CURSO DE COMPLETAÇÃO DE POÇOS

FUNDAMENTOS DE COMPLETAÇÃO DE POÇOS

Universidade Petrobras-BA Professor: Raymundo Jorge de Sousa MANÇÚ UN-BA / ATP-N / OP-BA - Supervisor de de Elevação – Campo de Buracica Tel: 71. 642-6907 OU Rota - 823-6907 – 75.9971-7922 [email protected]

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú

ÍNDICE Introdução..................................... Introdução........................................................... ............................................ ............................................ ...................... 3 Tipos de Completação.............................. Completação...................................................... .............................................. ............................. ....... 3 – 8 (quanto a posição da cabeça, qto. ao tipo de revestimento e quanto as zonas explotadas) Fases de uma Completação........................................................ Completação........................................................................... ................... 8 – 16 (instalação de equip. de segurança, condicionamento do poço, avaliação/perfil, canhoneio, equipagem do poço e indução de surgência) Tipos de Operações de Investimento e de Manutenção............................ 16 – 26 (avaliação, completação, recompletação, restauração, estimulação, mudança de método, limpeza e abandono) Operações Especiais em Poços..................................... Poços........................................................... ................................ .......... 26 – 53 (canhoneio, perfilagem, squeeze-compressão de cimento, acidificação, fraturamento, teste de formação, f ormação, flexitubo, nitrogênio, gravel pack) Fluido de Completação................................... Completação......................................................... ............................................ .......................... 53 – 57 Princípio da Hidrostática......................................... Hidrostática............................................................... .................................... .............. 58 - 72 Check List para Intervir em Poços de Gás................................................. Gás................................................. 72 – 74 Procedimentos para Amortecimento de Poços completados.................... 74 – 91 (tabelas de cálculos do peso específico, gradiente de pressão e pressão hidrpstática) Equipamento de Superfície.............................................. Superfície.................................................................... ............................ ...... 91 – 103 (Suspensôres-Donat, árvores de natal, acessórios e adaptadores) Equipamento de Subsuperfície ............................................... ................................................................... .................... 103 – 116 (coluna de produção, DHSV-válvula de segurança-mar, mandril, acessórios, sliding sleeve, shear-out, hidro-trip) Packers Recuperável, Permanente, de Operação e de Produção............ 116 – 139 (assentamento mecânico e hidráulico) Outros Equipamentos de Subsuperfície / Equip. de Sonda .................... 139 – 152 Tipos de Poços Revestidos........................................................ Revestidos........................................................................... ................... 152 – 153 Principais Métodos de Elevação (BME, GL, BCP E BCS)...................... 153 – 167 Tabelas de Conversão de Unidades e Composições de Colunas de Poço 168 – 179 Lay Out dos Poços Sob Plataformas Plataformas Fixas....................................... Fixas............................................... ........ 179 – 181 Definição, Objetivo do Let Dow no poço, cálculos e prospecto.................181 - 184 Questionário / Referências Bibliografia................................... Bibliografia.................................................... ................. 184 - 193 2


ÍNDICE Introdução..................................... Introdução........................................................... ............................................ ............................................ ...................... 3 Tipos de Completação.............................. Completação...................................................... .............................................. ............................. ....... 3 – 8 (quanto a posição da cabeça, qto. ao tipo de revestimento e quanto as zonas explotadas) Fases de uma Completação........................................................ Completação........................................................................... ................... 8 – 16 (instalação de equip. de segurança, condicionamento do poço, avaliação/perfil, canhoneio, equipagem do poço e indução de surgência) Tipos de Operações de Investimento e de Manutenção............................ 16 – 26 (avaliação, completação, recompletação, restauração, estimulação, mudança de método, limpeza e abandono) Operações Especiais em Poços..................................... Poços........................................................... ................................ .......... 26 – 53 (canhoneio, perfilagem, squeeze-compressão de cimento, acidificação, fraturamento, teste de formação, f ormação, flexitubo, nitrogênio, gravel pack) Fluido de Completação................................... Completação......................................................... ............................................ .......................... 53 – 57 Princípio da Hidrostática......................................... Hidrostática............................................................... .................................... .............. 58 - 72 Check List para Intervir em Poços de Gás................................................. Gás................................................. 72 – 74 Procedimentos para Amortecimento de Poços completados.................... 74 – 91 (tabelas de cálculos do peso específico, gradiente de pressão e pressão hidrpstática) Equipamento de Superfície.............................................. Superfície.................................................................... ............................ ...... 91 – 103 (Suspensôres-Donat, árvores de natal, acessórios e adaptadores) Equipamento de Subsuperfície ............................................... ................................................................... .................... 103 – 116 (coluna de produção, DHSV-válvula de segurança-mar, mandril, acessórios, sliding sleeve, shear-out, hidro-trip) Packers Recuperável, Permanente, de Operação e de Produção............ 116 – 139 (assentamento mecânico e hidráulico) Outros Equipamentos de Subsuperfície / Equip. de Sonda .................... 139 – 152 Tipos de Poços Revestidos........................................................ Revestidos........................................................................... ................... 152 – 153 Principais Métodos de Elevação (BME, GL, BCP E BCS)...................... 153 – 167 Tabelas de Conversão de Unidades e Composições de Colunas de Poço 168 – 179 Lay Out dos Poços Sob Plataformas Plataformas Fixas....................................... Fixas............................................... ........ 179 – 181 Definição, Objetivo do Let Dow no poço, cálculos e prospecto.................181 - 184 Questionário / Referências Bibliografia................................... Bibliografia.................................................... ................. 184 - 193 2


INTRODUÇÃO: O ATP-N-S / IP é uma gerência da UN-BA prestadora de serviços. Ela executa os serviços de Completação, Restauração, Estimulação e Limpeza de poços revestidos. Estes serviços são solicitados pelo ATP-N-S/RES (poços exploratórios / pioneiros). O ATP-N-S/RES Gerência da UN-BA que estuda , avalia e controla os reservatórios de hidrocarbonetos. Todas as intervenções (Recompletação, restauração, avaliação ou estimulação) que venham a modificar ou alterar determinado poço em relação ao intervalo produtor/injetor do reservatório, só podem ser executados pelo IP, atendendo solicitação da equipe do reservatório. Somente as intervenções de limpeza podem ser executadas pelas gerencias operacionais dos Ativos (OP´s), sem a interferência do RES-N/S já que, não vão ser modificadas as condições de reservatórios do poço. Esta apostila está gravada em CD, é uma compilação de vários trabalhos, cuja relação está nas referências bibliográficas, como também, tivemos uma grande contribuição nesta elaboração, dos colegas do ATP- N/IP/Taquipe, Fiscais e Encarregados Encarregados das das SPT’s, dos colegas colegas operadores e ajudante administrativo do ATP-N/OP-BA – Campo de Buracica, na digitação e scanneamento de figuras para o curso, levantamento de tabelas, disponibilidade de manuais e fotos, para facilitar o aprendizado dos nossos futuros colegas treinandos na área de Completação e de Elevação de Petróleo. Este manual não esgota o assunto, estando aberta para sugestão de melhorias e inclusão de novos assuntos e tecnologias da área, que tem como objetivo principal transformar o conhecimento tácito em explícito – conhecimento da organização.

TIPOS DE COMPLETAÇÃO: QUANTO AO POSICIONAMENTO DA CABEÇA DO POÇO As reservas petrolíferas brasileiras ficam localizadas em áreas terrestres e marítimas. As reservas marítimas ocorrem em lâminas d’agua rasas e profundas. D isto resultam

diferenças importantes na perfuração e completação dos poços, principalmente no que se refere aos sistemas de cabeça do poço e ao tipo de árvore de natal utilizada.

3


Em terra, a cabeça do poço fica na superfície (no máximo a uns poucos metros do solo). No mar, em águas mais rasas, também é possível trazer a cabeça do poço para a superfície, efetuando-se a completação dita convencional, ou seca. Neste caso, a cabeça do poço se apóia numa plataforma fixa que, por sua vez, é apoiada no fundo do mar. Mesmo em águas rasas, a cabeça do poço pode ficar no fundo do mar, completando-se com árvore de natal molhada (ANM). Em águas mais profundas, onde é inviável trazer até a superfície, a cabeça do poço fica no fundo do mar, instalando-se ANM.

QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO Buscando atender os requisitos básicos anteriormente citados, as completações podem ser realizadas de acordo com os métodos a seguir discutidos. Tais métodos se referem às configurações básicas poço-formação, aplicáveis a cada situação específica e podem apresentar variações que os tornam bem mais sofisticados.

QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO, UMA COMPLETAÇÃO PODE SER: • A POÇO ABERTO; • COM LINER RASGADO. • COM REVESTIMENTO CANHONEADO;

4


COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO Durante a perfuração, ao se atingir a topo da zona produtora, o revestimento de produção é descido e cimentado. Em seguida esta é perfurada até a profundidade final após o que se coloca o poço em produção com a zona totalmente aberta. Caso seja necessário um novo revestimento de produção poderá ser assentado posteriormente, convertendo o método em um dos outros citados. Obviamente, tal método é somente, aplicável a formações totalmente competentes: os embasamentos fraturados, os calcáreos, dolomita e os arenitos muitos bem consolidados. Também o intervalo produtor não pode ser muito espesso, a menos que a formação produtora tenha características permo-porosas homogêneas e contenha um único fluido. As principais vantagens do método são: maior área aberta ao fluxo; economia de revestimento e canhoneio; minimiza o dano de formação causado pelo filtrado do fluido de perfuração e da pasta de cimento, já que se pode usar um fluido de perfuração adequado para perfurar a zona produtora, após o assentamento do revestimento de produção. A desvantagem mais importante é a impossibilidade de se colocar em produção somente parte do intervalo aberto, visto que não são poucas as vezes em que estão presentes simultaneamente óleo, água e gás, sendo que normalmente o único interesse está na produção do óleo.

COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO Nesse método o revestimento de produção é assentado e cimentado acima do topo da zona de interesse, prosseguindo-se posteriormente a perfuração até a profundidade final prevista. Avaliada a zona e decidido completar, é descido uma coluna de tubos os quais podem ser rasgados ou lisos, denominados “liner”, a qual ficará assentada no fundo do poço e

suspensa pela extremidade inferior do revestimento de produção. As principais vantagens e desvantagens da completação com liner rasgado são similares às do poço em frente a zona produtora e nas desvantagens o fato de resultar numa redução do diâmetro do poço frente à zona produtora. Embora em desuso nos poços convencionais, pode encontrar uma boa aplicação em poços horizontais.

5


No caso de liner com tubos lisos, o qual é cimentado, diferente portando do liner rasgado, as vantagens e desvantagens são similares ao revestimento canhoneado. Pode ser acrescida nas vantagens o menor custo com revestimento e nas desvantagens a mudança de diâmetro dentro do poço, gerado dificuldades para passagem de equipamento.

COMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO CANHONEADO Perfurado o poço até a profundidade final e avaliada a zona como produtora comercial de óleo e ou gás, é descido o revestimento de produção até o fundo do poço, sendo em seguida cimentado. Posteriormente é canhoneado o revestimento defronte aos intervalos de cargas explosivas, colocando assim o reservatório produtor em comunicação com o interior do poço. Como grandes vantagens desse método tem-se: permite seletividade, tanto na produção quanto na injeção de fluidos na formação; favorece o êxito das operações de restauração; diâmetro único em todo poço;permite controlar formações desmoronáveis. As principais desvantagens do método são: custo do canhoneio; tem sua eficiência dependente de uma adequada operação de cimentação e canhoneio.

COMPLETAÇÃO QUANTO AO NÚMERO DE ZONAS EXPLORADAS Sob este aspecto, as completações podem ser: SIMPLES, DUPLA OU SELETIVA.

6


COMPLETAÇÃO SIMPLES Caracteriza-se pelo poço possuir uma tubulação metálica, descida pelo interior do revestimento de produção, da superfície até próximo à formação produtora. Esta tubulação, acompanhada de outros equipamentos, denomina-se coluna de produção. Este tipo de completação possibilita produzir de modo controlado e independente somente uma zona de interesse. Duas zonas podem ser colocadas em produção pela mesma coluna, o que não é recomendado para controle do reservatório.

COMPLETAÇÃO DUPLA Este tipo de completação possibilita produzir simultaneamente, num mesmo poço, duas zonas ou reservatório diferentes, de modo controlado e independente, tanta no que diz respeito a volumes produzidos como a pressões, razões gás/óleo e óleo/água, etc. Isto é possível instalando-se duas colunas de produção com obturadores (packers).

As principais vantagens deste método são: • Produção e controle de vários reservatórios produzidos simultaneamente; • Possibilidade d e produção de zonas marginais que poderiam não justificar a perfuração de

poços somente para produzi-las; • Aceleração do desenvolvimento do campo; • Diminuição do tempo de utilização dos equipamentos e tubulações para o atingimento de

uma mesma produção acumulada do poço; • Liberação mais rápida do investimento para novas aplicações; • Diminuição do número de poços necessários para drenar as diversas zonas produtoras;

As principais desvantagens do método são: • Maior dificuldade na seleção e utilização do s equipamentos, com maiores possibilidades de problemas; • As restaurações, embora menos freqüentes, são mais complexas; • Maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de elevação;

7


COMPLETAÇÃO SELETIVA Neste caso é descida somente uma coluna de produção, equipada de forma a permitir a produção de várias zonas ou reservatórios seletivamente, ou seja uma por vez. Disto resulta o perfeito controle dos fluidos produzidos em cada reservatório, bem como a facilidade operacional de se alterar a zona em produção.

FASES DE UMA COMPLETAÇÃO INSTALAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA É a primeira fase da completação e visa possibilitar o acesso ao interior do poço, com toda a segurança necessária, para execução das demais fases. A cabeça de produção é um equipamento que fica conectado, através de parafusos e flanges, à cabeça de revestimento e ao preventor de erupções, tendo como função principal servir de apoio à coluna de produção que será descida numa fase posterior da completação, por meio de um suspensor. Possui saídas laterais que permitem o acesso ao espaço anular entre o revestimento de produção e a coluna de produção. O preventor de erupções (BOP) é um equipamento instalado sobre a cabeça de produção e tem com objetivo fundamental permitir o fechamento do poço com segurança no caso de um fluxo inesperado da formação.

CONDICIONAMENTO DO POÇO Uma vez instalado os equipamentos de segurança, procede-se a fase de condicionamento do revestimento de produção e a substituição do fluido que se encontra no interior do poço por um fluido de completação. Para o condicionamento é descido broca e raspador, através de uma tubulação metálica, conhecida como coluna de trabalho, de modo a deixar o interior do revestimento de produção (e liner, quando presente) gabaritado e em condição de receber os equipamentos necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento e/ou mecânicos, deixados no interior do poço quando se seu abandono temporário pela perfuração, bem como restos da

8


cimentação cimentação primária. O raspador é uma ferramenta com lâminas retráteis, que desce raspando a parte interna do revestimento de produção, retirando a que foi deixado pela broca. Geralmente o condicionamento é feito até o colar flutuante, com peso sobre broca, rotação da coluna e vazão de circulação direta do fluido adequadas, de forma que se obtenha uma boa eficiência no corte e no carreamento das partículas de cimento cortado pode decantar sobre a broca, ocasionando uma pescaria. Normalmente, a cada trinta metros de cimento cortado, é deslocado um colchão viscoso para limpeza do poço.

Imediatamente antes e após o corte dos tampões de cimento e/ou mecânicos, é efetuado teste de estanqueidade do revestimento de produção, pressurizando-o durante dez ou quinze minutos, para verificação da existência ou não de vazamentos (furos, conexões de revestimento vazando, etc). Caso não se consiga pressão estabilizada e, procede-se a localização e correção do vazamento. O fluido de completação, geralmente é uma solução salina, isenta de sólidos, compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, de forma a não causar nenhum tipo de dano na formação, que restrinja a vazão do poço. Além disso, o fluido deve possuir peso específico capaz de fornecer pressão hidrostática no interior do poço um pouco superior à pressão estática da formação.

9


A substituição do fluido é feita, com o auxílio de bombas de deslocamento positivo, circulando o fluido diretamente pelo interior da coluna de trabalho, com retorno na superfície pelo anular.

AVALIAÇÃO DA QUALIDADE DA CIMENTAÇÃO A cimentação destina-se a promover vedação hidráulica entre os diversos intervalos permeáveis, ou até mesmo dentro de um único intervalo permeável, impedindo a intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento, bem como propiciar suporte mecânico ao revestimento.

A existência de uma efetiva vedação hidráulica é de fundamental importância técnica e econômica, garantindo um perfeito controle da origem (ou destinos) dos fluidos produzidos (ou injetados). O prosseguimento das operações no poço sem observação deste requisito pode gerar diversos problemas: produção de fluidos indesejáveis devido a proximidade dos contatos óleo/água ou gás/óleo, teste de avaliação das formações incorretos, prejuízo no

10


controle dos reservatórios e operações de estimulação mal sucedidas, com possibilidades inclusive de perda do poço. Para se inferir a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de interesse, avalia-se a qualidade da cimentação, que é função de uma série de fatores tais como geometria do poço, qualidade do cimento, parâmetros de injeção e centralização do revestimento centralização. Caso seja comprovada a não existência de vedação hidráulica se procede a correção da cimentação primária, efetuando canhoneio (furos no revestimento) e a compressão do cimento nos intervalos deficientes. A decisão quanto a necessidade ou não da correção de cimentação é uma tarefa de grande importância e deve ser tomada com máxima de segurança possível, pois a operação, principalmente no caso de poços marítimos. Para se avaliar a qualidade da cimentação são utilizados perfis acústicos, que medem a aderência do cimento ao revestimento e do cimento á formação. Em função da interpretação dos perfis obtidos se decide quanto a necessidade ou não de correção da cimentação.

PERFIL CBL/VDL O sistema usado para perfilagem acústica é composto basicamente por um transmissor, um receptor e um aparelho de medição. O transmissor é acionado por energia elétrica, emitindo pulsos sonoros de curta duração que se propagam através do revestimento cimento e formação, antes de atingir dois receptores: um a 3 pés e outro a 5 pés do transmissor. Aí são reconvertido em sinal elétrico e enviado para um medidor na superfície, através de cabos conectores.

11


O perfil CBL (controle de aderência da cimentação) registra a amplitude em mV, da primeira chegada de energia ao receptor que está a 3 pés. A atenuação produzida pela aderência do cimento ao revestimento depende da resistência à compressão do cimento, e do diâmetro e espessura do revestimento, e da percentagem da circunferência cimentada. O perfil VDL (densidade variável) registra a onda detectada pelo receptor que está a 5 pés e apresenta-a, qualitativamente, durante um período de 1 ms (começando a 200us e acabando a 1200us) as partes positivas da onda aparecem em escuro, e as negativas em claro; a cor cinza corresponde à amplitude zero. A boa aderência cimento revestimento é detectada pela presença de valores baixos de no perfil CBL, enquanto a boa aderência cimento formação é detectada pela ausência de sinal de revestimento e presença de sinal de formação no perfil VDL. O revestimento livre produz altos valores no perfil CBL e, no perfil VDL, um característico padrão de faixas paralealas, retas, claras e escuras, as luvas são reconhecíveis em ambos os perfis.

CANHONEIO Uma vez avaliada a qualidade da cimentação e confirmada a existência de um bom isolamento hidráulico entre os intervalos de interesse, a etapa seguinte é a do canhoneio. É uma operação que tem por finalidade colocar a formação produtora em contato com o interior do poço revestido, através de perfurações, com potentes cargas explosivas. Estas perfurações penetram na formação algumas polegadas após atravessarem o revestimento 12


e o cimento, criando canais de fluxo por onde se processa a drenagem dos fluidos contidos no reservatório. As cargas explosivas são dispostas e alojadas de forma conveniente em canhões. Uma vez estando o canhão posicionado em frente ao intervalo desejado é acionado um mecanismo de disparo que detona as cargas explosivas. Estas cargas são devidamente moldadas de forma a produzirem jatos de alta energia, com velocidades de até 6000m/s, que incidindo numa pequena superfície do revestimento geram pressões da ordem de 4.000.000 PSI e promovem a perfuração no revestimento, cimento e formação. Aos canhões utilizados podem ser de vários tipos, sendo necessário uma seleção adequada para cada situação. Existem canhões que são descidos com cabo elétrico por dentro do revestimento (convencional), canhões descidos por dentro da coluna de produção (through tubing) e canhões enroscados com a coluna de tubos (TCP / tubing conveyed perfuration). Os canhões convencionais e TCP têm diâmetro maior que os que descem pelo interior da coluna de produção, permitindo o uso de cargas maiores, e conseqüentemente maior poder de penetração. Uma série de parâmetros relacionados com a geometria de canhoneio tem influência significativa no índice de produtividade do poço, tais como: densidade de jatos 9perfurações/(unidade de comprimento), profundidade de penetração, defasagem entre os jatos (0°, 90°, 120° e 180°), distância entre o canhão e o revestimento e o diâmetro de entrada do orifício perfurado.

13


O canhoneio pode deixar parte dos furos obstruídos e causar dano na formação, resultante da ação compressiva dos jatos, comprometendo o índice de produtividade do poço. Quando se utiliza canhoneio pelo interior da coluna ou do tipo TCP este dano pode ser minimizado, realizando a operação com pressão hidrostática no interior do poço inferior a pressão estática da formação. Desta forma se obtém um fluxo imediato pelos orifícios perfurados, desobstruindo-os. As operações com canhão convencional são realizadas com diferencial de pressão no sentido poço/formação, por motivos de segurança.

EQUIPAGEM DO POÇO Nesta etapa, o poço recebe equipamentos de sub-superfície (coluna de produção) e de superfície (árvore de natal). A coluna de produção pe constituída basicamente por tubulação metálica removível (tubulação de produção), onde ficam conectados uma série de outros componentes, sendo descida pelo interior do revestimento de produção com as seguintes finalidades básicas : conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, proteger o revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S, etc) e pressões elevadas e possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço em intervenções futuras. A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores, tais como: localização do poço (terra o mar), regime de produção de fluidos (surgente ou elevação artificial), tipo de fluido a ser produzido, necessidade de contenção da produção de areia associada aos hidrocarbonetos, vazão de produção, número de zonas produzindo (completação simples, dupla ou seletiva), etc. Os equipamentos mais encontrados nas colunas de produção são: obturador, válvula de segurança de sub-superfície e suspensor de coluna de produção. Uma composição ótima de coluna, levando-se em conta os aspectos de segurança, técnico/operacional e econômico, é obtida questionando-se sempre a validade da utilização de um equipamento em uma determinada posição. O obturador (packer) é capaz de vedar o espaço anular entre a coluna e o revestimento de produção, tendo com finalidades básicas: auxiliar a coluna na proteção do revestimento de produção contra pressões elevadas e fluidos agressivos, isolar trechos danificados do revestimento com vazamento, possibilitar a completação dupla e seletiva e aumentar a eficiência dos métodos de elevação artificial. Uma da s formas de classificá-los, se 14


refere ao mecanismo de assentamento, podendo ser mecânicos ( por tração ou compressão imposta pela coluna de produção), ou hidráulicos/hidrostáticos (diferencial de pressão interior da coluna) anular. O suspensor da coluna de produção é o componente que se localiza na extremidade superior da coluna, ancorando-a na cabeça de produção nas completações secas, ou no alojador da alta pressão, no caso de completação molhada. O suspensor fornece vedação entre a coluna e o revestimento de produção. Nas completações secas o acesso ao anular se dá pelas saídas laterais da cabeça de produção, sendo que pelo suspensor se dá o acesso ao interior da coluna. Nas completações molhadas, onde a cabeça do poço fica no fundo do mar o acesso à coluna e ao anula se dá, na vertical, pelo suspensor, visto que o alojador de alta pressão (housing) não dispõe de saídas laterais. Após a descida e ancoragem da coluna de produção, o preventor de erupções (BOP) é retirado e se procede a instalação da Árvore de Natal. Árvore de Natal é um sistema composto de um conjunto de válvula que permite o controle do fluxo de fluido do poço, com segurança, durante a sua vida produtiva. No caso de completação seca é instalada sobre a cabeça de produção, denominada Árvore de Natal Seca ou Convendional, e em completações molhadas, sobre o alojador de alta pressão, recebendo o nome de Árvore de Natal Molhada.

INDUÇÃO DE SURGÊNCIA É o conjunto de operações que visa reduzir a hidrostática do fluido de completação a um valor inferior à pressão estática da formação, de um modo que o poço tenha condições de surgência. Pode ser dividida em quatro grupos: indução através das válvulas de gás-lift, indução através de flexitubo, indução pela substituição do fluido da coluna por outro fluido menos denso e pistoneio. Os dois primeiros métodos trabalham com a gaseificação do fluido do interior da coluna como forma de diminuir sua hidrostática. No primeiro, o gás é injetado inicialmente no anular do poço, passando para o interior da coluna, de forma controlada, através de equipamentos especiais chamados de válvulas de gás-lift. No segundo método o gás é injetado por uma tubulação metálica flexível que é descida pelo interior da coluna de produção. O terceiro método trabalha com a substituição do fluido de completação por outro fluido mais 15


leve (diesel ou nitrogênio). O quatro método trabalha com a retirada mecânica do fluido de completação por um copo especial, que durante a sua descida pelo interior da coluna, com um cabo de arame, permite que o fluido passe para a parte superior, e durante sua retirada veda na parede interna da coluna, expulsando o fluido da parte superior, funcionando como um pistão.

TIPOS DE OPERAÇÕES EM POÇOS Normalmente, toda operação efetuada em um poço após a sua perfuração e chamada de

COMPLETAÇÃO. Na verdade, completação é apenas uma das várias operações existentes. Estas se dividem basicamente em dois grupos: INVESTIMENTO e MANUTENÇÃO. OPERAÇÕES DE INVESTIMENTO É o conjunto de operações efetuadas durante a primeira intervenção em uma determinada Formação atravessada por um poço, após a conclusão dos trabalhos de exploração e perfuração, visando a sua avaliação e posterior produção e/ou injeção de fluídos. Podem ser operação de AVALIAÇÃO, COMPLETAÇÃO e RECOMPLETAÇÃO.

AVALIAÇÃO Atividade executada visando definir os parâmetros da formação

(permeabilidade,

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

AS PRINCIPAIS SÃO : TFR, TP, RP ou MP. T R F – TESTE DE FORMAÇÃO A POÇO REVESTIDO Durante a perfuração de um poço, pode-se (e almeja-se) encontrar indícios de rochas portadores de óleo e/ou gás, que necessitam ter o seu potencial devidamente avaliado. O teste mais completo (e complexo) é o TRF. As figuras 1 a 5 a seguir ilustram simplificadamente as operações que são realizadas em um poço desde o final da perfuração até que este esteja para a execução do teste. 16


É então descida uma coluna especial no poço composta de diversos equipamentos, dentre os quais destacamos os registradores de pressão e temperatura, o packer de operação, os amostradores, a válvula para fechamento do poço no fundo, e as válvulas para circulação. O poço é colocado em fluxo, pelo interior da coluna, visto que o packer isola o espaço anular coluna de teste x revestimento do poço: mede-se então na superfície a Vazão de Líquido (QLíquidos), Vazão de Gás (QGás) (determinando-se na RGL - Razão Gás Líquido – ou seja, quantos m3 de gás foram produzidos para cada m 3 de líquido aferido – note que tal gás geralmente encontra-se dissolvido no sei do óleo produzido: a Razão Gás-Óleo – RGO – é uma outra referência – significando quantos m 3 de gás foram produzidos para cada m 3 de óleo aferido), BSW (% de água e sedimentos presentes no volume de líquidos produzidos): durante o fluxo, os registradores estarão medindo a Pressão de Fluxo (Pwf) e a Temperatura. Note que existe uma Pwf para cada valor de QLíquidos medida na superfície, somente havendo sentido em referir-se a uma determinada Pwf quando associa-se a esta a sua Vazão correspondente – exemplo: caso um poço esteja produzindo com uma determinada Vazão, com um “choke” na superfície de 1/2", ao restringir- se esta abertura do “choke” para 1/4" a vazão deverá DIMINUIR, e a pressão de fluxo lida no registrador no fundo irá AUMENTAR. Se, ao contrário, abrir o "choke” de 1/2" para 3/4", a vazão deverá AUMENTAR, e a pressão de fluxo lida no registrador no fundo irá DIMINUIR – tal fato é explicado pelo fato de, quando menor a abertura do “choke”, maior a perda de carga observada, o que irá refletir -se também

no fundo do poço. Durante o fluxo, os amostradores de fundo, que descem abertos, são fechados, trapeando amostras dos fluídos produz dos pela Formação. Aciona-se então a válvula para fechamento no fundo, iniciando então o período de Estática. Nesse período os registradores estarão medindo um crescimento de pressão: caso o poço fosse mantido um longo período fechado, esta Pressão tenderia à Pressão Estática do Reservatório ( Pest). Mas, mesmo que a

Pest não seja atingida no período em que o poço foi mantido fechado, é possível extrapolar os valores lidos e determinar a Pest. Ao final do TRF, as válvulas para circulação são abertas, permitindo o deslocamento do óleo + gás da coluna por fluído de completação, amortecendo então o poço, permitindo a posterior retirada da coluna de teste com segurança. O IP – Índice de Produtividade – é o parâmetro que indica de forma simples e direta o potencial de um determinado poço. 17


IP = QLÍQUIDO / Pest-Pwf O IP representa a vazão de líquidos que podem ser reduzidas para uma determinada queda de pressão em frente aos canhoneados. As unidades adotadas na PETROBRAS são: para QLíquidos, m3 /d e para Pressão, kgf/cm2. Exemplo: se um determinado poço tem um IP = 10(m3 /d) / (kgf/cm2), significa que ele é capaz de produzir 10 m 3 /d para cada queda de 1 kgf/cm2 de pressão em frente aos canhoneados. Se (Pest – Pwf) = 20 kgf/cm2, este poço produzirá 10 * 20 = 2000 m3 /d. Similarmente, o II – Índice de Injetividade – representa a vazão de fluídos que podem ser injetados para um determinada diferencial de pressão (Pwf – Pest) em frente aos canhoneados.

TP – TESTE DE PRODUÇÃO É semelhante ao TRF, porém o fechamento do poço ocorre na superfície, não existindo a necessidade de uma coluna especial para o teste. Os registradores são descidos e posicionados no fundo do poço com arame. Como fluxo em um poço de petróleo é multifásico (líquido + gás), o fato de fechar-se o poço na superfície faz com que a pressão lida nos registradores de fundo seja influenciada pela compressibilidade do gás que é liberado do seio do óleo, que posiciona-se na parte superior da coluna por segregação gravitacional, gerando o efeito conhecido como

ESTOCAGEM. Existe um tempo maior de fechamento do poço e técnicas especiais para a interpretação das cartas de fundo.

RP – REGISTRO DE PRESSÃO É feito somente o registro da pressão de fundo, sem, contudo, colocar o poço em fluxo.

18


MP – MEDIÇÃO DE PRODUÇÃO É feita somente a medição da vazão (e seus parâmetros, tais como BSW, RGO, etc.), sem, contudo, haver registro de pressão.

COMPLETAÇÃO Entende-se por completação um conjunto de operações, realizadas após o término dos trabalhos de perfuração, visando colocar o poço em produção. São as seguintes, as operações em referência executadas segundo critérios técnicos, econômicos e de segurança: instalação dos equipamentos de segurança para controle do poço; condicionamento do revestimento de produção e do fluido nele contido; verificação da qualidade da cimentação primária realizada pela perfuração, quando da instalação do revestimento de produção. Canhoneio - (perfurações) na zona de interesse, para que se comunique reservatório com o interior do revestimento de produção, permitindo o fluxo de fluidos; instalação de equipamentos no interior do poço, para garantir a produção de forma segura e eficiente; instalação dos equipamentos de superfície; e indução de surgência, onde a hidrostática do poço é reduzida a valores inferiores a pressão estática da formação .para que o poço entre em fluxo. Para que a completação possa ser realizada de forma otimizada, é de fundamental importância um excelente inter-relacionamento com as áreas de geologia, reservatório e elevação artificial de petróleo. Uma característica das reservas petrolíferas é que as mesmas ficam localizadas, indistamente, tanto em áreas terrestres como em áreas marítimas. Disto resulta importantes diferenças na maneira como um poço é completado, principalmente no que se refere a cabeça do poço, onde se localiza um importante conjunto de válvulas que tem por função o controle do poço, denominado árvore de natal. A árvore de natal ficando submersa (Árvore de Natal Molhada) caracteriza-se a completação molhada, caso contrário (Árvore de Natal Convencional) caracteriza-se a completação seca ou convencional. Em terra, a cabeça do poço fica no máximo a uns poucos metros do solo. Portanto, não há perigo de que forças ambientais venham a dobrar ou fazer vibrar a parte do poço que emerge do solo. Nestes poços as operações de completação são executadas por equipamentos 19


similares aos da perfuração, porém de menor capacidade, denominados de Sondas de Produção Terrestre (SPT). Estas sondas são, geralmente, veículos auto-transportáveis dotados basicamente de motor, guincho e mastro telescópico. Grande parte da literatura de Engenharia de Petróleo ensina que uma boa completação é aquela onde são observados os seguintes aspectos: de segurança, técnico, operacional e econômico. Sob o aspecto de segurança, um poço necessita pelo menos de duas barreiras de segurança durante a sua vida (perfuração completação e produção). Defini-se barreira de segurança como um sistema independente, dotado de uma certa confiabilidade, formado por um conjunto solidário de elementos, capaz de manter sob controle o fluxo de um poço de petróleo. A segurança de um poço de petróleo é a condição proporcionada pelo conjunto de barreiras de segurança presentes no poço. As duas barreiras de segurança devem ser independentes, isto é, a falha de qualquer componente pertencente a uma barreira não pode comprometer a outra, salvaguardando o poço contra o descontrole. A obrigatoriedade, por norma da Petrobrás, de duas barreiras para o controle do poço, faz com que, a qualquer falha observada em um componente de uma barreira, se intervenha no poço para o seu reparo ou substituição. Quanto aos aspectos técnico e operacional, deve-se buscar uma completação de forma a maximizar a vazão de produção (ou injeção) sem danificar o reservatório, tornar a completação a mais permanente possível, de forma que idealmente poucas ou nenhuma intervenção seja necessária até o fim da vida produtiva do poço. Deve ainda minimizar o tempo necessário para executar os trabalhos de intervenção a mais simples possível. Para que se tenha uma completação bastante econômica, devem ser considerados os seguintes aspectos: técnico, operacional e de padronização. Os aspectos técnico e profissional trazem benefícios econômicos pois maximizam a produção de óleo e minimizam o tempo e a freqüência das intervenções, minimizando conseqüentemente o custo com sonda, que é um dos custos mais elevados numa intervenção. A padronização dos equipamentos utilizados nos poços reduz os custos com estoques. Após a completação inicial do poço, se faz necessário uma série de operações, denominadas de manutenção da produção visando corrigir problemas nos poços, fazendo voltar a vazão ao nível normal ou operacional, as quais estão tratadas na parte final deste capítulo. 20


RECOMPLETAÇÃO Esta operação é executada em poços que podem produzir em mais de uma formação geológica. A recompletação é um conjunto de atividades executadas visando colocar uma nova zona de interesse em produção ou injeção. Ao atingir um nível mínimo de produção diária, a zona produtora é abandonada, e existindo outra zona de interesse no mesmo poço, a mesma é colocada em produção. O nível mínimo de produção diária é função de uma série de fatores, tais como: custo do barril de petróleo no mercado mundial, custo operacional para extrair o petróleo, razão água/óleo (RAO), razão gás/óleo (RGO), entre outros. O abandono geralmente se dá através de um tampão mecânico ou através de uma compressão de cimento nos canhoneados. Na seqüência se recondiciona o poço para o canhoneio da nova zona produtora.

