Arquivo controle de poços fluidos kick blow out preventer

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Arquivo controle de poços fluidos kick blow out preventer

  1. 1. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS MANUAL DE CONTROLE DE POÇOS CATEGORIASUPERFÍCIE PERFURAÇÃO 0
  2. 2. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS PREFACIOEste volume representa a terceira edição da apostila de controle de poço com opção deE.S. C. P Superfície, utilizado nos cursos do programa WELLCAP (IADC WELLCONTROL ACCREDITATION PROGRAM). Foram feitas as devidas adaptações naapostila até então usada, para a abordagem de todos os tópicos exigidos. Assimestamos apresentando um material bem legível e didaticamente mais esclarecedor. Ostreinando terão inicialmente uma revisão geral dos conceitos fundamentais importantespara que possam compreender a aplicação dos métodos de controle. Na seqüência,após a abordagem sobre kick e blowout, os procedimentos necessários para ocompleto controle da situação. Todos os tópicos abrangidos nesta apostila visamalicerçar os conhecimentos em controle de kick.Procuramos expor o assunto de maneira a despertar o interesse do treinando econseqüentemente motivá-lo ao aprendizado. Atingindo este objetivo temos motivospara satisfação.Como esta nova versão ainda não sofreu um seguimento sistemático, solicitamos quepossíveis erros encontrados aqui sejam comunicados para que possam ser corrigidosfuturamente. 1
  3. 3. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS ÍNDICEI - CONCEITOS FUNDAMENTAIS .............................................................................. 05A - Tipos de fluidos .................................................................................................................................. 05B-Fluido de perfuração ............................................................................................................................. 05 1. Propriedades dos fluidos de perfuração ........................................................................................ 05 a) Massa específica .......................................................................................................................... 05 b) Parâmetros reológicos. .............................................................................................................. 06 c) Força gel ...................................................................................................................................... 07 d) Salinidade .................................................................................................................................... 07 2. Propriedades do fluido após adensar ou diluir ........................................................................... 07C - Conceitos e cálculos de pressão ........................................................................................................ 08 1. Definição de pressão ...................................................................................................................... 08 2. Conceito do tubo em "U" e coluna hidrostática. ........................................................................ 08 3. Tipo de pressão ................................................................................................................................ 09 a) Pressão hidrostática .................................................................................................................... 09 b) Gradiente..................................................................................................................................... 10 c) Pressão da formação .................................................................................................................. 11 d) Pressão na cabeça do poço ....................................................................................................... 12 e) Pressão num ponto do poço .................................................................................................... 12 f) Diferencial de pressão ................................................................................................................ 12 g) Pressão trapeada ......................................................................................................................... 13 h) Pressões em condições dinâmicas ........................................................................................... 13 i) Pressões no fundo do poço estática e dinamicamente. ......................................................... 14 j) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamente ............................................. 15 k) Pressão de absorção ................................................................................................................... 15 l) Pressão de fratura ........................................................................................................................ 15 m) Pressão gerada no pistoneio .................................................................................................... 15 n) Massa específica equivalente .................................................................................................... 15 o) Relação volume, altura e seu efeito na pressão ...................................................................... 16 p) Cálculos diversos - volume, tempo ......................................................................................... 17II - KICK E BLOWOUT ................................................................................................... 18 1. Definição.......................................................................................................................................... 18 2. Fluxos da formação para o poço .................................................................................................. 19 A- Causa do fluxo intenciona ....................................................................................................... 19 B - Causas do fluxo não intencional ............................................................................................ 19 1. Incorreto abastecimento do poço ............................................................................................ 19 2. Pistoneio ..................................................................................................................................... 21 3. Perda de circulação ................................................................................................................... 24 4. Massa específica do fluido insuficiente .................................................................................. 24 5. Corte do fluído de perfuração .................................................................................................. 25 6. Cimentação .................................................................................................................................. 27 2
  4. 4. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 3. Pressão anormal ........................................................................................................................... 28 4. Indicadores de aumento da pressão de poros ......................................................................... 31 A - Indicadores diretos de pressão anormal ............................................................................... 31 B - Indicadores indiretos ............................................................................................................... 34 5. Detecção de kick .......................................................................................................................... 34 A -Os Indícios de kick perfurando .............................................................................................. 34 B - Indício de kick durante a manobra ........................................................................................ 36 C - Indício de kick durante uma perda de circulação ................................................................ 36 6. Importância da rápida detecção de um kick ............................................................................... 37 7. Distinção entre indicadores de kick e outras ocorrências......................................................... 37III – PROCEDIMENTOS ................................................................................................ 38 A - Os Instrumentos de Detecção de Kick...................................................................................... 38 B - Informações Prévias ...................................................................................................................... 38 C-Flow Check. ...................................................................................................................................... 44 D - Comportamento do Fluido Invasor ........................................................................................... 45 E- Fechamento do Poço ..................................................................................................................... 48 F - Monitora mento do poço após o Fechamento.......................................................................... 53 G - Na ocorrência de uma Perda Total de Circulação ................................................................... 58 H – Manobrando ................................................................................................................................. 58 l - Treinamento do Controle de Poços ............................................................................................. 60 J - Competência da Formação............................................................................................................ 60 L - Operações de Stripping................................................................................................................. 64 M-Gás Raso .......................................................................................................................................... 67IV - CARACTERÍSTICAS E COMPORTAMENTO DO GÁS ....................................... 68 A-Tipos de Gás .................................................................................................................................... 68 1. Hidrocarbonetos........................................................................................................................ 68 2. Gases Tóxicos ............................................................................................................................. 