Well Control - Halliburton

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<p>CONTROLE DE PRESSÃO</p><p>PARA OPERAÇÕES DE PERFURAÇÃO/WORKOVER</p><p>Boots & Coots, Halliburton Service, agradece aqueles que contribuíram com esse texto.</p><p>Todas as informações aqui contidas, incluindo, todos os textos informativos, fotografias,</p><p>gráficos, imagens ou outros materiais (o m bem como o trabalho dele derivado,</p><p>sem restrições, é propriedade da Boots & Coots ou outras partes que tenham dado</p><p>permissão e/ou licença para uso do seu material pela Boots & Coots neste documento.</p><p>Por consenso geral daqueles envolvidos no desenvolvimento do curso ou informações</p><p>fornecidas na preparação desse texto, o material se baseia nas melhores fontes de</p><p>conhecimento disponíveis aos autores no momento da preparação. O material é protegido</p><p>por direitos autorais e outras leis de propriedade intelectual. Qualquer uso, reprodução,</p><p>transmissão, registro, armazenamento ou recuperação, total ou parcial, do material sem</p><p>consentimento escrito expresso da Boots & Coots ou outra parte,conforme o caso,é</p><p>estritamente proibido.</p><p>Pela natureza da indústria de petróleo e gás, procedimentos, equipamentos, normas e</p><p>processos variam enormemente. Logo, Boots & Coots fornece um material</p><p>para fins de informação apenas, não faz indicações da adequabilidade do material e não</p><p>fornece garantias da exatidão e completude do conteúdo contido aqui; a Boots & Coots</p><p>também não sanciona nenhum procedimento ou política contido no material. 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Boots & Coots se isenta</p><p>de qualquer interesse em propriedade intelectual em qualquer material que não seja o</p><p>próprio.</p><p>©2014Halliburton.AllRightsReserved.</p><p>Boots & Coots</p><p>7908 N. Sam Houston Pkwy.W.</p><p>Houston, TX.77064</p><p>Phone: 281-931-8884</p><p>Fax:832-201-8887</p><p>Toll Free:1-800-BLOWOUT</p><p>Prefácio</p><p>O Manual de Controle de Pressão para Operações de Pefuração/Workover da Boots & Coots foi preparado</p><p>para fornecer ao aluno uma compreensão geral das diversas questões de controle de poço associadas às</p><p>operações de perfuração e workover. O manual foi desenvolvido para satisfazer todos os critérios de</p><p>treinamento estabelecidos pela IADC.</p><p>Pela sua natureza, os funcionários, procedimentos, equipamentos, normas e práticas da indústria de</p><p>petróleo variam enormemente. Assim, não é objetivo da Boots & Coots sancionar procedimentos e</p><p>políticas específicas, mas comunicar as práticas normalmente aceitas. Assim, o material aqui contido, por</p><p>consenso geral daqueles envolvidos no desenvolvimento do curso, se baseia nas melhores fontes de</p><p>conhecimento disponíveis aos autores.</p><p>O objetivo deste manual é primeiro fornecer uma visão geral básica das operações de perfuração e</p><p>workover, incluindo detalhes dos equipamentos e produtos normalmente usados. Além disso, fornece uma</p><p>descrição detalhada do reconhecimento e controle de questões potenciais de controle do poço, bem como</p><p>das técnicas usadas para retomar o controle do poço. O manual também inclui breves discussões sobre</p><p>as aplicações, como em águas profundas, que possuem considerações diferentes. Para manter a capacidade</p><p>de gerenciamento, referências detalhadas são incluídas para conveniência dos alunos que desejam adquirir</p><p>informações extras sobre os diversos tópicos aqui discutidos.</p><p>Devemos enfatizar que este manual destina-se a uso individual apenas, e não pode ser usado para</p><p>conduzir um curso sem a permissão escrita expressada Boots & Coots Services.</p><p>Agradecimentos</p><p>Boots & Coots expressa seu agradecimento a todas as empresas e indivíduos que contribuíram para o</p><p>desenvolvimento deste manual.</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>Causas de Kicks</p><p>1-4 Práticas de manobra</p><p>1-6 Perda de circulação</p><p>1-7 Densidade Insuficiente do Fluido (Peso da Lama)</p><p>1-8 Pressão Anormal</p><p>1-9 Fluxo após Operações de Cimentação</p><p>1-10 Obstruções no Poço</p><p>1-11 Formações contendo Gás</p><p>1-10 Perfuração em Poço Adjacente</p><p>1-11 Formações Depletadas</p><p>1-12 Resumo</p><p>1-11 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>Cálculos de Controle de Pressão</p><p>2-2 Pressão Hidrostática</p><p>2-5 Poços em Balance x Underbalance</p><p>2-6 Efeito do Tubo em U</p><p>2-7 Transposição da Fórmula de Pressão Hidrostática</p><p>2-8 Pressão de Circulação (Perda de Carga)</p><p>2-9 Densidade Equivalente de Circulação (ECD)</p><p>2-10 Cálculos de Volume e Altura</p><p>2-16 Pressão do Fundo do Poço (BHP)</p><p>2-17 Pressões de Fechamento</p><p>2-18 Resumo da Análise do Tubo em U</p><p>2-19 Resumo</p><p>2-20 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 3</p><p>Detecção de Kick</p><p>3-2 Principais Indicadores de Kick durante Circulação</p><p>3-4 Detecção de Pressão Anormal</p><p>3-4 Mudanças na Taxa de Penetração (ROP)</p><p>3-5 Diminuição na Pressão de Circulação/Aumento na Taxa de Bombeio</p><p>3-5 Mudanças no conteúdo de gás da Lama</p><p>3-6 Aumento na Temperatura da Lama na Flowline</p><p>3-7 Mudanças nas Propriedades da Lama de Perfuração</p><p>3-6 Mudanças nas Condições do Fundo do Poço</p><p>3-7</p><p>3-8 Detecção de Kick em Manobras</p><p>3-9 Diretrizes para Manobras Secas</p><p>3-13 Dispositivos e Instrumentos de Detecção de Kick</p><p>3-13 Sistemas de Informação</p><p>3-15 Resumo</p><p>3-15 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 4</p><p>Procedimentos</p><p>4-2 Gás de Superfície</p><p>4-4 Perda de Circulação</p><p>4-5 Restrições de Pressão</p><p>4-8 Preparação</p><p>4-9 Pressão Reduzida de Circulação (PRC)</p><p>4-10 Verificando se há Fluxo no Poço</p><p>4-11 Procedimentos de Fechamento</p><p>4-20 Documentos de Ponte</p><p>4-21 Resumo</p><p>4-21 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 5</p><p>Comportamento do Gás</p><p>5-3 Metano</p><p>5-3 Sulfeto de Hidrogênio</p><p>5-4 Dióxido de Carbono</p><p>5-4 Regra Geral de Gás5-5 Lei de Boyle</p><p>5-10 Kicks em Lama com Base Água</p><p>5-13 Lama de Corte de Gás</p><p>5-13 Pressão Máxima</p><p>5-14 Resumo</p><p>5-14 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 6</p><p>Métodos de Pressão Constante do Fundo do Poço</p><p>6-2 Métodos de Circulação</p><p>6-3 Pressão Reduzida de Circulação (PRC)</p><p>6-4 Método do Sondador</p><p>6-5 Primeiro Estágio do Método do Sondador</p><p>6-10 Segundo Estágio do Método do Sondador</p><p>6-13 Método do Engenheiro</p><p>6-17 Boots & Coots Kill sheet</p><p>6-23 Informações para Operações de Controle</p><p>6-30 Método Volumétrico</p><p>6-30 Método Lubricate and Bleed</p><p>6-33 Resumo</p><p>6-33 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 7</p><p>Tópicos Especiais e Complicações</p><p>7-2 Poços com Alto Ângulo/Horizontais</p><p>7-9 Poços de Alta Pressão/Alta Temperatura (HPHT)</p><p>7-21 Perda de Circulação/Blowout Subterrâneo</p><p>7-23 Kick com a Coluna Fora do Fundo</p><p>7-25 Stripping</p><p>7-35 Perfuração de Poços Estreitos</p><p>7-39 Perfuração em Underbalance (UBD)</p><p>7-47 Complicações</p><p>7-49 Complicações: Problemas na Coluna de Perfuração</p><p>7-52 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 8</p><p>Fluidos de Perfuração</p><p>8-2 Fluidos com Base Água</p><p>8-6 Fluidos com Base Óleo (OBM)</p><p>8-6 