OPERAÇÕES DE MANUTENÇÃO Entende-se por manutenção da produção o conjunto de operações realizadas no poço após a sua completação inicial, visando corrigir problemas de forma que a vazão retorne ao nível normal ou operacional.

PODEM SER CLASSIFICADAS EM: recompletação, restauração, mudança de método de elevação, estimulação, avaliação, limpeza e abandono. AS PRINCIPAIS CAUSAS GERADORAS DE INTERVENÇÕES SÃO: -

Baixa produtividade

-

Produção excessiva de gás

-

Produção excessiva de água

-

Produção de areia

-

Falhas mecânicas na coluna de produção ou revestimento.

21


AS OPERAÇÕES DE MANUTENÇÃO PODEM SER: AVALIAÇÃO Operacionalmente, é idêntica à avaliação de investimento. A diferença é que naquele caso, o poço avaliado era recém perfurado e nem necessariamente foi completado. Visto que a própria operação de avaliação é que definiria se este era produtivo ou não. Na manutenção, o poço já é produtor (ou injetor) e a operação de avaliação é realizada para monitoramento do poço ou reservatório. Também pode ser TFR, TP, RP ou MP. Para a obtenção dos parâmetros da formação e o índice de produtividade ou injetividade são realizados teste de produção (TP), teste de formação a poço revestido (TFR), registro de pressão estática e dinâmica, etc. Para verificação da natureza e procedência dos fluidos são corridos perfis de produção a poço revestido e analisados os fluidos produzidos nos testes (TP e TFR).

RESTAURAÇÃO É a intervenção com o objetivo de fazer algum tipo de operação no reservatório, tal como ampliação de canhoneados ou recanhoneio, isolamento de algum intervalo, injeção de anti incrustante, etc...ou seja, há uma alteração nas condições mecânicas do poço. A restauração é um conjunto de atividades que visam restabelecer as condições normais de fluxo do reservatório para o poço (retirada de dano de formação ), eliminar ou corrigir falhas mecânicas no revestimento ou na cimentação, reduzir a produção excessiva de gás (alta RGO) ou água (alta RAO).

ELEVADA PRODUÇÃO DE ÁGUA A produção de óleo, com alta RAO (grande volume de água produzida), não é interessante, visto que há um custo associado a produção, separação e descarte da água. Se a zona produtora é espessa, pode se tamponar os canhoneados com cimento ou tampão mecânico, e recanhonear apenas na parte superior, resolvendo o problema temporariamente. Uma elevada RAO pode ser conseqüência de:

22


• Elevação do contato óleo/água devido ao mecanismo de reservatório (influxo de água) ou à injeção de água, isto pode ser agravado pela ocorrência de “cones” o “fingering”; • Falhas na cimentação ou furos no revestimento; • Fratur amento ou acidificação atingindo a zona de água.

O aparecimento de água é normal em um reservatório com influxo de água ou sob injeção da mesma. Algum dia tem-se que produzir água para recuperar petróleo. Quando há permeabilidade estratificada (variação de permeabilidade vertical ao longo da zona) este problema se torna mais complexos, devido ao avanço da diferencial da água, conhecido como “fingering”.

Tanto o cone de água quanto o fingering, são fenômenos altamente agravados pela produção com elevada vazão. Quando a elevada RAO não é devida a esses dois fenômenos, pode-se suspeitar ou de dana no revestimento ou de fraturas mal dirigidas. Um dano no revestimento pode ser solucionado por uma compressão de cimento ou por isolamento com obturadores e/ou tampões mecânicos. Já uma fratura mal dirigida é um problema de difícil solução.

ELEVADA PRODUÇÃO DE GÁS Uma razão gás/óleo muito elevada pode ter como causa o próprio gás dissolvido no óleo, o gás de uma capa de gás ou aquele proveniente de uma outra zona ou reservatório adjacente. Esse último caso é produto de um falha no revestimento, de uma estimulação mal concretizada ou falha na cimentação. A produção excessiva de gás pode ser contornada temporariamente, recanhoneandose o poço apenas na parte inferior da zona de interesse. Um cone de gás é mais facilmente controlado pela redução da vazão do que o cone de água. Isto se deve a maior diferença de densidade entre o óleo e o gás do que entre o óleo e a água. O fechamento do poço temporariamente é uma técnica recomendada para a retração do cone de gás ou água.

23


FALHA MECÂNICA Detectando-se um aumento da razão óleo/água e se suspeitar de um provável vazamento no revestimento a água produzida deve ser analisada e comparada com a água da formação, confirmando ou não a hipótese de furo no revestimento. Entre as falhas mecânicas pode-se citar: defeitos na cimentação, vazamento no revestimento, vazamento em colar de estágio, etc. A localização do vazamento pode ser feita com perfis de fluxo, perfis de temperatura ou teste seletivos de pressão usando obturador ou tampão recuperável.

VAZÃO RESTRINGIDA Um poço que esteja produzindo com uma vazão menor do que a esperada necessita de restauração. Esta restrição na vazão pode ser causada por dano de formação, tamponamentos dos canhoneados e/ou na coluna, emulsões. Uma produtividade limitada, muito freqüente, é causada pela redução da permeabilidade em torno do poço. Este fenômeno denomina-se dano de formação. Para resolver este problema, são usados o recanhoneio, a acidificação de matriz e o fraturamento de pequena extensão. A acidificação de matriz é a injeção de um ácido na formação com pressão inferior a pressão de quebra da formação, visando retirar algum dano de formação. Logo após uma acidificação o ácido deve ser removido da formação, o que evita a precipitação de produtos danosos à mesma, oriundos das reações químicas. No caso de emulsões, a melhor solução é um tratamento com sulfactantes (redutores de tensão superficial).

ESTIMULAÇÃO A estimulação é um conjunto de atividades que objetiva aumentar o índice de produtividade ou injetividade de um poço em um reservatório. O método mais usado é o fraturamento hidráulico que pode ser definido como um processo no qual um elevado diferencial de pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é aplicado contra a rocha reservatório, até a sua ruptura. A fratura, que é iniciada no poço, se 24


propaga através da formação pelo bombeio de um certo volume de fluido, acima da pressão de fraturamento. Para se evitar que a fratura induzida feche ao cessar o diferencial de pressão aplicado, é bombeado um agente de sustentação (normalmente areia selecionada), junto com o fluido de fraturamento. Assim se cria um caminho preferencial de levada condutividade, o qual facilitará o fluxo de fluidos do reservatório para o interior do poço, ou vice versa. Além de incrementar o índice de produtividade dos poços, o fraturamento pode contribuir para o aumento da recuperação final das jazidas, no caso de formações bastante fechadas (baixa permeabilidade). Em reservatórios de alta permeabilidade, o fraturamento pode aumentar a vazão dos poços, contribuindo assim para melhorar o fluxo de caixa do investimento, tendo no entanto, muito pouca influência no fator de recuperação.

É a operação cujo objetivo é aumentar a produtividade (ou injetividade) de um poço, através de tratamentos químicos, tais como: -

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

-

tratamentos mecânicos, como fraturamento da rocha para aumentar a sua permeabilidade localizada.

-

em última análise, não deixar de ser uma restauração.

MUDANÇA DE MÉTODO DE ELEVAÇÃO Intervenção que tem como objetivo a substituição de um método de elevação por outro poço (de poço surgente para equipado com BSW, por exemplo). É um caso particular de limpeza. Quando a vazão está sendo restringida devido a um sistema de elevação artificial inadequado ou com defeito, basta substituí-lo. Normalmente os poços são surgente durante o período inicial de sua vida produtiva, passando a requerer um sistema de elevação artificial após algum tempo de produção.

25


LIMPEZA A limpeza é um conjunto de atividades executadas no interior do revestimento de produção visando substituir ou remover os equipamentos de subsuperficie, objetivando um maior rendimento técnico e econômico. Como exemplo de problemas geradores de intervenções para limpeza, podem ser citados: furo em coluna de produção, vazamento no obturador, reposicionamento de componentes da coluna de produção, vazamentos em equipamentos de superfície, entre outros.

ABANDONO DE POÇO - PODE SER: DEFINITIVO - quando o poço não será mais utilizado -

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

OPERAÇÕES ESPECIAIS EM POÇOS Chamamos de operações especiais o canhoneio, a perfilagem de produção, o squeeze, o teste de formação em poço revestido, o faturamento hidráulico, e a acidificação. São operações solicitadas nas programações de completação, avaliação, restauração, recompletação e estimulação de poços e envolvem equipamentos especiais, normalmente contratados, além de exigir técnicas altamente especializadas para realização e fiscalização das mesmas. Vamos tentar dar uma visão de geral da finalidade de cada uma delas e da participação das equipes de SPT / Sonda nas mesmas.

CANHONEIO: A função do canhoneio é perfurar o revestimento, o cimento que há entre o revestimento e a formação e ainda by-passar a zona de invasão de filtrado que ocorre durante a perfuração, que é danificada. Feito isso, ainda tem que penetrar algumas polegadas na rocha produtora.

26


A idéia mais comum é que o canhoneio é feito pelo disparo de projeteis contra o revestimento. Isto não ocorre. Na verdade, o canhão é formado por cargas moldadas que, ao serem detonadas, não explode pura e simplesmente mas, devido à geométrica de sua construção, concentram toda a sua potência em uma única direção, acarretando um jato de espantosa velocidade e pressão.

OS PRINCIPAIS TIPOS DE CANHONEIO SÃO: CONVENCIONAL São montados dentro de recipientes que as isolam do fluido do poço, à pressão atmosférica. Desta forma, não são afetadas por elementos químicos dentro do poço. Além disto, por terem estes recipientes grandes diâmetro, consegue-se um arranjo mais favorável, com as cargas mais próximas da parede do revestimento, disparando em todas as direções e com maior densidade, isto é, um maior número de jatos por comprimento de revestimento.

THROUGH-TUBING É um canhão montado para descer por dentro da coluna de produção, inclusive, em alguns casos, sendo disparado de dentro desta.

27


A principal vantagem é que não é necessário desequipar o poço para efetuar uma ampliação de canhoneio, além de se poder canhonear em "underbalance"(com o poço em produção, por exemplo). Isto permite uma limpeza instantânea dos orifícios, pela produção imediata do poço, antes que o ferro fundido do revestimento e a rocha vitrificada fiquem aderidas aos orifícios, dificultando a produção do poço. Como desvantagem, normalmente, consegue-se baixas densidades de tiro ( o que pode ser contornado canhoneado-se mais de uma vez no mesmo intervalo) e os tiros saem todos no mesmo sentido. Eventualmente, também, as cargas que se consegue descer pela coluna são muito pequenas, de baixa potência.

TCP O sistema TCP ("tubing conveyed perfurating") é descido na extremidade de uma coluna de tubos, sem limitação do comprimento dos canhões, que são de grande diâmetro e possuem alta densidade de disparos. Pode ser descido tanto por uma coluna de trabalho, com um packer de operação mecânico, quanto já na coluna de produção definitiva. Uma vez que podem ser disparados sob diferencial negativo de pressão ("underbalance"), combinam a vantagem dos disparos pela coluna ("throughtubing"), isto é, limpeza imediata dos orifícios recém abertos, acrescido a alta densidade e fase de tiros. A desvantagem é que são extremamente caros. São operações efetuadas pelas companhias contratad as “ Schlumberger “ e ” HLS “ com a fiscalização de um Engenheiro de produção ligado à completação.

O canhoneio pode ser realizado com três finalidades distintas:

-

Produção; correção da cimentação primária;

-

produção com fraturamento por entrada limitada.

-

A operação normalmente é realizada através do revestimento porém poderá ser realizada através do tubo de produção, especialmente quando de espera alta pressão, ou para se prover de uma melhor condição de segurança operacional.

28


O controle de profundidade do canhoneio é obtido à partir da correlação de profundidade de uma curva de um perfil de poço aberto ( ex.: elétrico indução) com uma curva de Raios Gama (G.R.) de um perfil radioativo corrido com o poço já revestido. O G.R. é corrido juntamente com o C.C.L. (Casing Colar Locator) ou localizador de luvas do revestimento. Juntamente com o canhão é descido no poço um C.C.L. que localiza as luvas do revestimento e correlaciona (amarra) a profundidade com as luvas do G.R. – C.C.L., ficando desta forma a profundidade amarrada aos intervalos que foram selecionados tendo como base o perfil de poço aberto. Quando o poço é novo (completação) e não se dispõe do perfil G.R. – C.C.L., a programação solicita a corrida do G.R. – C.C.L. em conjunto com o perfil CBL-VDL (avalia a qualidade da cimentação primária) e posteriormente é efetuado o canhoneio para correção de cimentação ou para produção, a depender do resultado do C.B.L.-V.D.L. Em poços já completados e que já dispõem do GR-CCL, a operação é mais rápida e pode ser concluída com apenas uma descida. Para o canhoneio são necessários um caminhão com o painel de instruções, operação e controle (os mais modernos são dotados de computador), cabo elétrico, porta-cabo, CCL e canhão. São utilizados ainda, roldanas, stuffing-box, BOP à cabo, correntes, cabo para o aterramento, adaptador para o flange disponível na cabeça do poço ou mastro para canhoneio através da coluna. O uso do BOP de cabo da companhia fica à critério do Eng.º Fiscal da Produção, de acordo com o risco inerente à operação.

PRINCÍPIO BÁSICO DO CANHONEIO Uma pequena corrente elétrica sai do painel de controle do caminhão, segue pelo cabo elétrico, aciona uma espoleta que queima um cordão detonante até acionar a carga ou jato, deflagrando o mesmo. No canhoneio convencional (através do revestimento) são utilizados canhões recuperáveis de 4” OD. com comprimento de 2, 3 ou 5m. Os jatos são montados no canhão e

interligados pelo cordão detonante. Podem ser descidos 1, 2 ou mais canhões simultaneamente para efetuar o canhoneio denominado de seletivo, ou seja, canhonear vários intervalos (um de cada vez) numa mesma descida. Os canhões não recuperáveis são utilizados nas operações pelo interior da coluna, as cargas são posicionadas em cordoalhas que se desintegram durante o disparo. 29


A carga é um explosivo de alta resolução, é montado (construído) em forma de cone e tem o mesmo princípio da bazuca. Tem uma velocidade de 30.000 pés/s e causa um impacto de 4.000.000 lb./pol². O Hyper Jet II” abre um diâmetro de aproximadamente 0,46” e tem uma penetração de aproximadamente 16”. Já o "Unijet" ( através coluna) abre um diâmetro de

aproximadamente 0,34" e tem uma penetração de 5,11". A densidade de tiro mais utilizada é de 4 tiros/pé = 13 tiros/m. Em casos especiais é utilizada densidade de 2 tiros/pé (ex.: canhoneio para correção de cimentação ou canhoneio para "frac" de entrada limitada). O cabo elétrico é de 9/16" de diâmetro e tem resistência normal à tração de 15.000 lb. Possui ainda um ponto fraco que rompe com 4.500 lb.

Participação da equipe na operação: Cabe à equipe: - Condicionar o poço para a operação ou seja, descer raspador e circular os detritos porventura existentes no fundo do poço; - Dar a previsão de que hora o poço estará disponível para a operação, para permitir a solicitação e confirmação da companhia previamente determinada; - Manter o poço cheio com fluido de amortecimento ( com Over Balance adequado) limpo, antes, durante e após a operação; - Instalar e desinstalar as roldanas conforme orientação de preposto da companhia; - Confimar ao Eng.º Fiscal da produção a previsão de poço pronto; - Fornecer ao técnico da companhia ou ao Eng.º Fiscal, todos os dados técnicos e condições mecânica do poço; - Ficar em contato com o Eng.º Fiscal durante a operação para eventuais necessidades.

Cuidados Gerais para o Canhoneio: - Desligar todos os rádios da área inclusive os de veículos durante a operação ( risco de detonação na superfície); - Não se aproximar dos canhões durante a montagem dos mesmos ( risco de detonação se houver erro na seqüência); 30


- A Companhia deverá retirar o canhão do poço após disparo, com velocidade moderada para não pistonear ( agitar) o poço; - No caso do poço entrar em kick após ou durante o canhoneio, combinar com o Eng.º Fiscal a providência a ser tomada, como fechar o BOP de cabo, retirar o cabo, retirar cabo e canhão ou fechar gaveta cega do BOP da sonda. Após a conclusão da operação o Eng. Fiscal anotará no B.D.O. (Boletim Diário de Operação) da SPT/SC os dados básicos da operação. Será também por ele preparado um relatório de operação que será encaminhado para a paste do poço e servirá também, para confirmar a fatura da companhia.

PERFILAGEM DE PRODUÇÃO A perfilagem de produção é feita através de perfis corridos após a descida do revestimento de produção e completação inicial do poço, visando determinar a efetividade de uma completação ou as condições de produtividade (ou injetividade) de um poço. Chamamos de perfilagem as operações de corrida de perfis em poços revestidos efetuados pelas companhias contratadas "Schlumberger" e HLS".

Vamos fazer uma descrição sucinta dos tipos de perfis mais utilizados nos trabalhos do Ativo e suas principais facilidades. P.L.T. (Production logging tool): Este pode fornecer os seguintes perfis: continuous flowmeter, gradiomanômetro, densidade, hidrolog e temperatura.

Com as seguintes finalidades: - O Perfil Continuous flowmeter – define a contribuição de cada intervalo aberto do poço na vazão total de produção (ou de injeção). - O Perfil Gradiomanômetro – registra continuamente a densidade da mistura de fluido dentro do poço em função da profundidade, através da medição de pressão em dois pontos distintos, afastados de dois pés. Sua resolução é de cerca de 0,01 g/cm³. 31


Caso o poço esteja produzindo somente dois fluidos (óleo e água, óleo e gás, ou gás e água), é possível determinar a contribuição e percentagem de cada fluido em cada intervalo aberto para produção, correndo-se simultaneamente o perfil flowmeter e o perfil gradiomanômetro.

- O Perfil de Densidade (fluid density meter) – Apresenta a densidade do fluido que passa por dentro da própria ferramenta (amostra de 4” por ½” de diâmetro) através de um sistema

radiotivo semelhante ao dos perfis que medem a densidade da formação a poço aberto. A resolução é melhor que 0,02 g/cm³.

- O Perfil Hidrolog – Indica a percentagem de água presente na mistura. O perfil é calibrado para fluxos bifásicos, fornecendo imediatamente os valores da percentagem de água.

- O Perfil de Temperatura – É utilizado para registrar a temperatura do fluido do poço. O estudo de anomalias de temperatura pode fornecer diversas indicações, tais como, intervalos produzindo ou recebendo fluidos, localização de vazamentos, topo do cimento, altura de fraturas, etc.

T.D.T. (Thermal decay time log): O TDT é utilizado para traçar um perfil qualitativo das saturações dos fluidos existentes no reservatório. Um outras palavras, determina os contatos gás-óleo e óleo-água. G.R.-C.C.L. (Raios Gama- localizador de luvas do revestimento) : como já comentamos anteriormente é o perfil utilizado para amarrar ou correlacionar as profundidades de poço aberto com as profundidades do poço revestido, permitindo efetuar os canhoneios na real profundidade desejada. Pode vir a ser útil também, para ajudar a constatar canalização (passagem de água) de um intervalo para outro por trás do revestimento de produção.

C.B.L.-V.D.L ( Cement Bond Log-Variable Density Log) : é um perfil específico para avaliar a qualidade da cimentação primária. Através da interpretação deste perfil se verificará se os intervalos que se pretende produzir num determinado poço estão bem isolados que contenham fluídos indesejados (ex.: água, gás). 32


É um perfil sonoro ou seja, emite um sinal acústico e capta a resposta deste sinal, sua sonda possui um transmissor e dois receptores. O princípio básico do perfil é a medição da atenuação da amplitude da onda sonora emitida ou seja, se o cimento está bem aderido a parede do revestimento e a parede da formação, o sinal voltará bastante atenuado. Se não houver boa aderência o sinal será captado com grande amplitude indicando má cimentação. Baseia-se também, no tempo de trânsito da onda sonora. Pode detectar topo real do cimento, revestimento livre, canalização e micro anel ou microânulos. Normalmente se corre o mesmo sob pressão de 1.000 psi e outra seção sem pressão para facilitar a identificação do microânulos ou de canalização.

C.E.T. (Cement Evaluation Tool) : é outro perfil de avaliação da qualidade da cimentação. Mais moderno, avançado e caro que o anterior. A ferramenta (sonda) permite para o exame circunferencial (radial) do revestimento em cada profundidade. Mede a impedância acústica detrás do revestimento, mede a resistência do cimento a compressão, mostra mais facilmente as canalizações. Apresenta ainda o diâmetro interno do revestimento

(caliper eletrônico), pode constatar ou localizar deformações

(ovalização), desgaste ou corrosão do revestimento. Pode mostrar ainda um tubo de peso diferente descido erroneamente no poço. A ferramenta é um dispositivo ultra-sônico de alta freqüência, possui 8 transdutores (atuam como transmissor e receptor). Outra vantagem em relação ao CBL-VDL é que a ferramenta não é afetada por microânulos. Microânulos é um espaço pequeno de água entre o revestimento (parede externa) e o cimento, que se produz quando a pressão dentro do revestimento é liberada após a pega do cimento. Tem espessura estimada de 0,1 mm.

PERFIL NEUTRÃO

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

periodicamente para tentar detectar depleção do reservatório com conseqüente entrada de gás no intervalo completado, visando acompanhar a expansão da capa de gás do mesmo.

PERFIL MEDIDOR DE FLUXO (Contínuos Flowmeter): este perfil pode ser usado para medir um fluxo contínuo no interior do poço X profundidade através de um rotor de palhetas. 33


PERFIL DENSIDADE OU F.D.L. (Fluid Density Log): este perfil mede a densidade do fluído que passa pelo interior da ferramenta através de um sistema radioativo semelhante aos dos perfis que medem a densidade da formação. Alguns destes perfis são corridos através da coluna de produção ou injeção, não necessitando essencialmente da presença de uma sonda no poço.

PERFIL ULTRA-SÔNICO (CEL OU PEL) A figura abaixo apresenta um desenho esquemático de uma ferremnta utilizada para a obtenção do perfil CEL (cement evaluation log). Diferentemente do CBL, que registra um valor médio dos 360° de poço a sua volta, o perfil CEL proporciona boa resolução circular, uma vez que oito transdutores são dispostos de forma helicoidal em diferentes azimutes, de tal forma que cada um avalie 45° da circunferência. Na figura são também mostrados o mapa da cimentação por trás do revestimento, onde as zonas escuras indicam boa cimentação, enquanto as zonas em branco indicam má cimentação, e duas

curvas auxiliares

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

O PERFIL ULTRA-SÔNICO – USIT (UltraSonic Imager Tool) As ferramentas USIT são as mais recentes desenvolvidas pelas companhias de perfilagem para avaliar a qualidade da cimentação. Apresentam um único transdutor, que gira a 7,5 rps, cobrindo todo o perímetro do revestimento, e emite 18 pulsos ultra-sônico por 34


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

CIMENTAÇÃO - CORREÇÃO DA CIMENTAÇÃO PRIMÁRIA A cimentação primária, isto é, a cimentação entre o revestimento e a formação, é feita durante a perfuração, logo após a descida do revestimento. Em completação e manutenção de poços, as operações de cimentação ocorrem normalmente quando se deseja abandonar um intervalo ou quando se deseja corrigir a cimentação primária.

COMPRESSÃO DE CIMENTO (Squeeze): É o processo de comprimir a pasta de cimento, colocada no anular revestimento-poço em frente aos furos que se deseja isolar. Pode ser a baixa pressão, quando a pasta é desidratada no fundo a uma pressão inferior a pressão de fratura da formação, ou a alta pressão, quando a desidratação da pasta é a uma pressão maior que a de fratura. Tanto um quanto o outro método podem ser aplicados por tampão balanceado ou injeção direta. Em todos estes casos, o procedimento usado é o da hesitação, que consiste em aplicação intermitente e crescente de pressão, separados por intervalos pré determinados de tempo, para permitir a desidratação da pasta. Como também, a operação que venda ou isola furos de canhoneados do poço que estejam produzindo fluídos indejados, utilizando uma pasta de cimento.

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

correção da cimentação primária;

-

recimentação (com uso de C.R );

-

correção de furo ou vazamento no revestimento;

-

abandono definitivo de intervalos ( Block Squeeze );

-

abandono temporário ou definitivo do poço.

35


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

unidade ( caminhão – bomba );

-

bulk ( caminhão com cimento ).

A pasta é misturada na hora da operação e é composta de cimento a granel classe “G” com água doce e aditivos :

-

redutor de filtrado;

-

anti-espumante;

-

retardador de pega ( se for o caso);

-

acelerador de pega ( se for o caso);

-

dispersante.

Um teste prévio de consistometria efetuado em laboratório, indicará quais aditivos a utilizar e qual a proporção dos mesmos, inclusive a densidade adequada da pasta. O princípio básico do Squeeze é a perda do filtrado da pasta, que são absorvidos pelos poros da formação até a formação do reboco que promove a vedação dos furos dos canhoneios. Quanto maior a permeabilidade da formação, mais rapidamente a pasta de cimento perderá o filtrado e formará o reboco, com conseqüente perda de bombeabilidade da pasta. Um teste de injetividade deve ser realizado antes de definir a quantidade de pasta a ser utilizada em função da injetividade obtida. Pode ser necessária também, a limpeza prévia dos furos com um pistoneio ou injeção de um colchão de ácido ( HCl a 15% ). A quantidade mínima de cimento utilizada é de 20 sacos para revestimento de 5 ½” OD. E 30 sacos para 7” OD.

O isolamento de intervalos baixo do que será sq ueezado é feito com um B>P>R> “C” e um colchão de bauxita/ areia de proteção sobre o mesmo. O isolamento de intervalos acima é feito através de um packer. Caso não haja intervalos acima, pode-se dispensar o uso de packer, o fechamento para pressurização se fará com o fechamento da gaveta vazada do BOP ou com o alojamento do Donat na cabeça de produção.

36


Quanto ao método de bombeio as compressões podem ser classificadas em duas categorias a saber: 1) Bombeio a baixa pressão ou por hesitação. Fases: A) teste de injetividade com fluído de amortecimento; B) bombeio de água doce a frente; C) mistura e bombeio do cimento; D) bombeio de água doce atrás; E) deslocamento da pasta com fluido de amortecimento; F) retirada dos tubos da pasta; G) circulação reversa para limpeza dos tubos; H) compressão / injeção / hesitação da pasta; I) circulação reversa do excesso de pasta; Este tipo de Squezze é o mais utilizado na UN-BA e atende as finalidades de isolar canhoneios, isolar furo no revestimento, corrigir cimentação sem uso de retentor de cimento e para tampões de abandono de poço.

2) bombeio contínuo: é o método menos utilizado. Pode ser o “Block Squezze” ou compressão de cimento à alta pressão, com quebra (fratura ) da formação. Essa operação só é recomendada em princípio para intervalos do poço que tenha mais interesse, já que danifica a formação.

Fases: A) teste de injetividade e quebra da formação com fluido de amortecimento; B) mistura, bombeio e deslocamento da pasta de cimento; C) liberação do packer e circulação reversa para limpeza da coluna;

37


O bombeio contínuo é também utilizado nas recimentação. Uma recimentação ocorrerá quando eventualmente a cimentação primária do poço fica muito ruim. Ela é efetuada com a fixação de um “Cement Retainer” ( retentor de cimento) que

é fixado logo acima do intervalo canhoneado para tal finalidade. Em seguida, descemos uma coluna com “Stinger” (ferramenta que abre a válvula do retentor).

A) encaixar o Stinger no C.R. e efetuaar o teste de injetividade com fluido de amortecimento e com pressão abaixo da pressão de quebra; B) mistura bombeio e deslocamento da pasta de cimento; C) desencaixar Stinger e circular reverso para limpeza da coluna; as compressões de cimento são verificadas quanto à quantidade pelos testes de pressão e “Dry -test” (teste

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

resultado é positivo, se abastecer o resultado é negativo e a operação deve ser repetida. Vamos tecer alguns comentários sobre a participação da equipes na operação. Note que no Squezze ocorre uma maior participação do Engº Fiscal e da equipe do que nas demais operações especiais, o que pode dar lugar a pequenas variações da maneira de realizar o trabalho. Considere-se ainda que as rotinas finais vão depender do que ocorrer durante a operação. Note também, que algumas das rotinas aqui citadas para SPT, terão que sofrer adaptações para serem executadas por uma sonda convencional. O ideal é conversar bastante com o Engº Fiscal para se inteirar do tipo e modo da operação o planejamento prévio das Adaptações necessárias para a execução da operação de maneira que toda a equipe esteja integrada e sincronizada no decorrer da operação. 1) Caso haja intervalo aberto abaixo, descer B.P.R mod. “C” da Baker e fixar o mesmo no ponto programado. Efetuar colchão de bauxita para proteção do mesmo. 2) Tentar manter o poço cheio com fluido de amortecimento. Circular reverso para eliminar bolsas de gás (se for o caso). 38


3) Providenciar água doce (se não houver na sonda). Preparar linhas se sucção, alimentação da unidade e retorno de fluido e cimento. 4) Dar previsão de que hora o poço ficará pronto para que seja solicitada e confirmada a companhia previamente solicitada.

5) Descer coluna com packer R-3 DG ou E/EA e cauda. Cauda são pós - tubos que ficarão abaixo do packer (combinar previamente com Engº a quantidade de tubos a utikizar) e posicionar a extremidade da coluna a 2m abaixo da base do intervalo a ser “squezzado”.

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

7) Auxiliar o pessoal da companhia no que for necessário para a instalação. 8) Durante a operação um homem deverá permanecer todo o tempo na bomba de lama, para atender as solicitações do operador da Cia. Par alimentação da unidade com água doce ou fluido de amortecimento. 9) Fixar packer para T.I ou fechar junta de circulação se o mesmo já estiver armado. 10) Após T.I. abrir junta de circulação ou liberar packer.

11) Após mistura, bombeio e deslocamento da pasta, desconectar mangueiras e retirar os tubos que o fiscal determinar. Reinstalar mangueiras. 12) Efetuar circulação reversa para limpeza dos tubos. Será necessário fechar a gaveta vazada do BOP se não estiver com um “tubing stripper” instalado.

39

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 13) Fixar packer para pressurização, abrir antes o BOP. 14) Após a injeção, desarmar packer para remoção do excesso de cimento com auxílio de circulação reversa, até o ponto determinado ou a bomba da sonda a critério do fiscal. Ficar atento para não jogar cimento no tanque ou poluir a área com fluido de amortecimento. Esta remoção é feita com pressão abaixo da pressão final de squezze, com vazão moderada e reciprocando (repassando) ou girando a coluna. Nas SPT’s esta circulação é feita com tubo bengala, mangueira de borracha de 2” e swivel acoplado a uma seção fixa para agilizar o

trabalho.

Recomendações adicionais para remoção do excesso de pasta - se houver disponibilidade, usar como cauda tubos fibra de ou alumínio; - pode ser usada uma luva denteada na extremidade da cauda; - se for circular toda pasta fazê-lo até 20m abaixo da base do canhoneio; - não circular toda a pasta em frente a zona de gás; - ficar atento ao tempo de bombeabilidade da pasta para evitar prender a coluna no cimento; - após o retorno de todo o cimento que se quer remover, prosseguir a circulação com fluido de amortecimento para limpeza ( 1,5 a 2 vezes o volume da coluna). 15) O próximo passo agora será testar o sequezze por pressão e Dry-test se foi removida toda a pasta ou manobrar e descer broca e raspador para cortar o restante do cimento, se não foi circulada toda a pasta. Como nas demais operações o fiscal anotará no BDO os dados básicos da operação e elaborará o relatório para a pasta de dados técnicos do poço. 40


Formação danificada ou de baixa permeabilidade tem que ser submetidas a uma estimulação para remoção deste dano ou para melhorar a drenagem do óleo no sentido formação – poço, aumentando o índice de produtividade dos poços.

Causas e tipos de danos A invasão da lama de perfuração na formação danifica a mesma. Fluido da completação contaminado (sujo) também causa dano a formação. Alguns óleos e contato com a água formam emulsão, pode ocorrer à deposição de minerais ou ainda o inchamento da argila sensíveis em contato com água doce . O principal objetivo desta operação é garantir o isolamento entre uma zona de óleo e uma zona de água. Isto porque, sendo o petróleo mais leve que a água, o natural é que ele subisse até a superfície e, se não o faz, é porque existe uma camada impermeável sobre ele. Como o petróleo ocorre em vários intervalos, este são todos intercalados com rochas selantes, existindo água acima e abaixo delas. Ao se perfurar um poço, a broca usada é sempre maior que o revestimento descido aquela fase e, ao se atravessar as camadas selantes, é imperioso que se preencha aquele anular poço-revestimento com cimento, para que não haja comunicação entre zonas por trás do revestimento. Ao se pesquisar a cimentação, constatando-a deficiente em frente a estes trechos críticos, é necessária a correção. Esta correção, assim como abandono de intervalos produtores ou injetores, podem ser realizados de várias maneiras:

ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ É a operação que estimula um intervalo utilizando uma mistura acidificante com o objetivo de remover danos da formação melhorando consequentemente a produtividade do poço. O ácido mais comumente utilizado na confecção da mistura acidificante é o HCl ( ácido clorídrico) a 15%. Podem ser utilizados também o ácido fluorídrico (HF) e o ácido acético ( CH3 COOH ). O ácido clorídrico em conjunto com o ácido fluorídrico formam uma mistura chamada de “Mud Acid”.

41


A acidificação só é recomendada para formações que não tenham baixa permeabilidade. O ácido regular é o HCl a 15 % em peso. Ele limpa a formação mais por dissolução do dano do que pela remoção do mesmo. A concentração do ácido pode variar de 5 a 33%. Normalmente utilizamos como aditivo a mistura ácida um inibidor de corrosão, pode-se usar também um surfactante.

Diluição do HCl a 33%: para formarmos 1.000 gal de mistura ácida de HCl a 15% em peso, serão necessários utilizar 418 galões de HCl e 582 galões de água. A injeção deve ser feita lentamente ou por hesitação e sempre abaixo da pressão de fratura da formação. É efetuado previamente um teste de emulsão em laboratório com óleo do intervalo para determinar o tipo e a concentração do desemusificante. Fases: -pré flush ( HCl a 15% ); -MA ( mud acid ); - over flush ( HCl a 5% ). Reações indesejáveis ou secundárias: com o uso do HF poderão vir a ocorrer outras reações com os elementos da própria formação e que poderão também causar dano. É por isso que se pistoneia o poço logo o tratamento a fim de se evitar o prosseguimento da reação ou se coloca o poço para injetar, no caso de poços injetores. Equipamentos utilizados: -

carro-bomba;

-

carro- tanque;

-

mangotes de sucção;

-

mangueiras chiksan;

-

manômetros, registradores de pressão, vazão e volumes.