69 B - Efeito da Densidade do Gás ........................................................................................................ 71 C - Migração do Gás............................................................................................................................ 71 D - Expansão do Gás .......................................................................................................................... 71 E - Compressibilidade e comportamento de fases.......................................................................... 72 F - Solubilidade na Lama .................................................................................................................... 72V - INFORMAÇÕES SOBRE O KICK. ........................................................................... 74 A - Dados na Ocorrência .................................................................................................................... 74 B - Determinação de outros dados.................................................................................................... .75VI - MÉTODOS DE CONTROLE COM A BHP CONSTANTE .................................. 79 A - Objetivos dos Métodos de Controle .......................................................................................... 79 B - Princípios dos Métodos de Controle com BHP Constante .................................................... 79 C - Métodos de Controle .................................................................................................................... 80 1. Método do Sondador ................................................................................................................ 80 2. Método do Engenheiro ............................................................................................................ 85 3. Método Volumétrico ................................................................................................................ 86 3
  5. 5. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS D - Planilha de Controle do Poço. .................................................................................................... 91 E - Procedimentos de Controle ......................................................................................................... 92 1. Como Ligar e Desligara Bomba Mantendo a BHP .............................................................. 92 2. Manuseio do Choke Durante o Procedimento de Controle ............................................... 92 3. Problemas Durante a Circulação de um Kick (situações especiais) .................................. 92 4. Considerações sobre o Uso do Diverter. ............................................................................... 96 F - Outros Métodos de Controle de Poço ....................................................................................... 97 1. Buliheading ................................................................................................................................. 97 2. Circulação Reversa Durante o Teste de Formação .............................................................. 98VII - COMPORTAMENTO NA SAPATA ....................................................................... 98 A- Pressões na Sapata. ......................................................................................................................... 98 B-Tempo Para o Gás Atingir a Sapata .............................................................................................. 99VIII - MARGEM DE SEGURANÇA ................................................................................ 100 Valor mínimo........................................................................................................................................ 100 Valor máximo ....................................................................................................................................... 101IX - SITUAÇÕES ESPECIAIS.......................................................................................... 102 1. Controle de kick em poços horizontais ................................................................................. 102 2. Controle de kick em poços delgados...................................................................................... 106 3. Controle de kick em poços multilaterais................................................................................ 107 4. Ocorrência de kick havendo solubilidade do gás ................................................................ 107X - CONCEITO DE TOLERÂNCIA AO KICK .............................................................. 108XI - PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS PREVENTIVOS...................................... 113 1. Procedimentos na troca de turma ........................................................................................... 113 2. Perfurando.................................................................................................................................. 114 3. Manobrando ............................................................................................................................... 114 4. Perfilagem e canhoneio ............................................................................................................ 116 5. Testes de formação, testes de produção ou pescaria ............................................................ 117 6. Perda dê circulação. .................................................................................................................. 117 7. Adestramento .............................................................................................................................. .117XII - RESPONSABILIDADE ESPECÍFICA APÓS O FECHAMENTO....................... 118 TABELAS DE CAPACIDADES .................................................................................................. 120 TABELAS DE CAPACIDADES DAS BOMBAS DUPLEX E TRIPLEX .......................... 123 TABELA DE CONVERSÃO DE UNIDADES ....................................................................... 125BIBLIOGRAFIA................................................................................................................ 126 4
  6. 6. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS CONTROLE DE KICKI. CONCEITOS FUNDAMENTAISA - TIPOS DE FLUIDOSOs tipos de fluidos mais utilizados na perfuração e completação de poços de petróleosão:a) À base de águab) À base de óleo natural (OBM)c) À base de óleo sintético (SOBM)d) Gasosos (nitrogênio, ar ou gás natural)e) Mistos (névoas, espuma ou fluidos aerados)f) Pasta de cimentog) Fluido de completacãoB - FLUÍDO DE PERFURAÇÃOOs fluidos de perfuração tem as seguintes funções:a) Reter os fluidos das formações impedindo influxosb) Remover para a superfície os cascalhes cortados pela broca.c) Limpar, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.d) Evitar desmoronamento das paredes do poço.e) Manter os cascalhes em suspensão quando não houver circulação.f) Transmitir potência hidráulica à broca.g) Evitar ataques à coluna de perfuração.É evidente que para um bom desempenho, o fluido de perfuração necessita apresentarpropriedades condizentes com as solicitações.1 - Propriedades do fluido de perfuraçãoAs propriedades do fluido de perfuração que estão mais relacionadas com controle dekick são:a) Massa específicaMassa específica é a massa por unidade de volume. No campo se chama comumentede "peso específico".É a propriedade obtida peia relação entre a massa e um vofume. Expressando istonuma equação, para uma determinada amostra, tem-se:  = M/Vp - massa específicaM - massa da lama contida na amostraV - volume da amostra 5
  7. 7. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSA unidade de massa específica mais utilizada é a libra massa por galão (Ibm/gal). Usa-se costumeiramente (Ib/gal).O controle da massa específica é um dos fatores básicos na prevenção de kick, vistoser a propriedade responsável pela geração da pressão hidrostática. A baritina e ahematita são aditivos utilizados para aumentar a massa específica, sendo a baritina aque mais se utiliza.A remoção mecânica de sólidos, seguida ou não de diluição, é usada para reduzir amassa específica. Valores de massa específica elevados podem criar problemas naperfuração, tais como: dano à formação, redução da taxa de penetração, prisãodiferencial e perda de circulação. Seu valor deve estar num range aceitável, sendoacrescida de uma margem de segurança em relação à massa específica equivalente àpressão de poros da formação esperada na fase do poço, normalmente entre 0,3Ib/gale 0,5lb/gal.A massa específica também influencia as perdas de carga por fricção ao longo dopercurso do fluido de perfuração, e nos orifícios, tais como: Jatos da broca e no chokeajusíável.• Equivalência entre unidades: 1g/cm3 = 1kg/l = 8,33lbm/gal = 62,4lbm/pé3 1bbl = 42gal = 5,6 pé3 159 litrosA massa específica é determinada através da balança densimétrica, cujasunidades possíveis são: Ib/gal, Ib/pe3, g/cm3 e"psi/1000pésA balança densimétrica deve ser frequentemente calibrada com água doce a 21 °C quedeve medir 8,33lb/gal.Calibrando-se a balança com regularidade isto assegura resultados corretos nadeterminação da massa específica do fluido. A balança pressurizada dá uma medidamais acurada do valor da massa específica. Costumeiramente utilizada para medir amassa específica de uma pasta de cimento.b) Parâmetros reológicosSão as propriedades relacionadas com o fluxo do fluido no sistema de circulação. Osmais comuns são: a viscosidade plástica, medida em centipoise e o limite deescoamento, expresso em lb/100pe2. A viscosidade plástica depende da concentraçãode sólidos no fluido de perfuração e o limite de escoamento é uma medida da interação 6