Medição da Densidade do Fluido</p><p>8-8 Resumo</p><p>8-8 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 9</p><p>Equipamentos de Superfície</p><p>9-2 BOP Stack</p><p>9-3 Preventores Anulares</p><p>9-5 Preventores Anulares Especiais</p><p>9-6 Sistemas de Diverter</p><p>9-7 Preventores tipo Gaveta</p><p>9-10 Disposições Comuns do BOP Stack</p><p>9-11 Poços Categoria I</p><p>9-12 Poços Categoria II</p><p>9-13 Poços Categoria III</p><p>9-14 Poços Categoria IV</p><p>9-15 Poços Categoria V</p><p>9-16 Instalação do Stack</p><p>9-17 Gaxetas com Junta de Anel Comuns</p><p>9-18 Linhas de Preenchimento</p><p>9-16 Acumuladores (Unidades de Controle do BOP)</p><p>9-18 Requisito para Volume Estimado do Acumulador com Fator de Segurança</p><p>9-19 Linhas de Kill</p><p>9-20 Choke Manifolds</p><p>9-21 Válvulas</p><p>9-23 Chokes</p><p>9-25 Sistemas de Circulação</p><p>9-25 Detectores de Gás</p><p>9-26 Indicadores de Retorno da Lama (Sensores</p><p>o poço, desde que</p><p>o influxo esteja próximo ao fundo e: BHP = PF</p><p>Considere o lado do espaço anular do tubo em U. O SICP é de 820 psi, ou seja, 300 psi a mais do que</p><p>o SIDPP. Foi determinado que a pressão da formação era de 7020 psi. Dezesseis barris de fluidos da</p><p>formação entraram no poço, deslocando 16 barris de lama de 12,5 ppg. Fluidos da formação são quase</p><p>sempre menos densos (mais leves) do que o fluido de trabalho no poço, portanto a pressão hidrostática</p><p>total no espaço anular é menor do que a pressão hidrostática exercida pelo o fluido dentro do drill pipe,</p><p>que está cheio de lama de 12.5 ppg.</p><p>Se o ganho do tanque de 16 barris fosse o resultado de 16 barris de gás entrando no fundo do poço</p><p>através do espaço anular de capacidade de 0,029 bbls/pé, o gás teria uma altura aproximada de 552</p><p>pés. (16 ÷ 0,029 = 552 pés). Suponha que a densidade do gás seja de 2,0 ppg. A altura da lama no</p><p>Figura 2 - 9: Pressões de Fechamento com</p><p>um Kick no Poço</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 18</p><p>espaço anular seria de 10000 552 = 9448 pés. A pressão hidrostática no espaço anular seria (12,5</p><p>x 0,052 x 9448) + (2,0 x 0,052 x 552) = 6200 psi. A pressão no fundo do poço é 6200 + 820 = 702</p><p>0 psi, que também é a pressão no fundo do poço no lado do tubo em U que corresponde ao drill pipe,</p><p>assim como a pressão da formação.</p><p>O SICP é maior que o SIDPP porque a pressão hidrostática no espaço</p><p>anular é menor do que a pressão hidrostática exercida pelo fluido</p><p>dentro do drill pipe. Como no lado correspondente ao drill pipe, o</p><p>SICP indica a pressão hidrostática necessária para equilibrar o poço</p><p>no lado do espaço anular. Não é possível determinar precisamente</p><p>a pressão hidrostática do espaço anular, porque nem a altura exata,</p><p>ou a densidade do kick podem ser determinados. A diferença entre</p><p>o SIDPP e SICP (300 psi no exemplo) é uma reflexão da altura e</p><p>densidade, ou seja, da pressão hidrostática exercida pelo influxo.</p><p>RESUMO DA ANÁLISE DO TUBO EM U</p><p>1. Quando um poço é fechado em kick, o SIDPP e o SICP refletem a pressão hidrostática que é</p><p>necessária para equilibrar ou balancear cada lado do tubo em U.</p><p>2. O SIDPP somado à pressão hidrostática exercida pelo fluido dentro do drill pipe é igual à</p><p>pressão da formação.</p><p>3. Quando um poço é fechado em kick, a pressão no fundo do poço é igual à pressão da formação.</p><p>4. Quanto maior o volume de um kick, maior a pressão do revestimento.</p><p>5. Quanto mais leve (menos denso) o fluido invasor, maior o SICP para um kick de uma altura</p><p>estabelecida.</p><p>6. A diferença entre o SIDPP e o SICP reflete o valor da pressão hidrostática do influxo da</p><p>formação.</p><p>A densidade dos fluidos da formação não pode ser controlada, mas a sonda tem algum controle</p><p>sobre o volume do influxo. Quanto maior o influxo, menor será a pressão hidrostática no espaço</p><p>anular, portanto, maior o SICP. Reconhecimento rápido e procedimentos de fechamento são</p><p>essenciais para manter a pressão inicial no espaço anular a mais baixa possível. Pressão do</p><p>revestimento excessiva pode levar a perda de circulação ou falha nos equipamentos. Esses assuntos</p><p>serão discutidos nos próximos capítulos.</p><p>RESUMO</p><p>Pressão é definida como a força (lbs) exercida sobre uma unidade de área (pol2).</p><p>A pressão criada como resultado de uma coluna vertical de fluido em repouso é a pressão</p><p>hidrostática.</p><p>A pressão no fundo do poço é o total das pressões exercidas no fundo de um poço e consiste</p><p>de vários componentes dependendo da operação presente.</p><p>A pressão observada no manômetro da bomba/standpipe (pressão de circulação/perda de</p><p>carga) é resultado do atrito superado por um fluido em movimento em determinada taxa de</p><p>bombeio. Uma pequena mudança na taxa de bombeio resulta em mudança relativamente</p><p>grande na perda de carga.</p><p>Figura 2 - 10: Calculando a Pressão no Fundo</p><p>do Poço</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 19 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Apenas uma pequena porção da pressão de circulação total é exercida no poço circulando</p><p>através da coluna de perfuração, com retorno pelo espaço anular aberto. Chamada de perda de</p><p>carga anular ( anular), e é um componente da pressão total no fundo do poço.</p><p>1. Selecione uma fórmula para determinar a força.</p><p>A. psi ÷ pol2</p><p>B. lbs ÷ pol2</p><p>C. psi x pol2</p><p>D. D2 x 0,7854</p><p>2. Qual é a unidade de medida para o gradiente de pressão?</p><p>A. psi</p><p>B. ppg</p><p>C. psi/bbl</p><p>D. psi/pé</p><p>3.O que significa dizer que o fluido em um poço está sofrendo do efeito do tubo em U?</p><p>A. O fluido no poço está se movendo do espaço anular para a coluna de perfuração ou vice versa.</p><p>B. O fluido de trabalho está sendo bombeado convencionalmente, através da coluna de perfuração,</p><p>retornando para o espaço anular.</p><p>C. O fluido de trabalho está sendo bombeado através do espaço anular, retornando para cima no</p><p>espaço anular.</p><p>D. Todo fluido no poço para de se movimentar imediatamente após a paralisação da bomba.</p><p>4. Com relação à circulação do poço, qual é a diferença entre a perda de carga e a pressão de circulação?</p><p>A. A perda de carga é sempre maior do que a pressão de circulação.</p><p>B. A diferença entre as duas pressões depende se o poço está ou não fechado na superfície.</p><p>C. Não há diferença, elas são a mesma coisa.</p><p>D. A diferença é o valor da perda de carga anular ( anular).</p><p>5. Qual das sentenças a seguir é verdadeira?</p><p>A. A perda de carga em determinado sistema de circulação é a mesma, seja circulando através da</p><p>coluna ou do espaço anular.</p><p>B. A perda de carga em determinado sistema de circulação é maior quando circulando através da</p><p>coluna de perfuração do que quando bombeando no espaço anular (circulação reversa).</p><p>C. A perda de carga em determinado sistema de circulação é menor quando circulando através da</p><p>coluna de perfuração do que quando bombeando no espaço anular (circulação reversa).</p><p>D. Nenhuma das opções acima está correta.</p><p>EXERCÍCIOS</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 20</p><p>6. O ID de certa classe de drillpipe de 5-1/2 pol é 4,778 pol. Qual o volume necessário para encher</p><p>13200 pés deste tubo?