressão anormalmente altas ou baixas é necessário que a zona esteja
isolada da superfície (trapeada).
Como causas de pressão anormalmente alta pode-se citar:
• Compactação; • Tectonismo; • Diagênese; • Repressurização; • Contraste de fluidos; • Outros.
9.2.1 Compactação
Nas formações a tensão total é suportada tanto pela matriz da rocha como pelo fluido nos poros, o
esquema a seguir mostra a carga total sendo absorvida pelas molas, que simulam a matriz da
rocha e pelo liquido (fluido nos poros).
No caso de pressão de poros normal a pressão de poros deve ser igual ao peso do fluido
localizado acima, condição hidrostática.
Com a compactação a sobrecarga sobre a rocha aumenta, com isso o espaço poroso diminui e
caso haja permeabilidade, o fluido tende a ser expulso e continuar a suportar apenas o peso de
fluido acima, isto é, permanece com a pressão normal.
Caso a formação tenha baixa permeabilidade, o fluido não poderá escapar, e uma parte da tensão
total será absorvida pelo fluido, ficando esse com uma pressão maior que o peso do fluido acima.
Assim durante o processo de compactação, caso os fluidos contidos nos poros não possam sair,
eles ficaram sobrepressurizados. Isso pode ocorrer, por exemplo, caso a compactação seja muito
rápida.
9.2.2 Tectonismo
O movimento das placas gera esforços compressionais, que podem gerar um aumento pressão no
fluido.
9.2.3 Diâgenese
Algumas transformações ocorrem com perda de água, um exemplo é a transformação da argila
montmorilonita em ilita, clorita ou caolinita; quando a água de hidratação sai do espaço
intercamadas há um aumento do volume de água e conseqüentemente a um aumento da pressão
de poros, caso não haja drenagem deste volume adicional de água.
9.2.4 Repressurização
Ocorre quando uma formação com maior pressão é colocada em contato com uma de menor
pressão.
9.2.5 Contraste de fluidos
O gás por ter peso específico menor que a água contida nos poros tende a deixar uma pressão no
topo maior.
9.3 Método de Pennebaker para Determinação da Press ão de Poros
Este método empírico, foi proposto pelo pesquisador Pennebaker a partir da utilização dos dados
sísmicos.
A partir do resultado do tempo de trânsito de uma onda sonora em 350 poços, ele ajustou a
seguinte formulação:
nTR ZKt
1−×=∆
Onde:
TRt∆ : Variação do tempo de trânsito.
n : Pode variar de 4 a 17. Pennebaker sugere um valor igual a 4.
Pennebaker em seu estudo conclui que qualquer mudança na pressão de poroso, tem como
conseqüência uma mudança no valor de K. Isso representa um deslocamento de uma reta quando
os dados são plotados em papel log-log.
Para a estima tiva do valor pressão de poros ele propões a seguinte equação:
( )3
)(
∆∆
×−−=TR
nTRnOOP t
tGGGG
Onde:
PG : Gradiente de pressão de poros procurada
OG : Gradiente de overburden
nG : Gradiente de pressão de poros normal
TRt∆ : Tempo de trânsito lido
nTRt )(∆ : Tempo de trânsito normal (extrapolado)
Exemplo:
Com os dados da sísmica abaixo, estime a pressão de poros a uma profundidade de 10.000 pés,
sabendo que o gradiente de overburden é estimado em 1.0 psi/pé e o gradiente de pressão de
poros normal é de 0.467 psi/pé (9,0 lb/gal).
Topo (pés) Base (pés) Espessura (pés) Tempo de Trânsito (µs/pé)
1.200 2.000 800 110
2.000 2.700 700 95
2.700 3.200 500 90
3.200 4.100 900 85
4.100 5.500 1.400 77
5.500 7.200 2.100 70
7.200 8.300 1.100 68
8.300 9.200 900 65
9.200 9.600 400 69
9.600 11.500 1.900 67
Plotando os dados em escala log-log e traçando-se a tendência se obtêm a seguinte equação do
tempo de trânsito normal em função da profundidade:
3053.01032 −=∆ xZtTR
Logo para 10.000 pés se tem o tempo de trânsito normal de 62 µs/pé, como o tempo de trânsito
obtido pela sísmica foi 67 µs/pé, concluímos que estamos em uma zona de pressão anormalmente
alta e a pressão será de:
( ) gallbpépsiGP /1.11/5776.067
62467.00,10,1
3
⇒=
×−−=
9.4 PRESSÕES DE FRATURA
A partir da pressão de poros a tensão efetiva, isto é, a tensão atuante na matriz ou arcabouço. O
exemplo a seguir, mostra como determinar este valor.
Exemplo:
Estime a tensão efetiva a 3.000 pés, usando Terzaghi, sabendo que a pressão de poros
equivalente é de 9,0 lb/gal e o gradiente de overburden é de 1 psi/pé.
A pressão de poros é de:
)7.1042(/2019873000481.79 2 psipelbPP =××=
A pressão devida a sobrecarga é de:
psipéspépsi 30003000/0.10 =×=σ
Então a tensão efetiva será de:
psiZ 160014003000 =−=σ
9.5 Exercícios
Exercício 9-1:
Deve ser elaborado um questionário para este capítu lo.
10 PROJETO DE POÇOS DIRECIONAIS
10.1 Introdução
O projeto de um poço direcional começa com a localização da sonda e do alvo, isto é, objetivo no
reservatório. Para a determinação das localizações são usadas coordenadas UTM (Universal
Transverse Mercator), que será apresentada a seguir:
10.2 Universal Transverse Mercator
Este sistema de projeção é usado para regiões compreendidas entre as latitudes 80ºN e 80ºS.
Divide-se o globo terrestre em 60 regiões, cada qual com 6º de longitude.
É adicionado em cada região meio grau de cada lado para permitir uma sobreposição de cada
região. A origem da projeção é a interseção do meridiano central e o equador. Para o meridiano
central é atribuído o valor arbitrário de 500.000 metros aumentando em direção ao leste; no
hemisfério norte o equador assume valor de 0 metros e aumenta em direção ao norte; já para o
hemisfério sul o equador assume o valor de 10.000.000 metros e diminui em direção ao sul,
conforme figura 1 a seguir.
Figura 10.1 - Coordenada UTM.
As regiões usadas no Brasil estão mostradas na Tabela 1 a seguir:
Tabela 10.1 - Meridianos Usados no Brasil.
Fusos Meridiano Central Meridianos Externos Regiões 18 75º W 78º W- 72º W Partes do Acre e Amazonas 19 69º W 72º W- 66º W Partes do Acre, Amazonas e Rondônia 20 63º W 66º W-60º W- Partes de Roraima, Amazonas, Mato
Grosso do Norte e do Sul e Rondônia 21 57º W 60º W-54º W- Partes do Amazonas, Amapá, Roraima,
Pará, Mato Grosso do Norte e do Sul, Paraná e Rio Grande do Sul.
22 51º W 54º W-48º W Partes do Amapá, Pará, Mato Grosso do Norte e do Sul, Maranhão, Goiás, Tocantins, Minas Gerais, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.
23 45º W 48º W- 42º W Partes do Pará, Maranhão, Goiás, Tocantins, Piauí, Bahia, Minas Gerais, Rio de Janeiro e São Paulo.
24 39º W 42º W- 36º W Partes do Piauí, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Minas Gerais, Rio de Janeiro e Ceará.
25 33º W 36º W- 30º W Parte do Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco e Alagoas.
Tabela 1-
Exemplo
Dada as coordenadas da sonda (locação) e do alvo (objetivo) de um poço, pede-se o afastamento
final e a direção (azimute e rumo) do objetivo.
Sonda : X = 9.288.160 m
Y = 456.218 m
Objetivo : X = 9.288.540 m
Y = 455.890 m
Profundidade final do alvo, medido a partir da mesa rotativa 2000 m.
Solução:
Afastamento (Distância horizontal a sonda e o alvo):
∆x = 9.288.540 – 9.288.160 = 380 m
∆y = 456218 – 455890 = 328 m
mAF 98.501328380 22 =+=
O objetivo está localizado acima e a esquerda da sonda.
'''0 5847407994.40380328
arctgxy
arctg ==
=
∆∆=ψ
O azimute deste poço é igual 40.8º. O rumo, neste caso, é igual ao azimute, acrescentando-se o
quadrante 40.8º NE (Nordeste).
Distância Final:
m03.2062200098.501DF 22 =+=
10.3 Terminologia dos Poços Direcionais
Complementando as informações mencionadas no capítulo 6, temos:
a) Estação e Inclinação do Poço a Cada Estação ou Medição (α)
Estação é um ponto de medição de profundidade, inclinação e direção durante a execução do
poço.
Inclinação do poço a cada estação é o ângulo obtido em cada estação, ver figura 2 a seguir
b) Ângulo Máximo do Trecho Reto (θ)
A todo final de seção de ganho ou perda de ângulo, atinge-se um ângulo máximo que será mantido
constante em um trecho reto, ver figura 2 a seguir.
c) Seção Tangente ou Slant
É a seção onde a inclinação é mantida até atingir o objetivo ou até que haja uma nova seção de
ganho ou perda de ângulo, ver figura 2 a seguir.
d) Dogleg (β) e Dogleg Severity (DLS)
Dogleg é o ângulo no espaço formado por dois vetores tangentes à trajetória do poço em dois
pontos em consideração, de dogleg. O termo dogleg severity ou DLS refere-se ao ângulo dividido
pelo comprimento perfurado ou a ser perfurado. É expresso em termos de graus por 30 metros ou
por 100 pés. A figura 2 a seguir:
Figura 10.2 - Pontos Básicos de uma Trajetória de P oço Direcional.
10.4 Características da Perfuração Direcional
O projeto de um poço direcional deve apresentar o menor custo possível, considerando as
limitações operacionais e os diversos equipamentos que serão instalados no poço durante sua vida
útil. Principais parâmetros a serem analisados no projeto de um poço direcional:
• Inclinação máxima; • Profundidade e formação do KOP; • Taxas de ganho e perda de ângulo; • Diâmetro da fase do build up (aumento da inclinação);
• Diâmetro da fase do drop off (diminuição da inclinação); • Máximo dog leg (variação angular do poço).
A inclinação do poço tem influência na limpeza (carreamento dos cascalhos até a superfície), no
torque para girar a broca (devido ao aumento do drag, isto é arrasto da coluna de perfuração na
parede do poço). Quanto menos inclinado, mais fácil será o controle do trecho slant (trecho com
inclinação constante).