  8. 8. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSeletroquímica entre os sólidos do fluido. Estes parâmetros são responsáveis pela perdade carga por fricção no regime laminar, desempenhando um papel importante napressão de bombeio, num determinado ponto do poço durante a circulação e nopistoneio hidráulico. Detectado alterações nos seus valores podem indicar umacontaminação do fluido de perfuração por um influxoEm termos práticos a viscosidade traduz a dificuldade que um fluido apresenta aobombeamento. Quanto maior for à viscosidade, maior será a pressão necessária parabombear o fluido a uma vazão determinada, para um mesmo sistema de circulação. Émedida através de um viscosímetro rotativo ou o funil Marsh. Enquanto o viscosímetrorotativo dá uma medida científica da viscosidade, o funil Marsh serve apenas parafornecer dados comparativos de viscosidade entre duas amostras de fluidos deperfuração.c) Força gelÉ uma medida da resistência em se movimentar o fluido de perfuração a partir dorepouso, expressa em lb/100pe2. Quando seu valor é alto resulta em pistoneioelevado, dificuldade na separação do gás da lama na superfície e redução davelocidade de migração do gás.d) SalinidadeÉ a concentração de sais no fluido de perfuração. Os sais são incorporados ao fluidode perfuração como aditivos ou como contaminantes. Neste último caso, um aumentoou diminuição da salinidade pode indicar influxo de água salgada ou de água doce daformação para o poço. Um aumento da salinidade do fluido de perfuração implica nasua floculação e o conseqüente acréscimo da viscosidade, da força gel e do filtrado.2 - Propriedades do fluido após adensar ou diluir.Quando se adicionam materiais adensantes ao fluido de perfuração aumenta os sólidosem suspensão e isto resulta também em alteração nas propriedades do mesmo. Istopode requerer, em certos casos, tratamento para restabelecer os valores adequados.Por exemplo, necessita-se de maior força para romper a inércia do fluido, isto querdizer que aumenta a força gel.A viscosidade plástica também aumenta visto que com o acréscimo do número departículas, cresce o atrito entre as mesmas. Como, igualmente, a força entre aspartículas se altera, tem-se um aumento do limite de escoamento.Quando se faz à diluição na realidade aumenta-se o espaçamento entre as partículas econseqüentemente reduzem-se as propriedades já mencionadas. 7
  9. 9. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSC - CONCEITO E CÁLCULOS DE PRESSÃO1 - Definição de pressãoÉ a força aplicada por unidade de área. Em termos matemáticos, a equação é:P = F/ASendo que:P - pressãoF - forçaA - áreaAs unidades mais usuais são:Pascal (Newton/metro quadrado) - N/m2Quilograma força/centímetro quadrado - kgf/cm2Psi - libra força/polegada quadrada - Ibf/in2Atm - atmosferaBarRelação entre as unidades:1Kgf/cm2 = 105 Pa (Pascal)1Kgf/cm2 =14,22psi1Atm = 14,70psi1Atm = 1,033Kgf/cm21bar =1,02kgf/cm22 - Conceito do tubo em U e coluna hidrostáticaEm um tubo em U é possível a existência de fluidos diferentes nos ramos, mas nabase do tubo forçosamente a pressão é a mesma. Isto implica que no ramo que contémfluido mais denso, o nível com certeza está mais baixo.Isto é o que acontece quandose injeta um tampão pesado na coluna antes de iniciar a retirada da mesma. O interiorda coluna e o anular forma um tubo em U.Isto significa que a pressão no fundo do poço, quando o sistema está em equilíbrio, é amesma raciocinando-se tanto pelo interior da coluna como pelo espaço anular. Nãoimporta que fluidos existam no anular e coluna. Fig.1 8
  10. 10. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSObserva-se que a pressão exercida na parte final do tubo em U, quando nenhumapressão existe na parte superior dos ramos, é apenas a pressão exercida pela colunade fluido existente nos mesmos. Esta coluna de fluido nomina-se: coluna hidrostática. Apressão exercida é uma função da altura da coluna e do peso do fluido. O princípio dotubo em U, será muito utilizado no decorrer do curso.3 - Tipos de pressãoa) Pressão hidrostáticaÉ a pressão exercida pelo peso de uma coluna de fluido. Aplicando-se o conceito depressão, tem-se:Ph = Peso da coluna de fluido/Áreamassa específica -  = M/Vpeso específico - pesp = Peso/Vaceleração da gravidade - gPh = g x  x Dv Psi = Ibf/in2Ph = g x (lbf/g)/231in3 x 39,37inPh = 39,37/231 x  x DvPh = 0,1704 x Ibf/in2Ph = 0,17 x  (lb/gal) x Dv(m)"Dv" na equação refere-se à profundidade vertical.Neste caso em um poço direcional que utiliza o mesmo fluido que um vertical, à mesmaprofundidade vertical, ambos têm a mesma pressão hidrostática, embora tenhamprofundidade medidas diferentes. Logo se constata que a pressão hidrostática é funçãoda massa específica e da altura do nível de fluido no poço. A queda de nível de fluidoresulta numa queda da pressão hidrostática e conseqüentemente da pressão no fundodo poço (BHP). O mesmo acontece com a redução da massa específica do fluido.Assim a variação na massa específica ou no nível de fluido afeta diretamente a pressãohidrostática.Quando se trata de gases a pressão hidrostática é calculada da seguinte maneira: 9
  11. 11. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSYg - densidade do gás em relação ao arPhg - pressão hidrostática do gásPT - pressão absoluta no topo da bolhaPB - pressão absoluta na base da bolhaD — altura do gásZ - fator de compressibilidade do gásT - temperatura absoluta do gás, °FPara pequenas colunas de gás pode-se estimar a pressão hidrostática da mesma coma fórmula utilizada para os líquidos.b) GradienteGradiente de pressão é a pressão devida a uma coluna de fluido por uma unidade decomprimento. G = P/hUnidades usuais: Psi/m; Psi/pe; kg/cm2/mEquivalência entre unidades: 0,10 Kg/cm2/m = 0,433psi/pe = 1,42psi/mO gradiente de um fluido é, portanto, dado pela seguinte expressão: Ph.= 0,17x  x h= G = 0,17x Exemplo:Observe o tubo em U abaixo: Dados: a = 10,5Ib/Gal b = 10,0Ib/Gal Db = 300 metrosCalcule:1. A altura do fluido na coluna (Da)2. A distância da mesa rotativa ao topo do fluido na coluna3. O gradiente do fluido na coluna e no anular 10
  12. 12. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS4. Caso o gradiente da [ama na coluna fosse 1,82psi/m, qual a massa específica deste fluido?5. A pressão na base do tubo em kgf/cm2Respostas:1. 0,17 x 10,5 x ha = 0,17 x 10 x 3000 => ha = 2857,14m2. X = 3000 - 2857,14 = 142,86m3. Ga = 0,17x10,5 = 1,785psi/m Gb = 0,17x 10 = 1,7psi/m4. Ga = 1,82/0,17 = 10,7lb/gal.5. 5100/14,22 = 358,65 kgf/cm2Exemplo:Determinar a pressão hidrostática de uma coluna de gás de 3300 metros, cujadensidade é de 0,63, sabendo-se que a pressão no topo da mesma é de 3200 psi.Sabe-se que a temperatura média do gás é de 110°F e o fator de compressibilidademédio é de 0,84.Resposta:PB = (3300 + 15) x ePB = 4313PSIA ou 4298psiPhg = PB – PT = 4298 – 3300psi = 998psic) Pressão da formação (Pp)É a pressão existente nos poros da rocha a ser perfurada. As formações sãoclassificadas de acordo com a variação do seu gradiente (Gp) da seguinte maneira:1,42 psi/m < Gp < 1,53 psi/m - normal.Gp > IjSSpsi/m - anormalmente alta.Gp < 1,42 psi/m -anormalmente baixa. 11
  13. 13. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS1,42psi/m - gradiente da água doce1,53psi/m - gradiente da água salgadaA pressão anormalmente alta está associada, normalmente, à deposição rápida desedimentos reduzindo a velocidade de expulsão da água dos poros da rocha, gerandoo processo conhecido por sub-compactação. A perfuração em zonas de pressãoelevada deve cuidadosamente ser monitorada para que a pressão atuante na formaçãoportadora seja sempre maior que a pressão de poros desta formação.As formações com pressão anormalmente baixa estão associadas à depleção. Ogradiente de absorção é baixo resultando em perda de circulação durante a perfuração.d) Pressão na cabeça do poçoÉ a pressão registrada na superfície, podendo ser tanto no interior da coluna quanto noanular.e) Pressão num ponto do poçoÉ função da pressão atuando na superfície (Ps) e da respectiva hidrostática (Ph) atéàquele ponto. PP = Ps + Phf) Diferencial de pressãoEnquanto se perfura, trabalha-se com um diferencial de pressão entre a pressão nofundo do poço (BHP) e a pressão da formação (Pp), Fig.2. Diz-se que o diferencial épositivo quando a pressão no fundo do poço é superior à da formação e negativoquando o contrário ocorre. Quando o diferencial de pressão é positivo está isenta apossibilidade de um fluxo da formação para o poço. Quando este diferencial é negativoexiste a condição para um influxo ocorrer. 12
  14. 14. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSg) Pressão trapeadaQuando se tem um registro de pressão no anular ou no interior da coluna, que ésuperior à necessária para contrabalançar a pressão da formação, diz-se que existepressão trapeada. A pressão pode ser trapeada em um poço em kick tanto pelamigração do gás como pelo fechamento do poço com a bomba ainda em movimento,estas são as maneiras mais comuns. Na abertura de uma linha de fluxo deve-se ter osdevidos cuidados em virtude da possibilidade da existência de pressão trapeada.h) Pressões em condições dinâmicasQuando existe circulação em um poço, a somatória das resistências ao movimento dofluido ao longo do seu percurso é o principal elemento que fornece a medida dapressão de bombeio. Estas resistências são nominadas perdas de carga no sistema decirculação. No manômetro do bengala, o registro é feito a partir deste ponto. O tubo emU apresentado na Fig.3, representa, através dos seus ramos, o interior da coluna, oanular e na base a broca.A pressão de bombeio lida durante a circulação é o somatório destas perdas de cargalocalizadas quando existe o mesmo fluido, no interior da coluna e anular. Assim tem-se: PB = APc = Ps + Pint + Pb + PanPB - pressão de bombeioAPc - somatório das perdas de cargaPs - perda de carga na superfíciePint - perda de carga no interior da colunaPb - perda de carga na brocaPan - perda de carga no espaço anular. 13
  15. 15. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSQuando tem-se peso de fluidos equivalentes diferentes no interior da coluna e noanular, a pressão de bombeio é afetada pela diferença de hidrostática, como porexemplo, quando existe uma grande geração de cascalho. A equação geral da pressãode bombeio ou circulação é escrita da seguinte maneira: PB = Ps + Pint + Pb + Pan + (Pha - Phi)Pha - Pressão hidrostática do anularPhi - Pressão hidrostática do interior da coluna.As perdas de carga são funções dos parâmetros reológicos, do peso específico dofluido, do regime de fluxo, dos diâmetros da coluna e espaços anulares e darugosidade bem como dos diâmetros dos jatos da broca.Exemplo de aplicação:São dadas as seguintes perdas de carga no sistema de circulação:Ps - 60psiPint - 240psiPb-1300psiAPan-100psiDevido à grande quantidade de cascalho no anular a hidrostática do mesmo é50psi acima da do interior da coluna.Calcule:1. A pressão de bombeio enquanto perfurando2. A pressão de bombeio na mesma profundidade, circulando com o poço limpoResposta:1. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 + 50 = 1750psi2. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 = 1700psii) Pressões no fundo do poço (BHP) estática e dinamicamenteQuando não existe circulação a única pressão atuando no fundo do poço (BHP) é apressão hidrostática. Então: BHP = PhEm condições dinâmicas deve-se considerar que a lama, após passar pelos jatos dabroca, possui uma energia suficiente para vencer as resistências ao fluxo no anular.Neste caso a lama está pressurizada no fundo do poço, num valor correspondente àsperdas de carga do anular. A BHP, acrescida deste valor é: BHP = Pan + Ph 14