</p><p>A. 293 bbls</p><p>B. 329 bbls</p><p>C. 932 bbls</p><p>D. Nenhuma das opções acima.</p><p>7. Usando os dados fornecidos abaixo, qual a diferença na pressão hidrostática por pé vertical (psi/pé)</p><p>entre a manobra de retirada seca e</p><p>Dados do poço:</p><p>Peso da lama: 11,6 ppg</p><p>Capacidade do Revestimento: 0,07321 bbls/pé</p><p>Deslocamento do drill pipe: 0,00750 bbls/pé</p><p>Capacidade do drill pipe: 0,01776 bbls/pé</p><p>A. 25 psi/ pé</p><p>B. 0,25 psi/pé</p><p>C. 0,01523 psi/pé</p><p>D. 0,688 psi/pé</p><p>8. Qual é a pressão exercida por uma coluna de um pé de gás de peso 1,0 ppg?</p><p>A.1029,4 psi/pé</p><p>B. 0,053 psi/pé</p><p>C. 0,052 psi</p><p>D. 0,465 psi</p><p>9. Qual é o volume anular entre 1000 pés de drillpipe de 4-1/2 pol e o poço aberto de 8-1/2 pol? A</p><p>lama no poço é de 16,6 ppg.</p><p>A. 505 bbls</p><p>B. 0,052 bbls</p><p>C. 50,5 psi</p><p>D. 50,5 bbls</p><p>10. A pressão reduzida de circulação (PRC) em certa operação era 1050 psi a 30 spm. Qual seria a</p><p>PRC a 40 spm?</p><p>A. 1867 psi</p><p>B. 1876 pés</p><p>C. 1876 psi</p><p>D. 0,0408 gal/pé</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 21 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>11. A perda de carga anular ( anular) foi estimada em 420 psi ao circular um fluido de 15,4 ppg a 9100</p><p>pés TVD. Qual é a densidade equivalente de circulação (ECD)?</p><p>A. 5,61 pés/bbl</p><p>B. 16,3 ppg</p><p>C. 5,61 bbls/pé</p><p>D. 16,4 ppg</p><p>12. A pressão hidrostática exercida pela lama a 7000 pés TVD e MD é 3970 psi. Qual o peso equivalente</p><p>da lama?</p><p>A. 10,9 %</p><p>B. 9,1 ppg</p><p>C. 10,9 ppg</p><p>D.</p><p>0,566 psi/pé</p><p>13. A pressão do standpipe é 1100 psi ao circular um fluido de 8,7 ppg. Se o peso da lama for aumentado</p><p>para 9,2 ppg, qual pressão de circulação o sondador deve esperar?</p><p>A. 11,6 ppg</p><p>B. 11,6 ppg</p><p>C. 1070 psi</p><p>D. 1163 psi</p><p>14. Qual o valor de pressão a cada pé exercido por uma coluna vertical de fluido de 15,4 ppg?</p><p>A. 0,8 psi/pé</p><p>B. 8,0 psi/pé</p><p>C. 7,9 psi/pé</p><p>D. Nenhuma das opções acima.</p><p>15. Foram necessários 2569 strokes para deslocar o fluido no revestimento após um trabalho de cimentação.</p><p>Qual foi a porcentagem de eficiência da bomba?</p><p>Dados do poço:</p><p>Revestimento de 7 pol (capacidade 0,035 bbls/pé) assentado a 7940 pés TVD, 8200 pés MD</p><p>Vazão da bomba: 0,114 bbls/stk a 100% de eficiência</p><p>Peso da lama: 10,9 ppg</p><p>A. 84%</p><p>B. 98 %</p><p>C. 97%</p><p>D. 96%</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 22</p><p>C</p><p>A</p><p>PÍ</p><p>TU</p><p>LO</p><p>3</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Detecção de Kick 3 - 2</p><p>DETECÇÃO DE KICK</p><p>Na sequência de cada Blowout, após os custos trágicos serem calculados, há uma investigação. Quando</p><p>todos os dados são coletados e analisados e a(s) causa(s) raiz(es) determinada(s), o resultado é</p><p>invariavelmente o mesmo - erro humano. É verdade que o equipamento falha, resultando em Blowouts,</p><p>mas isso é raro. Mesmo assim, alguém teve que selecionar, instalar, testar, manter e operar o</p><p>equipamento de forma adequada e em tempo útil, a fim de garantir seu bom uso, evitando assim o</p><p>blowout. De alguma forma, alguma pessoa (ou pessoas) não antecipou o perigo, não conseguiu entender</p><p>a evolução da situação e não conseguiu reagir adequadamente. Em alguns casos, há uma longa cadeia</p><p>sutil de eventos que levaram ao acidente. Em outros casos, a sequência de eventos ocorreu tão</p><p>rapidamente que houve pouca, ou nenhuma chance, para ninguém a fazer nada a tempo de evitar o</p><p>desastre.</p><p>Blowouts começam com kicks não intencionais e, portanto, cada kick tem o potencial de se transformar</p><p>em um desastre. Este capítulo discute o reconhecimento do kick e lista alguns dos sinais de alerta</p><p>primários de kicks que podem ser observados. Não é necessário dizer que cada pessoa em uma equipe</p><p>da plataforma, independentemente da posição, deve entender completamente os perigos de blowouts e</p><p>como suas tarefas individuais se encaixam nas práticas globais de prevenção do blowout.</p><p>Um poço não pode ter um kick a menos que a pressão no fundo do poço seja inferior à pressão da</p><p>formação. Uma vez que fluidos da formação são quase sempre menos densos que o fluido de</p><p>perfuração, pode-se perceber que, quando fluido da formação entra em um poço, a pressão</p><p>hidrostática exercida pela lama, o principal componente da pressão no fundo de poço, irá diminuir.</p><p>À medida que o fluxo continua e a pressão hidrostática torna-se cada vez mais baixa, a taxa de fluxo</p><p>dentro do poço aumenta. O reconhecimento precoce do kick, seguido por ações adequadas imediatas</p><p>para parar o fluxo é essencial para a prevenção do blowout.</p><p>INDICADORES PRIMÁRIOS DE KICK</p><p>DURANTE A CIRCULAÇÃO</p><p>Embora um kick não possa ser realmente detectado quando</p><p>entra no poço, o fluido de perfuração proporciona um meio de</p><p>comunicação constante com a formação perfurada. Na</p><p>verdade, pode-se dizer que todos os sinais de aviso de um</p><p>kick, apesar de sutis, chegam à superfície por algum tipo de</p><p>mudança no sistema de circulação. Quando um poço está em</p><p>circulação, como quando perfurando, a(s) bomba(s) injetam Figura 3 - 1: Sensor de Fluxo de Retorno</p><p>Detecção de Kick 3 - 3 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>fluido no poço a uma velocidade constante e, com exceção de</p><p>pequenas alterações necessárias ou remoção de material, o</p><p>volume de fluido nos tanques de lama permanece relativamente</p><p>constante desde que o poço esteja cheio de fluido. A taxa de</p><p>retorno de lama na linha de fluxo na superfície deve ser igual à</p><p>taxa de injeção da(s) bomba(s). Se a broca entrou em uma</p><p>formação porosa, resultando em perda de circulação, o fluxo de</p><p>retorno será reduzido e, depois de um curto espaço de tempo, o</p><p>volume nos tanques de lama também será reduzido. Da mesma</p><p>forma, se os fluidos da formação entrarem no poço, o fluxo de</p><p>retorno irá aumentar, causando um aumento de volume nos</p><p>tanques. Em ambos os casos, o sondador pode observar uma</p><p>diminuição na pressão que circula no manômetro do standpipe</p><p>(embora a taxa de bombeio não seja alterada) conforme o peso</p><p>efetivo da lama seja reduzido pelo fluido introduzido. É também</p><p>possível que o peso total da coluna de perfuração aumente</p><p>ligeiramente devido a uma perda de flutuabilidade com a entrada</p><p>do fluido mais leve no poço.</p><p>Quando essas alterações são observadas, o sondador deve</p><p>imediatamente retirar a coluna do fundo, parar de bombear, e</p><p>observar o poço. Se o poço não permanecer cheio, deve ser</p><p>preenchido com lama ou água o mais rápido possível. Se, por outro</p><p>lado, o poço continuar a fluir após a parada do bombeio, os</p><p>preventores de blowout devem ser usados para fechar o poço e</p><p>parar o fluxo.</p><p>Embora as explicações acima possam parecer simples, a detecção</p><p>de um kick nem sempre é fácil. Um dos fenômenos mais frustrantes</p><p>e confusos a respeito da detecção de kick é o "ballooning".