10.5 Classificação de Poços Direcionais
É muito comum classificar os poços direcionais de forma a se identificar o grau de severidade de
cada um. As classificações mais comuns são quanto ao raio de curvatura, ao afastamento e ao
giro.
10.5.1 Classificação quanto ao Raio de Curvatura
Quanto ao raio de curvatura, os poços são classificados como está mostrado na figura 3 a seguir:
Figura 10.3 - Classificação quanto ao Raio de Curva tura.
Para a determinação do raio de curvatura, devemos usar a seguinte expressão:
CRK180
BUR×π
×=
Exemplo: Qual seria a classificação de um poço, quanto ao raio de curvatura, considerando que o
projeto exija que a inclinação 4º a cada 12 m?
BUR = 4º /12 m = 10º /30 m = 10.2º / 100 ft
m9.17110
30180BUR
K180R
oC =×π
×=×π
×=
ou
ft7.5612.10
100180BUR
K180R
oC =×π
×=×π
×=
Este poço seria enquadrado como raio médio.
10.5.2 Classificação quanto ao Afastamento do Objet ivo
Podem ser classificados, como:
Tabela 10.2 - Classificação dos poços direcionais q uanto ao afastamento do objetivo.
Tipo de Poço Afastamento (AF)/ (PV-LDA) Convencional <2
De grande afastamento 2-3 De afastamento severo >3
AF : Afastamento;
PV : Profundidade vertical;
LDA : Lâmina d’água para poços offshore.
10.5.3 Classificação quanto ao Giro
Podem ser poços em um único plano (2D-bidimensional), ou poços que cortam vários planos (3D-
tridimesional).
10.6 Planejamento de um Poço Direcional
10.6.1 Definição do Tipo de Trajetória
A definição da trajetória de um poço direcional é função dos seguintes fatores:
• Profundidade total do poço e afastamento;
• Limitações de torque e arrasto;
• Limitações de limpeza e pressões no fundo do poço;
• Presença de formações rasas e pouco consolidadas que dificultam o ganho de ângulo,
resultando num aprofundamento do KOP;
• Aspectos geológicos, como direção, mergulho das camadas das formações e a presença de
falhas;
• Existência de formações instáveis que podem limitar a inclinação do poço;
• Requisitos de reservatórios, como profundidade de entrada, formato e direção do objetivo;
• Existência de reservatórios com muitas camadas que podem exigir poços inclinados em vez de
horizontais;
• Operações futuras a serem feitas no poço, como fraturamento hidráulico, gravel packing, etc.;
• Impossibilidade de fazer o peso dos comandos e dos tubos pesados chegarem até a broca em
função da complexidade da trajetória.
10.6.2 Planejamento da Trajetória do Poço Tipo I
A figura 4 a seguir, mostra os parâmetros que definem a geometria de um poço direcional com
trajetória do tipo I.
Figura 10.4 - Esquema de Cálculo da Trajetória do T ipo I.
Onde:
VK : Profundidade vertical do KOP;
V1 : Profundidade vertical do EOB;
Va : Profundidade vertical do objetivo;
D1 : Afastamento do EOB;
Da : Afastamento do objetivo (AF);
Θ : Ângulo máximo do trecho reto.
A seguir estão apresentadas as fórmulas necessárias para o cálculo da trajetória de um poço do
tipo I.
Determinação do raio de curvatura (Rc)
BURK180
RC ×π×=
Determinação do ângulo máximo do trecho reto (θ)
Onde: τ−Ω=θ
−−=τ∴
−−==τ
Ka
aC
Ka
aC
VVDR
arctanVVDR
AOBA
tan
OBR
sin C=Ω e τ
−=sin
DROB aC
( ) ( )
−−−
−+−=θ
Ka
a
2Ka
2aC
C
VVDR
arctanVVDR
Rarcsen
Determinação da seção DC
θ××π= CDC R180
L ou BURK
LDCθ×=
Determinação dos segmentos D1 e V1
( )θ−×= cos1RD C1 e θ×+= senRVV CK1
Determinação da seção CB: θ
−=cos
VVL 1a
CB
Exemplo 10-1:
Considerando os seguintes dados:
Coordenada da sonda (locação) : X = 8.783.850 m e Y = 726.725 m
Coordenada do alvo (objetivo) : X = 8.783.200 m e Y = 726.700 m
Taxa de ganho de ângulo (BUR) : 2º /30 m
KOP : 800 m
Profundidade vertical do alvo : 2100 m
Profundidade vertical final do poço : 2220 m
Pede-se determinar:
1) Raio de curvatura. 2) Afastamento e direção do alvo 3) Ângulo máximo do trecho reto 4) Profundidades medidas e afastamento dos pontos de interesse 5) Profundidade medida total
Solução:
Raio de curvatura
m44.859230180
BURK180
RC =×π×=
×π×=
Afastamento e Direção do Alvo ∆x = 8.783.850 – 8.783.200 = 650 m
∆y = 726.725 – 726.700 = 25 m
m48.65025650AF 22 =+=
O alvo está localizado abaixo e a direita da sonda.
02.265025
arctgxy
arctg =
=
∆∆=ψ
Azimute igual a 182.2º e rumo 2.2º SW (S2.2º W)
Ângulo máximo do trecho reto Temos: RC = 859.44 m, Da= 650.48 m, VK = 800 m e Va = 2100 m
−−=
−−=τ
800210048.65044.859
arctanVVDR
arctanKa
aC , o133.9=τ
m44.1316)133.9sin(48.65044.859
sinDR
OB aC =−=τ
−=
76.4044.131644.859
arcsinOBR
arcsin C =
==Ω
θ= Ω – τ= 40.76 – 9.133= 31.62º
Cálculo dos segmentos V1 e D1 D1= 859.44 x (1- cos 31.62) = 127.59 m
V1= 800+ 859.44*sen 31.62 = 1250.59 m
Determinação da profundidade medida total Comprimento do trecho de build up
m3.4742
62.3130BURK
LDC =×=θ×=
Comprimento do trecho reto
m5.99762.31cos
59.12502100cos
VVL 1a
CB =−=θ
−= =
Verificação dos Cálculos
62.3159.1250210059.12748.650
VVDD
tan1a
1a =−
−=−−=θ
Comprimento do trecho reto após o alvo
m92.14062.31cos
21002220LBF =−=
Comprimento total até o fundo do poço
Ltotal = 800+ 474.3+ 997.5+ 140.92= 2412.9 m
10.6.3 Planejamento da Trajetória do Poço Tipo II
A Figura 10.5 a seguir, mostra os parâmetros que definem a geometria de um poço direcional com
trajetória do tipo II.
Figura 10.5 - Esquema de Cálculo da Trajetória do T ipo II.
Onde:
VK : Profundidade vertical do KOP;
V1 : Profundidade vertical do EOB;
V2 : Profundidade vertical do final do trecho de drop off;
Va : Profundidade vertical do objetivo;
D1 : Afastamento do EOB;
Da : Afastamento do objetivo (AF);
Θ : Ângulo máximo do trecho reto.
A seguir estão apresentadas as fórmulas necessárias para o cálculo da trajetória de um poço do
tipo II. A seqüência de cálculo é similar e utiliza as mesmas expressões da trajetória tipo I, com
exceção do ângulo do trecho reto θ, determinando-se:
Determinação dos raios de curvatura 1 e 2 (Rc1 e Rc2)
BUR
KRR CC ×
×==π180
21
Determinação do ângulo máximo do trecho reto (θ)
senYVV
RRY
k
×
−+
−=2
21arccosθ
−+−=
a
K
DRR
VVY
21
2arctan
10.7 Trajetória de Poços Horizontais
Serão apresentados os procedimentos de cálculo pra dois tipos de trajetória para poços
horizontais. Primeiramente, é apresentado um poço horizontal com apenas um trecho de ganho de
ângulo, trajetória similar ao tipo III mencionado no capítulo 6. A Figura 10.6 a seguir, mostra a
trajetória e os parâmetros da mesma.
Figura 10.6 - Esquema de Cálculo de Poço Horizontal com um Trecho de Build up. Trajetória do Tipo III.
Por definição, o ângulo do trecho reto é 90º. O raio de curvatura é a diferença entre a profundidade
vertical do alvo e a do KOP.
O afastamento total do poço em relação ao objetivo é dado por:
tha LRD +=
O comprimento do trecho em build up (Lbu) é dado por:
R2
Lbu ×π=
O comprimento (L) ou profundidade medida (PM) total do poço é determinado por:
thbuKbu LLVL ++=
Será apresentado o caso em que o ganho de ângulo se dá em dois trechos de build-up. Este tipo
de perfil confere maior controle do poço, pois correções de trajetória no trecho reto entre os dois
trechos de ganho de ângulo poderão ser feitas para garantir a chegada ao alvo. A figura 7 a seguir,
mostra a trajetória e os parâmetros da mesma.
Figura 10.7 - Esquema de Cálculo de Poço Horizontal com dois Trechos de Build up.
−−−=φ
1a
K2a
RDVRV
arctan
( ) ( )
−−+−
−=β2
K2a2
1a
12
VRVRD
RRarcsen
β−φ−=θ 090
Os comprimentos V∆ e D∆ são calculados por:
( )( )θ−−×=∆ 90cos1RV 2
( )θ−×=∆ 90senRD 2
Exemplo 10-2:
Planeje a trajetória direcional de um poço horizontal e seu respectivo poço piloto. O KOP deverá
ficar a 945 m, o ângulo máximo do trecho reto será de 55º e a taxa de ganho de ângulo será de 2º
/30 m. O objetivo estará a 2068 m de profundidade vertical, o trecho horizontal será de 500 m e a
taxa de ganho usada para atingir o trecho horizontal será de 3º / 30 m.
CÁLCULO DA TRAJETÓRIA DO POÇO PILOTO
a) Raio de Curvatura
m8602
30180BUR
30180R
o
o
C =×π
×=×π
×=
b) Profundidade Medida (PM)
mVK 945=
m70455sen860senRV 01 =×=θ×=∆
m4199457042068VVVV K1a2 =−−=−∆−=∆
m164955sen860945RsenVV 0k1 =×+=θ+=
m82655860180
R180
L 0CDC =××π=θ××π=
m72955cos
419cos
VL
02
CB ==θ
∆=
m2500729826945LLVPM CBDCKPILOTO =++=++=
A figura a seguir mostra todos os parâmetros da trajetória do poço piloto:
Cálculo da Trajetória do Poço Horizontal
Planeje um poço horizontal desviando da trajetória do poço a partir do trecho reto (slant) para que
este atinja o objetivo a 2068 m. Calcule o novo KOP (KOP2), a profundidade vertical e a
profundidade medida desse desvio para uma taxa de ganho de ângulo de 3º /30m. Assuma que a
profundidade vertical do segmento KOP ficará 100 m acima da profundidade vertical do objetivo,
ver figura a seguir.