  16. 16. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSCaso a circulação esteja sendo realizada pelo choke, onde se constata uma perda decarga localizada, Pch, então a BHP é: BHP = Pan + Ph + Pchj) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamenteSem circulação, a pressão atuando na sapata, é apenas a hidrostática: Psap = PhsapCom circulação, a poço aberto, a pressão na sapata é: Psap = Phsap + Pan,csgPan.csg — perdas de carga no anular casingHavendo circulação pelo choke, a pressão na sapata será acrescida da perdalocalizada no choke. Á equação que expressa isto, é: Psap = Phsap + Pan,csg + Pchk) Pressão de absorção (Pabs)É aquela pressão que atuando numa formação faz com que a mesma inicie a absorçãodo fluido de perfuração. Neste caso não houve ainda o rompimento da formação. Naperfuração não se trabalha com a perspectiva de fraturar e sim de absorver. Noentanto, para ressaltar a importância de se está atento, considera-se a absorção comose fosse a fratura. O controle, para que esta pressão não seja atingida, é feito pelomonitoramento da pressão na superfície, como será visto posteriormente.í) Pressão de fratura (Pfra)Neste caso, em face da pressão atuando numa determinada formação, a mesma atingeo rompimento mecânico; ultrapassou a absorção. Nos trabalhos de estimulação depoços, este limite é atingido intencionalmente.m) Pressão gerada no pistoneioO pistoneio é o efeito pistão no poço. Quando ocorre na descida da coluna, cria-se umasobre carga na formação que pode fraturá-la e provocar uma perda. Se ocorrer naretirada da coluna promove um alívio da pressão no fundo do poço.n) Massa específica equivalenteÉ a massa específica de um fluido cuja hidrostática, à mesma profundidade, é igual àde uma situação anterior. Pode-se ilustrar isto do seguinte modo: 15
  17. 17. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSNa situação (1) observa-se que o poço contém duas lamas de peso distintos. Nasituação (2) tem-se uma lama cuja hidrostática é igual à da situação (1). Então a lamada situação (2) é equivalente àquela situação.Conforme já foi mostrado anteriormente, quando se está circulando, a pressão atuandono fundo do poço é acrescida das perdas de carga do anular.Isto para o fundo do poço e para qualquer ponto no mesmo, considerando-se as perdasde carga daquele ponto para cima. Neste momento é como se tivesse no poço umalama cuja massa específica resulta numa pressão hidrostática igual à pressão atuandono fundo. Esta lama tem massa específica equivalente àquela situação. Daí o conceitode (ECD) que é a Densidade Equivalente de Circulação. Neste caso a massaespecífica equivalente é calculada da seguinte maneira: ECD = equi = (Ph +Pa)/0,17 x ProfundidadeQuando a circulação é interrompida perde-se (ECD). É o que acontece quando se faz oflow check durante a perfuração. Quando se faz o flow check nas manobras não háperda de (ECD).o) Relação Volume altura e seu efeito na pressãoQuando tem-se um dado volume num revestimento ou poço aberto o mesmo é oproduto da capacidade correspondente pela altura. Suponhamos que num revestimentotem-se uma altura "h" de fluido. O volume correspondente é: V = h x CrevCrev. — capacidade do revestimento. 16
  18. 18. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSA Capacidade Hidrostática (Cap. Hid), cuja unidade é psi/bbl, indica a pressãohidrostática exercida por 1 bbl de determinado fluido, num determinado ambiente. Ph= 0,17 x  x Dv.No revestimento, como já visto, h = V/Crev.Então,Cap.Hid = Ph/V  Cap. Hid = (0,17 x )/Crev Ph = Cap. Hid x VA capacidade hidrostática será muito utilizada posteriormente.p) Cálculos diversos • Volume de um tanque • Volume de um cilindro 17
  19. 19. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS • Capacidade volumétricaCap = 0,003187 x (Dp2 - Dt2)  anularCap = 0,003187 x D2  interiorDt - diâmetro interno em polegadasDp - diâmetro externo em polegadasCap - em bbl/m • Volume do anularVan = Can x hanCan - Capacidade do anularhan - altura do anular • Tempo de circulaçãoT = Vcirc/Velocidade da bombaVcirc — volume a ser circulado em strokes de bombaVB - velocidade da bomba, spmCom a fórmula acima se pode calcular:1. Tempo total de circulação (interior + anular)2. Tempo de circulação da superfície a broca (interior)3. Tempo de circulação da broca a sapata.4. Tempo de circulação da broca a superfície (anular)lI - KICK E BLOWOUT1 - DEFINIÇÃOKICK - É o fluxo inesperado e indesejado de fluido da formação para o poço.Neste caso o fluxo é controlado. Perdeu-se o controle da primeira barreira, isto é, aação da pressão hidrostática sobre a rocha, mas tem-se o controle da segunda barreiraque é o equipamento de segurança.BLOWOUT - É o fluxo descontrolado de fluido da formação para o poço.Neste caso perdeu-se o controle da primeira e da segunda barreira. 18
  20. 20. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS2 - FLUXOS DA FORMAÇÃO PARA O POÇOO fluxo da formação para o poço pode ser: intencional e não intencional.A - CAUSA DO FLUXO INTENCIONALNeste caso o fluxo é desejado, não é considerado um kick. Para que este tipo de fluxoocorra provoca-se uma redução da pressão atuante numa formação portadora. Istoocorre nas seguintes situações:1.Teste de Formação2. CompletaçãoB - CAUSAS DO FLUXO NÃO INTENCIONALAssim como ocorre com o fluxo intencional, uma redução da pressão atuante naformação portadora também acontece não intencionalmente. Neste caso o cenário é deum kick. Quando tal fato ocorre com a coluna no fundo do poço, e na formação abaixoda broca, a relação entre â BHP e a pressão de poros, Pp, desta formação é:. BHP < PpBHP - pressão de fundo (Bottom Hole Pressure)As causas mais comuns que provocam esta redução de pressão são:1. lncorreto abastecimento do poço2. Pistoneio3. Perda de circulação4. Massa específica do fluido insuficiente5. Corte do fluido de perfuração.6. Cimentação inadequadaA seguir será feito um comentário sobre cada uma destas causas.1 Incorreto abastecimento do poço Ci – capacidade interna do tubo Ca – capacidade do anular Crev – capacidade do revestimento Cd – capacidade de deslocamento Crev = Ca + Cd + Ci 19
  21. 21. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSQuando a coluna é retirada do poço sem abastecimento, o nível de fluido cai de umaaltura "h", Fig.7, que corresponde a um volume V que é exatamente o volume de açoretirado. O cálculo deste volume em função do "h", é: Vaço = (Can + Ci) x h = (Crev - Cd) x Dv Vaço = L x CdL - comprimento do aço retiradoA redução da pressão hidrostática no fundo é: Ph = 0,17 x m x DvQuando a coluna está aberta o deslocamento na descida no poço se deve apenas àmassa de aço descida no mesmo.Quando o fluido do poço está impedido de penetrar na coluna que desce no poçodevido à existência de um inside BOP, por exemplo, o deslocamento será total. Cdt = Cd + CiExemplos:Qual a redução de pressão no fundo do poço quando se retira 10 seções de tubos deperfuração sem abastecer? Dados: revestimento de 9 5/8" - 36lb/pé - K55. DF de 5",19,5lb/pé. Fluido de perfuração de 10lb/gal.Resposta:Crev = 0,2536bbl/m. Capacidade de deslocamento do tubo, Cd = 0,0247bb!/m.(Crev - Cd) x h = 6,775bblPh = 0,17 x 10 x 29,60 = 50psiQual a redução de pressão em frente a uma zona canhoneada, quando se retira 20seções de tubing de 2 7/8" - de peso nominal de 6,5 Ib/pé de um revestimento de 7" -23 Ib/pé? O fluido de completação tem peso de 8,4 Ib/gal e a seção é 60 pés.Respostas:Can + Ci = Crev - Cd 20
  22. 22. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSCan = 0,003187 x (6,3662 - 2,8752) = 0,1028bbl/mTubos de produção, Dl = 2,441 "(in)Ci = 0,003187 x (2,4412) = 0,01898bbl/mCd = 0,003187 x (2,8752 - 2,4412) = 0,0073bbl/mPh = 0,17 x 8,4 x 22 = 31psi2 PistoneioO pistoneio refere-se à ação pistão - cilindro da coluna de perfuração no poço. Doistipos de pistoneio podem aparecer na manobra da coluna de perfuração: o pistoneiohidráulico e o mecânico. Numa retirada normal da coluna o nível do fluido deperfuração no poço tende a baixar. Quando existe um retomo na calha, durante aascensão da coluna, é indicativo de que está havendo um pistoneio mecânico.Fatores que promove um pistoneio:a) Geometria do poço e tubosb) Profundidade do poçoc) Reologia do fluido de perfuração "d) Condições do poço e propriedade do fluido de perfuraçãoe) Velocidade da retirada e descida da colunaf) Configuração do BHAA descida da coluna de perfuração ou de revestimento produz um aumento da pressãono fundo resultado do efeito gerador do pistoneio hidráulico, nominado surgência depressão (surge pressure) que a depender da velocidade excessiva pode induzir umaperda. A retirada da coluna, se pistoneando, causará um alívio da pressão no fundodevido o movimento ascendente da coluna através do fluido de perfuração.Uma diminuição do peso do fluido pode induzir o pistoneio hidráulico. Esta reduçãopode ocorrer devido o uso de centrífuga para remover a baritina, diluição, efeito datemperatura sobre o fluido de perfuração etc. 21
  23. 23. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSa) Pistoneio MecânicoProvoca a remoção da lama a partir de um determinado ponto do poço devido aoenceramento da broca, estabilizadores ou reamer ou quando se retira uma coluna coma borracha do packer não totalmente recolhida.A hidrostática do interior da coluna é reduzida em virtude da redução do volume defluido no seu interior para preencher o espaço vazio abaixo do elemento encerado. Oefeito de sucção associado à queda de hidrostática provocará um kick. Uma vezdetectado, deve-se voltar à coluna ao fundo do poço e trabalhar na tentativa dedesobstruir o enceramento. Sempre que ocorrer o pistoneio mecânico é verificado umaumento do drag tendo em vista que o enceramento o provoca. De modo que umaumento do drag pode está associado ao pistoneio mecânico.Com o intuito de se evitar o efeito do pistoneio mecânico deve-se observar se há fluxona retirada da coluna.Caso haja fluxo, circular, visando à remoção dos detritos da formação que estãopromovendo o enceramento; descer a coluna até o fundo, insistindo na remoção dacausa do pistoneio. Caso estas tentativas não tenham êxito e a coluna tenha de serretirada, deve-se fazê-lo com a bomba. Sempre que um pistoneio for detectado naretirada da coluna, primeiramente o poço deve ser observado. Ocorrendo fluxo o poçodeve ser fechado, sem perda de tempo. A descida, neste caso, será através de umstripping in.b) Pistoneio hidráulicoEste tipo de pistoneio, também conhecido por SWAB, cria uma pressão negativa quereduz a hidrostática na formação portadora. A expressão que fornece a pressão geradapelo pistoneio é:P — pressão de pistoneio (psi)L - comprimento da tubulação (metros)LE - limite de escoamento (lb/100 pes2)VP - viscosidade plástica do fluido, centipoises (cp)dt— diâmetro do poço ou diâmetro interno do revestimento (pol)dp - diâmetro externo do tubo de perfuração (pol)V - velocidade da manobra (m/min)MSM - margem de segurança de manobra (Ib/gal)Dv - profundidade vertical do poço (m) 22