Participação das equipes: 1) coletar amostra de óleo e enviar para teste de emulsão no GEFLAB. Acertar com o Eng Fiscal a quantidade de tubos de cauda a utilizar; 42


2) dar a previsão da hora que o poço ficará pronto para solicitação e confirmação da companhia pré-determinada; 3) descer coluna de operação com packer R-3 DG ou E e cauda, fixar e testar o mesmo, conforme programação; 4) auxiliar a companhia na instalação; 5) confirmar o fiscal; 6) com o packer liberado pela Cia. Bombeará o ácido até cobrir todo o intervalo de interesse. Em seguida o packer é fixado ou fechada a junta do mesmo, e a Cia. Fará então a injeção do ácido; 7) concluída a injeção, desinstalar válvula e chiksan da Cia fará então a injeção do ácido; 8) concluída a injeção, desinstalar válvula e chiksan da cia. e instalar AN de pistoneio e pistonear o poço até retirar todo o ácido gasto. Utilizar E. P.I adequado e lembrar de descartar o ácido sem poluir. Segurança na Operação: tanto na injeção como no pistoneio, por estarmos tratando com produtos químicos, alguns venenosos outros que causam queimaduras, devemos nos precaver, mantendo na locação água doce, sabão básico e colírio, além dos Equipamento E.P.I.s como máscara, óculos, capa, para evitarmos maiores conseqüências danosas ao homem. Se alguém vier a se queimar com o ácido, o local deve ser lavado com água doce corrente e sabão básico. Se os olhos forem atingidos use colírio. Não deixar de providenciar na Segurança Industrial os E. P.I.s adicionais para a equipe que irá pistonear o poço. Como nas demais operações especiais, o fiscal anotará no B. D. O os dados básicos da mesma e confeccionará o Relatório para a pasta do poço.

FRATURAMENTO HIDRÁULICO É a operação que abre uma fratura na formação e a mantém aberta, com o intuito de ultrapassar a área de dano ou melhorar a sua permeabilidade visando aumentar o índice de produtividade do poço.

43


Fluidos usados nos fraturamentos: - a base de água (mais usado ); - a base de óleo(segundo mais usado); - a base de metanol; - a base de ácido (HCl a 15%, para calcareos-dolomitas). A viscosidade do fluido e a perda do filtrado afetam a largura e a área da fratura.

São utilizados vários aditivos no fluido base para atender a várias necessidades, vamos citar os principais: - agente controlador de perda do filtrado; - agente redutor de perdas por fricção; - agente gelificante; - agente ativador; - agente quebrador; - desemulficante; - agente de sustentação; O fluido base (água) deve conter pelo menos 1% de KCl (Cloreto de potássio) para prevenir o inchamento das argilas. È efetuado previamente em laboratório do IP , um teste de emulsão com uma amostra do óleo do próprio intervalo a ser fraturado para determinar o tipo e a dosagem do agente desemulficante. O agente de sustentação (bauxita ou areia ) tem a função de manter a fratura aberta após o bombeio. Ela pode ter granolometria de 12 – 20 ou 20 – 40 mesh. A potência hidraúlica (HP) a ser utilizada, bem como o dimensionamento dos volumes e aditivos é calculado no IP e constam dos programas. A operação pode ser realizada através do tubing (coluna de produção) ou através do revestimento. No primeiro caso utilizamos coluna de operação grau N-80, normalmente 2 7/8”EUE e packer R -3 DG ou E/EA fixado logo acima do topo do intervalo a ser fraturado.

44


No caso do revestimento ser de 5 ½” , costumamos utilizar 2 ou 3 tubos de diâmetro menor (2 3/8”) logo acima do packer. Abaixo deste utilizamos i niple com uma luva denteada. No segundo caso ( através do revestimento ) utilizamos um packer mod. “C” full

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

Tipo de fraturamento: - convencional: é fraturada apenas um intervalo em cada operação; - por estágio: são fraturados 2 ou mais intervalos em uma mesma operação. São utilizadas bolas de nylon para redirecionar o fluxo dos fluidos fraturantes; - por entrada limitada: é um método mais moderno, permite as opções abaixo em função da variação de vazão/pressão: A) tratamento simultâneo de todos os intervalos; B) tratamento simultâneo e em sequência por aumento da vazão/pressão; C) tratamento seletivo em estágios com uso de bolas de nylon;

Fases ou etapas: 1) teste de linhas com pressão; 2) teste de injetividade e quebra da formação; 3) mistura dos aditivos em um dos tanques (pré-gel); 4) bombeio contínuo do pré-colchão, fluido carreador e deslocamento;

TESTE DE FORMAÇÃO A POÇO ABERTO (TF) O teste de formação a poço aberto é realizado durante a fase de perfuração, antes de se revestir o intervalo. O fato de o intervalo estar aberto faz com que o teste seja curto, devido à possibilidade de prisão da coluna (decantação de sólidos do fluido de perfuração ou desmoronamento da formação), ao risco de entupimento da coluna e ao isolamento precário do intervalo. Além da estimativa da capacidade de fluxo, os TF’s têm a grande vantagem de

45


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

À POÇO REVESTIDO (TFR) É uma operação especial que visa obter informações a respeito da natureza, quantidade e qualidade dos fluidos que o intervalo possa conter, além das pressões estática e de fluxo, índice de produtividade, permeabilidade, dano ou barreiras estratégicas, informações estas que auxiliarão na avaliação de formações produtoras ou orientação a estimação das mesma.

Equipamentos utilizados: as colunas de teste podem ser próprias (IP) ou contratadas (HALLIBURTON) e são idênticas às utilizadas em poço aberto com pequenas modificações e claro com sizes (tamanhos) diferentes. Os equipamentos básicos são: - válvula testadora de múltiplos fluxos e estáticas; - packer; - B.P.R. (se necessário isolar zona abaixo); - Registradores de pressão (2 ou 3); - Porta de registradores; - Tubos perfurados; Equipamentos auxiliares: - válvula auxiliar; - sub de reversa; - amostrador de fundo; - by-pass; - percurssor (jar); - bumper (batedor); - junta de segurança; 46


- comandos (D.C.); - tubos de produção ( coluna de operação); - manifold com mangueira de sopro; - cabeça de teste; - Q.C.R. (medidor de fluxo crítico para gás); - Linha de surgência; - Tanque para armazenamento e medição de líquidos; - Mangueiras chiksan de alta pressão; - Bean (choke); - Queimador; - Gás scrubber; Os testes podem ser simples ou convencional, testa apenas um intervalo por descida ou seletivo, testa mais de um intervalo por descida. Neste caso utiliza dois obturadores para empacotar a zona a ser testada. Normalmente a coluna de teste desce seca porém, se necessário usa-se um colchão de água para evitar colapso da coluna de produção pela ação do pH ou para servir de amortecedor e evitar liberar o packer (formação de baixa P.E.). A observação do anular durante o teste vai dar informações preciosas quanto à vazamentos no packer, comando ou coluna. Em alguns casos pode ser feito um pistoneio no 2º fluxo se o poço não surgir, à critério da programação. Normalmente quando o óleo ou gás é produzido no teste, é feita uma circulação reversa por questão de segurança e para evitar banho de óleo ou pistoneio com

swab durante a retirada. De um teste de formação pode ser obtidas indiretamente as informações a seguir: - grau API do óleo; - densidade do gás; - densidade da água; - salinidade do óleo ou da água; A interpretação de um teste tem duas fases distintas: uma qualitativa e outra quantitativa

47


Fases de um teste: 1) montagem da ferramenta; 2) descida da ferramenta no poço; 3) tomada da P.HI.L. ( pressão hidrostática inicial da lama); 4) fixação do packer e abertura da válvula testadora para 1º fluxo; 5) fechamento da válvula testadora para 1º estática; 6) abertura da válvula testadora para 2º fluxo; 7) se o poço não surgir, opcionalmente, a critério do fiscal, pode ser pistoneado; 8) fechamento da válvula testadora para 2º estática 9) liberação do packer para tomada da P.H.F.L. ( pressão hidrostática final da lama); 10) abertura da válvula (sub) reversa; 11) circulação reversa com fluido da amortecimento; 12) retirada da coluna de teste. Coletar amostras se solicitado; 13) desconexão da coluna de teste;

Participação das equipes: 1) dar a previsão da hora que o poço estará pronto para solicitação e confirmação do IP ou companhia; 2) montar coluna de teste segundo orientação do operador (técnico) de teste; 3) preparar instalações de superfície, linha de surgência, queimador segundo orientação do IP; 4) descer coluna e fixar packer, ciclar válvula segundo orientação do técnico; 5) ajudar a controlar o anular durante o teset, ajudar a medir os fluidos produzidos, coletar as amostras solicitadas identificando-as; 6) liberar o packer quando solicitado; 7) abrir o sub de reversa quando determinado; 8) efetuar a circulação reversa. Para armazenar o petróleo em sonda convencional, o ideal é dispor de um tanque semi- reboque, inclusive é mais seguro; 9) retirar e desconectar a coluna de teste segundo orientação do técnico. Coletar as amostras solicitadas.

48


OPERAÇÕES COM FLEXITUBO Trata-se de um tubo de aço, com OD de 1” a 1 ½” ( os mais utilizados no Brasil), com comprimento suficiente para operar em todo o poço, e que fica enrolado em um carretel especial. O aparato completo inclui, além do carretel com o tubo, uma unidade de força, com um motor diesel e hidraúlico, uma cabine de comando, onde se tem o controle de comprimento ( odômetro), peso, vazão e pressão, e um equipamento de cabeça de poço, que inclui o injetor, que é quem coloca o tubo para dentro do poço, um BOP que se fecha sobre o flexitubo, um lubrificador e um “stuffing box”.

O flexitubo pode operar tanto em poços com quanto em poços sem coluna, sendo que a sua grande vantagem é a não necessidade de desequipar (e nem amortecer) o poço para operar. Entre as operações comumente efetuadas com flexitubo, estão a indução de surgência com nitrogênio, a divergência de produtos químicos durante as estimulações e a remoção de areia do fundo do poço. Ultimamente tem-se tentado implementar novas operações com flexitubo, tais como remoção mecânica de incrustação de colunas, abandono de intervalos por cimentação, corte de “peixes” dentro da coluna e até corte de cimento abaixo da extremidade da coluna, com

uma broca especial que se abre ao sair da coluna, é acionada por uma turbina de fundo, para girar, e depois fecha-se para passar novamente pela coluna. Para o segundo semestre deste ano está prevista a perfuração de três poços horizontais com flexitubo (de 2 3/8”) no Campo de Garoupa. Será aberta uma janela no revestimento de 7” e, a partir daí, será feito o desvio com flexitubo, com o poço em “underbalance” (isto é,

produzindo) já que a formação é extremamente depletada.

NITROGÊNIO Utilizado para aliviar o peso da coluna hidrostática, para os mais variados fins. O nitrogênio é fornecido no estado líquido (N2 criogênico), pois só assim pode ser bombeada a alta pressão requerida, normalmente acima de 3000psi (seria necessário um compressor monstruoso para comprimi-lo até estes níveis de pressão).

49


Após ser bombeado, ele passa por um trocador de calor que o aquece, passando desta forma para o estado gasoso, sem, no entanto, perder pressão. O volume, obviamente, se expande. Desta forma é injetado no poço, seja através do anular ( e MGL) ou através de um flexitubo. No primeiro caso, inicialmente bombeia-se o gás da plataforma até o nível máximo de pressão possível, e só então entra-se com a Unidade de N2. A utilização de N2 faz com que não seja necessária a colocação de diversos mandris de gás lift (MGL) na coluna para a indução de surgência do poço. Como exemplo, existem poços mais antigos na E&P-BC com até 10. Hoje em dia, utilizam-se no máximo três. No segundo caso, o N2 é bombeado pelo interior do flexitubo até a sua extremidade, gaseificando o anular flexitubo x coluna de produção, diminuindo a pressão hidrostática e permitindo a reação da formação. Note, que é imprescindível que o gás bombeado pelo interior do flexitubo seja um gás inerte, como é o N2, por motivos de segurança: um grande comprimento de flexitubo permanece na superfície, enrolado no carretel, e um furo poderia ocasionar um acidente de graves proporções, se estivesse sendo bombeado, por exemplo, gás natural.

MÉTODOS PARA CONTROLE DA PRODUÇÃO DE AREIA: TUBOS RASGADOS (SLOTTED LINER)/ SINTER PACK/ STRATAPACK/ EXCLUDER: A necessidade de contenção de areia surgiu com os primeiros poços para a captação de água. A evolução destas técnicas culminou com atualização do slotted liner(fig.1.1). Estes tubos foram adaptados para indústria do petróleo e ainda hoje são usados em poços com baixa produtividade ou em longos intervalos produtores, incluindo-se aí os poços horizontais. As grandes profundidades e o mau selecionamento dos grãos dos arenitos produtores de óleo, em oposição aos poços de água, causavam erosão ou o plugeamento dos slots, o que impediu a propagação e o desenvolvimento do método. Atualmente, foram desenvolvidos novos tipos de equipamentos com maior área aberta ao fluxo e aplicação específica para poços horizontais, 50


dentre os quais podemos destacar: - Sinterpack-Halliburton; - Stratapack- Pall; - Excluder-Baker Hughes Inteq. TELA PRÉ-EMPACOTADA: Consiste de dois tubos telados concêntricos tendo o espaço anular entre eles preenchido com areia ou cerâmica. A restrição a esta técnica é a grande facilidade de plugeamento do pacote de gravel confinado entre as duas telas, pelos finos da formação. O único uso recomendável de tubos pré-empacotados é em poços longos intervalos canhoneados e altamente desviados, ou horizontais.

AREIA RESINADA: Consiste no preenchimento dos espaços criados atrás do revestimento, devido a produção de areia com gravel pré resinado. Após a pega da resina ( a cura se dá com o tempo e temperatura) é descida broca para remoção do excesso de gravel dentro do poço. A aplicabilidade desta técnica se restringe a poços com pequena extensão canhoneada. Também é recomendada para poços antigos que já produziram grandes volumes de areia.

GRAVEL PACK EM POÇOS REVESTIDOS: É a prática mundialmente mais difundida. Consiste do preenchimento dos canhoneados e anular tubo telado/revestimento com uma areia (gravel) de granulometria bem selecionada formando um pacote compacto, que impede a movimentação na areia da formação.

GRAVEL PACK EM POÇOS REVESTIDOS: Esta técnica, empregada em poço revestido, pode variar desde a simples utilização de um único tubo telado a uma complexa completação múltipla. 51


Discutiremos apenas os tipos de operações e técnicas mais usuais, onde após o condicionamento do revestimento, é descido um sump packer, formando o fundo necessário para ancoragem da coluna de gravel pack, composto de tubos telados, tubos cegos, wash pipes, crossover tool e packer é instalado. Após conclusão da instalação do conjunto, é feito o bombeio e deslocamento do gravel, que conterá a produção da areia de formação.

*Vantagens (em comparação com métodos alternativos): - mais efetivo no controle de areia em longos intervalos, em intervalos com pequenas intercalações de folhelhos, e em zonas com alto teor de argila e slit; - suporta a maioria das reações desenvolvidas em um tratamento químico, e não se deteriora com o tempo; - apresenta melhores resultados nas aplicações em poços antigos com histórico de grande produção de areia; - é menos afetado pelas variações de permeabilidade da formação;

*Desvantagens: - redução do diâmetro interno do poço, pela utilização de tubos telados; - reparos ou recompletações requerem a remoção do conjunto; - as telas estão sujeitas a corrosão e/ou erosão devido as altas velocidades de fluxo ou a produção de fluidos corrosivos; - apresenta maior dificuldade no isolamento de futuros intervalos produtores de água;

GRAVEL PACK A POÇO ABERTO INTRODUÇÃO: Conforme discutido nos capítulos anteriores, o foco principal da operação de Gravel Pack em poço revestido, está em empacotar completamente os canhoneados com areia Gravel de alta permeabilidade. O Gravel Pack a poço aberto elimina completamente este problema e reduz a operação a simples necessidade de empacotamento do anular Tela x Poço Aberto. Devido a inexistência dos canhoneados, o fluido da formação pode ser produzido ao longo de 360 no pacote Gravel, eliminando a elevada perda de carga associada ao fluido linear através 52


dos túneis de canhoneados. A redução da perda de carga através do Gravel a poço aberto, garante uma maior produção do que em Gravel a poço revestido, para uma mesma formação.

RESERVATÓRIOS CANDIDATOS A TÉCNICA DE GRAVEL PACK A POÇO ABERTO: Apesar das vantagens descritas acima, a técnica de Gravel Pack a Poço Aberto não é recomendável para todos os tipos de reservatórios e formações. Uma desvantagem da completação a poço aberto (incluindo com gravel pack), é a impossibilidade de isolamento de intervalos devido a elevada RAO e RGO. Completações a poço revestido permitem selecionar, através de canhoneio, somente as zonas de interesse, permitindo melhor controle do fluxo indesejável de água ou gás. Devido a este fato, completações a poço aberto são mais aplicavéis para reservatórios simples, com um intervalo produtor, não sendo efetivo para completações múltiplas com água ou gás próximos.

FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO São os fluidos utilizados nos poços revestidos para efetuar os trabalhos de completação, workover e limpeza dos mesmos em condição de segurança e sem danificar a formação.

FUNÇÕES OU CARACTERÍSTICAS: -

Deve impedir a migração do fluido da formação para o poço;

-

Não deve danificar a formação;

-

Deve promover o carreamento de partículas sólidas que se encontrem no poço tais como: cimento, areia, detritos ou limalha;

-

Deve ser limpo;

-

Não deve ser corrosivo;

-

Não deve trapear gás;

-

Deve ser econômico ( barato ).

53


TIPOS DE FLUIDOS MAIS UTILIZADOS:

1) base água: - água doce com 1% de kcl e desemulsificante ( 62,4 lb / pé ³ ); - água doce com cloreto de Sódio (nacl) (peso até 74,0 lb / ³ ); -

água doce com Cloreto de sódio + Cloreto de Cálcio ( 75 a 82 lb / pé );

2) petróleo, de preferência da própria zona ( +_ 50 lb / pé ³ ). 3) Fluidos gelificados: água com polímero orgânico. Bem mais caro, usado eventualmente quando ocorre grande perda com petróleo ou água adensada. Outro recurso utilizado para estancar perdas, são os tampões de Calcita ou de Risol. Existe tecnologia desenvolvida para a preparação e uso de outros tipos de fluidos como: espuma, emulsões, óleos viscosificados etc.,porém, na prática estes fluidos quase não são utilizados na UN-BA. O “overbalance” ou diferencial de pressão que um fluido deve ter é de 15kg / cm ²

para campos ou poços de desenvolvimento e de 20kg / cm ² para poços pioneiros. Normalmente as programações citam as pressões das formações, pelo menos a pressão estática esperada, e já especificam o fluido a ser utilizado no poço. Se quisermos conferir, basta calcularmos a P.H. e compará-la à P. E. para nos certificados de que o diferencial está adequado, observe que na produção o peso específicos dos fluidos são expressos em lb / pé ³.

PACKER FLUID: é o fluido que deve ser deixado sobre um packer ( no anular ) ao equiparmos o poço. Este fluído deve conter inibidor de corrosão. Todos os fluídos utilizados na produção, exceto o petróleo, são confeccionados são confeccionados na estação de lama do GEFLAB ou seja, chegam na sonda pronto para o uso. Já o petróleo é solicitado das estações coletoras dos campos, sendo que nem todas elas têm instalações adequadas para tal fim. 54


Todo o sistema por onde o fluído passa, desde os tanques de transporte, sucção, bomba, tanque da sonda e linhas de ataque e retorno, deverão estar bem limpos para não contaminar o fluído e posteriormente danificar a formação.

FLUIDOS UTILIZADOS NA COMPLETAÇÃO 1- agua do mar



para limpeza do poço. não pode entrar em contato em contato com a

formação produtora ( formação de prcipitados ). 2- agua do mar adensada  para limpeza; fluido de corrente; fluido para squeeze. 3- solução salina fc padrão: água industrial + adensidade = aditivos 4- colchão de limpeza a base de bentonita, para carreamento de solidos ( corte de cimento ). não deixar entrar em contato com canhoneados. 5- colchão viscoso a base de polímeros ( cellosize ). para carreamento de sólidos e combate a perda. pode entrar em contato com canhoneados. 6- colchão lavagem a base de detergente para remoção de lama a base óleo 7- tampões de perda para combater a perda de circulação. fabricado a base de polimeros ( cellosize ), resinas 9 J – 237; J – 330 ) ou agentes obturantes ( calcita ).

55


CUIDADOS NO PREPARO E CONSERVAÇÃO DO FLUIDO* -

fluido de completação deve ser: . isento de detritos . compatível com a formação . anti-corrosivo

-

lavar rigorosamente tanques e linhas;

-

checar funcionamento das valvulas e drenos dos tanques com água do mar; impedir que pedaços de sacos, cordas, copos plasticos, pontas de cigarros,

-

etc., sejam atirados aos tanques de fluido; 3) -ESTABILIZADORES ARGILAS - Evitam isolar, com maximoDE cuidado, o fluido limpo;o inchamento da argilas as quais tamponam os poros da rocha (queda na produtividade): - usar graxa somente nos pinos * cloreto de potassio (KCL) ADITIVOS DOS FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO * cloreto de amonio ( NH³ CL) -

1)ADENSANTES conferem ao fluido presão hidrostatica): sempre que posivel,- filtrar fluidopeso preparado em(elementos de 25 micra e 2 a 5 micra não usar bentonita e evitar polimeros *para vedardecalha valvulas cloreto sódioe (NaCl)

* cloreto de potássio (KCl) 4) INIBIDOR DE CORROSÃO / BACTERICIDA * cloreto de calciode(CaCl) * dicromato sodio

2) PREVENTORES DE EMULSÃO - Evitar a formação de emulções da água com o óleo eOU viceALCALINIDADE - versa. que causam danos 5) REGULADOR DE PH - AJUSTE DE ACIDEZ elevados: * soda caustica ( Na OH ) * dissovan - 2489 6) POLIMEROS * *surflo - HS-1viscosificam o fluido espessantes * *upetpan- -etil 207celulose ( CELLOSIZE - HEC) hidroxi

7) COMBATE A PERDA - resinas soluveis * J - 330 * J - 247

56


TABELA DE PRODUTOS PARA FLUIDOS PRODUTO

BENTONITA CARBONATO DE CALCIO CLORETO DE CALCIO CLORETO DE POTACIO CLORETO DE AMONIO DETERGENTE AMONIO DICROMATO DE SODIO DISSOVAN 2489 J - 237 J - 330 SODA CAUSTICA SURFLO HS 1 UPET-PAN 207

UNIDADE

FUNÇÃO

SACO 25 KGS SACO 30 KGS

COLCHÃO DE LIMPEZA

SACO 50 KGS

ADENSANTE

SACO 50 KGS

INIBIDOR INCHAMENTO DE ARGILA

SACO 25 KGS

INIBIDOR INCHAMENTO DE ARGILA

TAMBOR 200 l

COLCÃO DE LAVAGEM

SACO 40 KGS

INIBIDOR DE CORROSÃO E BACTERICIDA

TAMBOR 50 l

PREVENTOR DE EMULSÃO

BALDE 50 GAL TAMBOR 48 GAL SACO 25 KGS

RESINA COMBATE A PERDA RESINA COMBATE A PERDA CONTROLE pH

BOMBONA 50 l


BOMBONA 50 l


COBATE A PERDA

57


PRINCIPIOS DA HIDROSTÁTICA INTRODUÇÃO Intuitivamente todos nós sabemos da importância dos fluidos nas operações de petróleo, quer seja nos serviços de perfuração quanto de completação e manutenção de poços, porém pode ser que alguns pontos sejam obscuros quanto ao seu real fundamento teórico. Ao abordamos o tópico HIDROSTÁTICA, tentaremos fornecer resumidamente informações que possibilite o entendimento do mecanismo de amortecimentos de poços, através de conceitos básicos como diferenças entre peso, peso específico e densidade, coluna hidrostática, unidades mais empregadas e relações entre peso, volume, área e pressão.

PESO E PESO ESPECÍFICO Inicialmente conversaremos sobre a definição de peso, peso específico e densidade para que não haja confusão quando citarmos individualmente cada um. Toda substância seja sólida, líquida ou gasosa apresenta um determinado peso a depender da quantidade física tomada (volume). É evidente que um botijão com 1 litro pesa menos que um contendo 20 litros do mesmo fluido. A pergunta é: como podemos saber o peso de um determinado volume de fluido conhecido? Obs. Devemos esclarecer que daqui por diante quando mencionarmos a palavra fluido, estaremos nos referindo a qualquer substância líquida ou gasosa, água, vapor, gás e petróleo são exemplos mais diretos. Resp. Suponhamos que gostaríamos de saber quanto pesa 1 litro de água pura (destilada). Uma maneira prática seria leva-lo até uma balança onde leríamos 1 Kg.. Chegaríamos a conclusão que 1 litro de água pura pesa 1 Kg, conseqüentemente 1 Kg do mesmo fluido ocupa o volume de 1 litro. Se tomarmos agora 1 litro de petróleo “morto” e procedermos de maneira idêntica

obterão um valor diferente, muito provavelmente inferior ao da água. Podemos então afirmar que cada substância apresenta uma relação entre o seu peso e o seu volume: a da água destilada, como foi visto anteriormente é: 58


1

Kg litro

Definimos então: “A relação entre o peso de uma substânica e o volume ocupado pela mesma é

denominada de peso específico .” UNIDADES Paremos um pouco agora para falar sobre UNIDADES que é outro conceito de fundamental importância para facilitar o entendimento da hidrostática, como de muitas outras grandezas físicas. No nosso dia a dia fazemos uso constantemente de palavras que serve para dar sentido ao que falamos. Ao mencionarmos Kilograma nos vem à cabeça a idéia de peso, kilômetro nos dá noção de distância. Digamos que você ao se dirigir ao balcão de um supermercado onde estivesse sendo vendido leite e manteiga para comprar um desses produtos, peça ao vendedor 1 litro (que identifica volume). Ele automaticamente saberá que o produto desejado é leite pois manteiga normalmente é vendida a peso (grama, kilograma....). Este é um exemplo bem direto de como determinadas grandezas são relacionadas com nomes, sendo estes classificados como UNIDADES. Grandezas como distância, velocidade, peso, volume, temperatura etc..., possuem unidades que as identificam. Então vejamos o que vem a ser isso: ao nos referirmos à distância entre 2 cidades falamos em quilômetros, profundidade de um poço em metros, volume de um tanque em barris, velocidade de um carro em Km/hora. É bom salientar que uma mesma grandeza normalmente pode ser expressa em várias unidades (Ex.: unidades de comprimento – metro, centímetro, polegada, pé, milha, etc..). O peso específico (P.E.) também possui unidades que nos dão uma noção bem clara sobre o que estamos explicando. Foi dito anteriormente que peso específico é a relação entre o

59

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú peso de um fluido (Kg, Lb, grama...) e o volume ocupado pelo mesmo (litro, pé³, galão,...) ou seja:

Peso Volume As unidades mais utilizadas para P.E> na linguagem técnica de petróleo são: libra (unidade de peso) por galão (unidade de volume) e libra por pé cúbico (unidade de volume). Para deixar clara a diferença entre peso e peso específico, basta usarmos o exemplo dado no inicio do texto, ou seja, 1 litro de água pesa menos que 20 litros, daí concluirmos que o PESO varia com o volume porém o PESO ESPECÍFICO se mantém constante.

Para a água, temos: 1

Kg litro

 8,34

Lbs galao



62,4

Lbs pe 3

DENSIDADE Com o passar do tempo os cientistas sentiram a necessidade de introduzir mais um conceito que relacionasse o peso específico dos fluidos com o peso específico de um fluido tomado como referência, sendo a água pura a escolhida. “A relação entre o p eso específico de um fluido qualquer e o peso específico da água é

denominado de densidade”

Ou seja: d 

P.E ( fluido _ qualquer ) P.E (água _ destilada )

As substâncias ditas “mais pesadas que a água“ possuem densidade maior que 1, como

é exemplo da maioria dos fluidos de completa ção. Já os “mais leves” como o petróleo, o gás etc.. possuem densidade menor que 1. seria redundante dizer que a densidade da água é 1.

60


d 

P.E (água) 1 P.E (água)

Façamos um exercício para fixarmos melhor este conceito: Pergunta: Qual a densidade da água adensada de P.E 74 lb/pé³? Resposta: d  P.E ( fluido _ qualquer ) , P.E (água _ pura) temos P.E do fluido = 74 lb/pé3, P.E água pura = 62,4 lb/pé³ logo, P.E ( fluido _ qualquer ) d  P.E (água _ pura)



74lb / pe

3

62,4lb / pe

3

 1,19

OBS: Note que só podemos calcular a densidade de um fluido utilizando a fórmula acima se os pesos específicos do fluido e da água estiverem expressos nas mesmas unidades, no nosso exemplo lb/pé³. Se o P.E da água adensada fosse dado em lb/galão, obrigatoriamente teríamos que usar o P.E da água pura também em lb/galão. Verifiquemos então: ÁGUA ADENSADA - 74 lb/pé3 = 9,89 lb/galão; ÁGUA PURA - 62,4 lb/pé3 = 8,34 lb/galão

d 

9,89lb / galão 8,34lb / galão

 1,19

Como era de se esperar a densidade não se alterou.

61


AMORTECIMENTO DE POÇOS Surge então a pergunta: o que interessa para me saber o peso específico das substâncias, especialmente os dos fluidos de completação? Vamos esclarecer primeiramente o que seja um amortecimento de poço. Ao recebermos o programa de intervenção em um poço, nele deve constar à pressão estática do reservatório obtida através de testes de formação ou RPE (Registro de Pressão Estática). Sendo assim necessitamos utilizar um fluido com o peso específico adequado para que a sua coluna hidrostática (poço cheio) venha proporcionar uma pressão maior que a do reservatório, garantindo assim um trabalho seguro e sem maiores preocupações quanto à ocorrência de KICKS ou BLOW OUTS. Mas vejamos como isso realmente acontece. Ao mergulharmos em uma piscina nadando em direção ao seu fundo, notamos que nossos ouvidos ficam sujeitos a pressões crescentes chegando a um ponto insuportável onde temos duas opções, voltar à superfície ou realizar a descompressão dos tímpanos. Esta é uma experiência que acredito a maioria das pessoas já tenha passado, mas provavelmente alguns não tenham questionado a causa de tal ocorrência. Explicaremos a seguir a relação entre peso, peso especifico, área e pressão o que ajudará na compreensão do fenômeno narrado acima e principalmente da sistemática de amortecimento de poços. Inicialmente precisamos deixar claro que peso é uma força.

PESO = FORÇA Precisaremos definir agora qual a relação entre peso e pressão. Experimentalmente sabemos que:

PRESSÃO



FORÇA ÁREA 62

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Ou seja, toda força aplicada sobre uma determinada área gera uma pressão resultante.

Por essa fórmula concluímos que variando a força ou a área, podemos variar a pressão exercida sobre os corpos. Uma maneira prática de testarmos a veracidade desta fórmula é tomar um pequeno peso (força), de 1 Kg por exemplo, um tarugo de madeira e uma faca. Apóie o tarugo sobre a sua própria barriga colocando em seguida o peso sobre o mesmo. Imediatamente você sentirá uma pressão sendo exercida sobre o seu abdômen que é o resultado do peso sobre a área de contato do tarugo. Troquemos agora o tarugo de madeira por uma faca de ponta fina. Se você tentar realizar o mesmo experimento chegará à conclusão que provavelmente a faca o machucaria, o que é verdadeiro. O motivo disso é que ao trocar a madeira pela faca você diminuiu a área de contato com sua barriga para o mesmo peso utilizado, e segundo a fórmula apresentada causa um aumento de pressão. Fica explicado também o porquê do caso da piscina. Ao nos aprofundarmos o peso da água atuando sobre a área dos nossos ouvidos vai aumentando, com o conseqüente aumento de pressão. E qual a relação que existe entre o explicado e o amortecimento de poços? Eu diria que tudo. O que fazemos na realidade ao colocarmos fluido no poço é aplicarmos uma coluna hidrostática (altura de fluido que gera um peso equivalente) sobre uma determinada área, gerando uma pressão que terá que ser maior que a pressão estática da formação, esta é a chamada PRESSÃO HIDROSTÁTICA . Verificaremos agora outro fato interessante. Olhando as figuras abaixo onde se encontram os desenhos de 2 tanques cheios com o mesmo fluido, perguntamos:

Se

conseguíssemos instalar um manômetro no fundo de ambos, qual apresentaria a maior pressão? Alguns talvez tenham respondido que seria o tanque número 2 devido ao seu maior volume e conseqüentemente maior peso. Minha resposta porém seria diferente, afirmando que na realidade a maior leitura seria do manômetro do tanque nº 1. Qual o motivo do aparente “absurdo”? mediante contas simples provaremos que a

pressão hidrostática independe do volume, sendo função exclusiva do tipo de fluido e da altura da coluna hidrostática. 63

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Suponha que tenhamos dois tanques com as dimensões mostradas abaixo, cheios de água.

1)

2)

Quais seriam as pressões exercidas sobre o fundo dos tanques? Sei que

Pr essão



Força ; Força = Peso do fluido, Área = Área do fundo do tanque Área

Calculemos então: Passo 1: Peso de fluido – Para calcularmos o peso total de fluido (água) contida no tanque, precisamos relembrar o conceito de peso específico. Ao abordarmos este tópico vimos que 1 litro de água pesava 1 Kg, ou seja, o peso específico é:

PE = 1

Kg litro

 8,34

Lbs galao



62,4

Lbs pe 3

Sabemos também que 1 m³ = 1000 litros. Voltemos então para os nossos cálculos: Chegamos a conclusão que 1 m³ de água pesa 1000 gal. Se eu souber o volume de cada tanque (m³) fica fácil sabermos o peso referente ao fluido.

64


Cálculo dos volumes: TQ (1): Altura x largura x comprimento = 1,5m x 2,0m x 5,0m = 15 m³ TQ (2): Altura x largura x comprimento = 2,0m x 1,5m x 4,0m = 12 m³ Sendo assim, o peso do fluido nos tanques é: TQ (1):

15m x1000 Kg / m

TQ (2):

12m x1000Kg / m

3

3

3

3

 15000

Kg

 12000

Kg 12

Escrevemos uma fórmula que corresponde ao que fizemos:

PESO DO FLUIDO = VOLUME DO FLUIDO X PESO ESPECÍFICO DO FLUIDO. Com o peso respectivo dos dois tanques sabemos a força que atuará no fundo dos mesmos. Passo 2: Calculo da área do fundo dos tanques: TQ (1): Comprimento x largura = 5,0m x 2,0m = 10m² TQ (2): Comprimento x largura = 1,5m x 4,0m = 6m²

Passo 3: Cálculo das pressões: Já vimos que

Pressão = Força Área

TQ (1): Força = 15000 Kg

Pressão =

15000Kg 10m

2

 1500

Kg / m 2

Área = 10m² TQ (2): Força = 12000 Kg

Pressão =

12000 Kg 6m

2



2000 Kg / m

2

Área = 6 m² 65

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Veja que apesar do TQ 1 possuir um volume maior de fluido que o TQ 2 e conseqüentemente um maior peso, o comprimento das pressões é exatamente o inverso. A explicação é simples, a altura da coluna hidrostática no TQ 2 é superior ao TQ 1, gerando assim uma pressão hidrostática em níveis mais elevados. Do exposto podemos então concluir: “A pressão hidrostática independe do volume de fluido, sendo função exclusivamente do seu peso específico e da altura da coluna hidrostática”

Esta é a razão pela qual 1000m de um determinado fluido em um revestimento de 7” exerce a mesma pressão que 1000m desse mesmo fluido em um revestimento de 5 ½”.