Temos:
m100V3 =∆
KOP2 = 2068 – 100 = 1968 (profundidade vertical do KOP2)
m96.5723
30180BUR
30180R
o
o
C =×π
×=×π
×=
O comprimento medido do trecho curvo é dado por:
m350360
559096.5722
360R2M 23
c3 =
−××π=
α−απ=∆
A profundidade medida do KOP2 é dada por:
m232655cos
1002500
cosV
PMPM0
3PILOTO2KOP =−=
θ∆−=
Profundidade total do poço horizontal:
m31765003502326500MPMPM 32KOPHORIZONTAL =++=+∆+=
10.8 Exercícios
Exercício 10-1:
Deve ser elaborado um questionário para este capítu lo.
11 CONTROLE DE POÇO
Esse capítulo deverá ser traduzido.
Prior to 1960, the most common method of well control was known as the Constant Pit Level
Method or the Barrel In-Barrel Out Method.
However, it was realized that if the influx was anything other than water, this method would be
catastrophic. Consequently, classical pressure control procedures were developed. It is incredible
that even today there are those in the field who continue to use the older, antiquated methods.
Ironically, there are instances when these methods are appropriate and the classical methods are
not. It is equally incredible that in some instances classical procedures are applied to situations
which are completely inappropriate. If the actual situation is not approximated by the theoretical
models used in the development of the classical procedures, the classical procedures are not
appropriate. There is an obvious general lack of understanding. It is the purpose of this chapter to
establish firmly the theoretical basis for the classical procedures as well as describe the classical
procedures. The application of the theory must be strictly followed in the displacement procedure.
11.1 Causas de Kicks e Blowouts
São eventos capazes de produzir um kick:
• Peso de fluido insuficiente para amortecer o poço;
• Falha em manter o nível de fluido dentro do poço durante uma manobra;
• Pistoneio durante a manobra;
• Perda de circulação;
• Fluido cortado por gás, água ou óleo.
11.1.1 Peso do Fluido Menor que a Pressão da Formaç ão
There has been an emphasis on drilling with mud weights very near to and, in some instances,
below formation pore pressures in order to maximize penetration rates. It has been a practice in
some areas to take a kick to determine specific pore pressures and reservoir fluid composition.
In areas where formation productivity is historically low (roughly less than 1 million standard cubic
feet per day without stimulation), operators often drill with mud hydrostatics below the pore
pressures. Mud weight requirements are not always known for certain areas.
The ability of the industry to predict formation pressures has improved in recent years and is
sophisticated. However, a North Sea wildcat was recently 9 pounds per gallon overbalanced while
several development wells in Central America were routinely 2 pounds per gallon underbalanced.
Both used the very latest techniques to predict pore pressure while drilling. Many areas are plagued
by abnormally pressured, shallow gas sands. Geologic correlation is always subject to interpretation
and particularly difficult around salt domes.
11.1.2 Falha na Reposição do Fluido e Pistoneio Dur ante Manobra
Failure to keep the hole full and swabbing is one of the most frequent causes of well control
problems in drilling. This problem is discussed in depth in Chapter 3.
11.1.3 Perda de Circulação
Caso ocorra perda de circulação, a conseqüente diminuição da pressão hidrostática permite que
haja fluxo de fluidos da formação para dentro do poço. E se o fluido de perfuração não vem à tona,
o kick pode não ser notado por algum tempo, podendo tornar a situação extremamente complicada
em termos de controle do poço.
Um dos recursos a serem utilizados nesse caso é tentar completar o poço com água para que o
comportamento do mesmo possa ser observado. Normalmente, quando há fluxo de subsuperfície,
a pressão e os hidrocarbonetos demoram poucas horas para chegar à superfície.
Usually, if an underground flow is occurring, pressure and hydrocarbons will migrate to the surface
within a few hours. In many areas it is forbidden to trip out of the hole without returns to the surface.
In any instance, tripping out of the hole without mud at the surface should be done with extreme
caution and care, giving consideration to pumping down the annulus while tripping.
11.1.4 Fluido Cortado
Gas-cut mud has always been considered a warning signal, but not necessarily a serious problem.
Calculations demonstrate that severely gas-cut mud causes modest reductions in bottom hole
pressures because of the compressibility of the gas. An incompressible fluid such as oil or water
can cause more severe reductions in total hydrostatic and has caused serious well control problems
when a productive oil or gas zone is present.
11.2 Indícios de Kick
Abaixo, são relacionados alguns eventos que podem ser tomados como indícios de kick:
• Aumento abrupto da taxa de penetração;
• Aumento do volume de fluido na superfície, identificado por aumento no nível do tanque ou da
vazão de retorno;
• Alteração na pressão de bombeamento;
• Redução do peso da coluna;
• Lama cortada por óleo, gás ou água.
11.2.1 Aumento da Taxa de Penetração
Generally, the first indication of a well kick is a sudden increase in drilling rate or a "drilling break,"
which suggests that a porous formation may have been penetrated. Crews should be alerted that, in
the potential pay interval, no more than some minimal interval (usually 2 to 5 feet) of any drilling
break should be penetrated. This is one of the most important aspects of pressure control. Many
multimillion-dollar blowouts could have been avoided by limiting the open interval.
11.2.2 Ganho no Tanque ou Aumento da Vazão de Retor no
A variation of bit type may mask a drilling break. In that event, the first warning may be an increase
in flow rate or pit level caused by the influx of formation fluids. Depending on the productivity of the
formation, the influx may be rapid or virtually imperceptible. Therefore, the influx could be
considerable before being noticed. No change in pit level or flow rate should be ignored.
11.2.3 Alteração da Pressão de Bombeamento
A decrease in pump pressure during an influx is caused by the reduced hydrostatic in the annulus.
Most of the time, one of the aforementioned indications will have manifested itself prior to a
decrease in pump pressure.
11.2.4 Redução do Peso da Coluna
The reduction in string weight occurs with a substantial influx from a zone of high productivity.
Again, the other indicators will probably have manifested themselves prior to or in conjunction with a
reduction in drillpipe weight.
11.2.5 Fluido Cortado
Caution should be exercised when gas, oil, or water-cut mud is observed. Normally, this indicator is
accompanied by one of the other indicators if the well is experiencing an influx.
11.3 Fechamento do Poço
When any of these warning signals are observed, the crew must immediately proceed with the
established shut-in procedure. The crew must be thoroughly trained in the procedure to be used
and that procedure should be posted in the dog house. It is imperative that the crew be properly
trained and react to the situation. Classic pressure control procedures cannot be used successfully
to control large kicks. The success of the well control operation depends upon the response of the
crew at this most critical phase.
A typical shut-in procedure is as follows:
1. Drill no more than 3 feet of any drilling break.
2. Pick up off bottom, space out, and shut off the pump.
3. Check for flow.
4. If flow is observed, shut in the well by opening the choke line, closing the pipe rams, and closing
the choke, pressure permitting.
5. Record the pit volume increase, drillpipe, pressure, and annulus pressure. Monitor and record the
drillpipe and annular pressures at 15-minute intervals.
6. Close annular preventer; open pipe rams.
7. Prepare to displace the kick.
The number of feet of a drilling break to be drilled prior to shutting in the well can vary from area to
area. However, an initial drilling break of 2 to 5 feet is common. The drillpipe should be spaced out
to insure that no tool joints are in the blowout preventers. This is especially important on offshore
and floating operations. On land, the normal procedure would be to position a tool joint at the
connection position above the rotary table to permit easy access for alternate pumps or wire-line
operations. The pump should be left on while positioning the drillpipe. The fluid influx is distributed
and not in a bubble. In addition, there is less chance of initial bit plugging.
When observing the well for flow, the question is "How long should the well be observed?" The
obvious answer is that the well should be observed as long as necessary to satisfy the observer of
the condition of the well. Generally, 15 minutes or less are required. If oil muds are being used, the
observation period should be lengthened. If the well is deep, the observation period should be
longer than for a shallow well.
If the drilling break is a potentially productive interval but no flow is observed, it may be prudent to
circulate bottoms up before continuing drilling in order to monitor and record carefully such
parameters as time, strokes, flow rate, and pump pressure for indications of potential well control
problems. After it is determined that the well is under control, drill another increment of the drilling
break and repeat the procedure. Again, there is flexibility in the increment to be drilled. The
experience gained from the first increment must be considered. A second increment of 2 to 5 feet is
common. Circulating out may not be necessary after each interval even in the productive zone;
however, a short circulating period will disperse any influx. Repeat this procedure until the drilling
rate returns to normal and the annulus is free of formation fluids.
Whether the annular preventer or the pipe rams are closed first is a matter of choice. The closing
time for each blowout preventer must be considered along with the productivity of the formation
being penetrated.
The objective of the shut-in procedure is to limit the size of the kick. If the annular requires twice as
much time to close as the pipe rams and the formation is prolific, the pipe rams may be the better
choice. If both blowout preventers close in approximately the same time, the annular is the better
choice since it will close on anything.
Shutting in the well by opening the choke, closing the blowout preventers, and closing the choke is
known as a "soft shut-in." The alternative is known as a "hard shut-in," which is achieved by merely
closing the blowout preventer on the closed choke line. The primary argument for the hard shut-in is
that it minimizes influx volume, and influx volume is critical to success. The hard shut-in became
popular in the early days of well control.
Before the advent of modern equipment with remote hydraulic controls, opening choke lines and
chokes was time-consuming and could permit significant additional influx. With modern equipment,
all hydraulic controls are centrally located and critical valves are hydraulically operated.
Therefore, the shut-in is simplified and the time reduced. In addition, blowout preventers, like valves,
are made to be open or closed while chokes are made to restrict flow. In some instances, during
hard shut-in, the fluid velocity through closing blowout preventers has been sufficient to cut out the
preventer before it could be closed effectively.
In the young rocks such as are commonly found in offshore operations, the consequences of
exceeding the maximum pressure can be grave in that the blowout can fracture to the surface
outside the casing. The blowout then becomes uncontrolled and uncontrollable. Craters can
consume jack-up rigs and platforms. The plight of the floating rig can be even more grim due to the
loss of buoyancy resulting from gas in the water.