  24. 24. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS MSM = 2 x P/(0,17x Dv)É necessário que se adicione uma margem de segurança na massa específica dofluido de perfuração para minimizar os riscos de uma ocorrência de kick devido opistoneio hidráulico. Como a condição mais desfavorável é o início da manobra, toma-se esta condição para avaliação da MSM.Pode-se diminuir a pressão gerada no pistoneio reduzindo-se a viscosidade do fluidode perfuração a valores mínimos permitidos, também controlando a velocidade deretirada da coluna.Exemplo:Qual a redução de pressão no fundo do poço e a MSM para a seguinte situação:Profundidade do poço: 3200metrosTubos de perfuração: 5"ODLimite de escoamento do fluido de perfuração: 6lbf/in 2Viscosidade plástica: 16cpVelocidade de retirada da coluna: 38m/minDiâmetro do poço: 8 ½”Resposta:Se a formação tem massa específica equivalente de 9,8lb/gal, qual deve ser a massaespecífica do fluido de perfuração?Resposta:m = 9,8 + 0,43 = 10,2lb/galPerfurando-se com esta massa específica do fluido de perfuração, na retirada dacoluna a BHP = Pp + P. 23
  25. 25. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS3 Perda de circulaçãoA perda de circulação pode ser: total e parcial. A perda de circulação total resulta numadiminuição do nível de lama no poço, promovendo uma redução da pressão em frentea uma zona portadora. Caso esta pressão se torne menor que a pressão destaformação, um kick ocorrerá. Na perda de circulação parcial o nível de fluido é mantido,assim este tipo de perda não provoca kick. Ocorrendo este tipo de perda, após odesligamento da bomba, o nível estático do poço poderá ou não ser mantido. Caso nãoseja mantido, a depender da queda de hidrostática, poderá provocar um kick.A perda de circulação total pode ser natural, observada em formações fraturadas;vulgulares, carvernosas, com pressão anormalmente baixa ou depletadas. Não énormalmente verificada em formações constituídas por folhelhos moles e areias.Induzida, que pode ser provocada pelo excesso de pressão hidrostática, pela excessivaperda de carga no espaço anular, pelo surgimento de pressão devido à descida dacoluna de perfuração ou de revestimento ou um trapeamento de pressão.4 Massa específica do fluído insuficienteNormalmente esta causa de kick está associada a formações com pressãoanormalmente alta. Na perfuração realizada nestas áreas, deve-se ter um rigorosocontrole quanto aos indicadores de pressão elevada. As técnicas de detecção emedição de pressões anormalmente altas devem ser empregadas para que se possaelevar a massa específica do fluido de perfuração com o intuito de se evitar um influxo.Mesmo que a formação não tenha pressão anormalmente alta, mas havendo umadiminuição da massa específica do fluido, um kick pode ocorrer. Os meios maiscomuns de redução da massa específica são: a remoção de baritina pelo uso decentrífugas, a decantação de baritina no poço e nos tanques de lama, diluição etambém devido o aumento da temperatura do fluido, como acontece em poços HPHT.Para se evitar um kick torna-se necessário aumentar a massa específica do fluido deperfuração, mas um aumento excessivo pode resultar em absorção ou até mesmofratura nas formações frágeis, diminuição na taxa de penetração e aumento daspossibilidades de prisão por pressão diferencial.5 Corte no fluido de perfuraçãoQuando o fluido de perfuração é contaminado por um fluido da formação, ocorre corteda lama. isto ocasionará uma diminuição da sua massa específica. Comoconseqüência desta redução um kick pode ocorrer.a) Corte do fluido por gásA situação mais crítica é quando este corte é feito por gás em virtude da expansão domesmo quando chega na superfície, causando uma redução da massa específica dofluido e uma conseqüente diminuição na pressão hidrostática que pode provocar uminfluxo. Quando a quantidade de gás é pequena registrada apenas pelo detentor degás, em unidade de gás, (UG), não causará uma diminuição significativa na massa 24
  26. 26. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSespecífica do fluido de perfuração. Quando a quantidade de gás é suficiente parapromover o corte, embora se tenha uma massa específica do fluido que retorna dopoço muito reduzida, a pressão hidrostática do poço não reduzirá significativamentevisto que a maior expansão do gás ocorre quando o mesmo chega à superfície. Arazão disto deve-se ao fato do gás ser compressível. A hidrostática do fluido acima dogás evita que o gás se expanda muito rapidamente. Se o volume de gás no fluido épequeno, mas suficiente para provocar um corte, a redução da pressão no fundo dopoço será pequena. A redução da pressão a uma determinada profundidade, devido aocorte do fluido por gás, pode ser estimada pela seguinte equação:m é a massa específica do fluido na entrada (Ib/gal)mc é a massa específica do fluído no retorno (Ib/gal)eq é assa específica equivalente do fluido (Ib/gal)D é a profundidade vertical do poço em metros (m)P é o decréscimo da pressão na profundidade consideradaPh é a pressão hidrostática na profundidade considerada em (psia)Exemplo:Qual deve ser a redução da BHP quando em função de um corte por gás a lamareduziu a massa específica de 11 Ib/gal para 9Ib/gal? A profundidade do poço é3.000metros.Resposta:Observa-se que a redução da BHP foi pequena, não se pode dizer que o poço está emkick. Entretanto as providências devem ser tomadas para a remoção do gás da lamapara que um kick não venha a ocorrer.Exemplos típicos de fluídos cortados por gás e a conseqüente queda na BHP paravárias situações, pode ser visto na Fig.8. 25
  27. 27. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSO gás que se incorpora à lama tem as seguintes origens:• Toda vez que uma formação portadora de gás de baixa permeabilidade é perfurada,o gás contido na rocha perfurada incorpora-se no fluido. É o gás de fundo oubackground. Neste caso, o corte de gás é apenas uma indicação de que umreservatório ou de que um folhelho portador de gás foi encontrado. Ò detetorpermanece com leitura constante durante a perfuração, caso haja uma variaçãopara mais na leitura do mesmo a situação deve ser cuidadosamente investigada.• Gás de manobra aparece na superfície após uma manobra mesmo antes daconclusão do deslocamento do anular (bottoms-up) devido o efeito de migração do gás.Pode indicar a ocorrência de um pistoneio e um ajuste na margem de manobra podeser necessário.• Gás de conexão aparece na superfície após uma conexão mesmo antes daconclusão do deslocamento do anular devido à migração do gás. Ocorre quando seperde ECD com o desligamento da bomba podendo ser afetada ainda mais com aredução da pressão no fundo devido ao pistoneio hidráulico quando a coluna ésuspensa. Neste caso um ajuste na massa específica do fluido de perfuração torna-senecessário.• Gás proveniente dos cascalhes gerados de uma formação com alta porosidade eportadora de gás. O gás contido nos cascalhes expande-se quando trazido asuperfície, promovendo uma diminuição da BHP. As providências necessárias 26
  28. 28. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSdevem ser tomadas para que um kick não ocorra. Tendo-se constatado o gás doscascalhes, as seguintes ações devem ser tomadas:- Redução da taxa de penetração para diminuir o volume de gás a ser liberado doscascalhes gerados- Aumentar a vazão de bombeio, se possível.- Parar a perfuração e circular para limpeza do poço em intervalos regularesb) Contaminação por água ou óleoA contaminação do fluido de perfuração por esses fluidos, embora não seja umasituação tão crítica como o gás, também causará uma redução na massa específica dofluido de perfuração, o que poderá levar a um influxo. Assim, sua detecção nasuperfície é igualmente importante.6 CimentaçãoO início da pega do cimento forma-se uma estrutura auto-sustentável que faz com quea hidrostática da pasta se reduza à hidrostática da água de mistura, enquanto aindaexiste permeabilidade ao gás. A estrutura gel da pasta antes da pega dificulta atransmissão da pressão hidrostática, também a redução do volume da pasta por perdade filtrado são fenômenos que associados podem provocar uma redução na pressãohidrostática capaz de permitir um influxo de gás através da pasta de cimento ainda nãoendurecida.Para evitar esse problema pode-se:a) Minimizar a altura da pastab) Manter o anular pressurizadoc) Usar sais para aumentar a densidade da água de misturad) Usar pastas com tempos de pega diferenciadose) Aumentar a massa específica do fluido antes da cimentaçãof) Usar múltiplos estágios de Cimentaçãog) Usar pastas com, aditivos bloqueadores de gásh) Usar E.C.P. (Externai Casing Packer) na coluna de revestimento.Outras causas de kickExistem operações que poderão ser causadoras de kikc se forem incorretamenterealizadas. Pode-se citar:• Teste de formação a poço aberto. O risco aumenta quando existe formação portadora de gás no trecho do poço aberto. Os riscos mais comuns são: - Fratura da formação durante a circulação reversa - A existência de gás acumulado abaixo do packer, após a circulação reversa. -Queda de nível do anular na abertura da válvula de circulação reversa 27
  29. 29. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS - Pistoneio causado pelo packer durante a retirada da coluna de teste Repetição de um teste de formação sem o correio condicionamento do poço Quando durante a perfuração de um poço ocorre colisão com um poço emprodução, cortando as colunas de revestimento e de produção do poço produtor. Ahidrostática do poço que está sendo perfurado poderá não ser suficiente para reter osfluidos do poço produtor e assim um kick pode ocorrer. A norma determina que sejainterrompida a produção de um poço quando se perfura um com a mesma unidade dopoço produtor.Ambas as situações já foram causas de blowout na indústria de petróleo.3 PRESSÃO ANORMAL• Causas de pressão anormalA pressão da formação pode aumentar em função da geologia da área onde o poçoestá sendo perfurado. Os poços são perfurados em áreas onde existem armadilhas("traps") ou estruturas geológicas que possam conter óleo e gás. As mesmas estruturase processos que propiciam a presença de hidrocarbonetos são também os causadoresde altas pressões.Assim não deve se constituir em surpresa quando pressões altas ou "anormais" sãoencontradas durante a perfuração de poços.A pressão da formação pode aumentar em função de várias condições geológicasa) Falhas geológicas:Como a pressão da formação normalmente aumenta com a profundidade, quando asrochas profundas estão falhadas em relação às rochas rasas, elas possuem pressõesmais altas do que as normais.A passagem por uma falha durante a perfuração pode acarretar um rápido aumento napressão da formação, possibilitando a ocorrência de altas pressões num curto espaçode tempo, Fig.9. 28