</p><p>Formações que apresentam ballooning (principalmente no mar)</p><p>tomam lama quando a bomba é iniciada, após uma conexão por</p><p>exemplo, e depois, quando a bomba é desligada, a lama retorna,</p><p>parecendo um kick. O fluxo de retorno pode variar de alguns barris</p><p>em algumas áreas e mais de 100 barris em outras. Uma técnica</p><p>chamada "fingerprinting" pode ser usada em áreas onde ocorre o</p><p>ballooning. Nesta técnica, o fluxo de retorno e o tempo são</p><p>registados para cada conexão. Logo, um padrão é estabelecido e</p><p>qualquer desvio da tendência deve ser avaliado e tratado como um</p><p>kick. Esses registros são extremamente úteis se vários poços serão</p><p>perfurados na região.</p><p>Várias operações de rotina da sonda podem causar mudanças no volume de lama do poço. Por exemplo,</p><p>limpezas dos retentores de areia (sand trap), ou transferência de lama de um tanque para o outro.</p><p>Equipamentos de controle de sólidos irão descartar um pouco de lama. É importante desligar o equipamento</p><p>durante uma manobra. Se a bomba não está completamente desligada ao estabelecer uma conexão, isso</p><p>pode ser um falso indicador de que o poço está fluindo. Uma boa comunicação entre os membros da equipe</p><p>é um componente importante nos treinamentos para prevenção de blowout.</p><p>Figura 3 - 2: Tanque com Sensor de Nível</p><p>Figura 3 - 3: Formação com Ballooning</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Detecção de Kick 3 - 4</p><p>É possível que ocorra perda total de retornos durante a perfuração, mas isso não é uma ocorrência</p><p>comum. Normalmente, a perda de retorno começa com perdas parciais, que não podem ser identificadas</p><p>imediatamente, para que ações corretivas possam ser tomadas para resolver o problema antes de as</p><p>perdas se tornarem um problema maior. Identificar um kick quando ele entra em um poço não é sempre</p><p>simples também. Vários fatores podem influenciar o reconhecimento do kick, entre eles: o fluido base</p><p>da lama de perfuração (água ou óleo) e o próprio fluido do kick. Se um kick (normalmente água salgada)</p><p>entra em um poço no qual a lama com base água está sendo usada, o kick irá deslocar a lama barril por</p><p>barril. Na verdade, embora possam ser um pouco menos perigosos do que kicks de gás, o rápido</p><p>aumento no volume do poço devido a um fluxo de água pode ser assustador. A maioria dos kicks contém</p><p>algum gás. O gás que entra no fundo do poço vai ser comprimido até certo ponto devido à pressão. Se</p><p>o gás se mistura a um kick de água o ganho do poço não</p><p>refletirá necessariamente o verdadeiro tamanho</p><p>do influxo devido à compressão do gás. Além disso, o kick vai contaminar, muitas vezes severamente,</p><p>a lama com base água e, assim, complicar ainda mais as operações. Kicks de gás são especialmente</p><p>perigosos em fluidos com base óleo por causa da alta solubilidade. A maior parte do gás pode dissolver-</p><p>se na lama, mascarando a gravidade do kick. Se um kick entra no poço de repente ou gradativamente</p><p>os sinais de alerta primários são os mesmos: aumento no fluxo de retorno não explicado, aliado a um</p><p>aumento no volume do poço, frequentemente precedido por uma diminuição na pressão de circulação.</p><p>DETECTANDO PRESSÃO ANORMAL</p><p>Zonas de pressões anormais, permeáveis, frequentemente estão presas</p><p>sob longas formações de folhelho. O folhelho tem pouca ou nenhuma</p><p>porosidade e não é permeável, por conseguinte, quaisquer fluidos da</p><p>formação dentro desta rocha não conseguem fluir livremente para dentro</p><p>do poço. Conforme a perfuração avança através do folhelho, aproximando-</p><p>se da zona inferior de pressão anormal, a decrescente diferença de pressão</p><p>entre a pressão no fundo de poço e a crescente pressão de formação pode</p><p>afetar a operação de perfuração em geral, de diversas maneiras que</p><p>podem ser detectadas na superfície. Vários sinais de pressão anormal são</p><p>discutidos abaixo. Tomados individualmente, nenhum deles seria</p><p>classificado como indicador positivo de que um kick está em andamento,</p><p>mas eles sinalizam que a formação está mudando. Os supervisores devem</p><p>ser informados quando esses indicadores são notados; o sondador e sua</p><p>equipe devem estar cientes da preocupação crescente.</p><p>MUDANÇAS NA TAXA DE PENETRAÇÃO (ROP)</p><p>Muitas vezes os sondadores recebem certos parâmetros que devem ser</p><p>mantidos durante a perfuração. Por exemplo, o peso a ser aplicado sobre</p><p>a broca (WOB Weight on Bit), a pressão de circulação e a rotação do ttop</p><p>drive (RPM Rate per Minute). Quando um motor de fundo é utilizado para</p><p>girar a broca, a taxa de rotação é controlada pela taxa de fluxo e pressão</p><p>de bombeio recomendadas. Se todos estes parâmetros são mantidos durante</p><p>a perfuração de uma determinada formação, a ROP (Rate of Penetration)</p><p>também deve permanecer constante dentro de uma faixa aceitável. É</p><p>perfeitamente normal desenvolver "tendência de dulling" (desgaste) com</p><p>ROP estável à medida em que a broca desgasta, dependendo do tipo de</p><p>broca em uso, mas um aumento gradual da ROP ou uma mudança significativa na tendência normal</p><p>é geralmente associada a uma alteração na formação e pode ser o resultado do aumento da pressão</p><p>da formação. Um aumento repentino e rápido da ROP é chamado de quebra da taxa de penetração</p><p>(drilling break). Os sondadores são orientados a parar a perfuração e observar o fluxo no poço</p><p>sempre que ocorrer uma quebra na taxa de penetração.</p><p>Figura 3 - 4: Mudança na Taxa</p><p>de Penetração</p><p>Detecção de Kick 3 - 5 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Algumas formações anormais têm uma rocha capeadora dura (muitas vezes de anidrita) diretamente</p><p>acima da formação permeável. Quando a broca encontra a rocha capeadora, a perfuração desacelera e às</p><p>vezes até para, significando uma mudança da formação. Quando isso ocorre, diz-se que ocorreu uma</p><p>quebra na taxa de penetração reversa ou drilling break reverso.</p><p>DIMINUIÇÃO NA PRESSÃO DE</p><p>CIRCULAÇÃO / AUMENTO DA TAXA DE</p><p>BOMBEIO</p><p>Quando o sondador observa uma diminuição da pressão de</p><p>bombeio, junto a um aumento na taxa de bombeio (SPM), ele</p><p>normalmente suspeita que exista um buraco (washout) na coluna</p><p>de perfuração. No entanto, estes mesmos sintomas podem indicar</p><p>que um fluido leve entrou no fundo do poço. Em ordem de</p><p>prioridade, um sondador sábio irá verificar primeiramente se há um</p><p>kick, e, em seguida, se o poço está estável, para, então, lidar com</p><p>o possível washout.</p><p>MUDANÇAS NA LEITURA DE GÁS DA</p><p>LAMA</p><p>Se houver gás aprisionado na rocha que é perfurada, o gás é</p><p>liberado e distribuído para a superfície com aproximadamente a</p><p>mesma taxa dos cascalhos. Se a formação for consistente e a ROP</p><p>permanecer constante, esta quantidade de gás nos cascalhos</p><p>também permanecerá dentro de um intervalo constante. Quando</p><p>o peso da lama na superfície é ligeiramente reduzido devido a</p><p>algum gás na lama, é dito que a lama foi cortada por gás. Desde</p><p>que o fluido passe por um desgaseificador antes de ser bombeado</p><p>de volta ao poço, a lama contaminada por gás tem pouco ou</p><p>nenhum efeito sobre a pressão no fundo de poço, porque quase</p><p>toda a expansão do gás acontece na superfície. Gás de fundo</p><p>(background) e alguma contaminação por gás são ocorrências</p><p>perfeitamente normais, portanto, não há motivo para alarme. Se,</p><p>no entanto, existir uma tendência constante de aumento de gás</p><p>nos cascalhos e um aumento na taxa de lama cortada por gás pode haver</p><p>uma indicação de que a broca entrou em uma zona de transição, zona de</p><p>aumento da pressão conforme a broca se aproxima de uma formação de</p><p>pressão anormal.