The most infamous and expensive blowouts in industry history were associated with fracturing to the
surface from under surface casing. It is often argued that fracturing to the surface can be avoided by
observing the surface pressure after the well is closed in and opening the well if the pressure
becomes too high. Unfortunately, in most instances there is insufficient time to avoid fracturing at
the shoe. All things considered, the soft shut-in is the better procedure.
In the event the pressure at the surface reaches the maximum permissible surface pressure, a
decision must be made either to let the well blow out underground or to vent the well to the surface.
Either approach can result in serious problems. With only surface casing set to a depth of less than
3600 feet, the best alternative is to open the well and permit it to flow through the surface
equipment. This procedure can result in the erosion of surface equipment. However, more time is
made available for rescue operations and repairs to surface equipment. It also simplifies kill
operations. There is no history of a well fracturing to the surface with pipe set below 3600 feet.
Therefore, with pipe set below 3600 feet, the underground blowout is an alternative. It is argued that
an underground flow is not as hazardous as a surface flow in some offshore and land operations.
When properly rigged up, flowing the well to the surface under controlled conditions is the preferred
alternative. A shut-in well that is blowing out underground is difficult to analyze and often more
difficult to control. The maximum permissible shut-in surface pressure is the lesser of 80 to 90
percent of the casing burst pressure and the surface pressure required to produce fracturing at the
casing shoe. The procedure for determining the maximum permissible shut-in surface pressure is
illustrated in
Example 2.1:
Example 2.1
Given:
Surface casing - 2000 feet 8 5-inch
~5
Internal yield = 2470 psi
Fracture gradient, Fe = 0.76 psi/ft
Mud density, p -- 9.6 ppg
Mud gradient, Pm= 0.5 psi/ft
Wellbore schematic - Figure 2.1
Required"
Determine the maximum permissible surface pressure on the annulus, assuming that the casing
burst is limited to 80 percent of design specification.
Solution:
80% burst = 0.8(2470 psi) = 1976 psi
P f = Pa (Maximum) +Pm Dsc (2.1)
Where:
PU -- Fracture pressure, psi
Pa = Annulus pressure, psi
Pm = Mud gradient, psi/ft
Dsc = Depth to the casing shoe
Therefore"
Pa (Maximum) -- Pf - Pm Dsc
= 0.76(2000) - 0.5(2000)
= 520 psi
Portanto, a máxima pressão
Therefore, the maximum permissible annular pressure at the surface is 520 psi, which is that
pressure which would produce formation fracturing at the casing seat.
Recording the gain in pit volume, drillpipe pressure, and annulus pressure initially and over time is
very important to controlling the kick.
As will be seen in the discussion of special problems in Chapter 4, the surface pressures are critical
for determining the condition of the well and the potential success of the well control procedure.
Analysis of the gain in the surface volume in consideration of the casing pressure is critical in
defining the potential for an underground blowout.
In some instances, due to a lack of familiarity with the surface equipment, crews have failed to shut
in the well completely. When the pit volume continued to increase, the oversight was detected and
the well shut in. Recording the surface pressures over time is extremely important.
Gas migration, which is also discussed in Chapter 4, will cause the surface pressures to increase
over time. Failure to recognize the resultant superpressuring can result in the failure of the well
control procedure.
These procedures are fundamental to pressure control. They are the responsibility of the rig crew
and should be practiced and studied until they become as automatic as breathing. The entire
operation depends upon the ability of the driller and crew to react to a critical situation. Now, the well
is under control and the kill operation can proceed to circulate out the influx.
11.4 Circulação do Influxo
11.4.1 Considerações Teóricas
Gas Expansion
Prior to the early 1960s, an influx was circulated to the surface by keeping the pit level constant.
This was also known as the Barrel In-Barrel Out Method. Some insist on using this technique today
although it is no more successful now than then. If the influx was mostly liquid, this
technique was successful. If the influx was mostly gas, the results were disastrous. When a
proponent of the Constant Pit Level Method was asked about the results, he replied, "Oh, we just
keep pumping until something breaks !" Invariably, something did break, as illustrated in the drilling
report at the beginning of this chapter.
In the late 1950s and early 1960s, some began to realize that this Barrel In-Barrel Out technique
could not be successful. If the influx was gas, the gas had to be permitted to expand as it came to
the surface. The basic relationship of gas behavior is given in Equation 2.2:
P V = zn RT (2.2)
Where:
P = Pressure, psia
V = Volume, ft 3
z = Compressibility factor
n = Number of moles
R = Units conversion constant
T = Temperature, ~
For the purpose of studying gas under varying conditions, the general
relationship can be extended to another form as given in Equation 2.3:
P1 V1 = P2 V2 (2.3)
zl TI z2T2
1 = Denotes conditions at any point
2 = Conditions at any point other than point 1
By neglecting changes in temperature, T, and compressibility
factor, z, Equation 2.3 can be simplified into Equation 2.4 as follows:
P1 V1 = P2 V2 (2.4)
In simple language, Equation 2.4 states that the pressure of a gas multiplied by the volume of the
gas is constant. The significance of gas expansion in well control is illustrated by Example 2.2:
Example 2.2
Given:
Wellbore schematic = Figure 2.2
1 cubic foot of gas enters the wellbore.
51
Gas enters at the bottom of the hole, which is point 1.
Required:
1. Determine the pressure in the gas bubble at point 1.
, Assuming that the 1 cubic foot of gas migrates to the surface of the closed container (point 2) with
a constant
volume of 1 cubic foot, determine the pressure at the
surface, the pressure at 2000 feet, and the pressure at
10,000 feet.
Solution:
1. The pressure of the gas, P1, at point l, which is the bottom
of the hole, is determined by multiplying the gradient of
the mud (psi/ft) by the depth of the well.
P1 -- ,ore D (2.5)
P1 = 0.5(10,000)
PI -- 5000 psi
. The pressure in the 1 cubic foot of gas at the surface
(point 2) is determined using Equation 2.4:
Pl V1 = P2 V2
(5000)(1) - P2(1)
P~rf~ce = 5000 psi
Determine the pressure at 2000 feet:
P2ooo = P2 + pro(2000)
P2 ooo = 5000 + O. 5 (2000)
P2ooo = 6000 psi
Determine the pressure at the bottom of the hole.
P10.000 :Pm (10,000)
P I o. ooo = 5000 + O. 5 ( 1 O, 000)
PI o.ooo : 10,000 psi
As illustrated in Example 2.2, the pressures in the well become excessive when the gas is not
permitted to expand. The pressure at 2000 feet would build to 6000 psi if the wellbore was a closed
container. However, the wellbore is not a closed container and the pressure required to fracture the
wellbore at 2000 feet is 1520 psi. When the pressure at 2000 feet exceeds 1520psi, the container
will rupture, resulting in an underground blowout.
The goal in circulating out a gas influx is to bring the gas to the surface, allowing the gas to expand
to avoid rupturing the wellbore. At the same time, there is the need to maintain the total hydrostatic
pressure at the bottom of the hole at the reservoir pressure in order to prevent additional influx of
formation fluids. As will be seen, classical pressure control procedures routinely honor the second
condition of maintaining the total hydrostatic pressure at the bottom of the hole equal to the
reservoir pressure and ignore any consideration of the fracture pressure at the shoe.
The U- Tube Model
All classical displacement procedures are based on the U-Tube Model illustrated in Figure 2.3. It is
important to understand this model and premise. Too often, field personnel attempt to apply
classical well control procedures to non-classical problems. If the U-Tube Model does not accurately
describe the system, classical pressure control procedures cannot be relied upon.
As illustrated in Figure 2.3, the left side of the U-Tube represents the drillpipe while the right side of
the U-Tube represents the annulus.
Therefore, the U-Tube Model describes a system where the bit is on bottom and it is possible to
circulate from bottom. If it is not possible to circulate from bottom, classical well control concepts are
meaningless and not applicable. This concept is discussed in detail in Chapter 4.
As further illustrated in Figure 2.3, an influx of formation fluids has entered the annulus (right side of
the U-Tube). The well has been shut in, which means that the system has been closed. Under these
shut-in conditions, there is static pressure on the drillpipe, which is denoted by Pdp, and static
pressure on the annulus, which is denoted by Pa. The formation fluid, , o f , has entered the annulus
and occupies a volume defined by the area of the annulus and the height, h, of the influx.
An inspection of Figure 2.3 indicates that the drillpipe side of the U-Tube Model is more simple to
analyze since the pressures are only influenced by mud of known density and pressure on the
drillpipe that is easily measured. Under static conditions, the bottomhole pressure is easily
determined utilizing Equation 2.6:
Pb -- Pm O -+- Pdp (2.6)
Where:
Pg = Bottomhole pressure, psi
Pm = Mud gradient, psi/ft
D -- Well depth, feet
Pdp = Shut-in drillpipe pressure, psi
Equation 2.6 describes the shut-in bottomhole pressure in terms of the total hydrostatic on the
drillpipe side of the U-Tube Model. The shut-in bottomhole pressure can also be described in terms
of the total hydrostatic pressure on the annulus side of the U-Tube Model as illustrated by Equation
2.7:
Where:
Pb : t 0 f h + Pm ( D - h ) + P,
Pb = Bottomhole pressure, psi
Pm = Mud gradient, psi/ft
D = Well depth, feet
Pa = Shut-in casing pressure, psi
pf : Gradient of influx, psi/ft
h = Height of the influx, feet
(2.7)
Classic well control procedures, no matter what terminology is used, must keep the shut-in
bottomhole pressure, Pb, constant to prevent additional influx of formation fluids while displacing the
initial influx to the surface. Obviously, the equation for the drillpipe side (Equation 2.6) is the simpler
and all of the variables are known; therefore, the drillpipe side is used to control the bottomhole
pressure, lb. With the advent of pressure control technology, the necessity of spreading that
technology presented an awesome task. Simplicity was in order and the classic Driller's Method for
displacing the influx from the wellbore without permitting additional influx was developed.
11.4.2 Método do Sondador
The Driller's Method of displacement is simple and requires minimal calculations. The
recommended procedure is as follows:
Step 1
On each tour, read and record the standpipe pressure at several rates in strokes per minute (spin),
including the anticipated kill rate for each pump.
Step 2
After a kick is taken and prior to pumping, read and record the drillpipe and casing pressures.