  30. 30. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSAltas pressões encontradas quando perfurando próximo a domos salinos sãofreqüentemente os resultados de falhas localizadas em torno do domo. Pressõesrelacionadas às falhas são também muito comuns em regiões montanhosas.b) Grandes estruturasAnticlinais e domos salinos são dois tipos muito comuns de estruturas. A perfuração,em busca do petróleo, é realizada nessas estruturas porque a deformação na crostaterrestre atua como uma armadilha para óleo ou gás. Qualquer estrutura que contenhaóleo ou gás pode ter pressões anormais acima do contato óleo/água na zona do óleoou de gás. Fig.10.As pressões mais altas ocorrem na parte superior do reservatório ou no topo daestrutura, portanto, deve-se ficar na expectativa de encontrar altas pressões quandoperfurando formações permeáveis (areia ou calcários) de qualquer estrutura.Como as grandes estruturas são as primeiras que se perfuram no programa deexploração pioneira, a equipe de perfuração necessita ter cuidado com estedesenvolvimento de pressão.c) Camadas espessas de folhelhosSempre que houver ocorrência de camadas espessas de folhelhos, poderãodesenvolver-se zonas de transição e de alta pressão dentro do folhelho.Isto se deve às camadas espessas de folhelhos que, por serem impermeáveis,restringem o movimento da água durante o processo de compactação. Como ossedimentos são depositados inicialmente na superfície e com o tempo passam a situar-se mais profundamente, maiores pressões são exercidas sobre eles a partir dossedimentos que vão sendo depositados acima. 29
  31. 31. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSÁgua, gás e óleo trapeados dentro do folhelho não podem escapar suficientementerápido, desenvolvendo-se assim altas pressões, Fig.11.O topo do folhelho pressurizado é muitas vezes indicado por uma capa de rocha maisdura. Depois que a capa é perfurada, o folhelho torna-se muito mais mole, à medidaque a pressão aumenta e, como conseqüência, a taxa de penetração tambémaumenta. Sempre que camadas espessas de folhelho forem encontradas, especialatenção deve ser dada à possibilidade de se encontrar altas pressões.Quando perfurando formações arenosas, cuidados devem ser tomados quandofolhelhos começam a aparecer. Pressões relacionadas a folhelhos podem ocorrer aqualquer profundidade, desde a superfície até profundidades muito grandes.d) Camadas espessas de saiComo as camadas de sal são plásticas, elas transmitem todo o peso litostático para arocha subjacente. Altas pressões são sempre encontradas dentro e abaixo deespessas camadas de sal. Massa específica de fluido de 16 a 19lb/gal é normalmenterequerida quando perfurando dentro e logo abaixo de camadas espessas de salencontradas a profundidades superiores a 2.000 metros, Fig.12. 30
  32. 32. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSe) Arenitos intercomunicáveisAltas pressões de formação podem ser o resultado de prévias erupçõessubterrâneas. Arenitos superiores podem tornar-se superpressurizados como resultadode uma erupção subterrânea descontrolada.Nesse caso, o poço foi fechado com êxito, mas a pressão da zona inferior setransmitiu para um arenito ou reservatório superior. Quando o próximo poço forperfurado, a equipe de perfuração estará provavelmente desprevenidos para aocorrência de arenitos rasos portadores de alta pressão.Em região onde se produz por processos de recuperação secundária ou terciária taiscomo injeção de vapor ou combustão in situ as frentes de ondas de pressão podematingir patamares superiores ao da pressão normal para aquela área, Fig.13.4 INDICADORES DE AUMENTO DA PRESSÃO DE POROSHá sempre o risco da ocorrência de um kick quando se perfura em áreas onde sãoencontradas pressões anormalmente altas. Existem os indicadores diretos e indiretosde pressão anormal. Enquanto os indicadores indiretos são obtidos antecipadamentecomo uma possibilidade de pressão alta, os diretos são obtidos durante a perfuraçãodo poço com mais precisão.A - INDICADORES DIRETOS DE PRESSÃO ANORMAL.Quando a pressão anormalmente alta é causada pelo fenômeno da subcompactação,existe sempre uma zona de transição onde a pressão de poros aumenta com aprofundidade. Nestas zonas, certas propriedades das formações e do fluido deperfuração são alteradas dando indicativos de aumento da pressão de poros. Aobservação e análises dos indicadores obtidos na superfície são necessárias para queas ações preventivas sejam tomadas para evitar a ocorrência de um kick. As formaçõescom pressão anormalmente alta possuem um teor de água maior que as com pressão 31
  33. 33. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSnormal devido ao fenômeno da subcompactação. Os indicadores mais importantesobservados durante a perfuração são:1. Tamanho e forma dos cascalhesQuando se perfura zonas de alta pressão os cascalhes gerados apresentam-se nasuperfície com tamanho maior, em maior quantidade e com extremidades angulares esuperfície brilhante com aparência de desmoronamento. A mudança no tamanho,forma e quantidade dos cascalhos na peneira é uma advertência de uma mudança nofundo do poço, o que pode estar levando a uma pressão mais alta. Devido à maiorquantidade de água nas formações de pressão alta os cascalhos gerados das mesmassão de densidades menores que os das formações normalmente compactadas. Oaumento do tamanho do cascalho causa:a) Aumento do torqueIsto se verifica em virtude da existência de cascalhos maiores, e os mesmos seacumularem ao redor dos comandos.b) Aumento do arrasteNão só o problema do arraste é observado nas conexões, mas também o aparecimentode fundo falso. Isto ocorre em virtude da pressão nos poros, superior à hidrostática,provocar estreitamento do poço. Por muito tempo se associou tal fato ao tipo de fluidode perfuração utilizado, mas tem-se constatado que se deve mais à alta pressão deporos da rocha.2. Mudança na temperatura do fluido de perfuraçãoUm dos fenômenos geológico associado ao aumento da pressão das formações é umacréscimo na temperatura das mesmas. A verificação deste aumento é feita noaumento da temperatura do fluido de perfuração que retorna na superfície.3. Teor de gás no fluido de perfuraçãoO aumento da concentração de gás de manobra e conexão medidas no detetor de gáspode ser um forte indicativo de mudança na pressão da formação.4. Mudança das propriedades do fluido de perfuração.Quando a pressão de poros da formação aumenta, mais cascalhos cortados edesmoronados se "dissolvem" no fluido de perfuração alterando suas propriedades.Quando a rocha capeadora de um domo de anidrita ou salino é perfurada, a 32
  34. 34. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSviscosidade da lama aumentará. Isto causará incremento do filtrado e no caso do salaumento da salinidade do mesmo. Sempre deve se analisar as mudanças naspropriedades do fluido de perfuração.5. Aumento da taxa de penetraçãoQuando são mantidos constantes todos os fatores que afetam a taxa de penetração eocorre um aumento consistente deste parâmetro é provável que uma zona de transiçãoesteja sendo perfurada. Este incremento se deve à diminuição da diferença entre apressão hidrostática e a pressão de poros. Pode-se detectar o surgimento de pressãoalta calculando-se o expoente de que é uma função, dentre outros, da taxa depenetração, da rotação da broca, do peso sobre a mesma e do seu diâmetro. A fórmulapara este cálculo é:R - taxa de penetração (pé/h)N - rotação da broca (rpm)W - peso sobre a broca (Ibs)OD - diâmetro da broca (pol)n - massa específica equivalente à pressão normal da área (Ib/gal)m - massa específica do fluido de perfuração em uso (Ib/gal)Os valores do expoente de calculados para zonas de folhelhos normalmentepressurizados são lançados num gráfico cartesiano em função da profundidade paradefinir uma linha reta chamada de tendência de pressão normal, observando-se umcrescimento linear do expoente com a profundidade.Os valores calculados para o poço em andamento são plotados para comparação coma reta de pressão normal.Quando uma zona de transição é encontrada, os valores calculados para o decomeçam a diminuir indicando o início da pressão anormalmente alta. O desvio entre ovalor calculado e o da reta de tendência numa mesma profundidade é usado naestimativa da pressão de poros naquela profundidade.6. Outros indicadoresOutros indicadores podem ser utilizados para determinar o aumento da pressão:Os fornecidos por unidades de monitoramento (mud logging). 33
  35. 35. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSMedindo-se a densidade do cascalho que retoma.Não é recomendável depender de um único indicador porque os processos geológicossão complexos e podem ocorrer mudanças não relacionadas com a pressão.Entretanto, variações ocorridas em certo número de indicadores, são invariavelmenteindicadores seguros de crescimento de pressão.B - INDICADORES INDIRETOSDois métodos são usados na avaliação de pressão anormal: interpretação sísmica eperfilagem.1. Análises sísmicasDas interpretações sísmicas vêm as primeiras indicações de possíveis pressõesanormais. Medida do tamanho da estrutura, a profundidade e espessura de umacamada de sal etc, podem ser usados no cálculo para estimar pressões. As pressõesencontradas em espessas camadas de folhelho podem ser identificadas e medidascom certo grau de precisão, pois à medida que a pressão cresce a velocidade da ondasonora diminui. As medidas sísmicas baseiam-se na velocidade de ondas sonoras.2. PerfilagemEm áreas onde há disponibilidade de informações de outros poços, os perfisapresentam uma das melhores fontes de informação. Mudanças nas pressões causammudança bem definida nos perfis.3. Teste de formaçãoInformações obtidas de outros poços da área onde foram realizados testes deformação.5 DETECÇÃO DE KICKA detecção de um kick é feita através de sinais detectados na superfície . Estes sinaissão relacionados como segue:A - INDÍCIOS DE KICK - PERFURANDO1. Aumento da taxa de penetração.2. Aumento do fluxo no retorno.3. Aumento do volume de lama nos tanques.4. Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão de bombeio.5. Corte da lama por líquido ou gás.6. Fluxo com as bombas desligadas.1. Aumento da taxa de penetraçãoTrata-se de um aumento brusco da taxa de penetração (drilling break). Isto aconteceporque sendo a pressão da formação (Pp) maior que a pressão no fundo do poço 34