Abramos um parêntese para falar das unidades de pressão comumente utilizadas. Como pressão é função de uma força (peso) sobre uma área, é de se esperar que suas unidades também o sejam. Se utilizarmos peso em Kg e a área em cm², obteremos a pressão em Kg/cm² (unidade adotada pela Petrobrás).

AMORTECIMENTO DE POÇOS INTRODUÇÃO No caso de mudarmos esta unidade para: Peso em libras (lb) e Área em polegada quadrada (pol²), teremos a pressão em lb/pol² (sistema inglês). Esta unidade é mais conhecida com PSI (em inglês, Pounds per Square Inches). Frisamos que existe uma gama muito grande de unidade de pressão, porém na linguagem técnica de petróleo são as mais utilizadas.

FÓRMULAS PARA O CÁLCULO DA ALTURA DE FLUIDO E PESO ESPECÍFICO NECESSÁRIO PARA O AMORTECIMENTO DE POÇOS 1- Sabendo a profundidade (H) em metros e o peso específico do fluido (PE) em lb/pé³, achar a pressão hidrostática equivalente (PH) em psi.

PH  0,023 xPExH 66


2- Sabendo a pressão hidrostática necessária (PH) em psi e a profundidade (H) em metros, achar o peso específico do fluido (PE) em lb/pé³ necessário para amortecer o poço.

PE 

43,48 xPH

H

3- Sabendo a profundidade (H) em metros e o peso específico do fluido (PE) em lbs/gal, achar a pressão hidrostática equivalente (PH) em psi.

PH  0,0158 xPExH

4- Sabendo a pressão hidrostática necessária (PH) em psi e a profundidade (H) em metros, achar o peso específico do fluido (PE) em lbs/gal necessário para amortecer o poço.

PE 

63,29 xPH

H

Obs. 1: A PETROBRÁS adota uma margem de segurança da ordem de 20 Kg/cm² (284,4 psi), ou seja: PH  PR  20Kg / cm2 , onde PR = Pressão estática do reservatório. Obs. 2: Conversão de unidades 1Kg / cm2

psi

 14,22

67

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Vejamos dois exemplos de cálculo de amortecimento de poços:

1- Recebemos da estação de lama, 2 carretas de fluido de amortecimento (água adensada), que apresentou um peso específico de 73,7 lbs/pé³ (medido na SPT). Sabemos pelo programa que a pressão estática do reservatório registrada no último teste de formação era 155 Kg/cm, a uma profundidade de 1350m (zona aberta). A pergunta é: podemos utilizar este fluido para amortecer o poço? Resp. Cálculo da pressão hidrostática equivalente a 1350m (H) de fluido de peso específico 73,7 lbs/pé³ (PE). Fórmula (1):

PH  0,023 xPExH  0,023 x73,7 x1350  2.288,4PSI  161Kg / cm 2 Como a pressão estática do reservatório (PR) é 155 Kg/cm², pelas normas da PETROBRÁS seria necessária uma pressão hidrostática equivalente de 155 Kg/cm² + 20 Kg/cm² = 175 Kg/cm². Sendo assim o fluido não está corretamente especificado pois 161 Kg/cm² é menor que 175 Kg/cm².

1- Determine qual é o peso específico (PE) do fluido recomendado para amortecer uma zona a 2100m, cuja pressão estática é 220 Kg/cm². Resp. A pressão hidrostática exercida pelo fluido deverá ser de 220 Kg/cm² + 20 Kg/cm² (segurança), ou seja 240 Kg/Cm² = (3413 psi). Fórmula 2: PE 

43,48 xPH ( psi)

H (m)



43,48 x3413 2100



70,7

Utilizaremos um fluido de peso específico 72 lb/pé³ 68


CÁLCULO DA CONTRA PRESSÃO A SER APLICADA NA SUPERFÍCIE Dados: Pressão estática: P E = 130 Kg/cm² Profundidade:

D = 1200m

Revestimento de 5 ½” , 14 lb/pé Coluna 2 3/8” EU

a) Cálculo do peso específico do fluido de amortecimento Pressão hidrostática necessária:

PH  PE  20Kg / cm2

 130  20  150

Kg / cm2

Verificando na tabela de fatores para cálculo do peso específico, para P em Kg / cm2 e D = metros, achamos o fator 624,28 para o peso específico em lb/pé³ Logo: Peso _ especifico



Fatorx

Pr essão Pr ofundidade



624 x

150 Kg / cm 1200m

2



78lb / pé 3

Capacidade do espaço anular 5 ½” - 14 x 2 3/8” - 0,062 bbl/m - 16,13 m/bbl.

Volume total do espaço anular = 1200m x 0,062 = 74,4 bbl Pressão exercida por um barril de fluido no espaço anular: 78lb / pè x16,13m / bbl 3

P

624



2,016 Kg / cm2

Logo 1 barril exerce no espaço anular uma pressão de 2,016 Kg / cm2 ou, multiplicando-se por 14,22, 14,22 x 2,016 = 28,66 psi. 69

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Se no exemplo em tela, já foram injetados 20 bbl de fluido no espaço anular, esse volume exercerá uma pressão hidrostática de 20 x 2,016 = 40,32 Kg/Cm².

Para evitar o fluxo de gás da formação para o poço, deveremos exercer na superfície uma contra pressão de

P  PH  150  40,3  109,7 Kg / cm2 ou 109,7 x14,22  1560 PSI Obs: Sugere-se o preparo de uma tabela de volume x contra pressão. No caso em tela, teremos: Volume Injetado (bbl)

Contra Pressão (Kg/Cm²)

Contra Pressão (psi)

10

130

1849

20

110

1564

30

90

1280

40

69

569

50

49

711

60

29

853

70

9

128

75

0

0

Esta tabela fornecerá ao operador uma diretriz sobre a contra pressão a aplicar, durante o amortecimento, após preenchido o volume da tubulação. A prática indicará se for necessário o cálculo da contra pressão a cada 5 bbl em vez de 10. Exemplo: Planeja-se executar uma restauração em um poço onde a pressão na cabeça é próxima da pressão de trabalho do equipamento de superfície. Planejar o amortecimento para minimizar a possibilidade falha. Dados: Pressão de trabalho dos equipamentos de superfície, 5000 psi; Pressão na cabeça: 4800 psi; Tubulação de 2 3/8”, 4.7 lb/pé, N -80;

Canhoneio a 13795 pés; Peso específico do fluido: 9 lb/galão. 70

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú A solução será a de amortecer o poço pelo método de segregação ou de lubrificação, para reduzir a pressão na cabeça a níveis seguros.

1- Estimular a pressão hidrostática fornecida por cada barril de fluido injetado: Capacidade do tubing de 2 3/8” = 0,00387 bbl/pé = 258 ,4 pés/bbl. O fator, na tabela para psi, pés e lb/gal é

19,25. 258,4 x9 19,25

psi / bbl

 120,8  120

1

Instale todos os equipamentos de superfície incluindo bomba e queimadores;

2

Abra o bean para permitir a descarga do poço e momentaneamente reduzir a pressão do tubing;

3

Feche o bean e bombeie o fluido de 9 lb/gal até que a pressão dinâmica do tubing alcance 4800 psi;

4

Aguarde para permitir o fluido cair dentro do tubing. O tempo variará de 15 a 60 minutos, dependendo da densidade do gás, da pressão e do diâmetro do tubing;

5

Abra lentamente o bean e descarregue o gás até que apareça o fluido de amortecimento;

6

Feche o bean e bombeie o fluido de amortecimento;

7

Continue o processo até que se obtenha uma pressão de bombeio segura.

71


A figura 1 ilustra a operação:

CHECK LIST PARA INTERVIR EM POÇOS DE GÁS 1- Observar se existe registro (Amerada, TFR, DST) recente de pressão estática do poço (pressão, data e profundidade); 2- Se o fluido de amortecimento/completação está compatível com os dados de pressão estática e profundidade vertical do reservatório de modo a termos o seguinte diferencial: PH  Pe  20Kg / cm2 3- Observar se o poço absorve ou joga fora o fluido; 4- Completar o poço continuamente durante a retirada e descida das colunas, observando o retorno de fluido pela saída de lama;

5- Observar se os equipamentos de superfície (bomba, BCP, válvulas, linhas, etc..) a serem usados estão compatíveis com as pressões esperadas durante um possível

72

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú amortecimento. Esses equipamentos deverão ser testados com 1000 psi, no mínimo, acima da pressão estática do reservatório;

6- Após qualquer descida e antes de iniciar a retirada de tubulação, circular um volume do poço, a fim de eliminar algum gás produzido pela formação; 7- Manter na plataforma de trabalho uma válvula de segurança testada e com pressão de trabalho no mínimo 1000 psi acima do pé do reservatório, com nipple igual a da coluna em uso na ocasião; 8- Certificar-se de que a bomba de lama está com camisas e pistões adequados para as pressões e se a válvula de segurança está adequadamente calibrada; 9- Não interromper as manobras para executar qualquer outra atividade, sendo imperiosa essa interrupção, reduzi-la a um tempo mínimo, mantendo o poço cheio, conforme já indicado no item 4. nas manobras de retirada de coluna, circular antes de reiniciar a operação; 10- Quando não conseguir circulação no amortecimento (coluna ou anular obstruído), canhonear através do tubing com “Tubing Punch”, para permitir a circulação e

equalização de pressões; 11- Instalar um ou mais queimadores dentro das normas de segurança vigentes, atentando sobretudo para as distâncias e ventos predominantes; 12- Utilizar sempre bean como válvulas de restrição em lugar de válvulas do tipo gaveta ou plug; 13- Só utilizar fluidos viscosos em último caso; 14- Informar ao setor de completação qualquer anormalidades observadas; 15- Determinar o peso específico do fluido de amortecimento antes e após as circulações, e ao recebê-lo na área do poço; 16- Durante o pistoneio redobrar os cuidados. Não permitir que pessoas não capacitadas executem esta operação; 17- Manter o poço sempre cheio antes, durante e após o canhoneio; 18- As circulações deverão ser feitas com restrição no retorno, isto é, por meio de válvula de agulha (bean). Esta recomendação não se aplica a poço que absorvem fluido; 73

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 19- Corrigir todos os vazamentos dos equipamentos de superfície;

20- Optar por canhoneio através do tubing especialmente quando se desconhecer a pressão estática do reservatório ou quando mais de uma zona for aberta no poço; 21- Ter na sonda um “inside BOP” compatí vel com a coluna em operação; 22- Atentar para que todos os acessórios utilizados ou possíveis de serem instalados na coluna (válvula, reduções, nipples, etc..) tenham um diâmetro interno igual ou maior que o da coluna; 23- Usar BOP duplo, hidráulico, com as gavetas cegas abaixo das vazadas; 24- Lembrar que em caso de reação do poço, sem coluna, ele deve ser imediatamente fechado através das gavetas cegas e em seguida, estabelecida uma segunda “barreira”,

através de um nipple com luva na extremidade inferior e válvula no topo, fechando-se as gavetas vazadas contra esse nipple logo acima da luva; 25- Caso se constate que o poço absorve fluido, manter na área um estoque mínimo de fluido capaz de compensar as perdas para a formação num período de 24 horas; 26- Todos os motores (sonda e equipamentos auxiliares) deverão ter descarga úmida; 27- Verificar com explosímetro a área em torno do queimador antes de atear fogo ao mesmo, bem como testar a explosividade nas várias partes da locação; 28- Todas as linhas (recalque, queimador) deverão ser rigorosamente ancoradas.

PROCEDIMENTOS PARA AMORTECIMENTO DE POÇOS COMPLETADOS 1.1 POÇOS BOMBEADOS: a) Mecanicamente -

Descarregar o gás do anular e coluna;

-

Completar o poço e circular reverso;

-

Instalar BOP; 74

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú -

Pescar válvula de pé;

-

Retirar coluna de hastes;

-

Remover parafina e gabaritar toda a coluna até o topo da bomba;

-

Retirar coluna de tubos com a bomba.

b) Eletricamente:

-


-

Substituir a cabeça de produção por uma T-16;

-

Instalar BOP;

-

Remover parafina e gabaritar toda a coluna;

-

Circular reverso;

-

Retirar coluna.

Obs. 1: No caso de poços bombeados mecanicamente: 1º Caso – Caso o poço absorva muito, completar sempre durante a manobra; 2º Caso – Caso a válvula de pé não seja pescada, retira-se a coluna com auxilio do pistoneio; 3º Caso – O volume necessário para a circulação reversa é de uma vez e meia o volume da coluna;

4º Caso – Caso não haja condições de circulação reversa, poderá haver duas hipóteses: a) PARAFINA ou SCALE nos tubos, neste caso, retirar os tubos obstruídos por unidade e os restantes por seção; b) FLUIDO MUITO PESADO: neste caso diminui-se o seu peso. Caso continue sem retorno, mantê-lo sempre cheio durante a manobra.

Obs. 2: No caso de poços bombeados eletricamente: 1º - De preferência utilizar água para amortecimento, possibilitando a retirada da coluna com banho de água; 2º - Prevalece as mesmas observâncias de poços bombeados mecanicamente, exceto o item 2º

75


1.2 POÇOS DE GÁS LIFT: a) Contínuo simples: -

Descarregar o gás da coluna e do anular;

-

Amortecer o poço pela coluna, injetando na formação na faixa de 10 a 15 bbl de fluido;

-

Retirar árvore de natal e instalar BOP;

-

Gabaritar toda a coluna;

-

Abrir a junta do packer;

-

Completar o anular e circular reverso;

-

Desassentar o packer e retirar coluna de GL.

b) Contínuo duplo: -


-

Amortecer o poço pelas colunas curta e longa, usando o mesmo processo de gás lift contínuo simples;

-


-

Gabaritar ambas as colunas;

-

Desencaixar o snap latch do packer superior;

-

Circular reverso e retirar coluna curta;

-

Completar o poço;

-

Abrir junta do packer e circular reverso;

-

Desassentar o packer e retirar coluna longa.

c) Intermitente simples: -

Descarregar o gás do anular e coluna; 76


Completar a coluna com fluido de amortecimento;

-

Gabaritar coluna e pescar standing valve;

-

Amortecer o poço pela coluna, injetando na formação na faixa de 10 a 15 bbl de fluido;

-

Retirar a árvore de natal e instalar BOP;

-

Abrir a junta do packer e circular reverso até eliminar todo o gás;

-

Desassentar o packer e retirar a coluna de GL;

d) Intermitente duplo: -

Descarregar o gás do anular e da coluna;

-

Completar a coluna longa e a curta;

-

Gabaritar ambas as colunas e pescar as standing valves;

-

Amortecer o poço pelas colunas curta e longa, injetando cada formação na faixa de 10 a 15 bbl de fluido;

-

Retirar a árvore de natal e instalar BOP;

-

Desencaixar o snap latch do packer superior;

-

Circular reverso e retirar coluna curta;

-

Completar o poço;

-

Abrir a junta do packer;

-

Desassentar packer inferior e retirar coluna longa.

1.3 POÇOS SURGENTES: a) Óleo: -

Descarregar a pressão da coluna;

-

Verificar pressão da coluna e pressurizá-la com uma pressão superior a registrada no manômetro, antes de abrir o poço;

-

Abrir o poço e amortece-lo injetando de 10 a 15 bbl de fluido na formação;

-

Observar o comportamento do poço, se a pressão cai a ZERO;

-


-

Completar o anular e abrir a junta do packer; 77


Circular reverso;

-

Desassentar o packer e retirar coluna.

b) Gás: -

Verificar as recomendações do Check list de poços de gás;

-

Queimar o gás para drenar a pressão, caso necessário;

-

Completar o anular;

-

Suspender a árvore de natal abrindo a junta do packer;

-

Circular reverso pela junta do packer;

-

Desassentar o packer e retirar coluna.

Obs.: -

Caso abaixo da árvore de natal tenha o adapter BO-2 com hanger coupling, após o amortecimento pela coluna, suspenda-se a árvore de natal possibilitando a abertura do packer. A partir deste procedimento poderá ser feita a circulação reversa, eliminando-se qualquer bolsão de gás dentro do poço;

-

Caso contrário, ou seja não haja o BO-2 com hanger coupling, nos poços profundos que exijam uma pressão alta para o amortecimento, poderemos recorrer ao canhoneio dentro da coluna de produção, logo acima do packer, recorre-se ao “TUBING PUNCH” que é muito útil;

POÇOS DE GÁS COM COLUNA LIVRE Utilizar os mesmos procedimentos e cuidados previstos para poços de gás com packer: a) Instalar “beans” reguláveis no tubing e no revestimento; b) Construir queimadores para descarregar o tubing e o revestimento. Ancorar as linhas e os queimadores; c) Descarregar o gás até que se obtenha uma pressão de fluxo estabilizada menor que a pressão inicial, para facilitar o bombeio do fluido; 78

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú d) Bombear através da tubulação de produção o fluido de amortecimento, mantendo o bean do espaço anular todo aberto para o queimador. Este método é para evitar retorno de gás, que se porventura o espaço anular estivesse ligado ao tanque de lama poderia provocar um incêndio. Lembre-se que a descarga da sonda e a bomba de lama estão próximos ao tanque de lama. Ao concluir a injeção de um volume de fluido igual ao

volume da coluna, reduzir a abertura do bean e aumentar a vazão da bomba, de modo a manter uma contrapressão sobre a formação, evitando-se desse modo que o reservatório continue produzindo, carregando o fluido e formando bolsas de gás. Assim o fluido irá ocupando o espaço ocupado pelo gás que está sendo liberado na superfície, com vazão controlada. Ver no anexo A, o cálculo da contra pressão, que se baseia na pressão hidrostática fornecida pelo fluido de amortecimento no espaço anular. Para se evitar danos à formação não devem ser exercidas contrapressões muito elevadas na superfície, para evitar a invasão de fluido de amortecimento de formação.

POÇOS SEM COLUNA (KICK) Ocorrendo um descontrole do poço sem a tubulação, motivado geralmente pelo fato de não se completar o poço durante a manobra, a depender da condição das instalações de superfície, existem 3 modos distintos de se amortecer o poço, a seguir:

a) Se as condições na superfície, permitirem a instalação da Unidade de FLEXITUBO. Esse método utiliza praticamente os mesmos procedimentos de amortecimento com coluna livre. As diferenças estão exatamente na velocidade de bombeio, que é bem menor, face a perda de carga em função do seu diâmetro, e na velocidade de bombeio, que não poderá ser aumentada pela mesma razão, e porque a partir do momento em que começa penetrar fluido no anular, há uma tendência de aumento de pressão. Para reduzir o efeito das perdas de carga, utiliza-se um redutor de fricção associado ao fluido de amortecimento.

b) Se as condições na superfície são seguras. 79

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Se houver nos equipamentos de superfície uma situação segura, proceda da seguinte maneira: -

Instalar a maior quantidade possível de queimadores, todos com válvula de fluxo (bean);

-

Descarregar a pressão até a menor leitura estabilizada;

-

Bombear no poço o volume correspondente ao revestimento, aumentando a vazão à proporção que diminui o valor da pressão de bombeio, naturalmente respeitando os limites dos equipamentos;

-

Abrir o poço, aguardar alguns minutos e, se não houver índices de reação, abrir o BOP e descer a coluna o mais rápido possível;

-

Caso haja indícios de reação do poço pressurizá-lo com mais ou menos uns 300 psi, fechar todas as válvulas, aguardar por 30 minutos para que haja segregação (separação de gás e fluido), abrir o poço lentamente e descarregar somente o gás. Não permitir retorno de fluido. Preencher o espaço que ficou vazio pela liberação do gás. Repetir estas operações até que seja liberado todo o gás e o poço esteja totalmente amortecido.

Obs.: Com a gaveta cega do BOP fechada, por motivo de segurança, insta-se o tubing streep que possibilita a descida da coluna com a completa vedação entre a sua borracha e a própria tubulação. Na extremidade da coluna, coloca-se 1 seating nipple com uma standing valve invertida, ou INSIDE BOP, que impede o fluxo de fluido do poço para a superfície através da coluna. Após concluída a manobra, faz-se a circulação direta e o poço estará em condições de ser amortecido. Durante a manobra deixar o anular aberto para o tanque de lama.

c) Método da Segregação: Um poço de gás sem coluna poderá ser amortecido utilizando-se o processo de segregação. Este método requer tempo e paciência, e é utilizado quando não se pode fazer bombeio contínuo ou quando não se dispõe do flexi-tubo. Após adotadas as providências preconizadas, proceder da seguinte maneira: 80


Estimar a pressão exercida por barril de fluido injetado no poço. (Ver anexo A e exemplo a seguir);

-

Abrir o bean e bombear o fluido até atingir uma pressão próxima da pressão de trabalho dos equipamentos que estiverem pressurizados (cabeça, válvulas, linhas, bombas, etc...);

-

Anotar o volume injetado e fechar o poço, aguardando a segregação do fluido. Esse tempo varia entre 15 minutos e uma hora, a depender da densidade do gás, pressão, diâmetro interno do revestimento ou da tubulação, se for o caso;

-

Abrir o bean lentamente para que a velocidade do fluxo do gás não transporte o fluido de volta. Descarregar lentamente o gás, não permitindo o retorno do fluido injetado. Fechar o bean quando começar a aparecer o fluido injetado;

-

Bombear fluido de amortecimento até atingir a pressão especificada no item. Repetir os itens “c”, “d” e “e” tantas vezes forem necessárias para que se

complete o volume total do revestimento e que se tenha o poço completamente amortecido; -

Abrir a gaveta do BOP e descer a coluna o mais rápido possível.

Obs.: Essa técnica pode ser aplicada a poços produtores de petróleo, com raras exceções.

POÇOS DE GÁS COM PACKER Após executar as medidas preliminares, seguir a seguinte orientação: a) Completar o espaço anular com fluido de amortecimento; b) Verificar qual a pressão indicada no manômetro da árvore de natal e anotar; c) Pressurizar a linha de ataque até a árvore de natal, com uma pressão capaz de vencer aquela lida anteriormente; d) Abrir a válvula da árvore de natal que está ligada a linha de ataque, fechar o “bean” do queimador e recalcar o fluido, aumentando a vazão à proporção que a pressão indicada no manômetro da bomba diminuir. Esta operação não deverá ser interrompida, para evitar que o gás migre para cima, trazendo de volta o fluido injetado e formar bolsas de gás; deve-se atentar porém para o inconveniente de se recalcar poço de gás que é “corte” do fluido pelo gás;

81

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú e) Após deslocar o volume de amortecimento, parar a bomba, abrir a válvula de descarga da bomba e verificar se há alguma reação do poço; f) Se houver reação do poço, mantê-lo fechado por alguns minutos, para que haja uma segregação. Descarregar o gás e completar o tubo com fluido. Repetir essa operação quantas vezes forem necessárias, até que o poço esteja completamente amortecido;

g) Retirar a árvore de natal, instalar o BOP (com 12 parafusos) e fechar a gaveta cega. Com o nipple para deslocar o DONAT, testar a gaveta vazada; h) Instalar um “bean ou válvula” acima daquele nipple e soltar os parafusos prisioneiros do donat. Elevar a coluna para abrir a junta de circulação do packer e circular reverso, uma vez e meia o volume do poço, para eliminar o gás, mantendo uma contra pressão na superfície através de um bean.

OPERAÇÃO PROCEDIMENTOS ANTES DO INICIO DA OPERAÇÃO Para a realização da operação de amortecimento é necessário que se adotem medidas preliminares objetivando tornar a operação mais segura e aumentar a eficiência da mesma, principalmente nos poços de gás e nos poços de óleo com pressões elevadas, onde os riscos são maiores. Essas medidas estão relacionadas abaixo: a) Consultar a pasta do poço e anotar todos os dados do mesmo, como por exemplo: -

revestimento;

-

peso;

-

formação ou zona;

-

coluna existente no poço;

-

tipo de fluido dentro do poço.

b) Consultar o “Check List” para poços de água; c) Instalar válvulas de agulha (beans) em uma saída lateral da árvore de natal e na cabeça de produção para permitir descarregar o gás da tubulação e do anular sem danificar as válvulas tipo gavetas, que não devem ser empregadas para esse fim; 82

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú d) Construir linhas e queimadores de modo a permitir descarregar a tubulação e o espaço anular. Atentar para as distâncias previstas nas normas de segurança; e) Observar todos os componentes desde a descarga da bomba até o “bean” são compatíveis com as pressões esperadas durante o amortecimento. Essas instalações deverão ser testadas com 1000 psi (70Kg/cm²) no mínimo acima da pressão esperada

ou no caso de poços de gás, da pressão estática do reservatório. Eliminar vazamentos, se forem verificados; f) Ancorar todas as linhas de descarga do poço, bomba e queimadores, bem como a linha de retorno para o tanque; g) Certificar-se que a bomba está com camisa e pistões de diâmetro adequado para as pressões esperadas. Verifique se a válvula de segurança está calibrada para a pressão máxima esperada; h) Calcular o volume de fluido necessário para preencher a coluna e o revestimento entre o packer e a zona canhoneada e também o espaço anular tubing – revestimento se for o caso; i) Certificar-se que o volume de fluido disponível no tanque é superior a 1,5 vezes o volume do poço; j) Aferir a balança de lama e verificar o peso específico do fluido disponível no tanque, calcular a pressão hidrostática que esse fluido proporcionará na profundidade do canhoneio da zona que tiver maior gradiente de pressão. Assegurar-se que esse fluido fornecerá um diferencial entre as pressões hidrostáticas e estática igual ou maior que 20 Kg/cm² (284 psi) (PH – PE 20 Kg/cm²); k) Assegurar-se que os manômetros disponíveis estejam calibrados.

AMORTECIMENTO DE POÇOS DE PETRÓLEO Esse tipo de amortecimento é análogo ao de poço de gás com coluna e packer. Após executada as providências necessárias, proceder da seguinte maneira: a) Descarregar o poço para o tanque da SPT ou coletora, para reduzir a pressão de surgência; b) Enquanto se drena a pressão do tubo, preencher o anular; 83

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú c) Calcular o volume do tubo e do espaço entre o packer e a base do canhoneado. Elaborar os cálculos do modo mais exato possível, para não injetar fluido na formação;

d) e) Recalcar o volume correspondente ao cálculo. Não interromper o bombeio. Certificarse de que as linhas não tenham vazamentos; f) Aguardar alguns momentos para ter a certeza que o poço não reage; g) Retirar a árvore de natal, instalar o BOP (12 parafusos) e testar a gaveta cega; h) Conectar um pequeno nipple com válvula ao donat, elevar a coluna, abrir a junta de circulação e fechar a gaveta vazada. Circular o volume do poço.

AMORTECIMENTO DE POÇO DE GÁS LIFT Para esse tipo de amortecimento, após adotar as medidas de segurança previstas no item, sub-itens A, D, E, F, G, H, I, J e L proceder como descrito a seguir: a) Fechar a linha de gás e instalar bean no revestimento, construir linhas ancorada para fora da área de periculosidade e descarregar o gás do espaço anular; b) Conectar uma mangueira de 2” para alta pressão na válvula lateral da coluna l onga na árvore de natal e também ao tanque que receberá o retorno. Devem ser tomadas precauções para que a mangueira fique bem conectada nas duas extremidade e que esteja afastada de arestas ou quinas vivas que possam danificá-la com a vibração; c) Bombear no espaço anular, fluido limpo, de modo a não danificar as válvulas; d) Abrir a válvula da coluna longa e circular, para preencher a coluna longa, observando se o poço absorve (bebe), anotando no BDO o volume absorvido; e) Repetir os procedimentos nos itens b, c e d para a coluna curta; f) Caso não se consiga amortecer o poço utilizando-se os procedimentos acima delineados, será necessário que sejam pescadas a “standing valve” da coluna que não

foi amortecida.

RECOMENDAÇÕES DE ORDEM GERAL DURANTE AS MANOBRAS 84

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Um poço está amortecido quando se mantém dentro dele, um nível de fluido capaz de fornecer uma pressão estática da formação. Por este motivo, devem ser tomadas precauções imediatas quando:

a) Se observar que o nível de fluido no poço está baixando ou como diz comumente, o poço está “bebendo”. Neste caso, o poço deve ser abastecido continuamente durante a

manobra, mediante injeção continua de fluido pelo espaço anular; -

O nível de fluido dentro do poço não deve ser tão alto a ponto de acelerar a absorção, nem tão baixo que permita a liberação de gás da formação e a reação do poço;

-

Nos poços que permitem circulação, bombear continuamente com a menor vazão possível da bomba. Havendo produção de gás, aumentar gradativamente a vazão até um valor que mantenha o poço amortecido;

-

Nos casos excepcionais em que houver perda de circulação, será necessária a utilização de aditivos para controlar a perda de circulação, caso o poço tenha pressão suficiente para apresentar surgência..

b) Verificar periodicamente o tanque de retorno, com o objetivo de saber se há aumento do volume, indicativo de produção do poço; c) Se por qualquer motivo, a manobra for interrompida, fechar o poço e circular ou abastecer o mesmo antes de se reiniciar a operação. d) Verificar periodicamente o peso específico do fluido, principalmente em época de chuvas, pois as mesmas reduzirão o peso específico do fluido.

RECOMENDAÇÕES GERAIS a. Para poços cujos reservatórios não são conhecidos, adotar o critério para poços de gás, ou seja, utilizar 20 Kg/cm² de “Overbalance” para cálculo do fluido de

amortecimento. Considera-se a pressão como original;

85

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú b. Evitar descida de aparelho AMERADA após a operação de fraturamento quando o mesmo está reagindo. De preferência, após a quebra do gel deixar o poço produzindo por algumas horas, pois pode ser a dissipação de pressão; c. Independente do poço ser de óleo, gás ou água, certifique-se de que o mesmo está no peso solicitado pela sua programação, utilizando a balança de pesagem; d. Todo pessoal ligado a programação do poço, tanto o engenheiro da completação ou o encarregado da Sonda tem a obrigação de saber se o fluido é

ideal para o amortecimento do poço. Nunca é bom confiar no que está escrito no programa, pois a nossa contribuição é imprescindível para se evitar que o poço venha a reagir, solicitando antes um fluido mais pesado; e. No caso de poço de gás, antes de sua intervenção, atentar para os itens do Check List de poços de gás, principalmente no que consiste aos equipamentos de superfície e da própria sonda, checando-os todos; f. Evitar se preocupar apenas em poço de gás, deixando os poço de óleo e água ao segundo plano. Estes podem trazer surpresas.

TABELA DE FATORES PARA CÁLCULO ESPECÍFICO UNIDADES P = PSI D = METROS P = PSI D = PÉS P = KG/CM² D = METROS

LB/GAL

G/GM³

LB/PÉ³

0,7030 P/D

5,867 P/D

43,89 P/D

2,3066 P/D

19,25 P/D

144,00 P/D

10,00 P/D

83,45 P/D

624,28 P/D

Correspondência de pesos específicos 1Kg / cm2

= 62,428 lb/pé³ = 8,3455 lb/gal

Correspondência de pressões 1Kg / cm

2

= 14,2233 psi Peso _ específico



Fatorx

Pr essão Pr ofundidade

TABELA DE GRADIENTE DE PRESSÃO 86

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú PESO ESPECÍFICO

PSI/PE

PSI/M

KG/CM²/M

G/CM³

0,43353

1,42233

0,1

LB/GAL

0,051945

0,17043

0,01198264

L B /P ³

0 , 06 9 44

0 , 02 2 78 3

0 , 00 1 60 1 84

Obs.: Quando se emprega o fator psi/pé, a profundidade deve ser expressa em pés.

PROBLEMAS SOBRE DERTERMINAÇÃO DO PESO ESPECÍFICO P = pressão estática + 20 Kg/cm² (overbalance) D = Profundidade P = Peso específico do fluido

 

P xC D

Fator = C (tabela) EXEMPLOS:

1-

P = 3200 psi D = 1200m 

2-

= g/cm³

 

3200 1200

x0,703  1,87 g / cm3

P = 3200 psi D = 1200 m 

3-

= lb/pé³

 

3200 1200

x 43,89  1,87lb / pe3

P = 205 Kg/cm² D = 2050 m 

4-

= g/cm³

 

205 2050

x10  1g / cm3

P = 3000 psi 87


D = 6000 pés 

= lb/gal

 

3000

x19,25  9,63lb / gal

6000

Por esta tabela também podemos calcular a pressão hidrostática que o fluido está exercendo sobre a formação.

Da fórmula de peso específico, temos: P

P



D

x Fator de onde se obtém:

xD Fator 

EXEMPLOS:

1 –  = 1,88 g/cm³

P

1,88 x1200 0,703



3209 psi

D = 1200 m C = 0,704 P=?

2 –  = 117,17 lb/pé³

P

117,17 x1200 43,89



3203 psi

D = 1200 m C = 43,94 P=?

3 –  = 1 g/cm³ D = 2050m C = 10

P = 3203 psi

P

1 x 2050 10



205Kg / cm2

P = 205 Kg/cm²

88


Pela Segunda tabela, podemos identicamente calcular a pressão hidrostática exercida por um fluido.

EXEMPLOS:

1 –  = 1,3 gr/cm³ D = 1800 psi F = 0,1 P = 1,3 x 1800 x 0,1 = 234 Kg/cm²

2 –  = 10,85 lb/gal D = 5906 pés F = 0,051945 (tabela) P = 10,85 x 5906 x 0,51945 = 3328 psi

3 –  = 81 lb/pé³ D = 1800 m F = 0,001602 (tabela) P = 81 x 1800 x 0,01602 = 234 Kg/cm²

Peso específico X profundidade X fator gradiente = pressão Pressão = peso específico X Profundidade X fator de gradiente Esta tabela nos permite calcular a pressão hidrostática, dado o peso específico e a profundidade.

89


EFEITO DA TEMPERATURA SOBRE O PESO ESPECÍFICO DOS FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO Quando submetidos a temperaturas elevadas os fluidos de completação tendem a aumentar de volume com a conseqüente redução do peso específico dos mesmos. Em poços profundos a redução do peso específico dos fluidos devido ao efeito temperatura, são consideráveis e quando do dimensionamento dos fluidos, estes devem ter sua densidade acrescida na superfície para compensar a diminuição de peso do mesmo, devido ao efeito temperatura. Cálculo do acréscimo de peso a ser dado no peso específico de um fluido, na superfície, para compensar o efeito temperatura.

Dados: g. Peso específico do fluido, necessário para amortecer o poço - E = 10,0 lb/gal h. Temperatura de fundo = 320º F i. Temperatura ambiente = 80º f j. Fator de correção de temperatura, K = 0,003 lb/gal/ºF usando a equação d80 = d t + (t – 80) K, Onde: dt = Peso específico do fluido necessário para amortecer o poço em lb/gal. d80 = Peso específico do fluido a 80ºF, em lb/gal t = Temperatura média do poço, onde t = T F + TA, 2 90


TF (temperatura na zona de interesse) e TA (temperatura ambiente), em ºF K = Fator de correção

k. Substituindo os valores dados na equação, obtém-se d80 = dt + (t – 80) x K Onde: t = (200 + 80) = 190ºF 2 d80 = 10 + (190 – 80) x 0,003 = 10,33 lb/gal, Logo a redução do peso específico do fluido é da ordem de 0,33 lb/gal. Portanto para cada 1000 metros de profundidade tem-se uma redução de hidrostática igual a 56 psi, para esta situação.

EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE São todos os equipamentos instalados na cabeça do poço com a finalidade de conectar e ancorar colunas de revestimento, colunas de revestimento , coluna de produção e promover o controle de fluxo do poço.