Determine the anticipated pump pressure at the kill rate using Equation 2.8:
Pc = Pks + Pdp (2.8)
Where:
Pc - Circulating pressure during displacement, psi
Pks = Recorded pump pressure at the kill rate, psi
P@ = Shut-in drillpipe pressure, psi
Important: If in doubt at any time during the entire procedure, shut in the well, read and record the
shut-in drillpipe pressure and the shut-in casing pressure, and proceed accordingly.
Step 3
Bring the pump to a kill speed, keeping the casing pressure constant at the shut-in casing pressure.
This step should require less than five minutes.
Step 4
Once the pump is at a satisfactory kill speed, read and record the drillpipe pressure. Displace the
influx, keeping the recorded drillpipe pressure constant.
Step 5
Once the influx has been displaced, record the casing pressure and compare with the original shut-
in drillpipe pressure recorded in Step 1. It is important to note that, if the influx has been completely
displaced, the casing pressure should be equal to the original shut-in drillpipe pressure.
Step 6
If the casing pressure is equal to the original shut-in drillpipe pressure recorded in Step 1, shut in
the well by keeping the casing pressure constant while slowing the pumps. If the casing pressure is
greater than the original shut-in drillpipe pressure, continue circulating for an additional circulation,
keeping the drillpipe pressure constant, and then shut in the well, keeping the casing pressure
constant while slowing the pumps.
Step 7
Read, record, and compare the shut-in drillpipe and casing pressures.
If the well has been properly displaced, the shut-in drillpipe pressure should be equal to the shut-in
casing pressure.
Step 8
If the shut-in casing pressure is greater than the shut-in drillpipe pressure, repeat Steps 2 through 7.
Step 9
If the shut-in drillpipe pressure is equal to the shut-in casing pressure, determine the density of the
kill-weight mud, Pl, using Equation 2.9 (Note that no "safety factor" is recommended or included):
Pm D + Pclp
p~ -- (2.9)
0.052D
Where:
Pl = Density of the kill-weight mud, ppg
Pm = Gradient of the original mud, psi/ft
Pdp = Shut-in drillpipe pressure, psi
D = Well depth, feet
Step 10
Raise the mud weight in the suction pit to the density determined in Step 9.
Step 11
Determine the number of strokes to the bit by dividing the capacity of the drill string in barrels by the
capacity of the pump in barrels per stroke according to Equation 2.10:
STB = Cdpldp + Chu, lhw + Cdclac
Cp
(2.10)
Where:
STB -- Strokes to the bit, strokes
Cdp = Capacity of the drillpipw, bbl/ft
Chw -- Capacity of the heavy-weight drillpipe, bbl/ft
Cdc -- Capacity of the drill collars, bbl/ft
ldp = Length of the drillpipe, feet
lhu, = Length of the heavy-weight drillpipe, feet
ldc -- Length of the drill collars, feet
C p -- Pump capacity, bbl/stroke
Step 12
Bring the pump to speed, keeping the casing pressure constant.
Step 13
Displace the kill-weight mud to the bit, keeping the casing pressure constant.
Warning: Once the pump rate has been established, no further adjustments to the choke should be
required. The casing pressure should remain constant at the initial shut-in drillpipe pressure. If the
casing pressure begins to rise, the procedure should be terminated and the well shut in.
Step 14
After pumping the number of strokes required for the kill mud to reach the bit, read and record the
drillpipe pressure.
Step 15
Displace the kill-weight mud to the surface, keeping the drillpipe pressure constant.
Step 16
With kill-weight mud to the surface, shut in the well by keeping the casing pressure constant while
slowing the pumps.
Step 17
Read and record the shut-in drillpipe pressure and the shut-in casing pressure. Both pressures
should be 0.
Step 18
Open the well and check for flow.
Step 19
If the well is flowing, repeat the procedure.
Step 20
If no flow is observed, raise the mud weight to include the desired trip margin and circulate until the
desired mud weight is attained throughout the system.
The discussion of each step in detail follows:
Step 1
On each tour, read and record the standpipe pressure at several flow rates in strokes per minute
(spm), including the anticipated kill rate for each pump.
Experience has shown that one of the most difficult aspects of any kill procedure is bringing the
pump to speed without permitting an additional influx or fracturing the casing shoe. This problem is
compounded by attempts to achieve a precise kill rate. There is nothing magic about the kill rate
used to circulate out a kick.
In the early days of pressure control, surface facilities were inadequate to bring an influx to the
surface at a high pump speed.
Therefore, one-half normal speed became the arbitrary rate of choice for circulating the influx to the
surface. However, if only one rate such as the one-half speed is acceptable, problems can arise
when the pump speed is slightly less or slightly more than the
Figure 2.4
precise one-half speed. The reason for the potential problem is that the circulating pressure at rates
other than the kill rate is unknown.
Refer to further discussion after Step 4.
The best procedure is to record and graph several flow rates and corresponding pump pressures as
illustrated in Figure 2.4. It is assumed in Examples 2.3 and 2.4 that the kill speed used is 30
strokes per minute. However, the actual pump speed used need not be exactly 30 strokes per
minute. The drillpipe pressure corresponding to the actual pump speed being used could be verified
using Figure 2.4.
Step 2
After a kick has been taken and prior to pumping, read and record the drillpipe and casing
pressures. Determine the pump pressure at the kill speed.
Important: If in doubt at any time during the entire procedure, shut in the well, read and record the
shut-in drillpipe pressure and the shut-in casing pressure, and proceed accordingly.
It is not uncommon for the surface pressures to fluctuate slightly due to temperature, gas migration,
or gauge problems. Therefore, it is important to record the surface pressures immediately prior to
commencing pumping operations.
The second statement is extremely important to keep in mind.
When in doubt, shut in the well! It seems that the prevailing impulse is to continue circulating
regardless of the consequences. If the condition of the well has deteriorated since it was shut in, it
deteriorated during the pumping phase. When in doubt, shut in the well, read the surface pressures,
compare with the original pressures, and evaluate the situation prior to further operations. If
something is wrong with the displacement procedure being used, the situation is less likely to
deteriorate while shut in and more likely to continue to deteriorate if pumping is continued.
Step 3
Bring the pump to a kill speed, keeping the casing pressure constant. This step should require less
than five minutes. As previously stated, bringing the pump to speed is one of the most difficult
problems in any well control procedure. Experience has shown that the most practical approach is
to keep the casing pressure constant at the shut-in casing pressure while bringing the pump to
speed. The initial gas expansion is negligible over the allotted time of five minutes required to bring
the pump to speed.
It is not important that the initial volume rate of flow be exact. Any rate within 10 percent of the kill
rate is satisfactory. This procedure will establish the correct drillpipe pressure to be used to displace
the kick. Figure 2.4 can be used to verify the drillpipe pressure being used.
Practically, the rate can be lowered or raised at any time during the displacement procedure. Simply
read and record the circulating casing pressure and hold that casing pressure constant while
adjusting the pumping rate and establishing a new drillpipe pressure. No more than one to two
minutes can be allowed for changing the rate when the gas influx is near the surface because the
expansion near the surface is quite rapid.
Step 4
Once the pump is at a satisfactory kill speed, read and record the drillpipe pressure. Displace the
influx, keeping the recorded drillpipe pressure constant.
Actually, all steps must be considered together and are integral to each other. The correct drillpipe
pressure used to circulate out the influx will be that drillpipe pressure established by Step 4. The
pump rates and pressures established in Step 1 are to be used as a confirming reference only once
the operation has commenced.
Consideration of the U-Tube Model in Figure 2.3 clearly illustrates that, by holding the casing
pressure constant at the shut-in casing pressure while bringing the pump to speed, the appropriate
drillpipe pressure will be established for the selected rate.
All adjustments to the circulating operation must be performed considering the casing annulus
pressure. In adjusting the pressure on the circulating system, the drillpipe pressure response must
be considered secondarily because there is a significant lag time between any choke operation and
the response on the drillpipe pressure gauge. This lag time is caused by the time required for the
pressure transient to travel from the choke to the drillpipe pressure gauge.
Pressure responses travel at the speed of sound in the medium.
The speed of sound is 1088 feet per second in air and about 4800 feet per second in most water-
based drilling muds. Therefore, in a 10,000-foot well, a pressure transient caused by opening or
closing the choke would not be reflected on the standpipe pressure gauge until four seconds later.
Utilizing only the drillpipe pressure and the choke usually results in large cyclical variations which
cause additional influxes or unacceptable pressures at the casing shoe.
Step 5
Once the influx has been displaced, record the casing pressure and compare with the original shut-
in drillpipe pressure recorded in Step 1. It is important to note that, if the influx has been completely
displaced, the casing pressure should be equal to the original shut-in drillpipe pressure.
Consider the U-Tube Model presented in Figure 2.5 and compare with the U-Tube Model illustrated
in Figure 2.3. If the influx has been properly and completely displaced, the conditions in the annulus
side of Figure 2.5 are exactly the same as the conditions in the drillpipe side of Figure 2.3. If the
frictional pressure losses in the annulus are negligible, the conditions in the annulus side of
Figure 2.5 will be approximately the same as the drillpipe side of
Figure 2.3. Therefore, once the influx is displaced, the circulating
annulus pressure should be equal to the initial shut-in drillpipe pressure.
Step 6
If the casing pressure is equal to the original shut-in drillpipe pressure recorded in Step 1, shut in
the well by keeping the casing pressure constant while slowing the pumps. If the casing pressure is
greater than the original shut-in drillpipe pressure, continue circulating for an additional circulation,
keeping the drillpipe pressure constant, and then shut in the well, keeping the casing pressure
constant while slowing the pumps.
Step 7
Read, record, and compare the shut-in drillpipe and casing pressures.
If the well has been properly displaced, the shut-in drillpipe pressure should be equal to the shut-in
casing pressure.
Again consider Figure 2.5. Assuming that the influx has been completely displaced, conditions in
both sides of the U-Tube Model are exactly the same. Therefore, the pressures at the surface on
both the drillpipe and casing should be exactly the same.
Often, pressure is trapped in the system during the displacement procedure. If the drillpipe pressure
and casing pressure are equal after displacing the influx but greater than the original shut-in
drillpipe pressure or that drillpipe pressure recorded in Step 2, the difference between the two
values is probably due to trapped pressure.
If the surface pressures recorded after displacement are equal but greater than the initial shut-in
drillpipe pressure and formation influx is still present in the annulus, this discussion is not valid.
These conditions are discussed in the special problems in Chapter 4.
Step 8
If the shut-in casing pressure is greater than the shut-in drillpipe pressure, repeat Steps 2 through 7.