  36. 36. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS(BHP), existe um diferencial de pressão negativo, é como se a formação estivesseexplodindo. A descida da coluna é rápida não se conseguindo o desejado peso sobre abroca. É considerado um indicador secundário de influxo, pois alterações na taxa depenetração podem ser obtidas por variações do peso sobre a broca, da rotação e davazão e por mudança na formação cortada pela broca.2. Aumento do fluxo no retornoTendo ocorrido o fluxo da formação para o poço o reflexo disto é observado peloexcesso de vazão na calha. Quanto mais permeável for à formação mais rapidamenteisto se observa. Caso a formação seja muito fechada é provável que a existência dokick seja constatada por outro indício. É considerado um indicador primário..3. Aumento do volume de lama nos tanquesA injeção do fluido no poço feita pela formação resultará num aumento da vazão doretorno em face do deslocamento da lama pelo fluido invasor no anular. Isto se refletiráno aumento do nível de lama nos tanques. É dos mais positivos indicadores de kick,considerando-se que não haja adição de lama nos tanques ativos durante a perfuração.É um indicador primário de kick.4. Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão debombeio.Inicialmente a entrada do fluido invasor no poço pode causar floculação da lama etemporariamente um aumento da pressão de bombeio. Como a circulação é contínuaeste efeito logo deixa de ser significativo. O menos denso fluido da formação torna ahidrostática do anular mais leve que a do interior da coluna, como trata-se de um tuboem "U" isto resulta num desbalanceio, aliviando o esforço da bomba. Outros problemasna perfuração podem igualmente exibir este sinal, como furo na coluna e queda dejatos da broca por esta razão é considerado um indicador secundário de kick.5. Corte da lama por líquido ou gásQuando o fluido mais leve da formação é injetado no poço a massa específica do fluidode perfuração é afetada, isto é, a massa específica decresce. Diz-se então que houveum corte. Sempre que um kick ocorre isto se verifica, no entanto, nem sempre que setem lama cortada por gás na superfície significa obrigatoriamente que um kick estáocorrendo. Ocorrendo um corte de gás causado pelo gás contido nos cascalhesgerados pode também indicar que um influxo é iminente caso as providências jácomentadas não sejam tomadas. Sempre que houver um corte de água e umaconseqüente alteração na salinidade da lama indicam um kick de água, neste caso éum indicador primário. Verificando-se na superfície um corte do fluido de perfuraçãoquer seja por gás, óleo ou água as ações positivas devem ser imediatamente tomadas. 35
  37. 37. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS6. Fluxo com as bombas desligadasDesligando-se as bombas a BHP decresce num valor correspondente às perdas decarga do anular. Isto facilitará ainda mais a entrada do fluido invasor no poço. Ocontínuo deslocamento da lama pelo fluido da formação se refletirá na calha. O poçofluindo com as bombas desligadas é um indicador primário de kick. Outraspossibilidades de ocorrer este sinal, sem ser um kick, seria quando a lama no interiorda coluna é consideravelmente mais pesada que no anular ou o deslocamento de umtampão pesado na coluna.B - INDÍCIOS DE KICK DURANTE A MANOBRA.Considerado um indicador primário. A falta de um acompanhamento criterioso dosvolumes nas manobras já resultou na presença de um blowout.1. Poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado.Na retirada da coluna o poço deve aceitar o volume de lama correspondente ao de açoretirado. Deve haver um controle rigoroso disto na superfície o que é feito através deum trip tank (tanque de manobra) e preenchimento de planilha. Se aceitar menos lama,é sinal que a formação está injetando no poço. Durante um pistoneio mecânico tal fatose verifica, o que é uma causa de kick e não indício.2.O poço devolvendo mais lama que o volume de aço descido.Pode acontecer do kick somente ser notado durante a descida da coluna ao fundo dopoço. Quando da descida da seção no poço, o mesmo flui em virtude do deslocamentoda lama pela tubulação. Caso esteja ocorrendo um kick o poço flui continuamente enão só no momento da descida da seção. Constatando-se tal fato, uma das seguintescoisas deve ter ocorrido:1. Durante a retirada da coluna deve ter ocorrido um pistoneio.2. Na descida pode-se ter induzido uma perda, com a conseqüente diminuição do nível de lama no poço e isto ter provocado um influxo da formação. A chamada sobre pressão (surge pressure).3. O Poço não foi corretamente abastecido, provavelmente na retirada dos comandos.Os procedimentos correios devem ser adotados para o controle do poço.É bom ressaltar que é igualmente necessária a monitoração do volume na descida daferramenta, através do tanque de manobra.C - INDÍCIOS DE KICK DURANTE UMA PERDA DE CIRCULAÇÃO.A recuperação do nível de lama no poço após sua diminuição pode ser um indício dekick. Por ter entrado um fluido mais leve no poço a pressão atuante na formação, emque ocorreu a perda, pode não ser suficiente para que continue a absorver e então onível é recuperado. É um indicador secundário visto que pode ser apenas a devoluçãoda formação que absorveu em face a um trapeamento. 36
  38. 38. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS6 IMPORTÂNCIA DA RÁPIDA DETECÇÃO DE UM KICK.Detectando-se o mais rápido possível um kick e tomando-se as providênciasnecessárias será muito mais fácil o seu controle por que:Minimiza-se:a) O tamanho do kickb) As pressões lidas no chokec) As perdas de tempo nas operações de controle.Por outro lado a demora na detecção de um kick ou na tomada das providênciasrequeridas para o seu controle pode resultar em sérias conseqüências, tais como:a) Transformação do kick num blowoutb) Liberação de gases venenosos na áreac) Poluição do meio ambiented) Incêndio7 DISTINÇÃO ENTRE INDICADORES DE KICK E OUTRAS OCORRÊNCIAS1. Ganho de lama nos tanques• Causas para que isto aconteça:a) Adições na superfície. Pode ocorrer por fabricação, tratamento ou transferência de fluido de perfuração.b) Fluxo da formação - neste caso um kick está ocorrendo.2. Diminuição do nível de lama nos tanquesAs causas para que isto ocorra são:a) Controle de sólidos. A remoção dos mesmos na superfície resulta no decréscimo do nível de lama nos tanques.b) Descarte de lama. A retirada da lama dos tanques, para o dique ou estação.c) Perda de circulação. Neste caso perdeu-se lama para a formação. Tratando-se de uma perda total corre-se o risco de um kick.3. Mudança na taxa de penetraçãoAs razões para que haja uma variação na taxa de penetração são:a) Aumento na taxa de penetração como função do peso sobre a broca, da formação, da rotação da mesa e na vazão da bomba.b) Formação de pressão elevada resulta num rápido incremento da taxa. É um indício de kick.c) Quando a variação na taxa se deve a uma mudança na formação isto ocorre gradativamente. 37
  39. 39. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSIII - PROCEDIMENTOSA - INSTRUMENTOS DE DETECÇÃO DE KICK.Os instrumentos de monitoramento detectam eletronicamente quando um kick estáacontecendo. Eles são acionados pelos indícios de kick já comentados. Para que hajasegurança na sua operação eles devem ser corretamente ajustados. Eles detectam:1. Nível de lama nos tanquesa) Totalizador de volumeMonitora o nível de lama de um até 6 tanques, através de sensores eletrônicos. Acusaganho ou perda, numa variação de até 1bbl.b) Indicador de nível de lama nos tanquesAcusa a variação de volume fora do range de ajuste, mas não indica o volume ganhoou perdido.2. O retorno de lamaÉ ativado por um sinal vindo do sensor instalado na linha de retorno (flow line) e indica,pela movimentação da pá, a percentagem de retorno de fluxo. Não mede vazão indicaa variação na vazão de retorno. O ajuste é feito para um valor máximo e mínimo.3. Nível de lama no tanque de manobraO monitoramento de "enchimento" do poço fornece os meios para acompanhar ocomportamento do fluido de perfuração durante as manobras. Utiliza-se muito, em vezde um medidor eletrônico, uma escala calibrada para cada 5 seções de drill pipes e acada seção de comandos, com o sistema de bóia.4. A presença de gás sulfídrico (H2S).A presença do gás no instrumento enegrecerá uma faixa de papel que é comparadaeletronicamente com uma faixa branca e a diferença em brilho mostrará uma diferençade potencial, que será registrada em termos de ppm de gás. Este é um sistemautilizado.B - INFORMAÇÕES PRÉVIASSão aquelas informações necessárias para um controle de kick e que devem serregistradas rotineiramente. São elas:1. Máxima pressão permissível no choke, baseada na pressão do último teste do BOP e na resistência à pressão interna do revestimento.2. Máxima pressão permissível no choke baseada na pressão de absorção da formação mais fraca estaticamente.3. Máxima pressão no choke em condição dinâmica4. Pressão de bombeio máxima na circulação do kick com o gás acima da sapata 38
  40. 40. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS5. Capacidades dos tubos, comandos e espaços anulares6. Capacidade de deslocamento e eficiência volumétrica das bombas de lama.7. Vazão reduzida de circulação e a correspondente pressão.8. Volume total de lama em atividade no sistema.• Comentários sobre as informações prévias1 - Máxima pressão permissível na superfície. Manômetro do Choke: a) A última pressão de teste do BOP (PTBOP). b) 80% da resistência à pressão interna do último revestimento descido (Pmax,csg).Pmax,csg = 0,80 x RpiRpi - Resistência à pressão interna do revestimento - tabelado.Pmax,eq = Min. (PTBOP; Pmax,csg)Pmax,eq - pressão máxima de equipamento c) Máxima pressão capaz de promover a absorção na formação mais fraca em condição estática. (Pmax,st,f)Considerando a formação mais fraca na posição da sapata, tem-se:Pmax,st,f = Pabs - Phsap = 0,17 x abs x Dvs - 0,17 x m x DvsPmax,st,t= 0,17 x Dvs x (abs - m)Pabs - pressão de absorção na formação mais fraca (psi)abs - massa específica equivalente de absorção (Ib/gal)m - massa específica do fluido de perfuração utilizado (Ib/gal)Dvs - profundidade vertical da sapata (m)d) Pressão máxima em condição dinâmica (Pmax,dn,f)Pmax,dn,f = Pmax,st,f - Pan.csgPan,csg - perda de carga no revestimento 39