ELES PODEM SER CLASSIFICADOS EM 7 GRUPOS COMO A SEGUIR: 1 ) cabeças de revestimento; 2 ) adaptadores para C.R. ; 3 ) cabeças de produção ; 91

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 4 ) adaptadores para C.P. ; 5 ) suspensores ; 6 ) adaptadores para A.N. ; 7) árvores de natal.

-

CABEÇA DE REVESTIMENTO É o equipamento rosqueado ou soldado ao revestimento de superfície do poço.

-

TEM TRÊS FINALIDADES BÁSICAS:

A) Permitir a conexão do BOP e condutor; B) Ancorar o próximo revestimento a ser descido no poço. Pode ser o revestimento de produção ou o revestimento intermediário. Neste caso será necessário o uso de um “Casing head spool" ou cabeça de revestimento intermediário (bi-flangeada) que ancorará

o revestimento de produção; C) Vedar o espaço anular entre os dois revestimentos.

Principais tipos: C-22, C-29, C-29L E CMT . A grande maioria dos poços novos já são equipados com C.R. tipo C-22.

Especificações de uma C.R. : C.R. C-22 10 3/4'' CSG x 11-3.000 PS I com cunha 11’’ x 7 ”. Refere-se a uma C.R. que poderá ser rosqueada a um revestimento de superfície de 10 3/4''

com rosca Casing (8 fios). Tem um flange superior com passagem máxima ( bore ) de 11'' e pressão de trabalho de 3.000 PSI. Normalmente a pressão de teste de equipamentos de superfície é o dobro de sua pressão de trabalho. Cunha (Casing hanger)11’’x 7’’, significa que a cunha só se aloja numa C.R. de 11’’ de “bore” e que ancorará um revestimento de 7’’ O.D.

São equipamentos fabricados pela CBV/OCT. Outro tipo de C.R. mais disponível em poços antigos e de baixa pressão é a tipo CMT. Ela é rosqueada embaixo e possui na parte superior um pino de 5 ½ ” ou 7’’ com rosca. Este pino é conectado à sua parte superior por

uma porca. 92


Adaptadores para C.R.: São equipamentos utilizados entre a C.R. e a C.P. conectando os mesmos. Podem Ter a função de dar altura adequada ao conjunto ou para fazer a adaptação de flanges de tamanho diferentes ou seja, quando não se dispõe de uma cabeça de produção com flange inferior idêntico ao flange superior da C.R.

Podem ser de vários tipos: - A-1: tem sempre um flange na parte inferior e um pino com rosca de revestimento na sua parte superior ;

- A-2: possui sempre um flange na sua parte inferior e uma rosca caixa de revestimento na sua parte superior ;

- A-3: também chamado de carretel, é sempre bi-flangeado, dá espaçamento e (ou) muda o tamanho do flange;

-A-4: é também um adaptador bi-flangeado, porém, não dá espaçamento. É duplamente estojado e ideal para adaptações sem aumentar muita a altura. Exemplos de especificação : 1 ) adaptador A-1 13 5/8” – 2.000 PSI x 7” CSG;

2 ) adaptador A-3 13 5/8” – 3.000 PSI x 11” – 3.000 PSI; 3 ) adaptador A-4 13 5/8” – 5.000 PSI x 11” – 2.000 PSI.

CABEÇA DE PRODUÇÃO : É o equipamento utilizado sobre a C.R. ou adaptador, com a finalidade de ancorar a coluna de produção e isolar

ou permitir o acesso ao espaço anular revestimento de

produção – coluna de produção. 93


Elas podem ser rosqueadas ou flangeadas. Existem vários tipos de C.P. equipando os poços da UN-BA como: T- 16, “U”, CM, Hércules, TC,THA e National. Vamos descrever as mais comumente utilizadas: - T-16 : é uma C.P. utilizada para completação simples, pode ser rosqueada ou biflangeada. Trabalha com suspensor ( donat) T-16 com ancoragem(rosca), com suspensor tipo envolvente ( ex.: T-16 stripper packoff). É sem dúvida a C.P. mais utilizada na UN-BA, já que atende a vários tipos de completação. Pode utilizar uma bucha de redução que se aloja no interior do seu flange inferior com a dupla finalidade de reduzir diâmetro e engachetar ( ex.: bucha 7” x 5 ½”).

Possui 2 saídas laterais para colocação de válvulas, tampões etc. O suspensor é fixado ou liberado dela através da movimentação dos parafusos prisioneiros, posicionados na lateral do flange superior da C.P.

- Universal ( “U”) : é uma C.P. dimensionada para completações duplas ( ex.: campo de Miranga e Riacho da Barra ). Para este tipo de completação utiliza o suspensor tipo u-60 ( bipartido). Esta C.P. possui dois parafusos no seu corpo para alinhamento do suspensor duplo, e parafusos prisioneiros

na lateral do seu flange superior para fixação ou liberação do

suspensor.

94


- CM : é uma C.P. rosqueada para poços de baixa pressão, já obsoleta porém, encontrada ainda equipando poços antigos. - Hércules : é uma C.P. especial para uso em poços equipados com

bombeio centrífugo

submerso, como já comentado.

- TC : é outra C.P. que tanto pode equipar poços de completação dupla como poços de completação simples. Esta C.P. pode receber suspensor de ancoragem ( TC – 1-A ), suspensor tipo envolvente ( TC-1-W) e tipo

engaxetamento (TC).

- National : São C.P.’s rosqueadas já obsoletas e só encontradas em poços antigos. ADAPTADORES PARA C.P. São equipamentos utilizados entre a C.P. e válvula de surgência ou tê de bombeio, ou melhor, em tipos de completação que não utilizam árvore de natal.

OS PRINCIPAIS TIPOS:

95


- B-1 : é como um A-1 de porte menor, tem um flange na sua parte inferior e uma rosca (L.P.) na sua parte superior . É muito utilizado entre a C.P. e o tê de fluxo ou tê de bombeio. -

KTH : é um adaptador próprio para ancorar e vedar a fração exposta do último tubo de produção nos poços injetores de água. Possui cunhas tri-partidas, borracha e uma sobreposta para vedação. É utilizado sobre uma C.P. T-16 ou T-20 e com um donat tipo passante ( ex.: T-16 stripper packoff ) .

SUSPENSORES ( DONAT OU DOUGH NUT ) : têm a função de ancorar as colunas

de produção alojando-se no interior da C.P. em alguns casos podem ser

envolver, ou deixar passar vedando a coluna sem ancorar a mesma. Nestes casos sua função primordial passa a ser a vedação do anular, e a ancoragem será feita por algum outro equipamento acima do mesmo.

TIPOS DE SUSPENSORES MAIS COMUNS -

T-16 : utilizado na C.P. T-16, tem dois grooves onde se alojam duas borrachas ou gaxetas que promovem a vedação do anular. Possuem uma rosca inferior na qual é enroscada a coluna de produção e outra rosca superior na qual conecta um níple para alojar ou sacar o suspensor da C.P. Depois de alojado ele é fixado à C.P. através do ajuste dos parafusos prisioneiros.

96


- T-16 stripper packoff : é um donat tipo passante para C.P. T-16, apenas veda o anular. É utilizado em poços de injeção de água em conjunto com o adaptador KTH; - WA4: é um suspensor tipo envolvente para C.P. T-16, também não ancora apenas veda o anular. É utilizado em poços de gás ou alta pressão em conjunto com o adaptador BO-2 e luva “ Hanger Coupling”) que neste caso promovem a ancoragem da col una;

-

TC-1-W: é um donat tipo envolvente para C.P - TC ;

- U-60: é um suspensor bi-partido ( duas peças) utilizado em C.P. universal, para ancorar as duas colunas de uma completação dupla ;

- U-30: é um suspensor para C.P. “U” quando utilizando uma

completação simples;

- U-41: é um donat envolvente para C.P. “U”. É idêntico ao WA4 / WA5 .

ÁRVORES DE NATAL – ANC / ANM Árvore de Natal é um conjunto de válvulas que controla o fluxo do poço na superfície. Pode ser submarina (ANM) ou convencional (ANC), que é o tipo utilizado em plataformas fixas de produção ou em terra. Existe a ANC tipo Bloco, onde as válvulas são instaladas no corpo da árvore (que é um bloco) e a ANC tipo Cruzeta, que nada mais é que várias válvulas individuais ligadas entre si por flanges. Podem ser rosqueadas, para poços de baixa pressão ou flangeadas para poços de média e alta pressão. Podem ser simples quando a completação é de apenas uma coluna, ou dupla quando equipamos o poço com duas colunas.

97


ANM – Árvore de Natal Molhada

ANC – Árvore de Natal Convencional

PRINCIPAIS COMPONENTES DE UMA ÁRVORE DE NATAL: MASTER’S

Têm esse nome porque estão situadas em um ponto da ANC em que controlam todo o fluxo do poço. Se forem fechadas , cessa todo o fluxo pela ANC. Normalmente, as ANC’S vêm equipadas com duas válvulas masters: uma inferior, que é manual, e uma superior acionada hidraulicamente. A alimentação hidráulica da master é conectada a um painel lógico, que a fecha automaticamente em caso de emergência.

WING

98

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú São válvulas laterais que também controlam o fluxo do poço. Permitem que o fluxo do poço seja interrompido, enquanto equipamentos operados por meio de arame, cabo elétrico ou flexitubo são introduzidos no poço. Normalmente há wings nos dois lados da ANC, sendo

que por uma delas há produção ( linha de surgência ) e a outra fica em “stand - by”, para o caso

de se querer conectar uma linha para amortecer ou estimular o poço. Na linha de surgência podem ser instaladas duas wings em série. A de dentro é manual, tal como a master manual e, e de fora, é pneumática. A finalidade desta válvula não ser hidráulica como no caso da master, é que, por segurança, depende de uma outra fonte de energia e controle para ser atuada.

SWAB É uma válvula manual tal como as masters e wings manuais, que fica localizado no topo da ANC, acima do ponto de divergência do fluxo. Sua função é, quando aberta, permitir a descida de ferramentas dentro da coluna de produção.

CRUZETA Localizada no centro da A.N. , permitem o fluxo nos quatro sentidos ;

VÁLVULA MESTRA OU DE CENTRO Localizada abaixo da cruzeta, tem a função de bloquear completamente o poço se fechada. As A.N. de poços de gás devem possuir duas válvulas desta para maior segurança;

VÁLVULA DE PISTONEIO É idêntica à mestra porém, está localizada acima da cruzeta;

VÁLVULAS LATERAIS

99

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Montadas á direita e a esquerda da cruzeta ,são utilizadas para controle da produção do poço ou para o amortecimento do mesmo ;

NÍPLES Têm a finalidade de interligar as válvulas e espaçar as mesmas na A.N. flangeada;

ADAPTADOR PARA MASTRO São utilizados no tipo de A.N. com finalidade de permitir a instalação de mastro para faca, Wire-line , canhoneio à cabo ou pistoneio, (ex.: B14A / B15A ) ;

VÁLVULAS ACIONADAS POR ATUADOR PNEUMÁTICO São válvulas especiais utilizadas apenas em poços de gás para prevenir fluxo descontrolado de gás em caso de rompimento ;

VOLANTES São os acionadores dos eixos das válvulas do tipo gaveta ou M-20 ;

BEAN É um equipamento opcional, pode ser instalado em uma das laterais da A.N., com a finalidade de controlar ou restringir a produção do poço. Em alguns casos a válvula de agulha é instalada na estação coletora ;

QUERO-TESTE Permite medir a pressão na cabeça do poço.

100

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Os equipamentos de superfície são padronizados pelo A.P.I. Existem tabelas que reúnem todos os dados técnicos e medidas dos flanges como diâmetro, espessura, n° de furos , parafusos , porcas e dimensões, tipo de anel etc. Normalmente o fabricante grava nos flanges a especificação

dos

equipamentos.

Porém, pode haver erro de gravação ou dificuldade de leitura, por ação do tempo ou corrosão.

Para dirimir dúvidas, tome três ou quatro medidas do flange

em questão e entre

na tabela para determinar o size do mesmo. Não deixe de Ter sempre á mão estas tabelas. Todos os poços que completarmos ou

poços antigos que modificarmos os

equipamentos de superfície, deverão ter estas informações ou especificações anotadas para arquivamento na pasta do poço.

-

ANILHA ( COPO ) : São peças utilizadas para promover a vedação de entre os donat U60 e a A.N. dupla.

CONSIDERAÇÕES SOBRE VEDAÇÃO EM EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE : - A vedação de uma rosca pode ser melhorada com o uso de fita teflon ; - A vedação primária entre dois flanges é efetuada pelos grooves dos flanges e pelo anel apropriado. Devemos portanto Ter o máximo cuidado para não danificar estas partes; - A vedação secundária é obtida por gaxetas de neoprene ou teflon posicionadas na parte inferior interna de alguns flanges ; - Alguns flanges possuem um parafuso de alívio na lateral do mesmo. Sua função é permitir aliviar alguma pressão acumulada ou permitir a injeção de teflon em pasta para melhorar o engaxetamento ; - As sobras de revestimento de produção deixadas pela perfuração, são cortadas deixando-se uma pequena fração, que varia com o tipo de C.P. que será instalada. 101

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Esta fração tem a função de efetuar a vedação secundária em

contato

com

o

engaxetamento interno do flange inferior da C.P. ou do adaptador.

ADAPTADORES PARA ÁRVORE DE NATAL São equipamentos que fazem a conexão entre o flange superior da C.P. e árvore de natal, cobrindo o suspensor e viabilizando, através de gaxetas, a passagem

do fluído

hidráulico de acionamento até a DHSH em alguns modelos.

OS PRINCIPAIS TIPOS SÃO: - B-1 : é utilizado entre uma C.P. flangeada e uma A.N. rosqueada; - B2P : é um adaptador flange – flange com estojo, utilizado entre o flange superior da C.P. e o flange inferior de uma A.N. flangeada;

- BO2 : é um adaptador bi-flangeado utilizado entre uma C.P. e uma A.N. flange-ada. Possui no interior de seu corpo uma rosca interna que permite o acoplamento ( hanger coupling ). Esta luva acopla-se à coluna de produção. Este tipo de completação é utilizado em poços de gás ou de alta pressão, visando facilitar o amortecimento do poço , já que permite abrir a junta de circulação do packer sem desarmar o mesmo. São usados em C.P. T-16 e com donat WA4 ou Wa5. Pode ainda receber uma válvula de bloqueio interno( back pressure valve ). Devido a sua complexidade e dificuldade de montagem, o BO-2, está em desuso na E&P-BC. A grande vantagem deste tipo de adaptador, que na verdade só é válida para poços surgentes, consiste em permitir desencamisamento do TSR sem a necessidade de retirar a ANC, apenas desconectando o adaptador da cabeça de produção e erguendo todo o conjunto. Em plataformas marítimas, não há espaço para isto. O aparato completo inclui, além do adaptador propriamente dito, um suspensor tipo “ hanger coupling”, que é enroscado no adaptador. Abaixo dele, é conectado um sistema de

dois tubos concêntricos, em cujo anular o fluido hidráulico da DHSV passa. Em volta dele é instalado um pack-off, que promove a vedação entre o tubo externo e a cabeça de produção. Note que

o comprimento do tubo concêntrico deve ser maior que o curso do TSR, para

permitir o desencamisamento deste. Finalmente, abaixo do tubo concêntrico é enroscada uma luva quadrada, abaixo da qual são conectadas a coluna de produção e a linha de controle da DHSV. 102


ADAPTADOR A-5S Usado conjuntamente com um suspensor tipo“extended -neck” ( pescoço estendido),

este adaptador é de simples construção e fácil montagem. O suspensor é apoiado na cabeça de produção, onde “o -rings” promovem a vedação, viabilizando a injeção de gás no espaço

anular. O adaptador é colocado sobre ela e parafusado. No pescoço estendido, um jogo de gaxetas confina o fluido de controle para acionamento da DHSV, fazendo com que este passe pelo interior

do corpo do suspensor, na base do qual está conectada a linha de

controle.

Este tipo de adaptador A5-S é muito utilizado em poços surgentes ou equipados com gás-lift.

EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE COLUNAS DE PRODUÇÃO (TUBING)

103

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú São as colunas usadas para equipar os poços permitindo escoar a sua produção. Quanto ao diâmetro nominal são usados: 2 3/8, 2 7/8 e 3 ½ ”. São utilizados tubos com conexão NU ( non upset) em poços de produção de óleo ( ou injeção de água) rasos e sem agentes agressivos ( H2S,CO²,etc.).Em poços profundos, utilizase o tipo EU ( external upset), que tem um reforço extra na conexão. Para poços agressivos, utiliza-se a conexão TDS ( tubing double seal ). ( figura 25).quanto ao diâmetro, dependerá basicamente da vazão de produção(ou injeção) do poço e do revestimento ou linear dentro do qual o tubo esteja, devido ao diâmetro externo(OD) da luva. Normalmente, utilizam-se tubos de 2 3/8” ou 2 7/8” em liners de 5 1/2”, tubos de 3 1/2” em liners de 7” e 7 5/8” e tubos de 4 1/2” ou 5 1/2” em revestimento de 9 5/8”. Esta limitação de diâmetro é devida ao fato de, se

por caso ocorrer uma prisão de coluna, seja possível descer uma sapata de lavagem entre o espaço anular x revestimento ( ou liner), com o objetivo de liberá-la e posterior equipamento de pescaria para retirá-la do poço.

Quanto ao grau de aço as mais utilizadas são as J-55 e as N-80. Em alguns casos utilizamos colunas com luvas bizeladas ( completação dupla ) e eventualmente alguns poços são equipados com Colunas de junta integral ( ex.: 2 3/8” DSS -HT).

Consultar as tabelas do A.P.I. para obter os dados técnicos das mesmas como diâmetro interno, resistência à tração, resistência à pressão interna e externa e diâmetro externo das luvas.

104


OS PESOS UNITÁRIO UTILIZADOS SÃO: 2 3/8” NU – 4.6 lb / ft 2 3/8” EU – 4.7 lb / ft 2 7/8” NU - 6.4 lb / ft 2 7/8” EU – 6.5 lb / ft 3 ½” NU – 9.2 lb / ft 3 1/2” EU – 9.3 lb / ft

AS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS TUBOS DE PRODUÇÃO UTILIZADOS NA E & P – UN-BC/BA. SÃO MOSTRADOS NA TABELA 1 A SEGUIR: 2 7/8” EU

3 1/2” EU

4 1/2” EU

Grau do aço:

N – 80

N – 80

N – 80

Peso :

6,5 lb/pé

9,3 lb/pé

12,75 lb/pé

ID :

2,441”

2,992”

3,958”

Driff :

2,347”

2,867”

3,833”

OD da luva :

3,668”

4,500”

5,563”

Colapso :

11160 psi

10530 psi

7500 psi

Pressão interna :

10570 psi

10160 psi

8430 psi

Tração :

144960 lbf

202220 lbf

288040 lbf

Torque :

2800 lbf.pé

3200 lbf.pé

4000 lbf.pé

Capacidade :

0,0190 bbl/m

0,0286 bbl/m

0,0500 bbl/m

Deslocamento:

0,0074bbl/m

0,0105bbl/m

0,0146bbl/m 105


VÁLVULA DE SEGURANÇA DE COLUNA DE PRODUÇÃO - DHSV Existem dois tipos principais: as DHSV tubing-mounted, que são conectadas diretamente na coluna de produção e as DHSV insertáveis que são instaladas após a conclusão do poço, com arame, em um perfil previamente conectado na coluna. A vantagem desta última é que ela pode ser retirada e consertada sem a necessidade de desequipar o poço. As desvantagens são menor diâmetro de passagem e maior propensão a defeitos.

O funcionamento da DHSV é simples: Ao se pressurizar a linha de controle, a pressão atua sobe o pistão, que faz o mandril se deslocar para baixo, abrindo a flapper valve. Vê-se, portanto, que é necessário pressão para abrir. Eventualmente, numa emergência, a linha é despressurizada. Há então uma mola que desloca o pistão para cima, e uma outra molinha faz com que a flapper pivoteie, fechando o poço e promovendo a sua vedação.

MANDRIL DE GÁS LIFT É um componente da coluna de produção usada como alojamento de diversos tipos de válvulas que promoverão a comunicação coluna-anular. Estas válvulas posem ser assentadas e retiradas através de operações com arame.

106


Os MGL são excêntricos, isto é, as bolsas de assentamento das válvulas são localizadas na lateral do mandril, só sendo acessíveis com a utilização de ferramentas especiais (desviadores). Assim, os mandris mantêm um diâmetro interno igual ao dos tubos de produção.

OS PRINCIPAIS TIPOS DE VÁLVULAS DE GÁS LIFT: VGL DE ORIFÍCIO Serve para injeção de gás em coluna de elevação artificial por gás lift. Está sempre aberta no sentido anular-coluna, e não permite passagem no sentido coluna-anular.

VGL CDE PRESSÃO Também chamada de VGL calibrada, serve para ajudar a aliviar o peso da coluna hidrostática durante a indução de surgência. Na coluna de produção, trabalhando como válvula de alívio (normalmente se utiliza mais de uma VGL calibrada), fica posicionada acima da válvula operadora (de orifício), e é calibrada para fechar a determinada pressão no anular, quando então não mais permite o fluxo de gás através de si.

VGL CEGA Serve para reservar uma posição estratégica na coluna para comunicação colunaanular. Não é possível a circulação através desta válvula, tendo a mesma de ser retirada da bolsa do mandril para permitir a circulação.

107


UNIDADE SELANTE É o equipamento descido na extremidade de um coluna, que faz a vedação da mesma com o orifício do packer ou do suspensor de sub-superfície. Para instalá-la, basta colocar peso, pois tem uma ros ca tipo ”wicker”.

DIVIDE-SE EM TRÊS TIPOS PRINCIPAIS: ÂNCORA Uma vez conectada, só permite a liberação com rotação à direita ( 14 voltas).

TRAVA Uma vez conectada, permite a liberação com tração (cerca de 10.000lb), pois não tem um dispositivo anti-rotacional.

BATENTE Por não ter a rosca “wicker”, não trava. Para retirá -la, basta tracionar a coluna.

108


TSR O TSR (“tubing seal receptacle”) ou junta telescópica, é usado para absorver a

expansão ou contração da coluna de produção, devido à variação térmica da mesma devida às diferentes temperaturas a que é exposta quando da produção ( ou injeção ) de fluidos. Permite também a retirada da coluna sem haver necessidade de desassentar a cauda. É composta basicamente de duas partes independentes: a camisa externa e o mandril.

A camisa é composta de um “top sub”, dois conjuntos de barreiras de detritos, quatro conjuntos de unidades selantes e a sapata guia com “J -slot”. O mandril é composto de um

perfil F no topo, seguido de mandril polido e “bottom sub” com J -pino e duas sedes para parafusos de cisalhamento. A vedação entre os dois conjuntos ( camisa externa e mandril) é promovida pelo conjunto de unidades selantes sobre o mandril polido. O travamento entre os dois conjuntos, para descida ou retirada, é promovido através do “J-slot” (na sapata guia) que se encaixa no J - pino (no “bottom sub” do mandril) e por

109

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú parafusos de cisalhamento que tanto podem ser armados para o rompimento por tração ou compressão. A sapata guia tem também uma extremidade tipo “overshot” na meia -pata de mula

para facilitar o reencamisamento da camisa do mandril. O perfil F no topo do mandril tem a finalidade de possibilitar o isolamento da coluna através do tampão mecânico e também possibilitar a limpeza dos detritos, por circulação, que Porventura se acumulem acima do tampão antes de sua pescaria. O “J -slot” da sapata podes ser do tipo “EASY -OUT”, “AUTO-IN” ou “AUTO-OUT”,

todos com a opção de liberação à direita ou à esquerda, o que deve ser definido em função da aplicação.

SLIDING-SLEEVE” A “sliding-sleeve” (ou camisa deslisante) possui uma camisa interna que pode ser

aberta ou fechada através de operações de arame, para prover comunicação anular – coluna ou coluna anular.

A área de fluxo, normalmente, é equivalente à área de passagem da coluna de produção. Os diferentes tipos de camisas deslisantes existentes no mercado são bem semelhantes quanto à sua concepção, variando apenas os tipos de elementos de vedação (gaxetas, selos moldados, ou “ O -rings”), o sentido de abertura e fechamento (percussão para cima ou para

baixo) e a existência ou não de um perfil para assentamento de tampões mecânicos com operações de arame. 110


NIPPLES DE ASSENTAMENTO Os “nipples” de assentamento são subs que possuem um perfil de assentamento,

composto por uma área polida para vedação e uma sede de travamento. Servem para alojar, numa profundidade bem definida, equipamentos para controle de fluxo ou registro de dados de poço, através de operações com arame. São especificados pelo “seal bore”, que é o diâmetro da área polida onde as gaxetas dos equipamentos de controle de fluxo fazer a vedação. Normalmente são instalados na cauda de produção, abaixo de todas as outras ferramentas. Podem, também ser instalados tantos quantos necessários, em qualquer ponto da coluna, ressalvando-se a seletividade dos mesmos. PRINCIPAIS TIPOS DE “NIPLES“ DE ASSENTAMENTO: NIPPLE “R” (NÃO SELETIVO) Possuem um batente (“no -go”) na parte inferior co m diâmetro interno menor que o

diâmetro interno da área polida. Normalmente, é utilizado em dois casos: quando a coluna requer um único “nipple” ou como o último (mais profundo) de uma séria de “nipples” do mesmo tamanho. A utilização de

mais de um niple não seletivo na mesma coluna, somente é possível se os diâmetros internos dos mesmos forem diferentes, decrescendo com a profundidade de instalação.

Os principais “nipples R” utilizados na E&P BC são mostrados na Tabela 2 a seguir:

TAM. NOMINAL

CONEXÃO

ÁREA POLIDA “NO-GO”

2,75”

3 1/2”

2,750”

2,697”

2,25”

2 7/8”

2,250”

2,197”

1,87”

2 3/8”

1,875”

1,822”

111


NIPPLE “F” (SELETIVO) Não possuem “no-go”, isto é, a própria área selante serve de batente localizador. Podem ser instalados vários “nipples” sele tivos de mesmo tamanho numa mesma

coluna. Neste caso, o posicionamento do equipamento desejado é feito pela ferramenta de descida e/ou tipo de trava do equipamento a ser instalado. Os principais “nipples F” utilizados na E&P BC são mostrados na Tabela 3 a

seguir: TAM. NOMINAL

CONEXÃO

ÁREA POLIDA

3,81”

4 1/2” EU

3,812”

3,75”

4 1/2”EU

3,750”

3,68”

4 1/2”EU

3,680”

2,81”

3 1/2”EU

2,812”

2,75”

3 1/2”EU

2,750”

2,31”

2 7/8”EU

2,312”

1,87”

2 3/8”EU

1,875”

1,81”

2 3/8”EU

1,812”

SHEAR – OUT Também conhecida por sub de pressurização, é um equipamento instalado na extremidade inferior da cauda de produção, que permite o tamponamento temporário da mesma. Possui três sedes, sendo a inferior tamponada. Antes da descida, é dimensionada a pressão de rompimento da mesma e, de acordo com o cálculo, colocados tantos parafusos de 112

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú cisalhamento quanto necessário. Ao se pressurizar a coluna, a força atuante na sede faz com que os parafusos cisalhem, caindo a sede no fundo do poço e liberando a passagem na coluna. Necessitando- se tamponar novamente a “shear –out”, lançam -se as esferas no poço, que se alojarão nas suas sedes. Para abrir ao fluxo novamente, basta pressurizar a coluna. Uma vez rompida a sede inferior, a “shear -out” passa a funcionar como uma boca de

sino, pois tem as sua extremidade inferior biselada para facilitar a reentrada de ferramentas na coluna da produção.

As principais dimensões da “shear -out” tripla para a coluna 3 1/2”eu (a mais utilizada

na E&P BC) são as mostradas na tabela a seguir:

Tabela 4: principais dimensões da “shear out” tripla de 3 1/2”.

ID C/SEDE NÃO ROMPIDA

ID C/SEDE ROMPIDA

DIÂMETRO ESFERA

Intermediária

1,800”

3,000”

2 1/8”

Superior

2,225”

3,000”

2 1/2”

113


HIDRO-TRIP Tal como a “shear -out”, serve para tamponamento temporário da coluna. Porém por

ter rosca também na parte inferior, pode ser instalada em qualquer ponto da coluna. A sede no entanto não cai para o fundo do poço, pois tem um “collet” que se expande, entrand o na

reentrância apropriada para isto. Como desvantagem, não permite passagem plena na coluna após o rompimento da sede. O dimensionamento dos parafusos de cisalhamento e operação é semelhante à da “shear -out”.

As principais dimensões da “hidro -trip” dupla de 3 1/2”eu ( a mais utilizada na E&P UN-BA/BC) são mostradas na Tabela 5 a seguir: Tabela 5: principais dimensões da “hidro -trip dupla de 3 1/2”.

ID C/SEDE NÃO ROMPIDA

ID C/SEDE ROMPIDA

DIÂMETRO ESFERA

Inferior

2,000”

2,600”

2 1/8”

Superior

2,300”

2,700”

2 1/2”

BOCA DE SINO Serve para facilitar a reentrada da qualquer ferramenta (descida a arame, cabo elétrico, flexitubo, etc) na coluna de produção, por ter a sua extremidade biselada. É instalada na extremidade inferior da coluna. 114


CHECK-VALVE É uma válvula de pé, que serve para impedir o fluxo no sentido descendente. É composta de uma sede, com uma válvula de retenção que se abre quando pressurizada de baixo para cima e veda quando pressurizada de cima para baixo.

Serve para evitar que o poço absorva o fluido de completação presente na coluna, mantendo-a cheia, e, em colunas com BCS, impedir o contra-fluxo pelo interior da bomba.

CRUZETA É uma luva adaptada que tem a finalidade de limitar ou impedir a saída de ferramentas de faca e wire-line do interior da coluna para o interior do

revestimento. É utilizada na

extremidade de algumas colunas de produção;

SNAP LATCH SEAL NIPLE É um acessório do packer k-2, utilizado na extremidade da coluna curta, tem a finalidade de interligar, acoplar a mesma ao packer k-2;

“ D” NÍPLE

É um equipamento utilizado nos poços injetores de água quando se quer injetar em mais de um intervalo com uma única coluna. Ele aloja o regulador de fluxo que promoverá o direcionamento de quotas de água; 115


REGULADOR DE FLUXO É um equipamento utilizado em poços injetores de água equipados com “ D” níple .

É dotado de um orifício que regula a vazão que passa através do mesmo, determinando a quota de injeção de cada intervalo;

VÁLVULA DE DRENAGEM É um equipamento opcional que pode vir a ser utilizado com a finalidade de drenar o óleo no interior da coluna, durante a retirada da coluna do poço. Tem sua abertura atuada pela ação da pressão sobre os pinos de cizalhamento da mesma ;

LUVA TAMPONADA É uma luva de tubos 2 7/8” EU que tem uma das suas extremidades tamponada com

solda. É utilizada na extremidades da coluna em alguns tipos de equipamentos de poço;

NÍPLE DE PRODUÇÃO É uma fração de tubo de produção e tem portanto as mesmas dimensões e características. É utilizado para o balanceio da coluna de produção ou para separar alguns equipamentos na composição da coluna do poço;

NÍPLE PERFURADO É um niple de produção com orifícios. É utilizado quando necessitamos empacotar um intervalo utilizando dois packer’s ou para descer alguma ferramenta que não tenha passagem

para fluído;

REDUÇÕES São as pontas de rosca e diâmetro que podem ser necessárias para interligar os equipamentos entre si ou com as colunas. Quando estiver equipando um poço ficar atento para 116

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú não descer uma redução de parede grossa ou com diâmetro interno ao da coluna do poço, para evitar que o swab ou ferramentas de wire-line venham a topar na restrição; PACKER’S ( OBTURADORES ): existe uma gama imensa de obturadores de produção,

vamos tentar classificar os mesmos e tecer alguns comentários sobre os mais utilizados na UN-BA.

PACKER DE PRODUÇÃO Tem múltiplas funções: serve para compor a primeira barreira mecânica de segurança de espaço anular, conjuntamente com a DHSV, que cumpre o mesmo papel da coluna; protege o revestimento (acima dele) contra pressões da Formação e fluidos corrosivos; possibilita a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação artificial por gás lift; permite a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (com mais de um packer).

É posicionado de tal forma que a extremidade da coluna de produção fique a aproximadamente 30m acima do topo da formação produtora, para permitir perfilagens e ampliações de conhoneio though-tubing. Eles são chamados de recuperáveis quando podemos retirá-lo do poço para efetuar manutenção na oficina. Os permanentes são aqueles que após fixados no poço , só podem ser removidos através de corte ou destruição dos mesmos.

117


OS PRINCIPAIS TIPOS DE PACKERS DE PRODUÇÃO: PACKER RECUPERÁVEL Normalmente de assentamento hidrostático, este tipo de packer é desassentado, apenas tracionando-se a coluna. Após desassentado, não pode mais ser assentado sem antes sofrer uma manutenção, já que durante o assentamento e desassentamento há a ruptura de pinos ou anéis de cisalhamento. Existem vários tipos e modelos de packers recuperáveis inclusive packers duplos, isto é, que têm dois “bores”. Este tipo de packer é usado em poços com completação dupla ou poços equipados com BCS, sendo que neste caso o cabo elétrico passa por um dos “bores”.

PACKER PERMANENTE É um tipo de packer que, uma vez assentado, não se consegue mais recuperá-lo. Para desassentá-lo, é necessário cortá-lo com uma broca e, geralmente, é empurrado para o fundo do poço. É assentado a cabo, utilizando-se uma unidade de perfilagem. Para ser assentado, é conectado a uma “setting tool” (ferramenta de assentamento) e descido até a profundidade apropriada. Ao se acionar, eletricamente, a “setting tool”, há a detonação de um explosivo que

cria um movimento da camisa superior para baixo, comprimindo todo o conjunto até a camisa retentora. Este movimento expande o elemento de vedação e as cunhas contra o revestimento.

Quanto ao mecanismo de assentamento podem ser MECÂNICOS , quando são fixados com giro e peso ou tração, HIDRÁULICOS quando são fixados pela ação de pressão

HIDRÁULICA OU AINDA INFLÁVEIS , seu elemento de vedação se deforma sob ação de pressão.

118


Quanto ao mecanismo de ancoragem podem ser de ANCORAGEM SIMPLES (SG OU SINGLE GRIP) possuem apenas um conjunto de cunhas ou de ANCORAGEM DUPLA DG OU DOUPLE GRIP) possuem dois conjuntos de cunhas. Os obturadores de assentamento mecânico podem ser subdivididos em fixados à compressão e fixados à tração . Podem ainda ser classificados quanto ao tipo de completação em simples quando equipa uma única coluna ou duplo quando podem receber duas colunas. Finalidade : Os obturadores podem ter várias finalidades, vamos citar as principais: -

Isolar ( aliviar ) a pressão hidrostática sobre o intervalo produtor;

-

Proteger o revestimento de altas pressões ;

-

Isolar zonas na completação dupla ou no empacotamento de zonas;

-

Localizar vazamentos no revestimento;

-

Efetuar dry-test;

Elementos básicos de um packer : -

Mandril ;

-

Elemento de vedação ( borrachas ) ;

-

Cone ( arma as cunhas ) ;

-

Cunhas ( arma contra o revestimento ) ;

-

Mecanismo de fricção ;

-

Mecanismo de fixação ( J para armar ou liberar ) .