</p><p>Gás de conexão (Connection gas) refere-se a uma pequena quantidade de</p><p>gás que se acumula perto do fundo quando a bomba está desligada durante</p><p>a conexão. Estes acúmulos de gás podem ficar reunidos como uma espécie</p><p>de "nó" e, quando são circulados para a superfície, provocam um aumento</p><p>na taxa de gás de fundo. O Gás de Manobra (Trip Gas) é semelhante ao gás</p><p>de conexão, mas em concentrações maiores. Com a bomba desligada</p><p>durante toda a manobra, parte do gás vai se armazenando no espaço anular</p><p>conforme a coluna de perfuração é removida. Níveis razoáveis de lama</p><p>cortada por gás, quando em circulação, não são normalmente um problema</p><p>significativo desde que o teor de gás permaneça aproximadamente</p><p>constante e o desgaseificador esteja funcionando corretamente.</p><p>STROKES POR MINUTO PRESSÃO DA BOMBA</p><p>2000</p><p>2500</p><p>3000</p><p>4000</p><p>500</p><p>5000</p><p>STROKES POR MINUTO PRESSÃO DA BOMBA</p><p>2000</p><p>2500</p><p>3000</p><p>4000</p><p>500</p><p>5000</p><p>9</p><p>10</p><p>11</p><p>Zona de Transição</p><p>12</p><p>100 110 120 130</p><p>Figura 3 - 5: Medidas de Pressão e Velocidade</p><p>Figura 3 - 6: Unidade de gás do Mud Logger</p><p>Figura 3 - 7: Registro de Temperatura</p><p>do Mud Logger</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Detecção de Kick 3 - 6</p><p>No entanto, aumento nos níveis de gás é um sinal valioso do aumento da pressão da formação,</p><p>especialmente quando acompanha outros sinais de aviso, tais como o aumento na ROP.</p><p>AUMENTO DA TEMPERATURA DA LAMA NA LINHA DE RETORNO</p><p>O aumento da temperatura normalmente acompanha os aumentos na pressão da formação. A</p><p>temperatura no fundo do poço pode ser monitorada com ferramentas e instrumentos especiais</p><p>montados na coluna de perfuração. O monitoramento da temperatura da lama de retorno não é</p><p>necessariamente um reflexo preciso da temperatura da formação, dado o efeito do arrefecimento</p><p>conforme a lama atinge a superfície, no entanto, isso pode ser um aviso de pressão anormal,</p><p>especialmente quando acompanhado de outras mudanças observadas durante a perfuração.</p><p>MUDANÇAS NAS PROPRIEDADES DA LAMA DE PERFURAÇÃO</p><p>Técnicos de fluidos de perfuração (técnicos de lama ou químicos) executam vários testes com a lama.</p><p>As amostras são obtidas passando-se a lama através de um filtro. Em seguida alterações em cloretos</p><p>(sais), cálcio, e outros minerais no líquido filtrado são verificadas. Muitas formações com pressões</p><p>anormais contêm água salgada. Um aumento no teor de cloreto do filtrado pode indicar o aumento</p><p>da pressão de formação. Além disso, o sal contamina a lama com base água, de modo que o aumento</p><p>de cloretos pode fazer com que as propriedades do fluxo se</p><p>modifiquem. A lama também pode se</p><p>diluir na água da formação. Como muitos outros sinais de alerta de kick, isoladamente pequenas</p><p>mudanças nas propriedades da lama podem significar pouco ou nada, mas quando considerado à luz</p><p>de outros indicadores, podem sinalizar uma mudança na formação e na pressão da formação.</p><p>MUDANÇAS NAS CONDIÇÕES DO FUNDO DO POÇO</p><p>Se a ROP aumenta devido a uma zona de transição, é esperado que mais cascalhos estejam no</p><p>espaço anular e derramamento através das telas das peneiras. O aumento de cascalhos pode</p><p>contribuir para outros problemas que os técnicos mais experientes se referem como "hole trouble"</p><p>(problemas no poço). Considerados em conjunto, eles contribuem para a instabilidade do poço que</p><p>é frequentemente associada à perfuração através de zonas de transição.</p><p>Os contribuidores primários para a instabilidade do poço estão listados abaixo:</p><p>Mudanças nos cascalhos. O aumento da taxa de perfuração é evidenciado por um aumento no</p><p>volume de cascalhos nas peneiras. Um exame atento pode revelar que muitos destes cascalhos</p><p>são grandes, às vezes curvados, como lascas de folhelho. Na verdade, muitos não são</p><p>realmente cascalhos gerados pela broca, mas são pedaços de folhelho que se soltaram ou</p><p>no poço devido à redução do overbalance à medida que a zona de transição</p><p>é perfurada.</p><p>Aumento do torque: O volume extra de cascalhos ao redor do bottomhole assembly (BHA)</p><p>provoca uma maior resistência ao giro das brocas e à coluna de perfuração.</p><p>Arrasto aumentado (overpull): À medida em que mais e mais folhelhos soltos se acumulam ao</p><p>redor do BHA, pode ser necessária uma maior força para suspender a coluna do fundo ao se</p><p>fazer uma conexão.</p><p>Poço sob tensão: Certas formações estão sujeitas a muita tensão, devido às forças geológicas ou</p><p>tectônicas, que podem fazer com que a perfuração se torne prolongada, instável e difícil ou</p><p>impossível de se manter o controle direcional do poço.</p><p>Detecção de Kick 3 - 7 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Preenchimento do fundo do poço após conexões: Quando a bomba é desligada, como</p><p>ao efetuar uma conexão, a pressão no fundo do poço é reduzida, o que permite que</p><p>mais cascalhos decantem. O sondador pode achar que precisa começar a bombear e</p><p>lavar a coluna no fundo nas conexões e manobras.</p><p>Deve ser enfatizado que estas indicações de instabilidade do poço não são sinais de alerta diretos de que</p><p>um kick é eminente, mas elas são uma boa indicação de que o diferencial de pressão irá, provavelmente,</p><p>diminuir. Uma das técnicas mais antigas utilizadas é aumentar o peso da lama quando os problemas</p><p>aparecerem. No início, sondadores e chefes de equipes não entendiam porque o peso maior da lama</p><p>ajudava, mas com a experiência eles aprenderam que muitas vezes ajuda. Hoje temos muito mais</p><p>conhecimento e é interessante notar que os veteranos estavam fazendo exatamente a coisa certa no caso</p><p>de formações anormalmente pressurizadas. Nem sempre foi uma decisão fácil para eles, uma vez que a</p><p>maioria dos poços eram operações turn key) e eles sabiam que a ROP iria diminuir</p><p>quando o peso da lama fosse aumentado.</p><p>EXPOENTE</p><p>O expoente "d" é um método multipassos de previsão da pressão anormal que foi desenvolvido há</p><p>muitos anos - antes do advento das ferramentas e instrumentos modernos disponíveis para as</p><p>plataformas de perfuração de hoje e muito antes da época do computador atual. O método envolve</p><p>a plotagem de vários dados recolhidos durante a operação de perfuração, por exemplo, ROP, o</p><p>tamanho da broca, WOB, etc. Os dados representados graficamente estabelecem uma tendência de</p><p>perfuração. Uma alteração na linha de tendência plotada poderia ser utilizada para identificar uma</p><p>zona de transição. O expoente "d" é usado ainda hoje, mas agora os dados são coletados por diversos</p><p>instrumentos precisos, interfaceados com computadores, de modo que as tendências são</p><p>estabelecidas em tempo real conforme a perfuração avança. Em resumo, o programa do expoente</p><p>"d" moderno recolhe e estrutura todos os indicadores de pressão anormais mencionados acima. Um</p><p>software compila e analisa os dados e interpreta os resultados, prevendo as mudanças na pressão</p><p>da formação.