  41. 41. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSPara evitar o cálculo desta perda de carga, considera-se 10% da pressão reduzida decirculação (PRC).Manômetro do bengala:e) Pressão máxima de bombeio; um limite para a absorção na formação mais fracadurante a circulação do kick (Pbmax)Pbmax = Pmax,st,f + PRC - Pan,csgPosteriormente, na seção VIII sobre margem de segurança, será feita umaabordagem detalhada sobre a Pbmax.• Comentários sobre as pressões máximasAbordando um influxo de gás que é a situação mais crítica; duas situações precisamser consideradas quanto à posição do gás:• Gás abaixo da sapata• Gás acima da sapataPosteriormente, na consideração dos métodos de controle, será explicada aimportância da posição do gás relacionando-a com as máximas pressões. No momentoeste breve comentário será o suficiente. Pode-se resumir as pressões máximas, emcondição dinâmica, relacionadas com a posição do gás do seguinte modo: Pressão no Bengala Pressão no Choke Posição do gás Mínima Máxima Mínima Máxima Pmax,dn,fGás abaixo da sapata PIC Pmax,eqGás acima da sapata PÍC PbmaxExemplo:A sapata do revestimento de 9 5/9" - 43,5lb/pe - N80, está posicionada a 1920 metros.O fluido de perfuração utilizado tem peso de 10Ib/gal. A massa específica equivalentede absorção é 14,2 Ib/gal. A pressão reduzida de circulação, nesta profundidade, erade 600psi. O BOP foi testado com 5.000psi.Calcule:a) A pressão de absorção 40
  42. 42. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSb) APmax,st,fc) A Pmax,dn,fd) A Pmax,eqe) A PbmaxRespostas:a) Pabs = 0,17 x 14,2 x 1920 = 4635psib) Pmax,st,f = 0,17 x 1920 x (14,2 - 10) = 1370psic) Pmax,dn,f = 1370 - 0,10 x 600 = 1310psi.d) PTBOP = 5.000psiPmax.csg = 0,80 x 6330psi (tabelado) = 5.064psiPmax, eq = Min (5.000psi; 5064 psi) = 5.000psie) Pbmax = 1370 + 600-60 = 191 Opsi.f) CapacidadesSão necessárias para que se possa calcular o volume para deslocar o interior dacoluna e o espaço anular.g) Capacidade de deslocamento e eficiência volumétrica das bombas de lamaO monitoramento do deslocamento do anular ou do interior da coluna é feito em strokesde bomba e não em barris. Para que se tenha a quantidade correta de strokes,correspondente a um determinado volume, em bbl; é preciso que se tenha a eficiênciavolumétrica da bomba de lama. Para o cálculo da eficiência volumétrica de uma bombade lama é preciso que se saiba as relações necessárias, determinadas informaçõessobre a bomba e a operação da mesma. As seguintes informações são importantes:EV= QR/QTQ R = VS/TSQT = VB x CAPTCAPR = CAPT x EVCAPR = QR/VBEV - Eficiência volumétrica.QT- Vazão teórica.QR - Vazão real.CAPT - capacidade teóricaCAPR - capacidade real.VB - velocidade da bomba. 41
  43. 43. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSVS - volume succionadoTS - tempo gasto na sucçãoA capacidade teórica de uma bomba duplex ou de dupla ação é dada por: 3CAPT em in /stkPara uma bomba triplex ou de simples ação a capacidade teórica é dada por:Da expressão da capacidade teórica, para a bomba triplex, resulta:CAPT = 0,0002428 x D2 x L - (bbl/stk)CAPT = 0,0102 x D2 x L - (gal/stk)D - diâmetro da camisa (in)d - diâmetro da haste do pistão, só para a" bomba duplex (in)L - comprimento do curso do pistão (in)Exemplo:Qual a capacidade teórica de uma bomba de lama triplex, em gal/stk, munida comcamisa de 6 ½ x 12"?Resposta:CAPT = 0,0102 x (6 1/2)2 x 12" = 5,1714 gal/stk = 0,123128 bbl/stkNo teste da eficiência volumétrica, esta bomba deslocou 12bbl em 1 minuto e 25segundos, na velocidade de 70spm. Qual a eficiência volumétrica e a capacidade realda bomba, em bbl/stk?Resposta:QT = 70 x 0,123128 = 8,619bbl/min.QR = 12bbl/1,42min = 8,445bbl/minEV = 8,446/8,619 = 98%CAPR = 0,98 x 0,123128 = 0,120665bbl/stk 42
  44. 44. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSh) Vazão reduzida de circulação e a correspondente pressão (PRC).A circulação de um kick com a bomba na mesma vazão de perfuração resultaria empressões tão elevadas, já que se circula por uma restrição, que ultrapassariam apressão de trabalho da bomba; com risco de fraturamento da formação mais fraca.Portanto, durante as operações de controle é necessário que a velocidade da bombaseja mantida num valor reduzido. Normalmente se utilizam valores até a metade davelocidade normal de perfuração.As razões porque se deve circular o kick com a bomba na vazão reduzida, são:1. Evita uma pressão de circulação excessiva2. Reduz o esforço na bomba3. Permite mais tempo para se aumentar o peso da lama.4. Diminui os riscos de fraturamento na formação mais fraca.5. Facilita o manuseio do choke ajustável para que o mesmo trabalhe em sua faixa de abertura apropriada.6. Trabalha em regime laminar ou tampão evitando maior contaminação do fluido de perfuração pelo fluido invasor7. Reduz o desgaste dos equipamentos de superfície devido à abrasividade dos sólidos contidos no gás.Pequenas variações na velocidade da bomba causam mudanças significativas napressão de bombeio. A equação para isto é:P1 - pressão na situação 1 (conhecida)P2 - pressão na situação 2VB1 - velocidade da bomba na situação 1VB2 - velocidade da bomba na situação 2. Exemplo:Durante a perfuração a pressão de bombeio era de 2200psi a 100spm. O sondador nãoregistrou a reduzida a 40spm. Qual o valor estimado desta pressão?Resposta: 43
  45. 45. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSO fluido de perfuração foi alterado de 10 para 11lb/gal. Qual a nova PRC?Resposta:Apesar de ser possível se estimar o valor de uma pressão, o sondador não deve deixarde determinar e registrar a PRC. Ela é determinada simplesmente pela redução davelocidade da bomba para um valor pré-determinado e posterior leitura no manômetrodo bengala. Deve-se fazer o registro desta pressão para cada turno dê trabalho dosondador, quando houver mudança na composição da coluna, nas propriedades dalama, quando houver troca de jatos ou quando se perfuram mais de 200 metros.C - FLOW CHECKFaz-se o flow check (cheque do fluxo) quando se precisa determinar a existência dealguma anormalidade. Este cheque pode ser feito durante a perfuração e numaoperação de manobra.1 - Quando perfurandoPerfurando normalmente o volume de fluido que retorna numa unidade de tempo émenor que a vazão da bomba, isto porque têm-se uma taxa de perda de fluido paraenchimento do poço que é uma função da geração de cascalho.Esta perda é natural e em face da mesma o Técnico de Fluido sabe quando devepreparar mais fluido para manter o nível dos tanques de lama de modo a evitar umaentrada de ar na bomba. A vazão total na calha é a vazão da bomba, pois, o que seperde de fluido para enchimento do poço, ganha-se de cascalho. Para um observadornas peneiras interessa esta vazão total. Quando se observa o fluxo no retorno edetermina-se sua anormalidade ou normalidade; está se fazendo um flow check. Oflow check com a(s) bomba(s) ligada(s) não é confiável, visto que pequenasanormalidades não são determinadas.Quando se constata uma variação na vazão de retorno, desde que o sondador nãotenha alterado a velocidade da bomba, algo anormal aconteceu. Se estiver ocorrendouma perda parcial de circulação e a mesma não for muito acentuada sua verificação sóocorrerá com o abaixamento do nível de lama nos tanques além do esperado. Quandoo retorno é nulo trata-se de uma perda total, o que é uma causa de kick.Quando ocorre um aumento é um indício de que um kick ocorreu; conseqüentementeo nível de fluido nos tanques sobe. 44
  46. 46. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSQuando ocorre a perda de ECD, devido o desligamento da bomba, pode ser osuficiente para a ocorrência de um kick se a BHP, em circulação, estivermargeando a pressão da formação, Pp. Caso o kick já tenha ocorrido à perda de ECDfacilita a entrada de fluido invasor no poço.O flow check confiável é o feito com as bombas desligadas. Neste caso a perfuraçãotem que ser interrompida. Se o poço estiver fluindo é um indício de kick e o poço deveser fechado sem perda de tempo.2 - Quando manobrandoa) O poço está hidrostaticamente balanceado sem (ECD)A ausência de fluxo, antes de iniciar a manobra, é indicativo de que o poço estáestaticamente balanceado. Neste caso, o desligamento da bomba ou bombas, nãoresultou numa (BHP) inferior à pressão de poros. Isto, porém, não é um indicadorabsoluto de que a ameaça de um kick não é iminente. Caso a (BHP) seja igual àpressão da formação (BHP = Pp), não haverá fluxo, entretanto, um pequeno pistoneioserá o suficiente para provocá-lo.b) Controle do volume de abastecimentoA ausência de fluxo também não é tida como indicador absoluto quando se analisa soboutro aspecto. Durante o início da retirada da coluna, poderá não se ter fluxo nenhum,mas um kick já pode ter ocorrido. O controle rigoroso do volume de abastecimento éque constatará a existência do mesmo. As providências imediatas devem ser tomadas,independentes da presença de fluxo. A grande vantagem disto é que pode-se controlaro kick enquanto o ganho ainda é pequeno. É evidente que se os procedimentoscorretos não forem adotados; o fluxo surgirá e com o risco de descontrole. O controledo volume de abastecimento, que é o indicador principal, deve ser feito através de umtanque de manobra e do preenchimento de uma planilha.D) COMPORTAMENTO DO FLUIDO INVASOR1. Mantendo o poço aberto.Quando o kick é de gás, devido à propriedade de expansão do mesmo e à grandediferença entre as massas específicas do gás e do fluído de perfuração; o controletorna-se mais difícil em relação a um kick de água ou óleo. Caso o poço seja mantidoaberto, após uma invasão de gás; a pressão sobre a bolha vai reduzindo econseqüentemente aumenta a expansão do mesmo à medida que se aproxima dasuperfície. A expansão do gás. pode ser avaliada pela lei dos gases reais como mostraa seguinte equação: PV = Z n R T 45
  47. 47. ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOSConsiderando o mesmo número de moles contidos no volume de gás, nas situações 1e 2, tem-se que:P - pressão absolutaT - temperatura absolutaV - volume do gásZ - fator de compressibilidadeR - constante universal dos gasesN - número de moles contidos no volume de gás.Os valores de Z podem ser determinados através de ábacos em função das pressões etemperaturas reduzidas do gás ou de maneira aproximada, para determinado gás,através da temperatura e pressão no ponto em estudo. Considerando um gás ideal,(Z=1); um processo isotérmico (T1 = T2), a equação será reduzida à seguinteexpressão:Exemplo:Calcule o volume de 1bbl de gás ao chegar na superfície, sabendo-se que o mesmoinvadiu o poço com uma pressão de 5400psi a uma profundidade de 3000 metros e opoço foi deixado aberto. Considerar um processo isotérmico e um gás ideal.Resposta:Para se determinar a ordem de grandeza da expansão, tem-se: Z1 = Z2 = 1 e T1 = T2 P1 x V1 = P2 x V2P1=5400psi + 14,7psi 5415psi.V1 =1bblP2 = 15psiV2 = ?V2-361bbLEste 1bbi chegará na superfície na ordem de 361 bbl. Isto significa a presença de umblowout, em face de uma queda grandiosa da hidrostática. Supondo agora que logo 46

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