-

Acessórios de um packer : São equipamentos ou mecanismos que alguns obturadores já

têm integrado ao seu corpo ou em outros casos são utilizados em conjunto com eles para completar a sua função. Os mais comuns são:

-

Junta de circulação : Permitem circular ou aliviar a pressão confinada com o Packer armado ( assentado) ;

119


Hod-down : é um conjunto de cunhas auxiliar utilizada em packer’s à compressão. Sua finalidade é atuar( armar) quando uma pressão de baixo para cima tender a liberar o packer. Arma portanto em sentido contrário, evitando a liberação do mesmo ;

-

Junta de segurança ou m. de assentamento de emergência : são mecanismos colocados em alguns packer’s com a finalidade de facilitar a sua liberação parcial ou total, em casos

de prisão ou nos casos em que seu mecanismo normal de liberação não estiver atuando. Pode ser um anel de cisalhamento, uma luva com rosca à esquerda ou rotinas de giros extra associado a tração ou compressão;

- Anéis calibradores : Os chamados “gage e gauge rings”, são as peças de maior diâmetro externo de um packer. São eles que vão primeiro topar em uma mossa ou restrinção do revestimento de produção que impeçam a passagem do obturador.

Existem ainda outros acessórios que são utilizados em conjunto com um packer permanente como: -

locator tubing seal assembly ;

-

anchor tubing seal assembly ;

-

packer plug etc.

Principais tipos de obturadores de produção : - R-3 SG : é um packer recuperável, simples, mecânico, assentamento à compressão, possui junta de circulação integrada. Sua finalidade é equipar poços com baixa pressão.

ASSENTAMENTO 

Com giro à direita e aplicação de peso, vide tabela de acordo com o size do packer.

DESASENTAMENTO 

com a retirada do peso, equalização da pressão e giro à esquerda. 120


- R-3 DG : é o mesmo packer anterior com hold-down integrado. Sua função é idêntica a de um coringa ou seja, tanto pode equipar poços em completação sim-ples como pode ser o packer inferior de uma completação dupla e ainda é utilizado como packer de operação.

Assentamento e Liberação idêntico ao R-3 SG - G: é um packer recuperável, simples, mecânico e de assentamento à compressão. Finalidade: equipar poços produtores rasos e de baixa pressão. Possui uma junta de segurança integrada que é sua luva superior ou top sub a qual tem rosca à esquerda.

ASSENTAMENTO 

Descer até aproximadamente 30cm abaixo da profundidade de assentamento, trazer até o ponto de assentamento, girar a coluna para a direita, de ¼ de volta, aplicar peso.

SIZE

PESO (Libras)

43 e 45

6000

46 e 47

10000

>47

15000

DESASSENTAMENTO DE EMERGÊNCIA 

Com 2.000 lb de tração e aplicação de 7 voltas à direita, libera a luva superior do packer;

- AD-1: é um packer recuperável, simples, mecânico e de assentamento à tração. Sua finalidade é equipar poços de injeção de água. Possui integrado, dois mecânicos de liberação de emergência: luva à esquerda e anel de cisalhamento.

ASSENTAMENTO

121

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 

Desça até 30cm abaixo da profundidade de assentamento, traga o packer para a profundidade de assentamento, depois dê a rotação na coluna para a esquerda ¼ de volta e aplique torque.

SIZE

TRAÇÃO

43 a 45

5000 Libras

47

7500Libras

>47

15000Libras

DESASSENTAMENTO 

Desça no mínimo 30cm, após retirada a tensão,gire a coluna ¼ de volta à direita.



Anel de cisalhamento



Junta de segurança : tração de 45000 a 50000 lb)



Rosca de segurança : tração de 10000lb e rotação da coluna de 20 ou mais voltas)

Especificação : pelo diâmetro e peso do revestimento


Com uma tração de 45.000 a 50.000 lb rompe-se o anel de cisalhamento e se o obturador estiver com uma luva abaixo, todo o packer será recuperado. Caso não possa tracionar 50.000 lb, tracione 10.000 lb e gire 20 voltas para a direita para liberar o top sub( luva superior) do packer;

- K-2 DG : é um packer duplo recuperável, ancoragem simples ou dupla, de assentamento mecânico por aplicação de peso pela coluna curta utilizado para a produção. Possui holdhown integrado. Sua finalidade é equipar poços produtores em completação dupla(ex.: G.L. duplo de Miranga ). Não depende da aplicação de peso contra o packer inferior para ser assentado, a coluna longa pode estar sob tração ou sob compressão.

OPERAÇÃO 122


Acople o packer na coluna longa com uma ou duas colunas abaixo dele;



A cauda da coluna longa pode possuir um snap latch para encaixar em um packer permanente inferior ou ter um packer recuperável;



Desça o packer a profundidade desejada, assente o packer recuperável inferior ou acople o snap latch no packer permanente;

ASSENTAMENTO: 

desça a coluna curta contendo um snap latch seal niple em sua extremidade;



acople o seal niple no oríficio do corpo do packer K-2 puxe um pouco a coluna curta e verifique se existe resistência devido à adaptação do seal niple;



Aplique peso na coluna curta; SIZE

45

46

47

49 e 51

Peso(lb)

6.000

6.000

6.000

12000

Isto resulta numa tração na coluna longa, no trecho acima do packer do mesmo peso aplicado;

REASSENTAMENTO 

Como os parafusos já estão cisalhados, aplicar os seguintes pesos:

SIZE

45

46

47

49

51

Peso(lb)

4.000

5.000

6.000

10.000

12.000

DESASSENTAMENTO 

Tracione a coluna;



Se há um pequeno diferencial de pressão abaixo do packer, o esforço desassenta o packer antes que o snap latch desencaixe do packer o que ocorre a aproximadamente 6.000lb;



Se o diferencial de pressão acima do packer é grande, o snap latch se liberta antes que o packer seja desassentado. Daí, então, as pressões acima e abaixo do packer se equalizam;



Reeencaixe o snap latch e tracione para liberar o packer; 123


Caso o packer não desassente após repetida esta operação, aplique pequeno pesocontra a coluna longa, enquanto puxa a coluna curta;


Remova a coluna curta;



Aplique em torno de 20.000lb de tração na coluna longa;



Isto vai romper um anel de cisalhamento, permitindo que um ressalto no mandril da coluna longa encaixe na parte superior do packer;



Pode se então puxar esta e outras partes a ela conectadas, liberando os elementos de vedação e permitindo recuperação total;

Características operacionais 

Pode ser utilizado em conjunto com outros packers;



Quando o peso disponível na coluna curta é pequeno, recomenda-seretirar ao menos um dos parafusos de cisalhamento;

ESPECIFICAÇÃO Especificação pelo size, função do peso e do diâmetro (OD) do revestimento. OPERAÇÃO 

Acople o packer na coluna longa com uma ou duas colunas abaixo dele;



A cauda da coluna longa pode possuir um snap latch para encaixar em um packer permanente inferior ou ter um packer recuperável;



Desça o packer a profundidade desejada, assente o packer recuperável inferior ou acople o snap latch no packer permanente;

- FH : é um packer recuperável, simples, hidráulico. Possui hold-hown integrado. Sua finalidade é equipar poços produtores, sobretudo os poços desviados. Depende de um acessório para o seu assentamento, é um hydro trip pressure sub ou uma standing valve.

ASSENTAMENTO 124


Após posicionado joga-se a esfera ou bola para fechar hydro trip e pressuriza-se a coluna até atingir a pressão de cisalhamento dos pinos, armando o mesmo.

DESASSENTAMENTO 

Aplique tração suficiente para romper o seu anel de cisalhamento 30.000 A 50.000 e o packer deve desarmar.


Pode vir a ser necessário além da tração, a aplicação de

torque com power-swivel para completar a liberação do obturador.

OPERAÇÃO 

o packer FH é atuado por pressurização da coluna para que se obtenha um diferencial no packer;



É preciso tamponamento temporário da coluna;



Hidro-trip pressure sub;



Standing valve;



Sheat out;



Blanking plug;

ASSENTAMENTO Caso a pressão hidrostática seja maior que 1500psi 

desça o packer à profundidade de assentamento, conecte a coluna à linha de injeção e pressurize;



aumente a pressão na coluna, até que ela esteja 1000psi maior que a pressão do anular, o que vai romper os pinos de cisalhamento e assentar o packer;



depois de assentado, qualquer diferencial de pressão de baixo para cima, vai atuar nos pistões do hold down;



aumente mais a pressão na coluna, para que a esfera rompa a sede e vá para o fundo, deixando a coluna com passagem plena;

Caso a pressão hidrostática seja menor que 1500psi 125


o packer foi projetado para ser assentado hidraulicamente em poços rasos;



neste caso equipa-se o packer com um número adicional de parafusos de cisalhamento que vai aumentar a pressão necessária na coluna para 2000psi;



pressurizando a coluna até 2000psi, assenta-se o packer, prossegue-se pressurizando a coluna, com diferencial de 35000psi, a esfera rompe a sede da válvula da hidro-trip pressure sub;



quando se deseja assentar mais de um packer, equipa-se o packer inferior com 2 pinos de cisalhamento, o segundo com 5 pinos e o superior com 8 pinos, permite que os packers sejam assentados individualmente;



o inferior assentará com aproximadamente 1000psi, o segundo com 2000psi e o superior com 3000psi de diferencial de pressão no packer;

DESASSENTAMENTO 

o packer FH é equipado com um anel de cisalhamento de 30000lb, que será rompido com aplicação de tração;



em caso de emergência, o packer desassenta por rotação à direita e tração simultânea de 50000lb;


Não requer movimento da coluna para ser assentado;



Pode operar com pressões hidrostáticas de 12000psi a 15000psi;



Pode ser utilizado com colunas seletivas;

- A-2 lok set : é um packer recuperável, simples, mecânico de assentamento à compressão e tração. Ele tem dois conjuntos de cunhas que se armam em sentido inverso. É utilizado em algumas completações de poços injetores de água. Eventualmente é utilizado sem borrachas no lugar de um archaor tubing.

ASSENTAMENTO 126


Aplique duas voltas à direita e arrei peso. Tracione para fixar

as cunhas

inferiores. Arrei peso para fixar as cunhas superiores.

Observações: 1 ) depois de fixado o packer pode ser mantido à tração, à compressão ou em ponto neutro; 2 ) antes de descer o lok set, gire o seu mecanismo de arrasto ( drag block housing) para a esquerda até que o mesmo gire louco; 3 ) não girar a coluna à direita durante a descida.

DESASSENTAMENTO 

Com pequena tração gire a coluna á direita, seis voltas e suspenda a mesma girando simultaneamente e vagarosamente, até liberar o packer;

- AR-1 : é um packer recuperável, simples, mecânico de assentamento à compressão. É utilizado em completação simples como 2º packer ( obturador superior ) para empacotar uma zona de produção ou injeção. Possui ancoragem simples ou sem ancoragem.

ASSENTAMENTO 

Acima de um packer recuperável ou um packer permanente, aplique peso para assentar e vedar.

SIZE

DUREZA 80-60-80

DUREZA 90-70-90

DUREZA 95-80-95

43,45 ou 47

8.000lb

7.000lb

8.000lb

DESASSENTAMENTO 

Suspenda a coluna, se o peso abaixo do packer for maior que 1500lb, o snap latch tem condições de voltar a posição original. Se o peso abaixo for menor a 1500lb, é necessário dar um ou mais puxões na coluna para que a trava (latch) volte a posição original.

127


AR-1 DG :é o mesmo packer anterior com hold-down integrado. Aplicação e funcionamento idêntico.

-

B tandem tension : é um packer recuperável, simples, mecânico de assentamento á tração. Sua função é atuar como segundo packer (superior) de uma completação simples com dois packer’s para injeção de água seletiva, com reguladores de fluxo. É usado em

conjunto com o A-2 lok set ou com AD-1. Não possui cunhas utilizadas para isolamento em pesos de múltiplas zonas de injeção de água.

ASSENTAMENTO 

Assenta ao aplicarmos tração para fixar o packer inferior e ao ultrapassarmos o valor resistência dos pinos de cisalhamento colocados no mesmo para prevenir assentamento prematuro. Sua tração é aproximadamente 10000lb.

DESASSENTAMENTO 

Por retirada da tração e giro à direita;

- Anchor tubing : é um packer recuperável, simples e mecânico. Sua função é manter a coluna de produção estirada em poços de bombeio mecânico profundos. Princípio : é um compensador, não permite o retorno no sentido ascendente de uma coluna que sofreu elongação durante o bombeio. Fixação: basta posicionar o packer no ponto e dar nove voltas a esquerda. Liberação: alivia-se a tração, dá-se um giro na coluna de ¼ de volta à direita, pode ser necessário o uso de power-swivel;

- D / DA : é um packer permanente, simples, mecânico. Sua fixação pode ser efetuada à coluna com um aplicador ou à cabo com companhia contratada. Função : pode ser o packer inferior de uma completação dupla. Pode receber vários acessórios ( production tubing, Dr plug etc ). Assentamento à cabo com CIA ( companhia ); Assentamento à coluna é descido com aplicador próprio e são cumpridas várias rotinas, não vamos citá-las devido ao desuso deste tipo de packer.

128

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Liberação: por ser permanente, só é removido ou destruído com sapata mill , packer miling tool ou broca mill

PESO MÍNIMO PARA ASSENTAMENTO (LB) ELEMENTO

TEMP.

DE

(ºF)

VEDAÇÃO

SIZE 45

47

49

51

53

80-60-80

0-200

6.000

6.000

7.000

8.000

-

90-70-90

100-275

7.000

8.000

9.000

9.000

-

95-80-95

250-350

7.000

8.000

9.000

9.000

-

70-70-70

0-150

-

-

-

-

10.000

80-70-80

100-200

-

-

-

-

10.000

90-70-90

200-300

-

-

-

-

10.000

DESASSENTAMENTO 

O obturador é dsassentado pela simples suspensão da coluna; antes de desassentar a ferramenta deve-se pressurizar o anular se possível, para garantir a retração dos pistões;



Para liberar o obturador, gire para a esquerda ¾ de volta enquanto suspende a coluna;

Características operacionais: 

As oscilações de pressão na coluna não reduzem a força dos pistões do hold down;



Desassentamento simples: quando se suspende a coluna, a pressão através do hold down é equalizada instantaneamente;



-

Junta de circulação: permite completa circulação ao redor da ferramenta;

Tampões mecânicos : São ferramentas utilizadas num poço para isolar ( tamponar) um ou mais zonas temporariamente, ou definitivamente. Eles podem ser classificados em recuperáveis ( - P. R.) ex. BPR “C” e permanente ( B.P.P.) ex.: N ou K. permanente podem ser fixados à coluna ou à cabo.

129


BPP mod. N : é utilizado em um poço com a finalidade de tamponar definitivamente uma ou mais zonas.

Assentamento à coluna : -

conecte o conjunto aplicador /BPP a um niple perfurado e a coluna. O perfurado evitará a

flutuação da coluna durante a descida. A coluna deverá estar bem apertada ; -

iniciar a descida tomando o cuidado de não girar a coluna à direita e dar 1 volta á esquerda na ferramenta, a cada 5 ou 10 seções descidas. Isto evitará o assentamento prematura do BPP;

-

após posicionar o BPP ( ponto de assentamento), suspenda a coluna 60cm e aplique 10 voltas à direita;

-

abaixe a ferramenta 60 cm para expandir as cunhas superiores;

-

tracione a coluna com as tensões abaixo indicadas;

-

arrei sobre o peso da coluna ;

-

volte a tracionar conforme tabela abaixo;

-

para liberar o aplicador tracione a coluna 1.000 lb e aplique torque para a direita ( 300 a 400 lb / pé ) ;

-

gire mais 10 voltas para a direita para desenroscar o aplicador ;

-

poderá ser reencaixado o aplicador no BPP com peso de 3.000 a 5.000 lb sobre o mesmo e liberado com tração de 8.000 a 10.000 lb.

130


Tabela de tração para fixação de B.P.P. / C.R. à coluna Rev.O.D.

Size do BPP

Tração mínima LB

Tração máxima LB

5 1/2 ”

2AA

20.000

30.000

7”

3BB

20.000

30.000

9 5/8 ”

6AA

30.000

45.000

DESASSENTAMENTO 

Por ser permanente, só pode ser removido ou destruído com o auxílio de sapata mill, packer mill tool, broca mill ou broca convencional.

- BPP mod. K : é um BPP transformado ou melhor, originalmente o “K” é um retentor de cimento ( C.R.), porém este equipamento pode ser transformado com a colocação de um bridging plug na sua parte inferior. Tem seu assentamento e remoção idênticos ao modelo “N”;

-

Coment retainer ( retentor de cimento ) : é um equipamento utilizado no poço com a finalidade de fazer uma recimentação do poço nos casos em que a cimentação primária fica muito ruim. Possui no seu interior uma válvula que é aberta com o encaixe do aplicador com stringer, permitindo a passagem do cimento injetado. Ao desencaixar o stringer a válvula fecha-se retendo o cimento. A fixação do C.R. é idêntica a do BPP, assim como a sua liberação;

131


FIXAÇÂO DE B.P.P. / C.R. À CABO : por utilizarem uma companhia contratada ( HLS ou Schlumberger ) a fixação de um “ Bridge Plug ” tampão mecânico ) ou de um “ Cement Retainer ” ( retentor de cimento ) à cabo são também consideradas operações especiais. Note

que estes equipamentos poderão ser fixados à coluna pelas equipes e sem a presença de companhias.

Estas operações vão exigir das equipes, participação idêntica a de uma operação de perfilarem. Fases : 1) descida ; 2) correlação da profundidade com o P.D.C.L.; 3) fixação; 4) retirada do CCL / aplicador.

Já existe tecnologia desenvolvida para efetuar algumas das operações especiais com o auxílio de unidades de flexitubo, como acidificação, perfilagem, canhoneio, tampão de cimento e sobretudo limpezas de fundo ou do interior de colunas obstruídas, utilizando ainda Nitrogênio( N2) ou fluído gelificado( jet lift ). Devido as seu alto custo, esta unidade só é utilizada esporadicamente para algumas limpezas. Inclusive atualmente essas unidades só estão com contrato para a plataforma ( offshore ).

132

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú PACKER’S ( OBTURADORES) DE OPERAÇÃO : são os obturadores utilizados para

realisar as operações especiais e de workover. Não equipam os poços.

Os mais utilizados são: mod E/EA, R-3 DG e “C” full bore. -

E / EA : é um packer recuperável, simples, mecânico e de assentamento à compressão.

Possui junta de circulação e hold-down integrados, assim como o R-3 DG é um packer dimensionado para resistir a latas pressões e esforços.

ASSENTAMENTO 

Aplique giro à direita e peso conforme o size(vide bula).

DESASSENTAMENTO 

Com a retirada do peso, equalização das pressões e giro à esquerda.

A diferença do mod. EA para o E , é que o EA possui um bloco de fricção ( arrasto) de maior área de atuação. Fora este detalhe, são idênticos. -

“ C ” full bore : é um packer recuperável, simples, mecânico com duplo conjunto de

cunhas que armem em sentido inverso. Pode ser fixado à compressão ou à tração. Não possui junta de circulação integrada.

ASSENTAMENTO 

Antes de descer o obturador, verifique se as cunhas superiores giram 360° ou mais(chaveta fora da ranhura), só deve girar 270°. Desça e posicione o packer no ponto desejado.

Gire 3/4 de volta à direita e arrei peso. Isto armará as cunhas superiores. Tracione 15.000 lb para expandir as borrachas e armar as cunhas inferiores. Desassentamento : aplique torque à esquerda e coloque peso e puxe a

ferramenta

alternadamente até o packer mover-se.

133

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Posição de segurança : para colocar as cunhas nesta posição, tracione 1.000 a 3.000 lb e aplique 9 voltas à direita. Observe que após colocar o packer nesta posição, ele não poderá mais ser rearmado no poço.

DESASSENTAMENTO DE EMERGÊNCIA 1) coloque o obturador na posição de segurança; 2) arrei peso ( 15.000 a 20.000 lb) e tracione 15.000 lb. Repita esta operação até a ferramenta mover-se; 3) se ainda não liberou, tracione 25.000 lb para partir o anel do cone; 4) se persiste a prisão, tracione 35.000 lb para partir o anel de cisalhamento, liberando a parte superior do packer. Todos os obturadores e tampões aqui citados têm um size ou tamanho, que vai variar conforme o diâmetro e o peso unitário / pé do revestimento de produção. O fabricante fornece tabelas de aplicação com o size. Não deixe de consultar estas tabelas para requisitar o obturador ou para conferir o size antes de descer o mesmo no poço. Só assim teremos certeza de que o obturador irá vedar e que não irá topar antes do ponto que se quer posicionar. Todos os obturadores e tampões aqui citados são de fabricação da “ Baker Oil Tools Company ” ou similar nacional. A RPBA já utilizou no passado e poderá vir a utilizar no

futuro obturadores de outros fabricantes. Quaisquer esclarecimentos adicionais sobre estas ferramentas poderão ser obtidas no catálogo da “ Baker”, no manual de packer’s ou diretamente na oficina de man utenção de packer’s do UN-BA/SOP-OM.

OPERAÇÃO 

Desça o packer até a profundidade de assentamento ( a junta de circulação deve estar aberta para que o hold down não agarre ao revestimento);



Gire a coluna de ¾ de volta para direita e aplique peso para o assentamento;



Em poços inclinados às vezes é difícil obter peso suficiente sobre o packer devido ao efeito de atrito entre o tubing e o revestimento;

134


Pressurizar e despressurizar o anular;



Se o packer vaza porque se aplicou peso insuficiente, pressurizar o anular para retração dos pistões do hold down, antes de aplicar mais peso;

Bridge plug retrievable mod.“ C” : é um tampão mecânico e recuperável mais utilizado,

para isolar temporariamente zonas, nas operações especiais e de workover na UN-BA. Ela possui dois conjuntos de cunhas em sentido inverso. O princípio básico de seu funcionamento é atuado por um diferencial de pressão de cima para abaixo ou de baixo para cima. O BPR “C” possui duas válvulas que são movimentadas pela haste ou pela atuação direta d a pressão diferencial. Quando abertas estas válvulas se comunicam com um “ By - pass” que permitem

passagem de fluídos e a equalização das pressões ou posições de liberação, é o que ocorre durante a descida ou retirada do BPR no poço. O BPR é descido ou retirado do poço com o auxílio de um aplicador ou cabeça de recuperação( retrieving head type washover). Esta ferramenta se acopla ao BPR através do “ Control barhead”( dog ) da haste do mesmo. Outra função do aplicador é circular e lavar a

haste do BPR envolvendo-a quando necessário, para emoção de areia ou detritos e facilitar a recuperação do BPR.

OPERAÇÃO 

Quando descido com cabeça de recuperação e outro packer;

ASSENTAMENTO 

Acople a cabeça de assentamento abaixo do outro packer;



Coloque o BPR em pé, levante a ferramenta e abaixe vagarosamente a cabeça de assentamento sobre a barra de comando da cabeça do BPR;



Eleve a ferramenta e desça a coluna no poço, até a profundidade desejada de assentamento;



Eleve a coluna levemente sem torque, feito isto, aplique torque à esquerda, baixando devagar a coluna, até que o BPR comece a pegar peso;



Pegando peso, eleve a ferramenta uns 4 metros, mantendo torque à esquerda para soltar o BPR;

135


Aplique torque à esquerda e desça a coluna aproximadamente 70cm, se o BPR não pegar peso, é porque já está solto (se necessário efetue teste de pressão)

DESASSENTAMENTO 

Desça o aplicador até o ponto, circule para limpeza de eventuais detritos ou para remoção de colchão se for o caso e eleve a coluna um pouco. Aguarde então a equalização das pressões e retire a coluna com o aplicador e BPR “C”.

RECUPERAÇÃO 

Antes de iniciar a recuperação deve-se circular para remoção de areia ou detritos;



Encaixe a cabeça de recuperação;



Eleve lentamente, sem aplicar tração excessiva até que a pressão tenha sido equalizada;

Tração excessiva pode danificar seriamente o BPR Ao puxar a coluna, a válvula superior do BPR se abre permitindo a equalização de pressão. Se o BPR continua resistindo à traçaõ, aplique peso para abrir a válvula inferior e permitir a equalização da pressão abaixo do BPR. 

Na retirada do BPR do poço não permita que haja rotação da coluna para à esquerda ;



Em emergência, uma tração ou peso sobre o BPR podem ser aplicados:

SIZE

28-35

41-47

49-55

Peso/tração(lb)

25.000

60.000

80.000


Simples operação, normalmente utilizado com os packers modelo: C, E e R-3;



As borrachas em forma de copo impedem que os detritos atinjam as cunhas, dificultando a recuperação;



As válvulas de retenção, uma superior e uma inferior são acionadas pela haste e possuem molas que as mantêm vedadas contra as respectivas sedes, quando o BPR está liberado;

136

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Na subida do BPR a cabeça de recuperação puxa a haste consigo o que faz abrir a



válvula superior, permitindo a circulação pelo interior do mandril; Na descida, a cabeça de recuperação faz com que a haste abra a válvula inferior,



estabelecendo a circulação e permitindo a manobra;

Observação: restos de tampões de cimento, bauxita ou areia compactada por ação da pressão de squeeze ou de fraturamento, podem vir a gerar dificuldade de remoção com o aplicador. Nestes casos solicite do IP ( pescaria ) uma sapata mill com extensão para promover a limpeza do BPR e em seguida volte a descer o aplicador.

FUNCIONAMENTO DO MECANISMO DE JOTA 

Ao baixar a cabeça de recuperação sobre o BPR, o J-PINO vai da posição (1) para a (2);



O J-PINO está agora na posição neutra, baixando a ferramenta, ele se desloca para a posição (4);



Suspendendo novamente a coluna ele retorna a posição (3);



Com o pino na posição (3), deve-se baixar a ferramenta, ao mesmo tempo em que gira a coluna à esquerda para que ele passe a posição (5);



Suspendendo a coluna cerca de 25cm, com o torque à esquerda, o J-PINO passa na posição (5) para a posição (6), liberando a cabeça de recuperação do BPR;

CEMENT RETAINER MOD.K É um obturador permanente podendo ser transformado em bridge plug, de assentamento mecânico a coluna ou a cabo, ancoragem dupla, utilizado em operação.

OPERAÇÃO 

Durante a descida do CM no poço não deve girar a coluna para a direita: pode acontecer que o packer assente antes do ponto desejado, como medida de precaução deve-se girar a coluna de uma volta para a esquerda a cada 5 ou 10 seções descida no poço;

137


ASSENTAMENTO – setting tool mod. K 

Desça a ferramenta a profundidade de assentamento;



Suspenda a coluna 60cm, isto faz com que a porca de controle gire livremente;



Gire a coluna 10 voltas para a direita para liberar a camisa de controle;



Desça a coluna 60cm até a profundidade de assentamento, isto vai liberar as cunhas superiores;



Tracione a coluna com os esforços de tração indicados;



Com isto o mandril movimentou-se em relação as cunhas, causando o rompimento das cunhas inferiores e o assentamento da packer e expansão das borrachas;



Após ao assentamento, a válvula deve estar fechada, para verificar pressurize a coluna;



Para abrir a válvula: desça a coluna 5cm com o setting tool;



A válvula de controle é operada com um movimento de duas polegadas sobre o retentor (2” para cima A, a válvula fecha, 2” para baixo: ela abre);



Para liberar o setting tool do CM, suspenda a coluna 2” para fechar a válvula.

Mantenha a coluna levemente tracionada (1.000lb), aplique o torque para a direita 300 a 400 lb.pé, isto vai cisalhar os parafusos de fixação e permitir que o setting tool seja desenroscado, dê 10 voltas à direita; 

Pode-se liberar o setting tool do CM com 4 ou 5 voltas à direita e 8.000 a 10.000lb de tração;



Após liberação da ferramenta de assentamento por rotação da coluna, ela pode ser reencaixada no retentor aplicando-se 3.000 a 5.000lb de peso sobre o retentor. É removida dele tracionando-se a coluna com 8.000 a 10.000lb.

OBSERVAÇÕES: 

Utilizado como BP, os cuidados requeridos durante a descida e o modo de assentamento são os mesmos;



Pode ser transformado em BPP, desde que a válvula seja substituída por um tampão;



Constituído de material perfurável, facilitando o seu corte posterior;

138

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú È recomendável que após a tração inicial, seja aplicado o mesmo em pesos e



torne-se a tracionar a ferramenta; È especificado pelo size que é função do diâmetro (OD) e peso do revestimento;



SETTING TOOL MOD K 

É utilizado no assentamento e operação com o Cement Retainer Mod K;



A ferramenta é basicamente construída de um centralizador, um mandril, uma camisa onde se alojam as cunhas superiores, dog, control latch e stinger;



Quando o cement retainer é transformado em BPP, o stinger é substituído por um bottom sub;



O setting tool é especificado pelo size, que é função do cement retainer utilizado;

OBSERVAÇÕES 

A fricção causado pelo centralizador é quem vai manter parada a camisa que prende as cunhas superiores do retainer, proporcionando o assentamento. A falta de ação e o desgaste deste centralizador vai tornar impossível o assentamento;



Existem um sistema de vedação no stinger que evita a penetração de cimento no corpo do retainer.

PROCEDIMENTOS PARA ASSENTAMENTO DE BPP 1 – Antes de descer, com o BPP ou RETENTOR conectado à seção ou ao tubo, pegar nas molas da ferramenta k-1 e girá-la à direita para verificar se a ferramenta está travada ; 2 – Durante a descida, a cada 10 tubos ou seções, girar a coluna uma volta à esquerda ;

3 – Ao chegar à profundidade de assentamento, suspender 60 cm. ( isso libera porca de controle para girar livre) ; 4 – Girar dez voltas à direita para liberar as cunhas superiores da camisa de

assentamento;

139

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 5 – Voltar ao ponto de assentamento ( isso faz as cunhas superiores caírem sobre o cone superior ) ; 6 - Tracionar de 20.000 a 30.000 libras ( para os sizes 2AA e 3BB ) e de 30.000 a 45.000 ( para o size 6AA ) acima do peso da coluna ( isso cisalha os pinos dos cones inferior e superior e empurra as cunhas inferior contra as superiores comprimindo a borracha ); 7 – Voltar ao peso original da coluna; 8 – Tracionar 1.000 libras ; 9 – Girar dez voltas à direita para liberar ferramenta de assentamento; 10 – BPP liberado.

GUIA DE ESPECIFICAÇÃO PARA BPP/RETENTOR E FERRAMENTA K-1 Revestimento

Peso

Size-Ferram.K-1

Retentor- BPP

4.1/2”

9,5 – 16,6

1AA – 1BB

1AA

5.1/2”

13 – 23

2AA

2AA

7”

17 – 35

3BB

3BB

9.5/8”

29,3 – 53,5

6AA

6AA

BIBLIOGRAFIA: Catálogo BAKER. ELABORADO POR: Expedito Jorge de Lima – 155.777-

OUTROS EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE UTILIZADOS NAS OPERAÇÕES : - Coluna de operação : normalmente é uma coluna de 2 7/8” EUE, 6.5 lb/pé, grau N-80 nova ou semi-nova, que é utilizada para efetuar as operações especiais e pistoneio do poço. É um lote de tubos separados dos tubos que equipam o poço;

140


- Coluna de trabalho : normalmente é uma coluna de 2 7/8” EUE 6.5 lb/pé que é utilizada para condicionamento dos poços ( corte de cimento e limpezas de fundo etc.). Na verdade deveria ser uma coluna de drill pipe – DP, porém, para economizar manobras e transporte, raramente esta coluna é utilizada para esta finalidade;

- Coluna de drill pipe : São tubos de perfuraç ão de 2 3/8”If, 6.5 lb/pé, grau “G” ou 2 7/8” IF, 10.4 lb/pé, grau G ou E, que são utilizados nas pescarias programadas ou em condicionamento de poços prolongados;

- Coluna de lavagem : São tubos utilizados nas operações de pescaria quando necessitamos lavar o peixe. Podem ser de 4 1/2” hydril FJ -WP para revestimentos de 5 1/2” O.D. e 5 1/2” hydril FJ -WP para revestimento de 7” O.D.

141


- Comandos ( D.C.) : Os comandos utilizados nos trabalhos de completação e workover geralmente são de 3 1/2” O.D. x 2 3/8 IF para revestimento de 5 1/2” O.D. e de 4 1/8” O.D. x 2 7/8” IF para revestimento de 7” O.D. Erroneamente as vezes são utilizados comandos de 3 1/2” em revestimentos de 7” O.D.

Eventualmente pode- se utilizar comandos de 4 3/4” O.D. em revestimento de 7” ou 9 5/8” O.D.

- Broca : Utilizamos brocas convencionais tricônicas, sem injetores e de formação média. Eventualmente se utiliza broca de formação dura. Os diâmetros utilizados vão variar com o diâmetro interno dos revestimentos de produção, que por sua vez varia com o peso unitário por pé do revestimento.

Consulte uma tabela para utilizar a broca de diâmetro adequado para cada caso. Os diâmetros utilizados para 5 1/2” são 4 1/2, 4 5/8 e 4 3/4”. Já para 7” utiliza -se 6, 6 1/8 e

142

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 6 1/4”. Em um poço novo é imprescindível que utilizemos a broca de diâmetro

adequado e de preferência nova, para não deixar rebarba no corte do colar de estágio ou colar flutuante.

PRINCIPAIS

TIPOS

DE

COLUNAS

USADAS

PARA

CONDICIONAR

REVESTIMENTO: 1 – broca 8 1/2 ” ( 4 1/2 ” reg pin ) + raspador 9 5/8 ” ( 4 1/2” reg cx - pin ) + sub de broca ( 4 1/2” reg cx – 3 1/2” if cx ) + dc’s 4 3/4” ( 3 1/2” if pin – cx ) + dp’s 3 1/2” if.

2 – broca 6 1/8”

( 3 1/2” reg pin ) + raspador 7” ( 3 1/2” reg cx -pin) + sub de

broca ( 3 1/2” reg cx – 3 1/2 ” if cx ) e dc’s 4 3/4” ( 3 1/2 ” if cx - pin ) – dp’s 3 1/2” if.

3 - broca de 6 ( 3 1/2” reg pin ) + sub de broca ( 3 1/2” reg cx – 3 1/2” if (cx)+ dc’s 4 3/4” + redução 3 1/2” if pin x 3 1/2” reg pin + raspador 7 ( 3 1/2” reg cx – pin ) + sub de broca ( 3 1/2” reg cx – 3 1/2” if cx) + dc’s 4 3/4” + dp’s 3 1/2” if.

PARAMETROS DE TRABALHO COM BROCA: 1 – CORTE :

PSB

RPM

PMAX

(LBS)

(RPM)

(PSI)

CIMENTO C/BROCA 7000 A 80 A 60

2500 6” / 6 1/8”

20000

CIMENTO C/BROCA 20000 A 70 A 50

2500 8 1/2”

30000

BPP OU CR BROCA ( MILL )

8000

75

100

6”

BPP OU CR COM BROCA ( MILL)

10000

75

100

8 1/2”

70

2000 7”

70

2000 5 12”

FLAPPER VALVE 5000 A 10000

FLAPPER VALVE

4000 A 8000

143


CONDICIONAMENTO DO TOPO DE LINER: PANCADAS ROTAÇÃO





15.000 LBS 6.000 LBS – 30 / 40 RPM

PROVIDENCIAS ANTES: VERIFICAR SIZE DO REVESTIMENTO: BROCA

REVESTIMENTO ( lbs / pe )

8 1/2”

9 5/8” – 47 ou 43

6 1/8”

7” - 26

6”

7” - 29

4 1/2”

5 1/2” – 23

CHECAR REDUÇÕES PARA COMPOR COLUNA: - Observar estado das roscas e espelhos de vedação.