</p><p>DETECÇÃO DE KICK NAS MANOBRAS</p><p>Não é possível enfatizar demais a importância do monitoramento de um poço durante manobras. A</p><p>manobra de retirada (tripping out) é, geralmente, considerada mais perigosa do que a manobra de</p><p>descida (tripping in) devido ao aumento da probabilidade de pistoneio (swabbing), mas kicks também</p><p>podem se desenvolver durante a descida da coluna no poço. Há apenas um método para detectar</p><p>um kick durante a manobra da coluna. À medida que a coluna de perfuração é descida ou removida</p><p>do poço, o nível do fluido no espaço anular muda. A coluna desloca um volume exato de fluido quando</p><p>movimentada, este volume é conhecido (calculado). A variação do volume real no espaço anular,</p><p>devido ao movimento do tubo, deve ser medida e cuidadosamente comparada com o valor calculado,</p><p>previsto, do deslocamento. Se houver uma diferença significativa entre o real e o calculado, ou se a</p><p>tendência medida não seguir a tendência prevista, existe uma indicação de que algo está mudando</p><p>no fundo do poço. Se, no meio de uma manobra seca, a coluna estiver apresentando o deslocamento</p><p>de uma manobra molhada, este é um sinal definitivo de que algo está errado. Nessa altura, a</p><p>manobra deve ser interrompida e o poço observado até que o problema seja identificado.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Detecção de Kick 3 - 8</p><p>Os dois métodos comuns de medição do preenchimento do poço em</p><p>manobras de retirada são, ou usando um tanque de manobra dedicado,</p><p>pequeno, que tenha sido calibrado com precisão, ou utilizando uma</p><p>bomba da sonda e a contagem de strokes da bomba em cada</p><p>enchimento. Dos dois, o tanque de manobra é recomendado como o</p><p>mais preciso e, portanto, a técnica mais segura. Algumas plataformas</p><p>grandes usam dois tanques de manobra e preenchem os espaços</p><p>anulares constantemente conforme a coluna é puxada, mas isso não é</p><p>suficiente para simplesmente manter os mesmos completos - o volume</p><p>de enchimento deve ser medido. Afinal, se o poço está em kick, o espaço</p><p>anular vai estar cheio. A frequência do enchimento varia dependendo</p><p>do equipamento da sonda, bem como do tamanho do poço e dos</p><p>componentes que compõem a coluna de perfuração. Há uma regra de</p><p>ouro de um velho sondador chamada regra de 5, 3 e 1, ou seja,</p><p>preencher o poço a cada 5 seções de tubos de perfuração (drill pipe), a</p><p>cada 3 seções do heavy weight (HWDP), e a cada 1 seção de drill collar.</p><p>A regra é boa e se aplica à maioria dos poços em manobras secas, no</p><p>entanto, não se aplica universalmente. Os cálculos de manobras</p><p>similares aos descritos no Capítulo 2 podem ser utilizados no</p><p>desenvolvimento de uma folha de manobras precisa (trip sheet). Os</p><p>exemplos abaixo ilustram a diferença significativa (e o perigo) entre</p><p>manobras "molhadas" e "secas" no que diz respeito a controle de</p><p>pressão. Regulamentos para poços offshore nos EUA exigem que o poço</p><p>seja preenchido antes que a pressão hidrostática seja reduzida de 75</p><p>psi. O exemplo ilustra que a regra 5, 3, 1 não satisfaria os regulamentos</p><p>na manobra molhada deste poço em particular.</p><p>Observe a diferença na diminuição da pressão hidrostática (psi/pé) entre</p><p>a manobra "seca" e "molhada" nos exemplos seguintes.</p><p>Peso da lama: 12,2 ppg</p><p>Drill pipe: 5 pol, 19,5 ppf, 31 pés/junta, capacidade 0,01719 bbls/pé,</p><p>deslocamento 0,00827 bbls/pé</p><p>HWDP: 5 pol, 49,3 ppf, 30 pés/junta, capacidade 0,0088 bbls/pé, deslocamento 0,0179 bbls/pé</p><p>Drill colar: 6-3/4 pol, 30 pés/junta, capacidade 0,0039 bbls/pé, deslocamento 0,0405 bbls/pé</p><p>Revestimento: 8 pol, 47 ppf,</p><p>capacidade 0,07321 bbls/pé</p><p>MANOBRA SECA USANDO A REGRA DE OURO 5, 3, 1</p><p>psi/pé = (gradiente x deslocamento do tubo de perfuração) ÷ (capacidade do revestimento</p><p>deslocamento do tubo de perfuração)</p><p>Drill pipe: (12,2 x 0,052 x 0,00827) ÷ (0,07321 0,00827) = 0,0808 psi/pé</p><p>Puxando uma seção tripla: 3 x 31 pés x 5 seções x 0,0808 = 37,5 ou 38 psi</p><p>Drill collar: (12,2 x 0,052 x 0,0405) ÷ (0,07321 0,0405) = 0,786 psi/pé</p><p>Puxando uma seção: 3 x 30 pés x 0,786 = 70,7 ou 71 psi</p><p>PUXANDO</p><p>TUBO</p><p>PUXANDO</p><p>TUBO</p><p>Figura 3 - 8: Manobra Seca e Molhada</p><p>Detecção de Kick 3 - 9 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>MANOBRA MOLHADA USANDO A REGRA DE OURO 5, 3, 1</p><p>psi/pé = [gradiente x (deslocamento do tubo de perfuração + capacidade do tubo de perfuração)] ÷</p><p>(capacidade anular)</p><p>Drill pipe: [(12,2 x 0,052) x (0,00827 + 0,01719)] ÷ (0,07321 0,00827 0,01719)] = 0,338 psi/pé</p><p>Puxando uma seção tripla: 3 x 31 pés x 5 seções x 0,338 = 157 psi</p><p>HWDP: [(12,2 x 0,052) x (0,0179 + 0,0088)] ÷ (0,07321 0,0179 0,0088) = 0,36 psi/pé</p><p>Puxando uma seção tripla: 3 x 30 pés x 3 seções x 0,36 = 97,2 psi</p><p>Drill collar: [12,2 x 0,052 x (0,0405 + 0,0039)] ÷ (0,07321 0,0405 0,0039) = 0,98 psi/pé</p><p>Puxando uma seção: 3 x 30 pés = 0,98 = 88,2 psi</p><p>É importante que o membro da equipe designado para manter os registros de manobra (folha de</p><p>manobra) compreenda a importância da sua tarefa quando o tubo estiver sendo puxado para evitar erros</p><p>durante manobras longas, de rotina. Pequenas quantidades de gás podem ser pistoneadas no poço</p><p>durante um longo período de tempo. O gás pode se misturar à lama ou migrar para o espaço anular e</p><p>passar despercebido até que o poço realmente entre em underbalance e comece a fluir. É possível que</p><p>haja uma quantidade significativa de gás pistoneado no poço antes de finalmente começar a fluir. A única</p><p>prevenção são medições cuidadosas e precisas de preenchimento. Nem sempre é fácil determinar</p><p>exatamente quando começa o pistoneio. Quando há qualquer dúvida o sondador deve ser notificado e se</p><p>for decidido que a manobra deve ser continuada, o tubo deve ser puxado cautelosamente a uma</p><p>velocidade mais lenta.</p><p>Manobras de descida também devem ser cuidadosamente monitoradas. Plataformas que não têm um</p><p>tanque de manobra devem isolar o menor tanque disponível para os retornos e registrar cuidadosamente</p><p>o volume inicial, antes de a manobra começar. Conforme a manobra é feita, deve-se anotar que o fluxo</p><p>de retorno é interrompido entre cada ciclo da conexão.</p><p>Registro de manobra de retirada; registros precisos de manobra são uma obrigação em cada</p><p>operação.</p><p>Número</p><p>da seção</p><p>Leitura</p><p>Inicial do</p><p>Trip Tank</p><p>Leitura</p><p>Final do</p><p>Trip Tank</p><p>Diferença Teórica</p><p>(Calculada)</p><p>Tendência</p><p>(Diferença)</p><p>Tendência</p><p>Acumulada</p><p>Observações (Comentários ao</p><p>Trocar tubos, problemas, etc)</p><p>5 50,0 48,5 1,5 3,56 -2,06 -2,06</p><p>Puxar o Drill Pipe do fundo - Pode</p><p>estar preso</p><p>10 48,5 42,9 5,6 3,56 +2,04 -0,02 Parece OK</p><p>15 42,9 39,2 3,7 3,56 +0,14 0,12</p><p>20</p><p>39,2</p><p>35,9</p><p>3,3</p><p>3,56</p><p>-0,26</p><p>-0,14</p><p>25</p><p>33,2</p><p>30,5</p><p>2,7</p><p>3,56</p><p>-0,86</p><p>-0,96 Possível Pistoneio</p><p>30</p><p>33,2</p><p>32,3</p><p>0,9</p><p>3,56</p><p>-2,66</p><p>-3,62</p><p>Poço não está recebendo o volume</p><p>adequado de fluido. Parar</p><p>Manobrar e Fazer um Flow Check</p><p>Figura 3 - 9: Ficha de acompanhamento de manobra (Trip Sheet)</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Detecção de Kick 3 - 10</p><p>Alguns comentários gerais sobre práticas seguras de manobras estão listados abaixo.