If, after displacing the initial influx, the shut-in casing pressure is greater than the shut-in drillpipe
pressure, it is probable that an additional influx was permitted at some point during the displacement
procedure. Therefore, it will be necessary to displace the second influx.
Step 9
If the shut-in drillpipe pressure is equal to the shut-in casing pressure, determine the density of the
kill-weight mud, Pl, using Equation 2.9 (Note that no "safety factor" is recommended or
included):
,01 --
proD + "~
0.052D
Safety factors are discussed in detail in Chapter 4.
Step 10
Raise the mud weight in the suction pit to the density determined in Step 9.
Step 11
Determine the number of strokes to the bit by dividing the capacity of the drill string in barrels by the
capacity of the pump in barrels per stroke according to Equation 2.10:
STB -- Cdpldp + Chwlhu, Jr- Cdcldc
Cp
Sections or different weights of drillpipe, drill collars, or heavyweight drillpipe may be added or
deleted from Equation 2.10 simply by adding to or subtracting from the numerator of Equation
2.10 the product of the capacity and the length of the section.
Step 12
Bring the pump to speed, keeping the casing pressure constant.
Step 13
Displace the kill-weight mud to the bit, keeping the casing pressure constant.
Warning: Once the pump rate has been established, no further adjustments to the choke should be
required. The casing pressure should remain constant at the initial shut-in drillpipe pressure. If the
casing pressure begins to rise, the procedure should be terminated and the well shut in.
It is vital to understand Step 13. Again, consider the U-Tube Model in Figure 2.5. While the kill-
weight mud is being displaced to the bit on the drillpipe side, under dynamic conditions no changes
are occurring in any of the conditions on the annulus side. Therefore, once the pump rate has been
established, the casing pressure should not change and it should not be necessary to adjust the
choke to maintain the constant drillpipe pressure.
If the casing pressure does begin to increase, with everything else being constant, in all probability
there is some gas in the annulus. If there is gas in the annulus, this procedure must be terminated.
Since the density of the mud at the surface has been increased to the kill, the proper procedure
under these conditions would be the Wait and Weight Method, which is further described on page
70. The Wait and Weight Method would be used to circulate the gas in the annulus to the surface
and control the well.
Step 14
After pumping the number of strokes required for the kill mud to reach the bit, read and record the
drillpipe pressure.
Step 15
Displace the kill-weight mud to the surface, keeping the drillpipe pressure constant.
Referring to Figure 2.5, once kill-weight mud has reached the bit and the displacement of the
annulus begins, conditions on the drillpipe side of the U-Tube Model are constant and do not
change.
Therefore, the kill-weight mud can be displaced to the surface by keeping the drillpipe pressure
constant. Some change in casing pressure and adjustment in the choke size can be expected
during this phase. If the procedure has been executed properly, the choke size will be increased to
maintain the constant drillpipe pressure and the casing pressure will decline to 0 when the kill-
weight mud reaches the surface.
Step 16
With kill-weight mud to the surface, shut in the well by keeping the casing pressure constant while
slowing the pumps.
Step 17
Read and record the shut-in drillpipe pressure and the shut-in casing pressure. Both pressures
should be 0.
Step 18
Open the well and check for flow.
Step 19
If the well is flowing, repeat the procedure.
Step 20
If no flow is observed, raise the mud weight to include the desired trip margin and circulate until the
desired mud weight is attained throughout the system.
The Driller's Method is illustrated in Example 2.3:
Example 2.3
Given:
Wellbore schematic = Figure 2.6
Well depth, D = 10,000 feet
Hole size, Dh -- 77 inches
Drillpipe size, Dp - 41 inches
8-~-inch surface casing - 2000 feet
Casing internal diameter, Dci = 8.017 inches
Fracture gradient, Fg = 0.76 psi/ft
Mud weight, p = 9.6 ppg
Mud gradient, Pm = 0.50 psi/ft
A kick is taken with the drill string on bottom and:
Shut-in drillpipe pressure, Pap -- 200psi
Shut-in annulus pressure, Pa = 300 psi
Pit level increase - 10 barrels
Normal circulation rate = 6 bpm at 60 spm
Kill rate -- 3 bpm at 30 spm
Circulating pressure at kill rate, Pks - 500 psi
Pump capacity, Cp - 0.1 bbl/stk
Capacity of the:
Drillpipe, Cdpi -- 0.0142 bbl/ft
Drillpipe casing annulus, Cdpca = 0.0428 bbl/ft
Drillpipe hole annulus, Cdpha = 0.0406 bbl/ft
Note: For simplicity in calculation and illustration, no drill collars are assumed. The inclusion of drill
collars adds only an intermediate calculation.
Required:
Describe the kill procedure using the Driller's Method.
Solution:
1. Establish pressure versus volume diagram (Figure 2.4).
o Record the shut-in drillpipe pressure and shut-in casing pressure.
,
PO = 200 psi
P~ - 300 psi
Establish the pumping pressure at the kill rate of 30 spm
using Equation 2.8:
,
Pc = Pks + PO
Pc -- 500 + 200
Pc = 700 psi
Bring the pump to 30spm, maintaining 300psi on the
casing annulus.
, Read and record the drillpipe pressure equal to 700 psi.
Confirm the drillpipe pressure using Figure 2.4.
. Displace the annulus and all gas which has entered
the wellbore, keeping the drillpipe pressure constant at
700 psi.
o Read and record the drillpipe pressure equal to 700 psi
and casing pressure equal to 200 psi.
Shut in the well, keeping the casing pressure constant at
200 psi. Allow the well to stabilize.
Determine that all gas is out of the mud.
P. = Pdp - 200 psi.
Determine the kill weight, Pl, using Equation 2.9:
Pl =
Pm D + Pclp
0.052D
Pl =
0.5(10,000) + 200
0.052(10,000)
/)1 = 10 ppg
11. Determine the strokes to the bit using Equation 2.10:
STB -- Cdpldp + Chwlhw + Cdcldc
Cp
STB =
(0.0142)(10,000)
0.1
STB = 1420 strokes
Raise the mud weight at the surface to l0 ppg.
Bring the pump to 30 spm, keeping the casing pressure constant at 200 psi.
Displace the 10-ppg mud to the bit with 1420 strokes, keeping the annulus pressure, Pa, constant at
200 psi.
The choke size must not change. At 1420 strokes, observe and record the circulating pressure on
the drillpipe. Assume that the observed pressure on the drillpipe is 513 psi.
Circulate the 10-ppg mud to the surface, keeping the drillpipe pressure constant at 513 psi.
17. Shut in and check Pa = Pdp -- 0 psi. The well is dead.
18. Circulate and raise the mud weight to some acceptable
trip margin, generally between 150 to 500 psi above the
formation pressure, Pb, or 10.3 to 11.0 ppg.
19. Continue drilling ahead.
11.4.3 THE WAlT AND WEIGHT METHOD
The alternative classical method is commonly known as the Wait and Weight Method. As the name
implies, the well is shut in while the mud density is increased to the kill weight as determined by
Equation 2.9.
Therefore, the primary difference is operational in that the kill-weight mud, Pl, is pumped while the
gas is being displaced. The result is that the well is killed in one circulation with the Wait and Weight
Method whereas, with the Driller's Method, two circulations are required.
In the early days of pressure control, the time required to increase the density of the mud in the
surface system to the kill-weight was significant. During that time, it was not uncommon for the gas
to migrate or for the drillpipe to become stuck. However, modern mud mixing systems have
eliminated the time factor from most operations in that most systems can raise the density of the
surface system as fast as the mud is pumped. There are other important comparisons, which will be
presented after the Wait and Weight Method is presented, illustrated, and discussed.
While each step will be subsequently discussed in detail, the displacement procedure for the Wait
and Weight Method is as follows:
Step 1
On each tour, read and record the standpipe pressure at several rates in strokes per minute (spm),
including the anticipated kill rate for each pump.
Step 2
Prior to pumping, read and record the drillpipe and casing pressures. Determine the anticipated
pump pressure at the kill rate using Equation 2.8:
Pc = Pk s + Pd p
Step 3
Determine the density of the kill-weight mud, ,ol, using Equation 2.9 (note that no "safety factor" is
recommended or included):
Pl =
p,n D + Pdp
0.052D
Step 4
Determine the number of strokes to the bit by dividing the capacity of the drill string in barrels by the
capacity of the pump in barrels per stroke according to Equation 2.10:
STB =
Cdpldp + Chwlhw + Cdcldc
Cp
Step 5
Determine the new circulating pressure, Pc,,, at the kill rate with the kill-weight mud at the bit
utilizing Equation 2.11:
Pcn--Pdp-O.O52(p,-p)D+(~-)P~s (2.11)
Where:
/91 = Density of the kill-weight mud, ppg
p = Density of the original mud, ppg
Pks -- Original circulating pressure at kill rate, psi
Pdp = Shut-in drillpipe pressure, psi
D = Well depth, feet
Step 6
For a complex drill string configuration, determine and graph the pumping schedule for reducing the
initial circulating pressure, Pc, determined in Step 2 to the final circulating pressure, Pcn,
determined in Step 5. Using Equations 2.12 and 2.13, calculate Table 1 and create the
corresponding graph.
Note: A"section" of drill string is the length where all the diameters remain the same. A new section
would start any time the hole size or pipe diameter changes. As long as the diameters remain the
same, it is one section. Therefore, each section has one annular capacity.
The calculations begin from the surface.
For example, if the hole size does not change and the string consists of two weights of drillpipe,
heavy-weight drillpipe, and drill collars, four calculations would be required.
The table would look like the following:
Strokes Pressure
0
STKS 1
STKS 2
STKS 3
STB
700
STKS 1 =
Cp
Cds 1 lds I + Cds21ds2
STKS 2 =
Cp
Cds 11ds 1 + Cds21ds2 + Cds31ds3
STKS 3 --
Cp
Cds 1 lds 1 + Cds21ds2 -+- Cds31ds3 +
9 + Cdcldc
STB =
Cp
P1 = Pc - 0.052(pl - P)(ldsl)
P2 = Pc - 0.052(pl - P)(ldsl + lds2)
+ Pl ['ks P,s
p STB
P3 -- Pc - 0.052(pl - p)(ldsl + lds2 + lds3)
p STB (2.13c)
Pen -- Pdp - 0.052(pl - p) x (Idsl + Ids2 + Ids3 +... + Idc)
_+_ (PlPkSo, -- Pks) (2.13d)
Where"
STKS 1 = Strokes to end of section 1 of drill string
STKS 2 = Strokes to end of section 2 of drill string
STKS 3 = Strokes to end of section 3 of drill string
STB = Strokes to the bit as determined in Step 4
Where:
Pl -- Density of kill-weight mud, ppg
p --- Density of original mud, ppg
lds 1,2,3 ---- Length of section of drill string, feet
Cas 1,2,3 --- Capacity of section of drill string, bbl/ft
P1,2,3 = Circulating pressure with kill-weight mud to the
end of section 1,2,3 psi
Pdp = Shut-in drillpipe pressure, psi
Pks -- Circulating pressure at kill speed determined
in Step 1, psi
Cp = Pump capacity, bbl/stroke
Pen - New circulating pressure, psi
Pc -- Initial displacement pressure determined in Step 2
using Equation 2.8, psi
For a drill string composed of only one weight of drillpipe and
one string of heavy-weight drillpipe or drill collars, the pumping
schedule can be determined using Equation 2.14:
STKS 25(STB)
= (2.14)
25 psi Pe - Pcn
Step 7
Raise the density of the mud in the suction pit to the kill weight determined in Step 3.