144


CHECAR ESTADO DOS EQUIPAMENTOS : - Estado da broca ( cones ) -

Laminas do raspador obs: as laminas devem ceder com o peso de uma pessoa CHECAR NUMERO DE COMANDOS DC’S S/NECESSARIOS : No cálculo do numero de DC’s considerar fator de flutuação e uma folga de 20%, e

mais em relação ao peso sobre a broca que será usado (assim mentem-se as linhas neutras dentro dos comandos).

TABELA: COMBINAÇÃO DE BROCAS E REVESTIMENTOS REVESTI-

PESO

REVESTI-

MENTO OD

LB/FT

MENTO ID

( POL)

DIÂMETRO DE PASSAGEM RE-

BIT SIZE STANDARD ( POL )

VESTIMENTO

BIT PIN THREAD

( DRIFT ) 5

11,5

4,560

4,435

4 1/4

2 3/8

5

13,0

4,494

4,369

4 1/4

API

5

15,0

4,408

4,283

4 1/4

5

18,0

4,276

4,151

4 1/8

5 1/2

13,0

5,044

4,919

4 3/4

2 7/8 API

5 1/2

14,0

5,012

4,887

4 3/4

REGULAR

5 1/2

15,5

4,950

4,825

4 3/4

5 1/2

17,0

4,892

4,767

4 3/4

5 1/2

20,0

4,778

4,653

4 5/8

5 1/2

23,0

4,670

4,545

4 1/2

5 1/2

26,0

4,548

4,423

4 3/8

7

17,0

6,538

6,413

6 1/4

7

20,0

6,456

6,331

6 1/4

3 1/2

7

23,0

6,366

6,241

6 1/4

API

7

26,0

6,276

6,151

6 1/8

7

29,0

6,184

6,059

6

REGULAR

2 3/8 API REGULAR

REGULAR

145


TABELA: COMBINAÇÃO DE BROCAS E REVESTIMENTOS REVESTIPESO REVESTIDIÂMETRO DE BIT SIZE STANDARD MENTO OD

LB/FT

MENTO ID

( POL)

PASSAGEM RE-

( POL )

BIT PIN

VESTIMENTO

THREAD

( DRIFT ) 7

32,0

6,094

5,969

6

7

35,0

6,004

5,879

5 7/8

7

38,0

5,920

5,795

5 3/4

9 5/8

29,3

9,063

8,907

8 3/4

9 5/8

32,3

9,001

8,845

8 3/4

4 1/2

9 5/8

36,0

8,921

8,765

8 3/4

API

9 5/8

40,0

8,835

8,675

8 3/4

9 5/8

43,5

8,755

8,599

8 3/4

9 5/8

47,0

8,681

8,525

8 3/4

9 5/8

53,5

8,535

8,379

8 3/4

REGULAR

ALGUNS EQUIPAMENTOS AUXILIARES UTILIZADOS NA SONDA DE COMPLETAÇÃO PARA EFETUAR OPERAÇÕES: - RASPADOR ( CASING SCRAPPER ) É um equipamento utilizado para raspar o revestimento removendo parafina, resto de cimento ou outras

incrustações que se instalem n parede interna do revestimento de

produção. Pode ser utilizado junto com a broca ( logo acima) ou após o corte com a broca. Eventualmente pode ser utilizado abaixo do packer para economizar manobra. O tamanho ou size das lâminas ou navalhas do raspador varia também com o diâmetro interno do revestimento no qual será utilizado. Consulte uma tabela para utilizar o raspador adequado:

146


RASPADORES - SUB – BROCA É a sub-redução utilizada para interligar a broca aos comandos ou o raspador aos comandos;

- Luva denteada : é uma luva de tubo de 2 7/8”EU ( 3 21/32” O.D.) que é serrilhada em uma das suas extremidades. É utilizada na extremidade de uma coluna livre ou na extremidade da cauda de um packer com a finalidade de facilitar a remoção de detritos ou areia no fundo do poço ou ainda para remoção de excesso de bauxita após fraturamento;

- Swab: é o equipamento utilizado para pistonear a coluna de operação para definição de tipo de fluído ou para dry test. É basicamente um mandril com uma válvula ( esfera / sede ), recebe o copo de swab ( borracha com armação de arame). Deixa passar o fluído de baixo para cima ( sentido descendente) e não passar o fluído no sentido 147


ascendente.Tanto o swab como o

copo variam com o diâmetro interno da coluna. Existem

copos especiais para pistonear colunas equipadas com mandril/válvula de gás lift, são os chamados copos sanfona;

- Swivel: é uma das partes do conjunto swab, é usado logo acima deste para evitar torções no cabo de pistoneio;

- Sinker bar ( barra de peso ) : é uma haste de aço maciço utilizada no

conjunto

swab. Sua finalidade é dar peso à ferramenta facilitando a descida no interior da coluna;

- Porta cabo : é o adaptador que interliga com o auxílio de uma chumbada ( chumbo ou magnólio ) o cabo de pistoneio ao conjunto swab. O cabo de pistoneio é o tambor auxiliar da spt e tem diâmetro de 9/16” ou 1/2”, a bobina pode ter até 3.000m;

- Caçamba: é um equipamento utilizado para limpar o fundo de poços revestidos que não circulam. Basicamente é um cilindro ôco de aço com uma ponteira e válvula borboleta na sua extremidade inferior e porta cabo para conexão com o cabo de pisoteio, na sua parte superior. A operação com este equipamento é denominada de caçambeio;

- Faca: é o mesmo removedor de parafina utilizado pelas wire line. Eventualmente é utilizado à cabo para limpar o interior da coluna de operação ou de produção;

- Desparafinador mecânico: é um equipamento em forma de helicóide, tem também a finalidade de remover parafina no interior da coluna do poço. É também chamado de removedor de parafina ou porco;

- Pescador de standing valve : é também uma ferramenta da wire line. Sua finalidade é pescar a standing valve de um poço evitando a retirada da coluna com banha de óleo ou com pisoteio, pode também facilitar o amortecimento do poço. É descido no interior da coluna à cabo e de preferência com um jar também da wire line.

- Árvore de natal de pistoneio : é uma A.N. própria para controlar os fluxos durante a operação de pistoneio. Ela recebe na sua parte superior o “ Oil saver” ou mastro; 148


- Oil saver: é um equipamento dividido em duas partes: a base que fica fixa na A.N. e a móvel que poderá sair da cabeça do poço com o swab ou se fixar à base por um acoplamento a base de esferas e pressão hidráulica. Sua finalidade é fechar o anular cabo de pisoteio x coluna de produção, É equipado com uma borracha que pressurizada abraça o cabo promovendo a vedação. Esta borracha é vazada e denominada de borracha de Oil saver;

- Bomba de Oil saver : é uma pequena bomba hidráulica manual que é conectada ao Oil saver através de uma mangueira. Durante a retirada do swab do poço, acionamos a bomba para pressurizar o Oil saver e expandir a sua borracha promovendo a vedação. Algumas SPT’s

não usam mais esta bombinha, usam a pressão hidráulica da própria SPT com as devidas adaptações:

- Colar de segurança: utilizamos o tipo “T” da “Baash -ross” ou similar nacional; - Chaves: Normalmente utilizamos chave hidráu lica “Foster” mod. 74 -92, para enroscar ou desenroscar as colunas de produção ou operação. Na falta de uma chave hidráulica, devemos utilizar chaves que abracem toda a circunferência do tubo, para não causar mossa ou seja, chaves do tipo “petol”ou “kelco”.

As chaves de grifo só devem ser utilizadas em último caso (não são recomendadas) e ainda assim, utiliza´- las no reforço do tubo. As chaves flutuantes ( BJ tipo “C”) só são utilizadas com as colunas de drill pipe;

- Cunha: Normalmente utilizamos cunha pneumática tipo “cavins” ou “web wilson”. Na falta destas, utilizamos as antigas “mission” para poço profundo e para poço raso.

- Elevador: Utilizamos os tipos “BJ” de várias capacidades. Os elevadores de produção variam não só com o diâmetro das colunas, mas também, com o tipo de conexão ( rosca) das colunas ou seja, o elevador para uma coluna de 2 3/8”EUE é diferente do elevador para uma coluna de 2 3/8”NU.

149


ELEVADORES DE TUBOS Para manobrar as colunas de drill pipe são utilizados elevadores específicos (elevador para drill pipe com 18º taper schoulder). Tubos DSS-HT, hydril FJ-WP ou comandos são elevados com lift sub próprios;

- Limpador de tubos : é uma equipamento utilizado abaixo da cunha com dupla finalidade. A primeira é limpar a parede externa do tubo, evitando sujeira na plataforma e poluição na área. A segunda é prevenir ou evitar a queda de peças soltas (parafusos, porcas, mordentes, pinos etc.) no interior do poço, com risco da prisão das ferramentas contra o revestimento. Sua borracha varia com o diâmetro da coluna;

- Tubing stripper : é um equipamento que veda o anular tubo de operação x revestimento ao mesmo tempo que permite a movimentação e giro da coluna. Possui uma borracha interna ( borracha do tubing stripper) que é expandida contra a parede externa do tubo, com o ajuste dos parafusos próprios. O diâmetro da borracha varia com o diâmetro do tubo da operação. Seu uso é indispensável nas circulações ou cortes quando a sonda não utiliza tubo condutor;

- Elevador de hastes : é o equipamento apropriado para elevar e acunhar ( sustentar ) as colunas de hastes que são manobradas nos poços. Trabalha aos pares de cada diâmetro;

150


ELEVADORES DE HASTE - Papagaio: é o equipamento que interliga o gancho da catarina da sonda ao elevador de hastes;

- Chaves de hastes : São chaves especiais para conectar ou desconectar as hastes de bombeio. Para dar o aperto final ou para quebrar a conexão utiliza-se duas chaves idênticas dentro de cada diâmetro;

- Gabarito: é uma peça metálica na forma de um torpedo. Sua função é calibrar o interior das colunas de produção ou de operação que serão descidas no poço, ou para verificar o nível de limpeza de uma coluna que está sendo retirada e poderá vir a ser reutilizada no próprio poço (intervenções de limpeza). Seu diâmetro externo é próximo do diâmetro da coluna. Detecta presença de parafina, crostas, mossas e outras obstruções;

- Power swível: é um equipamento auxiliar utilizado na SPT quando necessitamos de rotação e torque para os trabalhos de corte de cimento, corte de BPP etc. Substitui a mesa rotativa.

151


Utilizamos os power swivel “bowen” ou similar nac ional. O modelo S 2.5 é o mais

disponível e utilizado. Em trabalhos mais pesados ( ex.: pescaria programada), utilizamos o mod. 3.5 que dá maior torque; torque;

- Bomba de lama : Nas SPT’s geralmente utilizamos uma bomba “ gardner denver” dúplex 5x8;

- Mangueira de ataque : Utilizamos mangueiras de aço tipo “ chiksan” de 2” x 3.000 PSI; - Mangueiras para retorno ou circulação : UtIlizamos mangueiras de borracha de 2” x 1.100 PSI;

- Mangueiras para sucção : São de borracha e de 4”;

- BOP de tubos : utilizamos BOP hidráulico “cameron” tipo “U” com com flanges de de 7 1/16” 1/16” 3.000 PSI, com corpo duplo (1 gaveta cega e uma gaveta vazada). Em poços de gás ou de alta pressão utilizamos um BOP cameron de de 11” – 5.000 PSI também de corpo duplo;

- BOP de hastes : é utilizado para as manobras com colunas de hastes. É manual e acoplado ao tê de bombeio do poço;

- Acionador de BOP : utilizamos unidades “cameron” ou “koomey”;

152


- Inside BOP : é uma válvula de segurança que pode ser utilizada tanto na superfície ( cabeça do poço ), como pode ser descida conectada à coluna do poço, a depender da situação ou necessidade. Estando no interior do poço ela só dá passagem de cima para baixo. Ao intervir em poços de gás é obrigatório dispor na sonda de uma válvula deste tipo ;

- Válvula de segurança : é uma válvula comum tipo “hartman” de 2” LP x 3.000 PSI que mantemos todo o tempo na plataforma da sonda, conectada a uma redução com rosca pino idêntica a que estivemos manobrando. Sua finalidade é fecharmos rapidamente a coluna, se o poço reagir. Ela é também conectada à coluna em eventuais paradas por meio da manobra. No caso do poço ser de gás esta válvula deverá ter pressão de trabalho de 5.000 PSI.

TIPOS DE POÇOS REVESTIDOS: 1. PRODUTOR DE ÓLEO: são poços que drenam o óleo contido nas zonas / intervalos Dos reservatórios. Sua finalidade principal é produzir petróleo, poderá porém, produzir também gás ou água associados ao óleo. 2. PRODUTOR DE GÁS: são os poços que drenam o gás contido nas zonas / intervalos dos reservatórios. O gás produzido atende à demanda interna da companhia (ex.: rede de gás lift) e atende os contratos de vendas a terceiros (ex.: COPENE / POLO). 3. PRODUTOR DE AGUA OU DE CAPITAÇÃO DE ÁGUA: saõ poços que produzem água para consumo industrial ou para tratamento e injeção no reservatório. 4. INJETOR DE AGUA: são poços selecionados dentro de um determinado reservatório, para injetar água tratada através dos mesmos, para manter ou repor a pressão interna do reservatório (recuperação secundária). 5. INJETOR DE GÁS: são poços selecionados dentro de um determinado reservatório, para injetar gás natural através dos mesmos, visando manter ou repor a energia natural do reservatório (recuperação secundária). 6. DE DESCARTE: são poços utilizados para descartar fluídos indesejáveis (ex.: água salgada produzida) visando evitar danos ao meio ambiente (poluição) ou

outras

necessidades do reservatório.

7. MIXTO: são poços que produzem óleo por um intervalo e injetam água em outro, para atender a necessidade específica do reservatório naquele ponto. 153


8. INJETOR DE CO2: são poços especiais que injetam o Dióxido de Carbono no reservatório visando drenar mais óleo em outros poços da área de influência do projeto. (recuperação (recuperação terciária). 9. INJETOR DE VAPOR: são também, poços especiais que injetam vapor d’água no reservatório visando drenar mais óleo nos poços da área de influência do projeto (recuperação (recuperação terciária).

PRINCIPAIS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL Vamos agora tecer alguns comentários sobre os métodos de elevação artificial. Como já comentamos anteriormente, anteriormente, são métodos utilizados em poços onde a energia natural do reservatório, já não consegue por o óleo no tanque da estação coletora. Estes mecanismo visão portanto, juntar sua energia artificial à energia natural do reservatório para permitir produção de petróleo. No Brasil a grande maioria dos poços necessita de algum tipo de elevação artificial e os poços assim equipados drenam aproximadamente a metade da produção nacional de petróleo.

OS MÉTODOS MAIS UTILIZADOS NO BRASIL SÃO PELA ORDEM AS SEGUINTES: -

Bombeio Mecânico (BM)

-

Gás Lift (GL)

-

Bombeio de cavidade progressiva (BCP)

-

Bombeio Centrífugo (BCS)

Vamos tentar detalhar cada um deles. BOMBEIO MECÂNICO É o método de elevação artificial que utiliza uma bomba alternativa instalada na extremidade da coluna de produção, acionada mecanicamente da superfície por meio de haste. Esta coluna é interligada na superfície à uma unidade de bombeio (UB). A U.B. tem 154


a função de transformar o movimento rotativo de um motor elétrico ou explosão, em movimento alternativo na velocidade e curso desejado para acionar a bomba.

COMPONENTE (EQUIPAMENTOS) DO BOMBEIO MECÂNICO: A) DE SUB-SUPERFÍCIE: - Bomba alternativa -

Coluna de haste + haste polida;

-

Coluna de produção (tubing)

-

Anchor tubing

-

Ancora de gás.

B) DE SUPERFÍCIE LIGADO AO POÇO: -

Adapter B-1

-

Tê de bombeio

-

Queroteste

-

Válvula de prova

-

Stuffing box (caixa de vedação)

C) DE SUPERFÍCIE (EXTRA POÇO): - Unidade de bombeio -

Motor elétrico ou à explosão

-

Estrutura de concreto

-

Transformador

BOMBA: A função da bomba é admitir os fluido do poço e eleva-los até a superfície. Seus principais componentes são: -

Camisa cilíndrica

-

Pistão metálico oco

-

Válvula de passeio ou de exaustão

-

Válvula de pé ou de admissão

-

Niple de assentamento

-

Niple de extensão superior 155


-

Niple de extensão inferior

-

Pescador O principio de funcionamento da bomba é simples. No curso ascendente o pistão está

se deslocando para cima e a válvula de passeio está fechada carreando óleo para o interior da coluna, por sua vez a válvula de pé está aberta admitindo óleo do poço para o interior da bomba. No curso descendente a situação se inverte ou seja, o pistão se desloca para baixo e a válvula de passeio estará aberta e admitindo óleo do interior da bomba, já a válvula de pé estará fechada para não haver perda de fluido no sentida bomba-poço.

PISTÃO: Os pistões mais usados são os metálicos com ranhuras. A folga entre o pistão e diâmetro interno da camisa é muito pequena e são medidas em milésimos de polegada. Os valores mais comuns são: -0.001, -0.002, -0.003, -0.004, e -0.005. Estes valores indicam o quanto o pistão é menor em diâmetro interno da camisa.

CAMISA: As camisas das bombas tubulares podem ser inteiriças (TH) ou de camisa seccionada (TL).

VÁLVULA DE PASSEIO: Está localizada no interior do pistão. VÁLVULA DE PÉ: Fica fixa na camisa alojada no niple de assentamento. NIPLE DE ASSENTAMENTO: Fica abaixa da camisa e do niple de extensão inferior. Sua função é alojar a válvula de pé.

NIPLE DE EXTENSÃO SUPERIOR: Fica no topo da camisa, sua função é aumentar o curso da bomba e servir de câmara de decantação de detritos.

NIPLE DE EXTENSAO INFERIOR: Fica logo abaixo da camisa, tem a mesma função do superior.

156


PESCADOR: É acoplado ao final do pistão, serve para pescar (enroscar à direita) a válvula de pé, evitando desta forma banho de óleo ou pistoneio durante a retirada do poço.

A bomba alternativa pode ser do tipo tubular quando a camisa é descida na coluna de tubos e o pistão metálico é descido na coluna de hastes, ou pode ser do tipo insertável, onde só é descido na coluna de tubo um niple de assentamento e as demais partes (camisa, pistão e válvulas), que formam um só conjunto, são descidos na coluna de hastes. Este conjunto será alojado na coluna de tubos no niple de assentamento.

COLUNA DE HASTES: Tem a função de transmitir o movimento alternativo da unidade de bombeio à bomba. As hastes utilizadas têm um diâmetro nominal de 1/2, 5/8, 7/8 e 1". Podem ser utilizadas colunas com diâmetros combinados. Quanto à resistência ou tipo de material podem ser de grau "C", "D", PLUS ou "K". a tensão de ruptura dos graus C e D são respectivamente de 90.000 lb, K=85.000 lb e a PLUS=155.000. Tem um tamanho padrão de 25 ou 30 pés são rosqueados em ambas as extremidades, sendo enroscada em uma das extremidades.

As hastes exigem alguns cuidados especiais para o seu transporte e manuseio, vamos cita aqui alguns: -

Manusea-las de maneira a não causar empenamentos, mossas ou danos nas roscas, empenos ou torções;

-

Só retirar os protetores de rosca na hora de utilizar as hastes;

-

Não armazenar as mesmas no solo da área, devem ser armazenadas em estaleiros ( vários cavaletes) de maneira a não formar barriga, e próximo do local de uso (cabeça do poço);

-

Não armazenar ou jogar equipamentos pesados sobre elas;

-

Não martelar as conexões (danificada);

-

Evitar montar as roscas das mesmas;

-

Limpar as roscas antes das conexões;

-

Eliminar as hastes maiores de 7m ( estão alongadas);

157


-

Tração máxima (LB) por tipo de haste (para não deforma-la): 5/8" - 18.500 3/4" - 26.500 7/8" - 36.000 1" - 47.100

HASTE POLIDA: É a última haste instalada na coluna de haste e conectada ao cabresto da unidade de bombeio. São feitas de aço inox ou em aço carbono, seu diâmetro pode ser de, 1", 11/8, 11/4 e 11/2" e o seu comprimento pode variar a depender do diâmetro de 8 a 22 pés.

COLUNA DE PRODUÇÃO(tubing):

São usados tubos com diâmetro nominal de 2

3/8, 2 7/8, ou 3 1/2" O.D. a depender do revestimento e da produção esperada.

ANCHOR TUBING: É um packer próprio para ancorar a coluna de B.M. só é necessário em poços profundos onde o alongamento da coluna é maior.

ÂNCORA DE GÁS: Pode vir a ser usada abaixo da bomba. Sua função é separar o gás produzido para o anular, evitando interferencia ( perda de eficiêcia) no funcionamento da bomba.

ADAPTADOR B- 1: É um adaptador para cabeça de produção, próprio para uso em poços de bombeio mecânico, tem uma rosca pino superior na qual se conecta o tê de bombeio ou o B.O.P. de hastes.

TÊ DE BOMBEIO: É conectado na sua parte inferior ao B - 1 e na prte superior ao "Stuffing box". Suas saídas laterais se conectam a linha de produção e à valvula de prova. QUEROTESTE: É um pequeno adaptador para receber um manômetro. VÁLVULA DE PROVA: É uma pequena válvula conectada ao tê, permite verificar se está havendo fluxo ou produção durante o bombeio ou teste do poço.

158


STUFFING BOX ( caixa de vedação): É o equipamento conectado na parte superior do tê de bombeio. Seu engachetamento envolve a haste polida promovendo a vedação. O engaxetamento pode ser feito de borracha nitrílica, viton ou cordões grafitados.

UNIDADE DE BOMBEIO (B.M.):

Tem a função de transformar o movimento

rotativo do motor em movimento alternativo. Como a U.B. está interligada à haste polida através do cabresto, esse movimento é transmitido para a bomba. Para a operação de SPT em poços que já tem U.B. instaladas, pode ser necessário dobrar a cabeça da ub., retirar a cabeça da UB ou em caso mais esporádicos, afastar a UB. Foram selecionados e padronizados 10 tipos ou tamanhos de UB, com curso máximo de 36 a 144".

MOTOR: A função do motor é movimentar a UB. Pode ser elétrico se a área já for eletrificada ou à explosão.

ESTRUTURA DE CONCRETO: É uma estrutura utilizada em alguns campos entre o solo da área e a UB.

ESPECIFICAÇÃO (classificação) DAS BOMBAS: As bombas são especificada de acordo com a classificação do A. P.I. (vide tabela na pag. ).

ORDEM DE DESCIDA (EQUIPAMENTO DE UM POÇO). 1) Âncora de gás (se for o caso); 2) Anchor tubing (se for o caso); 3) Niple de assentamento; 4) Niple de extensão infeerior; 5) Bomba tubular (camisa); 6) Niple de extensão superior; 7) Redução (se for o caso); 159


8) Tubos de produção; 9) Redução (se for o caso) 10) Donat. COLUNA DE HASTES: 1) Pistão metálico com pescador; 2) Hastes ( se a coluna for combinada, descer as de menor diâmetro primeiro e utilizar as reduções devidas), sub's (se dispor para o balanceio);

3) Instalar tê de bombeio; 4) Instalar stuffing box; 5) Redução se nescerario e haste polida; 6) Clips (grampo).

GÁS LIFT (G.l..) É o método de elevação artificial que utiliza gás natural para reduzir a densidade do óleo no poço ou para arremessá-lo a superfície com o impacto de uma bolsa de gás.

TIPOS DE GÁS LIFT: - gás lift contínuo; - gás lift intermitente; - auto gás lift; No gás lift contínuo o gás é injetado continuamente na coluna, através de uma válvula instalada no interior de um mandril. O gás mistura-se ao óleo gaseificando o mesmo e reduzindo a sua densidade. Os poços assim equipados possuem uma linha de gás natural comprimido, conectada a uma das saídas laterais da cabeça de produção.

160


No gás lift intermitente o gás é injetado intermitentemente. È instalado na linha de gás um aparelho intermitor e o tempo de injeção de gás. Quando injetado vai abrir a válvula operadora ( calibrada com uma determinada pressão ) e também alojada em um mandril, arremessando para a superfície a coluna de óleo que se acumulou no interior da mesma no intervalo de injeção. No Auto gás lift: Utiliza-se o gás produzido de uma outra zona do poço, acima do intervalo produtor de óleo, neste caso não depende da alimentação externa de gás.

Componentes ( equipamentos ) utilizados no gás lift: A) de sub superfície: - cruzeta (limitador da coluna ); - seat niple (niple de assentamento); - standing valve (válvula de pé); - mandris com válvulas; - packer; - coluna de produção; B) de superfìcie: - A.N.; - Bean; - Intermitor/motor valve; - Linha de gás; - Estação de compressores (para comprimir o gás). A cruzeta tem a função de limitar (impedir) a saída do interior da coluna para o revestimento, de faca ou outros equipamentos e ferramentas de “wire -line”.

O niple de assentamento tem a função de alojar a standing valve. O válvula de pé tem a função de auxiliar o “kick -off” (par tida do poço de gás lift).

161


Os mandris são utilizados para alojar as válvulas do gás lift. Os tipos mais usados são MM ou MG para completação simples e KBM ou KBMG para completação dupla. Quando descidos no poço são numerados de cima para baixo como 1º, 2º, 3º mandril etc. As válvulas se alojam nos mandris e sua função é dar passagem para os fluidos apenas no sentido anular para a coluna. Podem ser de orifício (ex.: DKO ou RDO ), ou de pressão (ex.: BK-1 ou R-20). Chamamos válvula operadora ou mandril operador, a válvula instalada no último mandril da composição. Todos os demais acima dele, não atuam durante a operação do poço. A função deles é atuar durante o “kick -off” do poço.

O “kick -off” ou partida: É efetuada após equipar e testar o poço. O anular e tubo

estarão cheios de fluido de amortecimento. Ao ser aberta a linha de gás conectada ao anular, a pressão do gás vai expulsando o fluido contido no anular e o tubo à proporção que as válvulas dos mandris vão se abrindo de cima para baixo, drenando todo o fluido da coluna até abrir a válvula operadora (última). Neste estágio o poço entrará em funcionamento e todas as outras válvulas acima já estarão fechadas por possuírem pressão de calibragem maior do que a operadora.

O packer tem a função de isolar o espaço anular do intervalo produtor. O bean ou válvula de agulha é utilizado para regular ou restringir o fluxo do poço dando uma contra pressão. Pode ser instalado na A.N. ou na estação coletora. O intermitor é instalado na linha de gás de um poço de gás lift intermitente, sua função é regular automaticamente os intervalos e a duração da injeção de gás no poço. A estação de compressores recebe o gás produzido das estações coletoras ou gás já processado pela planta de gasolina natural e comprime o mesmo utilizando imensos compressores.

162


BOMBEIO DE CAVIDADE PROGRESSIVA (B.C.P.) É o metodo de elevação artificial que utiliza-se de uma bomba de cavidade progressiva para bombear o óleo do poço para a superfície. O principio do sistema é baseado num conjunto rotor-estator ou seja, na rotação de um rotor, posicionado no nível diâmico do poço. O estator é descido na extremidae da coluna de tubos e o rotor é descido acoplado a uma coluna de hastes (a mesma do BM). Na superfíssie um motor elétrico com um redutor promove a rotação necessaria, para acionar o motor. O sistema não necessita de válvulas. A vazão da bomba ( rotor + estator) é diretamente proporcional à sua rotação. São fornecida bombas que dão vazão maxima de 5 a 300m³/d com contra-pressão máxima de 60 a 250 kg/cm², a depender do modelo e fabricante.

COMPONENTES (equipamentos) NECESSÁRIOS : A) de sub-superfície: -

estator (parafuso helicoidal de rosca dupla);

-

Rotor ( parafuso helicoidal helicoidal de rosca simples);

-

Pino limitador ( limita a passagem passagem do rotor no estator);

-

Coluna de haste;

-

Sub's (frações) de haste;

-

Coluna de produção (tubing); ( tubing);

-

Crivo (opcional);

-

Tubo de aterrisagem (opcional);

-

Reduções para hastes.

B) DE SUPERFICIE: -

Cabeça de sustentação e acionamento (motor elétrico, redutor, polias, protetor e eixo);

-

Cabo elétrico;

-

Quadro de comando elétrico; 163


-

Transformador;

-

Adaptador B - 1;

-

Tê de bombeio;

-

Niple;

ORDEM DE DESCIDA (instalação) EM UM POÇO; 1) Âncora de gás (se for o caso); 2) Âncora de torque 3) Estator; 4) Tubos de produção (tubing); 5) Redução (se for o caso); 6) Donat.

COLUNA DE HASTES: 1) Rotor; 2) Redução 3) Hastes; 4) Sub's; 5) Tê de bombeio; 6) Niple; 7) Redução para o eixo; 8) Cabeça de sustentação e acionamento;

OBSERVAÇÕES COMPLEMENTÁRES COMPLEMENTÁRES BASEADO NA BOMBA GEREMIA: - Dar o aperto ( torque) adequadro adequadro na coluna de de produção, para evitar evitar o desenroscamento desenroscamento da mesma durante o bombeio (produção) e utilizar sempre tubos com rôsca EU, pois suporta maior torque;

164


BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO (B.C.S) : É o método de elevação artificial que utiliza uma bomba centrífuga de múltiplos estágios acoplada a um motor elétrico, para bombear óleo do poço para a superfície. É um método que só pode se utilizado em poços de alto nível dinâmico e produção superior a 30 m3/d ou 315 BBL/d. Tem uma larga continuidade operacional, maior que dois anos em média.

COMPONENTES E EQUIPAMENTOS DO MÉTODO: A) DE SUB-SUPERFÍCIE: -

coluna de produção; válvula de retenção: utilizada um tubo acima da bomba, sua função é não deixar o óleo retornar numa eventual parada. O retorno giraria a bomba em sentido inverso podendo danificá-la;

-

válvula de descarga: é usada logo acima da bomba, sua função é drenar o óleo contido na coluna para o anular durante a retirada da coluna, evitando desta forma o banho de óleo ou a parada da manobra para pistonear e secar a coluna;

-

seção de entrada: é acoplado logo abaixo da bomba com a função de sucção ( admissão) nos poços onde não há presença de gás livre.; Substitui portanto o separador;

-

bomba: é do tipo centrífugo de múltiplos estágios, trabalha submersa no fluído que se deseje produzir. Foram padronizadas as bombas de série 400 ( 4” OD OD p/ rev. de 51/2” ) e série 500 (5” OD p/ rev. de 7”). As vazões variam de 50 a 1.170

m³/d. Cada estágio é formado de um impelidor e um difusor; -

separador de gás: tem a função de separar o gás do óleo, já que o gás livre reduz a eficiência do bombeio. Funciona com a sucção ( admissão) da bomba;

-

protetor: tem múltiplas funções, vamos citar as principais : A) fazer a conexão da bomba do motor ( eixos e carcaças ); B) selar (evitar) a entrada de fluído do poço para o interior do motor; C) equalizar a pressão interna do motor com a pressão dos fluídos produzidos.

- motor elétrico: tem a função de movimentar a bomba. É trifásico, dipolo e indutivo, tem várias potências. Foram padronizados padronizados os motores da série 450 ( 4,5” 165

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú OD p/ rev. de 51/2”) e série 540 ( 5,5” OD p/ rev. de 7”). Eles giram com 3.000

rpm com 50 ciclos e a 3.500 rpm com 60 ciclos.

-

guia do motor: é descido acoplado ao motor tem a função de proteger o motor de choques durante a descida ou retirada do poço;

-

ânodo de sacrifício: é utilizado para prevenir a corrosão do equipamento. É instalado na base do motor. Normalmente são fabricados em liga de alumínio.

-

sensor de pressão e temperatura (psi): tem a função de tomar a pressão e a temperatura e mandar estas informações a superfície através do próprio cabo elétrico. É conectado ao motor;

-

cabo elétrico: é um cabo trifásico que tem como isolante o polipropileno ou etileno-polipropileno e como proteção aço galvanizado. Sua função é transmitir da superfície até o motor a energia necessária para o funcionamento do mesmo;

-

cabo chato: é o mesmo cabo anterior adaptado ( construído de forma achatada ), para permitir o seu posicionamento ao lado do conjunto bomba-motor, que tem diâmetro externo ( OD ) avantajado em relação ao diâmetro interno ( ID) do revestimento de produção;

-

Braçadeiras ( cintas): tem a função fixar ( prender) o cabo elétrico contra a coluna;

-

protetor de cabo: são peças de borracha que transpaçam ( abraçam ) o tubo e o cabo centralizando em relação ao revestimento, evitando o arrasto do cabo contra o revestimento, evitando o arrasto do cabo contra o revestimento. Recomenda-se o seu uso em poços desviados;

-

calhas: tem a função de proteger o cabo chato;

B) EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE: -

cunha: trata-se de uma cunha bi-partida especial para manobrar com o cabo

elétrico sem danificá-lo. Tem uma abertura que evita o esmagamento do cabo; -

alicates: são do tipo selador, esticador, e cortador. Tem a função de instalar e desinstalar as braçadeiras;

-

carretel: é a bobina onde armazena o cabo elétrico antes de descer no poço ou durante a retirada; cavaletes: são o suporte para instalação na área do poço do carretel; 166


polia de amortecimento: é instalada na torre da SPT, como as de companhias de canhoneio. Tem a função de auxiliar a condução do cabo elétrico no sentido carretel – poço ou vice-versa;

-

caixa de junção: fica localizada entre a cabeça do poço e o quadro ( caixa ) de comando. Tem a finalidade de ventilar o cabo elétrico, evitando que algum gás que penetre no cabo, vá até o quadro de comando com risco de uma explosão;

-

quadro de comando ( caixa de controle elétrico ): contém os relês, amperímetro registrador etc. É dividida em duas partes: média tensão e baixa tensão;

-

transformador: fica posicionado entre a rede elétrica e o quadro de comando. É trifásico e imerso em óleo ( poços de terra ). Sua finalidade é transformar a tensão da rede para a tensão do motor;

-

cabeça de produção: para este tipo de bombeio é utilizada uma C.P. especial, a tipo hercules da OCT/CBV;

-

donat: é um suspensor também específico para C.P. hercules e para o B.C.S. Alcunha a fração exposta do último tubo de produção e tem espaço próprio para a passagem do cabo elétrico. Tem ainda

uma borracha que promove o

engaxetamento.

ORDEM DE DESCIDA ( EQUIPAMENTO ) NO POÇO: 1) sensor de T. e P. ( se for o caso); 2) ânodo de sacrifício ( se for o caso); 3) motor com guia; 4) protetor; 5) seção de entrada ou separador; 6) bomba; 7) válvula de descarga; 8) um tubo de produção; 9) válvula de retenção; 10) tubos de produção; 11) donat.