</p><p>Se possível, é uma boa ideia circular um bottoms up antes de iniciar uma manobra para fora do</p><p>poço. Circular o poço não apenas limpa os cascalhos e empurra lentamente o gás para fora do</p><p>espaço anular, como também proporciona uma boa oportunidade para fazer ajustes finais para o</p><p>sistema de lama antes de a manobra começar.</p><p>Manobras secas são preferíveis a manobras molhadas por várias razões, incluindo a segurança do</p><p>piso da sonda, bem como preenchimento / deslocamento de volumes mais precisos.</p><p>Manter registros de manobras recentes disponíveis para comparação com a manobra em curso.</p><p>Atualizar as folhas de manobra sempre que mudanças significativas forem feitas na coluna de</p><p>perfuração ou se a profundidade mudar significativamente desde a última manobra.</p><p>Sondas que contam strokes da bomba para determinar o volume preenchido devem verificar a</p><p>eficiência das bombas tantas vezes quanto possível.</p><p>Ao misturar o tampão para manobra seca, uma boa agitação do tanque é necessária.</p><p>de uma coluna de perfuração restrita pode ser frustrante e paciência é, muitas vezes, necessária.</p><p>(Consulte nesta seção diretrizes para prática da mistura de tampões).</p><p>Manter o controle do volume a ser preenchido e de deslocamento pode ser difícil durante a descida</p><p>do revestimento. Uma vez que o revestimento tenha um colar flutuante (float collar) o</p><p>revestimento vazio desloca a totalidade do volume como se ele estivesse sendo descido cheio. Os</p><p>níveis do tanque podem precisar ser ajustados para acomodar o grande retorno no espaço anular.</p><p>Durante a operação, o revestimento será preenchido, talvez diversas vezes. O volume a ser</p><p>preenchido deve ser conhecido com antecedência e os níveis do tanque monitorados. Os princípios</p><p>de identificação de kick são os mesmos, mas as flutuações de volume são muito maiores e,</p><p>portanto, mais difíceis de rastrear.</p><p>GUIA PARA TAMPÕES PESADOS EM TUBOS SECOS</p><p>O primeiro passo para calcular as densidades dos tampões é decidir qual comprimento da coluna de</p><p>perfuração vazia o tampão criaria ou, até que ponto o tampão deve cair. A densidade necessária</p><p>para atingir a queda em um sistema equilibrado pode ser estimada uma vez que a queda desejada</p><p>seja determinada.</p><p>Assumindo o seguinte:</p><p>Drill pipe: 5 pol, 19,5 lbs/pé, capacidade 0,01776 bbls/pé</p><p>Um tanque de tampão com 25 barris disponíveis para bombeio</p><p>Peso da lama de 12,0 ppg</p><p>1. Resolução para um tampão de 25 bbl em um tubo de perfuração de 5 pol.</p><p>Uma junta de Range II de drillpipe possui cerca de 31 pés, portanto, se a equipe remover triplos,</p><p>ou seja, três juntas para cada seção, uma seção terá cerca de 93 pés de comprimento. Espera-se,</p><p>então, uma queda de cerca de 150 pés para o tampão.</p><p>Bbls ÷ bbls/pé = pé</p><p>Detecção de Kick 3 - 11 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>2. Solução para a densidade necessária para que o tampão cause uma queda de 150 pés.</p><p>Enquanto a queda do tampão e o diâmetro do tubo permanecerem constantes, a razão entre a queda</p><p>e seu comprimento pode ser tratada como um valor constante e utilizado para várias densidades, como</p><p>mostrado nos exemplos abaixo. A constante para o poço do exemplo é:</p><p>Assumindo 150 pés de queda, determinar a densidade do tampão necessário em sistemas de 9,0</p><p>ppg, 14,0 ppg e 16,0 ppg, respectivamente.</p><p>Conforme a densidade do sistema aumenta, um tampão mais pesado é necessário a fim de realizar a</p><p>mesma queda de 150 pés. A fim de manter a mesma queda com pesos de lama mais elevados, ou um</p><p>volume maior de tampão, uma densidade mais elevada é necessária. Suponha que o volume do tampão</p><p>tenha aumentado de 25 para 30 barris.</p><p>O adicional de 5 barris faz pouca diferença no que diz respeito à densidade, embora o tampão ocupe</p><p>um adicional de 281 pés no tubo de perfuração (1689 - 1408 = 281).</p><p>Uma estimativa do aumento do volume do tanque após o tampão ser deslocado pode ser feita e o</p><p>top drive ou kelly desconectados. Utilizando o exemplo acima, se a lama secou drillpipe</p><p>de 5 pol, com uma capacidade de 0,01776 bbls/pé, 150 x 0,01776= 2,66 ou 3 barris. Portanto, um</p><p>volume (do tampão) de 25 bbls + 3 bbls = um ganho de tanque de cerca de 28 bbls, uma vez que o</p><p>fluxo de retorno pare. Se os tampões</p><p>forem misturados de acordo com estas orientações, há pouca</p><p>coisa que o membro da equipe, que mistura o agente, possa fazer. O tubo em U deve ser equilibrado</p><p>antes de o tampão ser bombeado.</p><p>lama x [(queda do tampão ÷ comprimento do tampão)] + 1 = densidade do tampão</p><p>12,0 x [(150 ÷ 1408)] + 1) = 13,27 ou 13,3 ppg</p><p>Sistema de 9,0 ppg x 1,106534 = 9,95 ou 10,0 ppg de tampão</p><p>Sistema de 14,0 ppg x 1,106534 = 15,49 ou 15,5 ppg de tampão</p><p>Sistema de 16,0 ppg x 1,106534 = 17,7 ou 18,0 ppg de tampão</p><p>O comprimento do tampão na coluna perfuração é 30 ÷ 0,01776 = 1689 pés</p><p>Taxa para a fórmula com tampão mais longo é (150 ÷ 1689) + 1 = 1,0888099</p><p>Sistema de 9,0 ppg x 1,08881 = 9,79 ou 9,8 ppg de tampão</p><p>Sistema de 14,0 ppg x 1,08881 = 15,24 ou 15,3 ppg de tampão</p><p>Sistema de 16,0 ppg x 1,08881 = 17,42 ou 17,5 ppg de tampão</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Detecção de Kick 3 - 12</p><p>Uma diferença de 0,2 ou 0,3 ppg entre o peso da lama na flow line e o peso da lama no poço pode</p><p>fazer uma diferença considerável na queda do tampão. Se o sistema for conhecido por estar fora de</p><p>equilíbrio e não puder ser circulado, então será necessário um tampão maior ou mais pesado do que</p><p>o normal. A melhor solução é circular o espaço anular, limpando-o, antes de bombear o tampão.</p><p>Algumas dicas gerais para mistura do tampão estão listadas abaixo.</p><p>O tampão deve ser deslocado adequadamente. Se o tampão ficar em um nível acima da mesa</p><p>rotativa, o fluido não vai cair e a conexão será quebrada molhada. Da mesma forma, se o</p><p>tampão for bombeado para o fundo, será ineficaz. Erros de deslocamento de tampão são</p><p>bastante comuns. É por isso que algumas equipes parecem ter mais problemas para tais tipos</p><p>de manobra do que outras.</p><p>Calcule o volume nas linhas entre o tanque do tampão e a mesa rotativa. Quando um volume</p><p>exato for determinado, coloque a informação disponível em barris e strokes para que todos os</p><p>sondadores operem com seus tampões da mesma maneira. Usar o tempo, em vez de strokes,</p><p>como guia não é recomendado, pois não é preciso.</p><p>Quando a eficiência da bomba for verificada (assim como na instalação de um plugue de</p><p>cimentação), aplica-se a eficiência da bomba revisada para o processo do tampão.</p><p>Calcule e publique as informações necessárias para misturar um bom tampão sob várias</p><p>condições diferentes. Isto deve encorajar todo o pessoal da plataforma a seguir os mesmos</p><p>procedimentos.