Step 8
Bring the pump to a kill speed, keeping the casing pressure constant at the shut-in casing pressure.
This step should require less than five minutes.
Step 9
Once the pump is at a satisfactory kill speed, read and record the drillpipe pressure. Adjust the
pumping schedule accordingly. Verify the drillpipe pressure using the diagram established in Step 1.
Displace the kill-weight mud to the bit pursuant to the pumping schedule established in Step 6 as
revised in this step.
Step 10
Displace the kill-weight mud to the surface, keeping the drillpipe pressure constant.
Step 11
Shut in the well, keeping the casing pressure constant, and observe that the drillpipe pressure and
the casing pressure are 0 and the well is dead.
Step 12
If the surface pressures are not 0 and the well is not dead, continue to circulate, keeping the
drillpipe pressure constant.
Step 13
Once the well is dead, raise the mud weight in the suction pit to provide the desired trip margin.
Step 14
Drill ahead.
Discussion of each step in detail follows:
Step 1
On each tour, read and record the standpipe pressure at several rates in strokes per minute (spm),
including the anticipated kill rate for each pump.
This is the same discussion as presented after Step 1 of the Driller's Method. Experience has
shown that one of the most difficult aspects of any kill procedure is bringing the pump to speed
without permitting an additional influx or fracturing the casing shoe. This problem is compounded by
attempts to achieve a precise kill rate.
There is nothing magic about the kill rate used to circulate out a kick.
In the early days of pressure control, surface facilities were inadequate to bring an influx to the
surface at a high pump speed.
Therefore, one-half normal speed became the arbitrary rate of choice for circulating the influx to the
surface. However, if only one rate such as the one-half speed is acceptable, problems can arise
when the pump speed is slightly less or slightly more than the precise one-half speed. The reason
for the potential problem is that the circulating pressure at rates other than the kill rate is unknown.
Refer to further discussion after Step 4.
The best procedure is to record and graph several flow rates and corresponding pump pressures as
illustrated in Figure 2.4. It is assumed in Examples 2.3 and 2.4 that the kill speed used is 30 strokes
per minute. However, the actual pump speed used need not be exactly 30 strokes per minute. The
drillpipe pressure corresponding to the actual pump speed being used could be verified using Figure
2.4.
Step 2
Prior to pumping, read and record the drillpipe and casing pressures. Determine the anticipated
pump pressure at the kill rate using Equation 2.8:
=/'ks + Pap
This is the same discussion as presented after Step 2 of the Driller's Method. It is not uncommon for
the surface pressures to fluctuate slightly due to temperature, migration, or gauge problems.
Therefore, it is important to record the surface pressures immediately prior to commencing pumping
operations.
When in doubt, shut in the well! It seems that the prevailing impulse is to continue circulating
regardless of the consequences. If the condition of the well has deteriorated since it was shut in, it
deteriorated during the pumping phase. When in doubt, shut in the well, read the surface pressures,
compare with the original pressures and evaluate the situation prior to further operations. If
something is wrong with the displacement procedure being used, the situation is less likely to
deteriorate while shut in and more likely to continue to deteriorate if pumping is continued.
Step 3
Determine the density of the kill-weight mud using Equation 2.9 (note that no "safety factor" is
recommended or included):
Pl --
Pm D + Pdp
0.052D
Safety factors are discussed in Chapter 4.
Step 4
Determine the number of strokes to the bit by dividing the capacity
of the drill string in barrels by the capacity of the pump in barrels
per stroke according to Equation 2.10:
STB =
Cdpldp -[- Chu, lhw -+- Cdcldc
Cp
Sections of different weights of drillpipe, drill collars, or heavyweight
drillpipe may be added or deleted from Equation 2.10
simply by adding to or subtracting from the numerator of
Equation 2.10 the product of the capacity and the length of the
section.
Step 5
Determine the new circulating pressure, Pcn, at the kill rate with
the kill-weight mud utilizing Equation 2.11:
- edp -0.052(p - p)D + 7
The new circulating pressure with the kill-weight mud will be
slightly greater than the recorded circulating pressure at the kill
speed since the frictional pressure losses are a function of the density
of the mud. In Equation 2.11 the frictional pressure loss is
considered a direct function of the density. In reality, the frictional
pressure loss is a function of the density to the 0.8 power. However,
the difference is insignificant.
Step 6
For a complex drill string configuration, determine and graph the
pumping schedule for reducing the initial circulating pressure, Pc,
determined in Step 2 to the final circulating pressure, Pcn, determined
in Step 5. Using Equations 2.12 and 2.13, calculate Table 1
and create the corresponding graph.
Note: A"section" of drill string is the length where all the diameters remain the same. A new section
would start any time the hole size or pipe diameter changed. As long as the diameters remain the
same, it is one section. Therefore, each section has one annular capacity. The calculations begin
from the surface. For example, if the hole size does not change and the string consists of two
weights of drillpipe, heavy-weight drillpipe, and drill collars, four calculations would be required.
Determining this pump schedule is a most critical phase. Use of these equations is illustrated in
Example 2.4. Basically, the circulating drillpipe pressure is reduced systematically to offset
the increase in hydrostatic introduced by the kill-weight mud and ultimately to keep the bottomhole
pressure constant.
The systematic reduction in drillpipe pressure must be attained by reducing the casing pressure by
the scheduled amount and waiting 4 to 5 seconds for the pressure transient to reach the drillpipe
pressure gauge. Efforts to control the drillpipe pressure directly by manipulating the choke are
usually unsuccessful due to the time lag.
The key to success is to observe several gauges at the same time. The sequence is usually to
observe the choke position, the casing pressure, and drillpipe pressure. Then concentrate on the
choke position indicator while slightly opening the choke. Next, check the choke pressure gauge for
the reduction in choke pressure. Continue that sequence until the designated amount of pressure
has been bled from the annulus pressure gauge. Finally, wait 10 seconds and read the result on the
drillpipe pressure gauge. Repeat the process until the drillpipe pressure has been adjusted
appropriately.
Step 7
Raise the density of the mud in the suction pit to the kill weight determined in Step 3.
Step 8
Bring the pump to a kill speed, keeping the casing pressure constant at the shut-in casing pressure.
This step should require less than five minutes.
Step 9
Once the pump is at a satisfactory kill-speed, read and record the drillpipe pressure. Adjust the
pumping schedule accordingly. Verify the drillpipe pressure using the diagram established in Step 1.
Displace the kill-weight mud to the bit pursuant to the pumping schedule established in Step 6 as
revised in this step.
As discussed in the Driller's Method, the actual kill speed used is not critical. Once the actual kill
speed is established at a constant casing pressure equal to the shut-in casing pressure, the drillpipe
pressure read is correct. The pumping schedule must be adjusted to reflect a pump speed different
from the pump speed used to construct the table and graph.
The adjustment of the table is accomplished by reducing arithmetically the initial drillpipe pressure
by the shut-in drillpipe pressure and remaking the appropriate calculations. The graph is more easily
adjusted. The circulating drillpipe pressure marks the beginning point. Using that point, a line is
drawn which is parallel to the line drawn in Step 6. The new line becomes the correct pumping
schedule. The graph of pump pressure versus volume constructed in Step 1 is used to confirm the
calculations.
If doubt arises during the pumping procedure, the well should be shut in by keeping the casing
pressure constant while slowing the pump. The shut-in drillpipe pressure, shut-in casing pressure,
and volume pumped should be used to evaluate the situation. The pumping procedure can be
continued by bringing the pump to speed keeping the casing pressure constant, reading the drillpipe
pressure, plotting the point on the pumping schedule graph, and establishing a new line parallel to
the original. These points are clarified in Examples 2.3 and 2.4.
Keeping the casing pressure constant in order to establish the pump speed and correct circulating
drillpipe pressure is an acceptable procedure provided that the time period is short and the influx is
not near the surface. The time period should never be more than five minutes. If the influx is near
the surface, the casing pressures will be changing very rapidly. In that case, the time period should
be one to two minutes.
Step 10
Displace the kill-weight mud to the surface, keeping the drillpipe pressure constant.
Step 11
Shut in the well, keeping the casing pressure constant, and observe that the drillpipe pressure and
the casing pressure are 0 and the well is dead.
Step 12
If the surface pressures are not 0 and the well is not dead, continue to circulate, keeping the
drillpipe pressure constant.
Step 13
Once the well is dead, raise the mud weight in the suction pit to provide the desired trip margin.
Step 14
Drill ahead.
The Wait and Weight Method is illustrated in Example 2.4:
Example 2.4
Given:
Wellbore schematic = Figure 2.6
Well depth, D = 10,000 feet
Hole size, Dh - - 77 inches
Drillpipe size, Dp - 4 i89in ches
8 ~-inch surface casing - 2000 feet
Casing internal diameter, Dci -- 8.017 inches
Fracture gradient, Fg = 0.76 psi/fl
Mud weight, p = 9.6 ppg
Mud gradient, Pm - - 0.50 psi/ft
A kick is taken with the drill string on bottom and:
Shut-in drillpipe pressure, Pdp -- 200 psi
Shut-in annulus pressure, P,~ - 300 psi
Pit level increase = 10 barrels
Normal circulation rate = 6 bpm at 60 spm
Kill rate -- 3 bpm at 30 spm
Circulating pressure at kill rate, Pks = 500 psi
Pump capacity, Cp = 0.1 bbl/stk
Capacity of the:
Drillpipe, Cdp i - - 0.0142 bbl/ft
Drillpipe casing annulus, Cdpca : 0.0428 bbl/ft
Drillpipe hole annulus, Cdpha = 0.0406 bbl/ft
Note: For simplicity in calculation and illustration, no drill collars are assumed. The inclusion of drill
collars adds only an intermediate calculation.