Observações adicionais: 167

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú A) chamamos conjunto a todos os componentes de sub-superfície descidos ou retirados do poço;

B) durante a montagem/ desmontagem do conjunto ( inclusive emendas dos cabos) a equipe terá orientação direta do técnico do IP e da equipe BCS- Fabricante. C) O IP também, providencia e solicita o transporte de todos os equipamentos necessários. D) É necessário portanto que o IP seja contactado antes da colocação da sonda no poço, para programação das engrenagens ou providências devidas, além da previsão da hora do início ou final da descida ou retirada para acompanhamento por parte do técnico. E) Ele acompanha também os teses e define a liberação da sonda do poço; F) Elevar ou descer a coluna com conjunto com velocidade moderada para não danificar o cabo elétrico; G) A sonda deverá estar rigorosamente centralizada no poço; H) Na retirada tomar cuidado para que as cintas cortadas não caiam no poço;

I) Um componente da equipe se encarregará de movimentar o carretel durante a descida ou retirada da coluna; J) A cabeça hercules não acopla BOP. Substitua a C.P por outra durante a intervenção; K) Em caso de arrasto ( drag ) ou sintoma de prisão, principalmente durante a retirada, não forçar, contacte imediatamente com o IP ( pescaria ).

168


TABELAS 1. BALANCEAMENTO DE COLUNA DE HASTES COM BCP

Após eliminar a flambagem das hastes, elevar a coluna de hastes . Nomenclatura da bomba Código Petrobrás

Código Evi-Oil

Total a ser elevado em ( cm ) Medida do espaço Alongamento das Hastes Total a ser morto da bomba por pressão de bombeio elevado

T-20-01-080 T-20-04-080 T-25-10-080 T-20-06-080 T-20-25-080 T-25-60-080 T-20-01-100 T-20-04-100 T-25-10-100 T-20-10-100 T-25-20-100 T-25-50-100 T-25-40-120 T-20-02-150 T-20-04-150 T-20-10-150 T-25-15-150

14-GP-20 14-GP-30 14-GP-40 14-25-200 14-40-800 14-40-2100 18-GP-20 18-GP-30 18-GP-40 18-35-400 18-40-600 18-40-1500 24-40-1200 28-20-60 28-25-125 28-35-300 28-40-500

48 47 50 40 50 50 48 47 50 50 50 50 50 40 40 50 50

7 8 30 20 30 50 8 8 30 30 20 50 50 20 20 30 30

55 55 80 60 80 100 56 55 80 80 70 100 100 60 60 80 80

T-25-20-150

28-45-700

50

30

80

Tabela de Packers Revest. Pêso Size 5 1/2" 7"

13,0 / 15,5 15,5 / 20,0 20,0 / 23,0 23,0 / 26,0 26,0 / 29,0

45 B 45 A4 45 A2 47 B4 47 B2

169


Size Revest.

5 1/2"

7"

9 5/8"

Tabela de Brocas Pêso Clearence Lb / pé 13,0 0,294 14,0 0,262 15,5 0,200 17,0 0,142 20,0 0,153 23,0 0,170 17,0 0,288 20,0 0,206 23,0 0,116 26,0 0,151 29,0 0,184 32,0 0,094 35,0 0,129 38,0 0,170 29,3 0,313 32,3 0,251 36,0 0,171 40,0 0,210 43,0 0,130 47,0 0,181 53,5 0,160

Size Broca 4 3/4" 4 3/4" 4 3/4" 4 3/4" 4 5/8" 4 1/2" 6 1/4" 6 1/4" 6 1/4" 6 1/8" 6" 6" 5 7/8" 5 3/4" 8 3/4" 8 3/4" 8 3/4" 8 5/8" 8 5/8" 8 1/2" 8 3/6"

Tabela para corte de revestimento Revest. 5 1/2" 7" 9 5/8" 5 1/2" 5 1/2" 7" 7" 9 5/8" 9 5/8" 5 1/2" 7" 9 5/8"

Equipamento Cabeça de prod. s/ adaptador Cabeça de prod. s/ adaptador Cabeça de prod. s/ adaptador Cabeça de prod. c/ adaptador Ä 4 - 2.000 x 3.000 psi Cabeça de prod. c/ adaptador A 4 - 5.000 psi Cabeça de prod. c/ adaptador A 4 - 2.000 x 3.000 psi Cabeça de prod. c/ adaptador A 4 - 5.000 psi Cabeça de prod. c/ adaptador A 4 - 2.000 x 3.000 psi Cabeça de prod. c/ adaptador A 4 - 5.000 psi Adaptador A-1 todas psi Adaptador A-1 todas psi Adaptador A-1 todas psi

Altura/corte 4 1/2" 5 1/2" 6 1/2" 8 1/2" 9 1/2" 9 1/2" 10 1/2" 10 1/2" 11 1/2" 4 1/2" 5 1/2" 6 1/2"

170


Relação de flanges de Cabeça de produção Size Pressão Diam. Espess. Nº Dimensão Anel Pol, PSI Pol. Paraf. pol.x pol. Pol. 7 1/6" x 1.000 12" 1 15/16" 12 7/8"x 6 1/4' R-45 7 1/16"x 2.000 14" 2 3/16" 12 1" x 7' R-45 7 1/16"x 3.000 15" 2 1/2" 12 1 1/8"x 8' R-45 7 1/16"x 5.000 15 1/2" 3 5/8" 12 1 3/8"x 10 3/4' R-46 9" x 1.000 15 1/2" 2 3/16" 12 1" x 7' R-49 9" x 2.000 16 1/2" 2 1/2" 12 1 1/8"x 8' R-49 9" x 3.000 18 1/2" 2 13/16" 12 1 3/8"x 9' R-49 9" x 5.000 19" 4 1/16" 12 1 5/8" x 12' R-50 11"x 1.000 17 1/2" 2 7/16" 16 1 1/8"x 7 3/4' R-53 11"x 2.000 20" 2 3/16" 16 1 1/4" x 8 3/4' R-53 11"x 3.000 21 1/2" 3 1/16" 16 1 3/8"x 9 1/2' R-53 11"x 5.000 23" 4 11/16" 12 1 7/8"x 13 3/4' R-54 11"x 10.000 20 3/4" 5 11/16" 12 2 15"x 5/8' R-91 13 5/8"x 1.000 20 1/2" 2 9/16" 16 1 1/4"x 8 1/2" R-57 13 5/8"x 2.000 22" 2 13/16" 20 1 1/4"x 9' R-57 13 5/8"x 3.000 24" 3 7/16" 20 1 3/8"x 10 1/4" R-57 13 5/8"x 5.000 26 1/2" 4 7/16" 16 1 5/8"x 12 1/2' BX-160 13 5/8"x 10.000 30 1/4" 6 5/8" 20 1 7/8"X 17 1/4" BX-159 16 3/4"x 2.000 27" 3 5/16" 20 1 1/2"x 10 1/4' R-63 16 3/4"x 3.000 27 3/4" 3 15/16" 20 1 5/8"X 11 3/4' R-66 16 3/4"x 5.000 30 3/8" 5 1/8" 16 1 7/8"x 14 1/2" BX-162 16 3/4"x 10.000 34 5/16" 6 5/8" 24 1 7/8"x 17 1/4" BX-162 21 1/4"x 2.000 32" 3 7/8" 24 1 5/8"x 11 3/4' R-73 21 1/4"x 3.000 33 3/4" 4 3/4" 20 2"x 14 1/2' R-74 21 1/4"x 5.000 39" 7 1/8" 24 2"x 18 3/4' BX-165 21 1/4"x 10.000 45" 9 1/2" 24 2 1/2"x 24 1/2' BX-166

171


Tabela de densidade e pressão Grau Densidade Gradiente Flutuação API Lb / gal lb / pé³ Psi/pé P 50 6,499 48,62 0,336 0,900 E 45 6,683 49,99 0,347 0,897 T 40 6,878 51,45 0,357 0,894 R 35 7,085 53,00 0,368 0,891 O 30 7,304 54,64 0,379 0,888 L 25 7,537 56,38 0,391 0,884 8,337 62,36 0,433 0,872 E agua O 8,600 64,33 0,466 0,868 8,800 65,82 0,457 0,865 9,000 67,32 0,467 0,862 9,200 68,82 0,477 0,859 9,400 70,31 0,488 0,856 9,600 71,81 0,498 0,852 9,800 73,30 0,509 0,849 10,000 74,80 0,519 0,846 10.200 76.30 0,529 0,843 10.400 77.79 0,540 0,840 10.600 79,29 0,561 0,834 11.000 82,28 0,571 0,831 NU EU 11.200 83,78 0,581 0,828 2 3/8" 4,6 4,7 11.400 85,27 0,592 0,825 11.600 86,77 0,602 0,822 2 7/8" 6,4 6,5 11.800 88,27 0,612 0,819 12.000 89,76 0,623 0,816 3 1/2" 9,2 9,3 13.000 97,24 0,675 0,800 14.000 104,72 0,727 0,785 Com esta tabela podemos calcular: Pressão hidrostática = Prof.(pé) x gradiente de pressão(psi/pé) Pêso da coluna na catarina, com poço cheio de fluido . Comp. da coluna (pés) x pêso específico (lb / pé) x flutuação

172


Capacidades e Alturas Revest. Pêso/pé Tubo Revest. Anular Anular+tubo CA / pol. lb / ft pol. BPM - MPB BPM - MPB BPM - MPB CT 14.0 0,080 - 12,49 0,062 - 16,13 0,075 - 13,39 4,9 15.5 0,078 - 12,81 0,060 - 16,66 0,073 - 13,75 4,7 17.0 2 3/8" 0,076 - 13,14 0,058 - 17,12 0,071 - 14,06 4,6 5 1/2" 20.0 0,073 - 13,73 0,055 - 18,25 0,068 - 14,77 4,3 14.0 0,054 - 18,58 0,073 - 13,73 2,8 15.5 2 7/8" 0,052 - 19,29 0,071 - 14,12 2,7 17.0 0,050 - 20,05 0,069 - 14,52 2,6 20.0 0,046 - 21,62 0,065 - 15,38 2,4 20.0 0,133 - 7,53 0,115 - 8,71 0,128 - 7,84 9,1 23.0 2 3/8" 0,129 - 7,74 0,111 - 8,99 0,124 - 8,07 8,7 26.0 0,126 - 7,96 0,108 - 9,30 0,120 - 8,29 8,5 7" 29.0 0,122 - 8,22 0,104 - 9,61 0,117 - 8,57 8,2 20.0 0,107 - 9,38 0,126 - 7,96 5,7 23.0 2 7/8" 0,103 - 9,74 0,122 - 8,22 5,5 26.0 0,099 - 10,09 0,118 - 8,47 5,2 29.0 0,095 - 10,47 0,114 - 8,77 5,0 36.0 0,254 - 3,95 0,236 - 4,24 0,248 - 4,03 18,6 40.0 2 3/8" 0,249 - 4,02 0,231 - 4,34 0,243 - 4,11 18,2 43.5 0,244 - 4,09 0,226 - 4,42 0,239 - 4,18 17,8 9 5/8" 47.0 0,240 - 4,16 0,222 - 4,50 0,235 - 4,26 17,5 36.0 0,227 - 4,40 0,246 - 4,06 12,0 40.0 2 7/8" 0,222 - 4,50 0,241 - 4,14 11,7 43.5 0,218 - 4,59 0,237 - 4,22 11,5 47.0 0,214 - 4,67 0,233 - 4,29 11,3 2 3/8" OD: 0,0127 BPM / 78,74 MPB 3 1/2" OD: 0,0286 " / 34,99 2 7/8" OD: 0,0190 " / 52,63 " 3 1/2" IF OD: 0,0280 BPM / 35,71 Comandos mais usados pelas SPTs Size 2 3/8" 2 3/8" 2 7/8" 2 7/8 " 3 1/2" 3 1/2"

Rosca IF WO IF WO Reg. IF

I.D. 1 1/2" 1 3/4" 1 3/4' 2" 1 1/2" 1 3/4"

O.D. 3 1/2" 3 1/2' 4 1/8" 4 1/8" 4 3/4" 4 3/4"

Pêso lb/pé 26.7 24,5 37,2 34,7 54,3 52,1

Pêso unit. 801 lbs 735 lbs 1.116 lbs 1.041 lbs 1.629 lbs 1.564 lbs

Especificação de coluna ( IF ) 2 3/8" IF 2 7/8" IF 3 1/2" IF

6,65 8,85 8,35

lb / pé lb / pé lb / pé

9,89 10,19 12,42

kg / m kg / m kg / m

173


Diâmetro de elevadores para tubos de produção NU EU 2 3/8" topo - 2 15/32 = 62,74 2 3/8" topo 2 11/16" = 68,33 base " = " base 2 15/32" = 62,74 2 7/8" topo - 2 31/32 = 75,44 2 7/8" topo 3 3/16" = 81,03 base " = " base 2 31/32" = 75,44 3 1/2" topo - 3 19/32 = 91,19 3 1/2" topo 3 27/32" = 97,54 base - " = " base 3 19/32" = 91,19

Cálculo de Slack-off ( cm ) Pêso sobre Packer / lb

Profundidade 2 3/8' 2 7/8" 3 1/2" (m) 150 2,9 1,9 1,3 6.000 200 3,9 2,6 1,7 250 4,9 3,2 2,1 300 5,8 3,9 2,5 400 9,1 6,1 4,0 7.000 600 13,6 9,1 5,9 800 18,2 12,1 7,9 1.000 22,7 15,2 9,9 1.200 31,2 20,8 13,6 1.400 36,4 24,3 15,9 1.600 41,6 27,7 18,1 1.800 46,8 31,2 20,4 8.000 2.000 52,0 34,7 22,7 2.200 57,2 38,1 24,9 2.400 62,4 41,6 27,2 2.600 67,6 45,1 29,5 2.800 72,8 48,5 31,7 3.000 78,0 52,0 34,0 Para se calcular o Slack-off, o comprimento em ( cm ) é : Comprimento da coluna ( m ) x 3,28 x P. x C. : 1.000,000 P = Pêso que se deseja colocar sobre o packer ( lbs ) 2 3/8" 2 7/8" 3 1/2" C= 0,99 0,66 0,43

174


Caracteristicas de Tubings Diâmetro ext. pol.

Grau do aço

2 3/8"

J-55 N-80

2 7/8"

J-55 N-80

3 1/2"

J-55 N-80

Pêso lb / pé 4,6 4,7 4,6 4,7 6,4

Diâmetro int. pol. 1,995 1,995 1,995 1,995 2,441

6,5 6,4 6,5 9,2 9,3 9,2 9,3

2,441 2,441 2,441 2,992 2,992 2,992 2,992

Drift Conexão pol. 1,901 NU 1,901 EU 1,901 NU 1,901 EU 2,347 NU 2,347 2,347 2,347 2,867 2,867 2,867 2,867

EU NU EU NU EU NU EU

Colapso psi 8100 8100 11780 11780 7680

Pressão int. psi 7700 7700 11200 11200 7260

7680 11170 11170 7400 7400 10530 10530

7260 10570 10570 6980 6980 10160 10160

Tração Capacidade Diâmetro lb BPM nominal 49450 0,0127 2" 71730 0,0127 2" 71930 0,0127 2" 104340 0,0127 2" 72580 0,0190 2 1/2" 99660 105570 144960 109370 142460 159090 207270

0,0190 0,0190 0,0190 0,0286 0,0286 0,0286 0,0286

2 1/2" 2 1/2" 2 1/2" 3" 3" 3" 3"

175


Tabela de Conversão - 1 Volume em peso Galões de HCL a 33% : 1.000 x 4,420 = toneladas Galões de HCL a 15% : 1.000 x 4,068 = toneladas Galões de HCL a 7,5% : 1.000 x 3,927 = toneladas Galões de HCL a 5% : 1.000 x 3,878 = toneladas Galões de HCL agua : 1.000 x 3,785 = toneladas Galões de diesel : 1.000 x 3,085 = toneladas Barris de agua : 1.000 x 158,98 = toneladas Barris de diesel x 0,12957 = toneladas Sacos de Cimento x 20 = toneladas Volume em volumes Galões de agua : 1.000 x 3,785 = metros cúbicos Barris de agua x 0,15898 = metros cubicos Ucar pac's ou areia ( 100 lbs ) : 100 x 2,83 = metros cúbicos Ucar pac's ou areia ( 50 lbs ) : 100 x 1,415 = metros cúbicos Sacos de areia ( 50 kg ) : 100 x 3,12 = metros cúbicos Sacos de cimento : 100 x 3,321 = metros cubicos Metros cúbicos de cimento x 30,111 = sacos de cimento Metros cúbicos x 264,17 = galões Metro cúbico x 6,2897 = barris Metro cúbico x 35,314 = pés cubicos Barris x 5,6147 = pés cúbicos Barris x 42 = galões Galões x 3,785 = litros Galões : 1.000 x 3,785 = metros cúbicos Galões : 100 x 2,381 = barris Litros x 0,26717 = galões Pés cúbicos : 100 x 2,8315 = metros cúbicos Pés cúbicos x 28,315 = litros Pés cúbicos x 0,1781 = barris Pés cúbicos x 7,4805 = galões

176

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú Tabela de conversão - 2 Pêso em peso Libras x 0,45359 = quilograma Quilograma x 2,2046 = libras Libras de areia ou Ucar's : 1.000 x 0,4536 = tonelada Pressão em pressão Quilograma / cm² x 14,22 = libra / pol.² ( psi ) Libra / pol.² ( psi ) : 100 x 7,031 = Kg / cm² Vazão em vazão Barrris / minuto x 0,15898 = metros cubicos / minuto Barris / minuto x 228,94 = metros cubicos / dia Galões / minuto x 5,451 = metros cubicos / dia Metros cubicos / minutos x 6,2897 = barris / minutos Metros cubicos / dia x 0,18345 = galões / minutos Metros cubicos / dia : 1.000 x 4,36679 = barris / minuto Pêso especifico Libra / galão x 0,1198 = grama / cm³ ( S.G. ) Libra / galão x 7,4805 = libras / pé cubico Libra / pé cubico : 100 x 1,6018 = grama / cm³ ( S.G. ) Libra / pé cubico x 0,1337 = libra / galão G / cm³ ( S.G. ) x 62,428 = libra / pé cúbico G / cm³ ( S.G. ) x 8,3454 = libras / galão Salinidade Parte por milhões ( PPM ) : 10.000 = percentagem ( % ) Percentagem ( % ) x 10.000 = PPM mg / 1 x 0,3505 = lbs / 1.000 bbl mg / 1 : ( S.G.) = BPM

177


Informes tecnicos Pressão interna- 2.750 psi Pressão de colapso- 3.000 psi Tração permanente – 25.000 lbs Tração momentânea- 50.000 lbs Torque – 185 lb/pé Profundidade máxima- 1.310 metros

POÇOS EQUIPADOS COM TUBOS EM FIBRA DE VIDRO Poço injetor de água; completação simples; revestimento 5 ½” 13 – 20 lb/pé Arvore de natal simples roscada 2000 psi x 3” LP

Adaptador A- 1 2000 psi 7 1/16” x 3” LP Cabeça de produção T-16 2000 psi x 7 1/16” Suspensor T-16-T 7 1/16 x 2 7/8” EU Tubo curto em fibra de vidro 2 7/8” EU pin – pin x 2 pés

Tubos em fibra de vidro 2 7/8” EU cx -pin x 30 pés Redução cx 2 7/8” EU x 2 3/8” EU com pintura interna em epóxi

Conector On-Off Lynes OD 3,88” 2 3/8” EU com pintura interna em epóxi Tubo curto 2 3/8” EU cx -pin 4 pés com pintura interna em epóxi

Packer FH 45 ID 1,995” 2 3/8” EU com pintura interna em epóxi Seating nipple cx- pin 2 3/8” EU com standing valve 2” Redução cx 2 3/8” EU x 2 7/8” EU com pintura interna em epóxi Tubo em fibra de vidro 2 7/8” EU cx -pin 30 pés Boca de sino 2 7/8” EU

POÇO INJETOR DE ÁGUA; COMPLETAÇÃO SIMPLES; REVESTIMENTO 7” 20 –

26 LB/PÉ Arvore de natal simples roscada 2000 psi x 3” LP

Adaptador A-1 2000 psi 7 1/16” x 3” LP Cabeça de produção T-16 2000 psi x 7 1/16” Suspensor T-16-T 7 1/16” x 2 7/8” EU Tubo curto em fibra de vidro 2 7/8” EU pin -pin 2 pés Tubos em fibra de vidro 2 7/8” EU cx -pin 30 pés

178


Obs: Ao descer a coluna longa , vai na cauda do packer mod – GT equipamentos , pertencentes à coluna curta .

Arvoré de natal dupla flangeada 2 1/16” x 2 1/16” – 5.000 psi com valv. Gaveta e HI-LO Adaptador AD 7 1/16”x 2 1/16” – 5.000 psi Cabeça de produção TC-60 11” x 7 1/16” - 5.000 psi

Conector On-Off Lynes OD 4,63 2 7/8” EU com pintura interna em epóxi Tubo curto 2 7/8” EU cx -pin 4 pés com pintura interna em epóxi Packer FH 47 ID 2,416” 2 7/8” EU com pintura interna em epóxi

Seating nipple cx- pin 2 7/8”EU com standing valve 2” Tubo em fibra de vidro 2 7/8” EU cx -pin 30 pés Boca de sino 2 7/8” EU

Material para instalação dos tubos em fibra Elevador TA 3 ½” NU Cunha ( com mordentes gastos ) Chaves de cinta RIDGID 5 Graxa lubrificante Jet Lube TF-15 Escova em aço Saponáceo em pó

POÇOS EQUIPADOS PARA GÁS E OLÉO DUPLO COLUNA LONGA Suspensor TC 7 1/16” x 2 3/8” EU com sede BPV 2” Tubos 2 3/8” EU N -80 com luva rebaixada Redução 2 3/8” EU x 2 3/8” NU Tubo 2 3/8” NU J -55 com luva rebaixada Packer duplo hid. GT com receptáculo selante de 10 pés 2 3/8” NU x 2,68 e cabeça guia -47 Redução 2 3/8” NU x 2 3/8” EU Tubos 2 3/8” EU N -80 com luvas rebaixadas Sliding Sleeve 2 3/8” EU x 1,87” Redução 2 3/8” EU x 2 7/8” DSSHT

179


Locator Tubing Seal GBH 22-80- 32 2 7/8” DSSHT com espaçadores selante com 10 pés . Packer Permanente DB 84-32 4.094” Extenção Selante 80-32 4.094 com 10 pés Redução 4.094 x 2 3/8” EU Tubo 2 3/8” EU N-80 com luvas rebaixadas Landing Nipple D 1,81 x 2 3/8” EU Tubo curto 2 3/8” EU x 12 pés Seatting nipple “A” 1.437 x 2 3/8” EU Standing Valve 1 ½” Tubo curto 2 3/8” EU x 8 pés

Hidro-Trip 2 3/8” EU com 8 pinos Boca de sino 2 3/8” EU

POÇOS EQUIPADOS PARA GÁS E OLÉO DUPLO COLUNA CURTA Suspensor TC-60 7 1/16” x 2 3/8” EU com sede para BPV 2” Tubos 2 3/8” EU N -80 com luvas rebaixadas Slinding Sleeve 1.87 x 2 3/8” EU Redução 2 3/8” EU x 2 3/8” NU Snap Latch S 2,68 x 2 3/8” NU com 10 pés

Abaixo do Packer GT Tubo curto 2 3/8” NU x 4 pés Seatting nipple “A” 1.81 x 2 3/8” NU Standing valve 2” Tubo curto 2 3/8” NU x 2 pés Boca de sino 2 3/8” NU

180


LAY OUT DOS POÇOS SOB PLATAFORMAS FIXAS Existem duas concepções básicas para as plataformas fixas da E 7 P-BC; na primeira, os poços perfurados e completados por uma Sonda Modulada (SM), instalada sobre a jaqueta de produção (plataformas de Namorado 1 & 2, Cherne 1&2, Enchova, Pampo e alguns poços de Garoupa). Na segunda, os poços foram pré perfurados em um template por uma sonda Semi-Submersível (SS) ou por uma plataforma Auto-elevável (PA), foi lançada uma jaquet sobre o template, instalada uma Sonda de Produção Marítima (SPM), efetuado o "Tie-Baack" desde o fundo do mar até a superfície e posteriormente completados os poços (Plataformas do Pólo NE - Vermelho 1, 1 & 3, Carapeba 1,2 & 3 e Pargo - e os primeiros poços perfurados em Garoupa. Nos poços perfurados pelas SM's, procede-se como a seguir: a fase de superfície, o condutor de 30", é cravado com bate estaca, diretamente no solo marinho. Logo após é perfurada a fase de 17 1/2" e descido o revestimento de 13 3/8", podendo ser cimentado até a superfície ou não. É então instalada a cabeça de revestimento intermediária. A próxima fase é perfurada com broca de 12 1/4" e o revestimento descido é de 9 5/8". É então instalada a cabeça de produção. Eventualmente, para poços mais profundos ou para aqueles que atravessam Formações com Pest muito diferentes, pode haver a necessidade de se perfurar mais normalmente uma fase, com broca de 8 1/2", quando é descido um revestimento de 7", que normalmente não vem até a superfície (chamado liner), sendo ancorado e cimentado na base do revestimento de 9 5/8". Existem ainda casos onde ainda se perfura uma fase com broca de 6 1/8", descendo descendo-se um liner de 5". Quando uma PA é utilizada, um template (gabarito) é colocado no leito marinho, e a seqüência operacional é semelhante à uma SM, tanto para a descida de revestimento quanto para as cabeças de perfuração. O BOP também fica na superfície. A diferença básica é que utiliza-se um sistema que permite desconectar do fundo do mar até a superfície os revestimentos, possibilitando então a retirada da PA da locação para o posterior lançamento da jaqueta de produção.

181


Após o lançamento da jaqueta e a montagem da SPM, os revestimentos dos poços são prolongados até a superfície, operação conhecida por "Tie Back", para a instalação da cabeça de poço (carretéis de revestimentos e cabeça de produção) de superfície definitiva. Para os poços perfurados por SS, também utiliza-se um template colocado no leito marinho. O fundo do oceano é então jateado, e o condutor de 30" "enterrado". Fura-se a fase seguinte com broca de 26" , com retorno dos cascalhos direto para o mar, descendo a seguir o revestimento de 20", que tem acoplado à sua extremidade superior uma cabeça de poço submarina. Este revestimento é totalmente cimentado. A seguir é descido o BOP (Blow Out Preventer) submarino, que é aclopado à cabeça de poço. As fases seguintes são perfuradas do mesmo modo e na mesma seqüência relatada acima para os poços perfurados por SM's e PA's. A diferença é que todos os revestimentos são descidos e acoplados no interior da cabeça de poço, no fundo do mar.

182


LET DOWN DA SONDA DE PERFURAÇÃO É a diferença em metros da altura da mesa rotativa da sonda de perfuração com a altura da boca do ante-poço em relação ao nível do mar.

Ex: Altura da mesa rotativa em relação ao nível do mar do prospecto do poço = 244 m Altura da boca do ante-poço em relação ao nível do mar

= 239 m

Let down de perfuração =

5 m.

LET DOWN DE OPERAÇÃO DA SONDA DE COMPLETAÇÃO É a diferença em metros da altura do let down da sonda de perfuração e da altura das cunhas hidráulica da sonda de completação em relação a base do ante-poço.

Ex: Altura do let down da sonda de perfuração Altura da plataforma de trabalho da sonda de completação (cunha) Let down de operação

=5m = 3,6 m = 1,4 m.

O objetivo é trazer o PONTO ZERO de profundidade do poço para a mesa rotativa da sonda de perfuração ou para as cunhas hidráulica da sonda de completação, alcançando-se assim com precisão, as profundidades solicitadas nos programas de perfuração ou de posicionamento de equipamentos nas sondas de completação nas suas operações especiais.

LET DOWN DE PRODUÇÃO DA SONDA DE COMPLETAÇÃO/LIMPEZA É a diferença em metros da altura do let down de perfuração e da altura do flange da cabeça de produção em relação a boca do ante-poço.

Ex: Ex: Altura do let down da sonda de perfuração Altura do flange da cabeça de produção até a boca do ante-poço Let down de produção

=5m = 0,8 m = 4,2 m. 183


O objetivo da medida do let dow na preparação de uma composição para equipar um poço para produção, é trazer o PONTO ZERO para a base do ante-poço

PROSPECTO DE PERFURAÇÃO E LITOLOGIA DO POÇO

184


185


Universidade Corporativa - UN-BA AVALIAÇÃO DO APRENDIZADO DO CURSO DE COMPLETAÇÃO DE POÇOS Instrutor : Raymundo Jorge de S.Mançú - Supervisor de Elevação Tel:823-6907 / 6910

Chave : WSCG

Cel: (75) - 9971 - 7922 - UN-BA / ATP-N / OP-BA QUESTIONÁRIO (Avaliação de Participação = 2 pontos) (Curso de Completação/Operações Especiais/Fluidos/Equip.Sup. e Sub-Sup/Let Down ) 1º) Defina Completação de poço? R:_________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________. 2º) Quais os Tipos de Completação quanto a Posição da Cabeça de Produção, ao tipo de revestimento e ao nº de zonas explotadas? R: Quanto ao Posicionamento da Cabeça de Produção podem ser: _____________________ e __________________________. Quanto ao Revestimento podem ser: ____________________ , _____________________e __________________________. Quanto ao nº de zonas explotadas podem ser:___________________ , ______________ou __________________________. 3º) Quais as Seis Fases de Uma Completação de Um Poço? R: __________________________________ , _________________________________ , ___________________________________, ___________________________________ , ___________________________________ , __________________________________.

186


4º) Defina Operações de Investimento e Manutenção? R : Investimento __________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________. Manutenção ___________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________.

5º) Cite quais são as operações em Poços, de Investimento e de Manutenção? R = Operações de Investimento : ______________________,___________________________e________________________. Operações de Manutenção : ________________________ , ______________________ , _______________________ , _______________________ , __________________________ , ____________________ , _____________________. 6º) Defina com suas palavras os seguintes Tipos de Operações em Poços ? - Recompletação =_____________________________________________________________________ - Avaliação = ______________________________________________________________________ - Restauração = ______________________________________________________________________ - Estimulação = ______________________________________________________________________ 187


- Mudança de Método de elevação = _____________________________________________________________________ - Limpeza = _____________________________________________________________________ - Abandono de Poço Definitivo = _____________________________________________________________________ - Abandono de Poço Provisório = _____________________________________________________________________ 7º) Quais os tipos de Operações Especiais executadas em poços, solicitadas nas Operações de Investimento e de Manutenção ? R : _______________________ , ______________________ , _______________________ , _______________________ , ________________________ , ________________________, ________________________ , _______________________ e ______________________ .

8º) Para que serve o Fluído de Completação ? R:_________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

9º) Cite algumas funções ou Características do fluído de Completação? R:_________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

188


10º) Quais os cuidados no preparo e conservação do Fluído de Completação? R:_________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ 11º) O que é o “Overbalance” da Pressão Hidrostática calculada? E quais as classes de

pressão do Overbalance para Poços Maduros e Poços Pioneiros ? R :_________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ Para Poços Maduros=______________ kgf / cm² Para Poços Pioneiros=______________ kgf / cm² 12º) Cite alguns tipos de Fluídos mais Utilizados na Completação? R: ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

13º) Defina Peso específico do Fluído e quais as unidades de peso e volume mais utilizados? R : PE = Peso Volume

=

______________________________________________________ ______________________________________________________

Unidades : a) _______ / _______ b ) ________ / _________

189


14º) Qual a diferença entre Peso e Peso específico ? R : Peso - ___________________________________________________________________ __________________________________________________________________________. Peso Específico - _________________________________________________________ __________________________________________________________________________. 15º) Defina densidade de um Fluído? e Qual a densidade da Água ?

R :d = P.E (Fluído Qualquer) PE . ( Água destilada ( 62,4 Lb/pe3)

R: _________________________________

___________________________________________________________________________ Densidade da Água é Igual a ______________________________ .

16º) Por que devemos saber o peso específico das substâncias, especialmente os dos Fluídos de Completação? R:_________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________.

17º) Defina Pressão Hidrostática? R:_________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

18º) A pressão Hidrostática independe do _____________________________ , sendo função exclusivamente do seu ___________________________________(peso e área) e da altura da ______________________________________. E qual a unidade de pressão mais utilizada na Petrobras______________________________ . 190


19º) Quais as fórmulas para calcular a pressão hidrostática e o peso específico do fluído necessário para amortecer o Poço? PH = a x b x c

a = ______________________________ b = ______________________________ lb / pe³ c = ______________________________ m .

PE = a x b c

a = ______________________________ b = ______________________________ Psi (lb / pol²) c = ______________________________ m .

20º) Qual a Fórmula para calcular a pressão de 01 barril de um determinado Fluído no espaço anular? P=axb c

a = __________ lb / pe3 b = ______________ m / bbl . c = _____________________ .

21º) A estação de Lama enviou 02 carretas de fluído de amortecimento (água adensada) para um poço pioneiro , com PE=73,7 lbs/pe3 ( medida na SPT), segundo o programa de completação / limpeza a pressão estática ( pe ) ou pr é igual a 155 kgf/m2 a uma profundidade de 1350 m (zona aberta ) . Rev = 5 ½” x 14 lb/pé e col 2 3/8 EU.,

( 0,062 bbl/m e 16,13m/bbl ) p/anular ). Pergunta-se :

191


a) Qual a pressão hidrostática de uma coluna de produção de 1350m (H) de fluído, com peso específico =73,7lbs / pe³ (fator =0,023) (1kgf/cm²=14,22 psi)

PH = 0,023 x PE (lbs / pe³) x H (m) =____________ psi: ÷ 14,22 = _____________ kgf / cm²

b) Podemos utilizar este fluído para amortecer o Poço? Por que?

c) Qual a pressão do fluído para amortecer este poço com segurança? Pe + 20kg / cm² (overbalance) = __________________________________ kgf/cm²

d) Qual o peso específico ideal para amortecer este poço com Pe=155 kgf /cm² + 20 kgf/cm2 (overbalance). (Fator = 43,48) (1 kgf / cm2 = 14,22 psi)

PE = 43,48 x PH ( psi) = ________________ lb / pe³ H (m) 22º) Qual o Objetivo do Let Down de Perfuração? R : ________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

23º) Calcule o Let Down da Sonda de perfuração,o Let down de Operação e de Produção da Sonda de Completação? (Sendo BAP = 203 m , MR = 208 m , Alt. da Cunha = 3 m e alt. do Flange da Cabeça de Produção igual a 0,70 cm).

192


Let Down de Sonda de Perfuração = alt.da MR ( m ) - alt.do BAP ( m) ( em relação ao nível do mar) R:___________________________m. Let Down de Operação da Sonda de Completação = Let Down de Perfuração ( m) – ( alt.da Cunha de Tubos - BAP) R:___________________________m. Let Down de Produção = Let Down da Sonda de Perfuração (m) - (alt . do flange da cabeça de produção em relação ad BAP). R:___________________________m.

24º) Quais os tipos de equipamentos de Superfície: Cabeça de Revestimento, Adaptadores, Cabeça de Produção, Suspensores e Árvore de Natal que você conhece? R:_________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________.

25º) Quais os tipos de equipamentos de fundo ( subsuperfície) que você conhece, mais utilizadas para operar e completar Poços ? R:_________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________. 26º) Qual a função do Packer e da Válvula DHSV na Coluna de Produção? R : Packer - ________________________________________________________________ _________________________________________________________________________. Válvula DHSV - _____________________________________________________________ __________________________________________________________________________. 193

CURSO DE COMPLETAÇÃO DE POÇOS

Recommend Documents