Required:
Describe the kill procedure using the Wait and Weight Method.
Solution-
1. Establish pressure versus volume diagram using Figure 2.4.
. Record the shut-in drillpipe pressure and shut-in casing
pressure.
Pdf, = 200 psi
Pa = 300 psi
. Establish the pumping pressure at the kill rate of 30 spm
using Equation 2.8:
Pc : Pk s -+ Pd p
Pc = 500 + 200
Pc : 700 psi
Determine the kill weight, Pl, using Equation 2.9:
Pl--
Pm D + Pdp
0.052D
/91
0.5(10,000) + 200
0.052(10,000)
Pl -- 10 ppg
. Determine the strokes to the bit using Equation 2.10:
STB -- Cdpldp + Chwlhu, + Cdcldc
Cp
STB --
(0.0142) (10,000)
0.1
STB -- 1420 strokes
. Determine the new circulating pressure, Pcn, at the kill
rate with the kill-weight mud utilizing Equation 2.11"
(P') Pen-- P@ -O.O52(pl - p)D + -~ Pks
Pc~ - 200 - 0.052(10 - 9.6)(10,000)
10
+ 5oo
Pc,, - 513 psi
o Determine the pumping schedule for a simple drill string
pursuant to Equation 2.14:
STKS 25(STB)
25 psi Pc -- Pcn
STKS 25 (1420)
25 psi 700 - 513
STKS
25 psi
= 190 strokes
Strokes Pressure
0
190
380
570
760
950
1140
1330
1420
1600
700
675
650
625
600
575
550
525
513
513
Construct Figure 2.7~graph of pump schedule. Bring pump to 30spm, keeping the casing pressure
constant at 300 psi. Displace the kill-weight mud to the bit (1420 strokes) according to the pump
schedule developed in Steps 7 and 8.
After 190 strokes, reduce the casing pressure observed at that moment by 25 psi. After 10 seconds,
observe that the drillpipe pressure has dropped to 675 psi. After 380 strokes, reduce the casing
pressure observed at that moment by 25 psi. After 10 seconds, observe that the drillpipe pressure
has dropped to 650 psi. Continue in this manner until the kill-weight mud is at the bit and the
drillpipe pressure is 513 psi.
11. With the kill-weight mud to the bit after 1420 strokes, read and record the drillpipe pressure
equal to 513 psi.
12. Displace the kill-weight mud to the surface, keeping the drillpipe pressure constant at 513 psi.
13. Shut in the well, keeping the casing pressure constant, and observe that the drillpipe and
pressure are 0.
14. Check for flow.
15. Once the well is confirmed dead, raise the mud weight to provide the desired trip margin and
drill ahead.
Obviously, the most potentially confusing aspect of the Wait and Weight Method is the development
and application of the pumping schedule used to circulate the kill-weight mud properly to the bit
while maintaining a constant bottomhole pressure. The development and application of the pump
schedule is further illustrated in Example 2.5 to provide additional clarity:
Example 2.5
Given:
Example 2.4
Required:
1. Assume that the kill speed established in Step 9 of Example 2.4 was actually 20 spm instead of
the anticipated 30 spin. Determine the effect on the pump schedule and demonstrate the application
of Figure 2.7.
, Assume that the drill string is complex and composed of
4000 feet of 5-inch 19.5 #/ft, 4000 feet of 4 i89 16.6 #/ft,
1000 feet of 4 i89 heavy-weight drillpipe, and 1000 feet of 6-inch-by-2-inch drill collars. Illustrate the
effect of the complex string configuration on Figure 2.7. Compare the pump schedule developed for
the complex string with that obtained with the straight line simplification.
Pursuant to Figure 2.4, the surface pressure at a kill speed of 20 spin would be 240psi. The initial
displacement surface pressure would be given by Equation 2.8 as follows"
Pc- Pk , + Pd p
Pc - - 240 + 200
Pc - - 440 psi
Therefore, simply locate 440 psi on the Y axis of Figure 2.7 and draw a line parallel to that originally
drawn. The new line is the revised pumping schedule. This concept is illustrated as Figure 2.8. As
an alternative, merely subtract 260 psi (700-440) from the values listed in the table in Step 7.
.n
o. 700 _ _ . . . . . _ __.___.__~ ________.
600
m 500 i f )
9 400 -----___._._.._
x- " - ' - ' - " - - - . - - , - - . .
D. 300
EL9 200
o. 100 m
a"m 0
0 200 400
DRILLPIPE PRESSURE SCHEDULE
Pump Schedule - 20 SPM vs 30 SPM
6OO 800 1000
Cumulative Strokes
1200
I "-n- 30 SPM ~ 20 SPM]
Figure 2.8
1400 1600
Strokes Pressure
0
190
380
570
760
950
1140
1330
1420
1600
440
415
390
365
340
315
290
265
253
253
. Equations 2.10, 2,12, and 2.13 are used to graph the new
pump schedule presented as Figure 2.9"
STB --
Cdl, ldp + Chu, lhu, + Cdcldc
Cp
STB- (0.01776)(4000) + (0.01422)(4000)
+ (0.00743) (1000)
+ (0.00389)(1000)
9 O.lO
STB - 1392 strokes
"~ 700 !
EL
- 600 r
:3 500 r
(b 400
300 -
(b
Q. 200-
3.
.-----_ 100
0
DRILLPIPE PRESSURE SCHEDULE
Custom vs Simplified Pump Schedule
200 400 600 800 1000 1200 1400
Cumulative Strokes
[ ~ Simplified Schedule "--- Customized Schedule I
Figure 2.9
The graph is determined from Equations 2.12 and 2.13:
Cdslldsl
STKS 1 =
Cp
(0.01776) (4000)
STKS 1 --
0.1
STKS 1 -- 710 strokes
STKS 2 --
STKS 2 =
Cds 1 Ids l -- Cds21ds2
Cp
(0.01776)(4000) + (0.01422)(4000)
STKS 2 -- 1279 strokes
0.1
STKS 3 =
Cdslldsl -- Cds21ds2 q- Cds31ds3
Cp
STKS 3 = (0.01776) (4000)
+ (0.01422)(4000)
+ (0.00743) ( 1 ooo) - o. 1 o
STKS 3 = 1353 strokes
Similarly, STKS 4 = 1392 strokes
The circulating pressure at the surface at the end of each
section of drill string is given by Equation 2.13:
P1 : Pc - 0.052(pl - P)(ldsl)
+ PlPks Pks
p STB
P1 = 700 - 0.052(10 - 9.6)(4000)
§ - 00)
P1 = 627 psi
P2- Pc- 0.052(pl- P)(ldsl + Iris2)
_jr_ P l Pk s Pks
p STB
P2 - 700 - 0.052(10 - 9.6)(4000 + 4000)
+((10(500) )(1279)
0_6) - 500 1392
P2 - 552 psi
P3 - Pc - 0.052(pl - P)(Idsl + lds2 --t- lds3)
+ PlPks Pks
p STB
P3 - 700 - 0.052(10 - 9.6)
x (4000 + 4000 + 1000)
+ - 001
P3 - 534 psi
Adding the final section of drill collars to the above
equation, /',4 - 513 psi
As illustrated in Figure 2.8, changing the pump speed at which the kick is displaced merely moves
the pump schedule to a parallel position on the graph. As illustrated in Figure 2.9, the complex
pump schedule is slightly more difficult to construct. The simplified straight line pump schedule will
underbalance the well during the period that the kill-weight mud is being displaced to the bit. In this
example, the underbalance is only as much as 25 psi.
In reality, in most cases the annular frictional pressure losses, which are considered negligible in
classical pressure control analysis, would more than compensate and an additional influx would not
occur. However, that may not be the case in any specific instance, and an additional influx could
occur. In most instances, the simplified pump schedule would suffice. In significantly complex drill
strings, this comparison should be made.
11.5 Resumo
The Driller's Method was the first and most popular displacement procedure. The crew proceeded
immediately to displace the influx.
The required calculations were not difficult. The calculations were made, the kill-weight mud was
easily displaced, and the drilling operation was resumed. One disadvantage of the Driller's Method
is that at least two circulations are required to control the well.
The Wait and Weight Method is slightly more complicated but offers some distinct advantages. First,
the well is killed in half the time.
Modern mud-mixing facilities permit barite to be mixed at rates up to 600 sacks per hour with dual
mixing systems; therefore, time required to weight up the suction pit is minimized and kill rate is not
penalized. The Wait and Weight Method results in kill mud reaching the well sooner, and that is
always an advantage. In addition, as discussed and illustrated in Chapter 4, the annulus pressures
are lower when the Wait and Weight Method is used. The primary disadvantage is the potential for
errors and problems while displacing the kill-weight mud to the bit. With the Driller's Method, the
procedure can be stopped and started easily. Stopping and starting when using the Wait and
Weight Method is not as easy, especially during the period when the kill-weight mud is being
displaced to the bit. It is not uncommon for good drilling men to get confused during displacement
using the Wait and Weight Method. In view of all considerations, the Wait and Weight Method is the
preferred technique.
12 REFERÊNCIAS
[1] Apostila do curso de formação.
[2] Petroleum Engineering Handbook, Third Edition, Society of Petroleum Engineers, 1992.
[3] Bourgoyne, A.T., Chenevert, M.E., Millheim, K.K., Young, F.S., Applied Drilling Engineering, SPE
Textbook Series, Vol. 2, Richardson, TX, Ninth Printing, 2003.
[4] Machado, J. C. V., Reologia e Escoamento de Fluidos, Ed. Interciência, Rio de Janeiro, 2002.
[5] Rocha, L.A.S., Azevedo, C.T., Projetos de Poços de Petróleo: Geopressões e Assentamento de
Colunas de Revestimentos, Ed. Interciência, Rio de Janeiro, 2007.
[6] Rocha, L.A.S., Azuaga, D., Andrade, R., Vieira, J.L.B., Santos, O.L.A., Perfuração Direcional,
Ed. Interciência, Rio de Janeiro, 2006.
[7] Thomas, J. E., Fundamentos da Engenharia de Petróleo, Ed. Interciência, Rio de Janeiro, 2001.
[8] Petroguia.
[9] Glossário da Schlumberger.
[10] API RP7G.
[11] API Spec 7.
[12] API Bull-5C2.
[13] API Bulletin 5C3.
[14] Dissertação do Campelo.