</p><p>Na maioria dos casos, não é uma boa prática misturar um tampão muito antes de seu uso. Se</p><p>ele for misturado com antecedência, uma boa agitação se faz necessária.</p><p>Certifique-se de que o peso da lama que retorna do espaço anular seja tão preciso quanto</p><p>possível antes de misturar o tampão e tenha certeza de que peso do tampão foi cuidadosamente</p><p>aferido alguns minutos após a barita ter sido misturada.</p><p>Agite ou mexa constantemente.</p><p>Misture em vez de despejar a barita para dentro do funil. Despejar causa decantação e pesos</p><p>imprecisos. Pode também obstruir os jatos da broca.</p><p>Se a descarga do funil para o tanque de tampão estiver diretamente acima da sucção,</p><p>providencie uma espécie de proteção contra respingo. Descarregar diretamente no topo da</p><p>sucção causará aeração que irá resultar em pesos imprecisos e bombeio ineficiente.</p><p>A melhor viscosidade para um tampão é aproximadamente a mesma do sistema de lama. Se a</p><p>viscosidade do tampão for um problema, solicite ao químico que recomende o melhor tipo e</p><p>quantidade de diluente necessários para o ajuste da viscosidade.</p><p>É uma boa prática estimar a quantidade de barita necessária para o tampão. Misture o montante</p><p>estimado, ou um pouco menos, e, então, verifique o peso do tampão.</p><p>Se a barita estiver embalada em sacos de 100 lbs, então, cerca de 60 sacos irão aumentar a</p><p>densidade de 100 barris em 1,0 ppg. Um tampão de 25 bbls deve exigir cerca de ¼ do total, ou cerca</p><p>de 15 sacos. Estime o volume do tanque para a mistura, misture cerca de 15 sacos e verifique o</p><p>peso do tampão. Misturar desta forma é mais rápido, menos trabalhoso e mais econômico.</p><p>Existem várias operações e condições que tornam a manobra seca difícil ou inviável, não importa o</p><p>quão cuidadosa e consciente a equipe seja. Operações de pescaria, colunas longas e combinadas,</p><p>jatos da broca muito pequenos ou parcialmente obstruídos e lama extremamente viscosa se</p><p>encaixam nesta categoria. Nestes casos, o sondador deve ser paciente e tentar variar suas técnicas,</p><p>buscando a combinação certa.</p><p>Detecção de Kick 3 - 13 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>APARELHOS E INSTRUMENTOS DE DETECÇÃO DE KICK</p><p>Plataformas de perfuração e manutenção usaram dispositivos</p><p>de detecção de kicks simples por muitos anos. Talvez o</p><p>equipamento mais comum de detecção de kick consista em</p><p>sensores de fluxo de retorno e indicadores de nível de lama</p><p>nos tanques. O sensor de fluxo mais comum é um simples</p><p>dispositivo do tipo pá, que se estende para a linha de fluxo e</p><p>está conectado a um micro-switch que indica mudanças</p><p>relativas no fluxo a partir do espaço anular. Um medidor ou</p><p>indicador montado no piso da sonda registra as mudanças para</p><p>que o sondador tenha um acompanhamento completo.</p><p>Um medidor de fluxo diferencial mede a diferença de fluxo</p><p>entre o bombeio e o retorno, e registra a diferença em um</p><p>gráfico linear. O sensor de fluxo utiliza uma pá instalada na</p><p>linha de fluxo que é desviada através do aumento do retorno</p><p>de lama. Medidores de fluxo diferencial são instrumentos</p><p>efetivos, e, embora eles exijam mais atenção e manutenção</p><p>do que pás mecânicas, são ferramentas precisas de alerta</p><p>precoce. Estes dispositivos devem ser instalados e mantidos</p><p>em funcionamento contínuo, mesmo quando a coluna estiver</p><p>fora do poço. Dois tipos comuns de indicadores de fluxo são:</p><p>(1) o medidor elétrico diferencial e (2) o sensor mecânico.</p><p>Os indicadores de nível de tanque (PVT pit volume totalizer)</p><p>usam um sistema de boias que medem o volume total de lama</p><p>no sistema ativo. Interruptores de múltiplas posições sobre o</p><p>piso da sonda permitem que o sondador leia o volume de lama</p><p>em tanques individuais, bem como o volume total do sistema</p><p>ativo. Um indicador de ganho/perda relativa e um gráfico de</p><p>24 horas que monitora o sistema de lama ao longo de um dia</p><p>inteiro, também fazem parte do PVT. A maioria dos fabricantes</p><p>de equipamento de detecção inclui um painel exibindo a</p><p>velocidade de bombeio, número total de strokes bombeados e um meio de rastreamento de ganhos</p><p>e perdas no tanque de manobra. Estes dispositivos estão equipados com alarmes visuais e sonoros</p><p>que alertam o sondador e a equipe quando os valores saem dos limites pré-estabelecidos.</p><p>SISTEMAS DE INFORMAÇÃO</p><p>Os recentes avanços tecnológicos revolucionaram a indústria de petróleo e gás. A perfuração</p><p>horizontal é rotina em muitas áreas nos EUA e ao redor do mundo. Operações multi -laterais, nas</p><p>quais vários poços são perfurados e produzidos a partir de um único local, tornaram possível a</p><p>recuperação de hidrocarbonetos, utilizando técnicas de engenharia que teriam sido impensáveis há</p><p>poucos anos atrás. Unidades flutuantes agora operam com segurança em águas com profundidades</p><p>de até 10000 pés.</p><p>Figura 3 - 10: Sensor de Fluxo de Retorno</p><p>Figura 3 - 11: Tanque com Sensor de Nível</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Detecção de Kick 3 - 14</p><p>Computadores levam informações para locais longe do verdadeiro local de perfuração. Um sondador</p><p>em uma sonda moderna percebe que a familiar alavanca de freio foi substituída por um joystick</p><p>operado a partir de um console que exibe e registra todos os dados operacionais, que antes eram</p><p>reunidos em um registrador de perfuração, além de informações do fundo do poço, como</p><p>a pressão</p><p>de poros, a temperatura e até mesmo informações geológicas. Toda a operação pode ser monitorada</p><p>simultaneamente a partir de vários locais, por meio de computadores e monitores.</p><p>Embora as ferramentas de Measurement While Drilling (MWD) e Logging While Drilling (LWD)</p><p>venham sendo utilizadas por anos, agora é possível executar muitas destas ferramentas em uma</p><p>única sequência de modo que uma enorme quantidade de dados possa ser coletada em tempo real</p><p>e integrada através de uma interface de computador enquanto a perfuração continua.</p><p>As informações podem incluir:</p><p>Pressão da formação</p><p>Perda carga no anular ( Panular)</p><p>Permeabilidade de formação</p><p>Direção (inclinação e azimuth)</p><p>Temperatura</p><p>Densidade efetiva do fluido no fundo do poço</p><p>Embora muitos equipamentos ainda utilizem</p><p>registradores de perfuração padrão e medidores</p><p>analógicos, as empresas de serviços têm desenvolvido</p><p>uma variedade de instrumentos que podem ser</p><p>alugados e instalados para melhorar os equipamentos</p><p>permanentes da sonda. Manômetros analógicos estão</p><p>sujeitos a danos e erros de calibração devido à</p><p>vibração e trabalho geral da plataforma de perfuração. A precisão de um manômetro analógico</p><p>é suspeita. Normalmente, os manômetros de altas pressões (standpipe, revestimento, etc.) são</p><p>calibrados de modo que a faixa média do indicador seja a mais próxima da exatidão. As faixas</p><p>das extremidades, alta e baixa, são um pouco menos precisas. Manômetros digitais não</p><p>possuem partes móveis, portanto, a sua calibração não é seriamente afetada pela pulsação,</p><p>vibração e atividade de rotina da plataforma.</p><p>Muitos equipamentos modernos têm substituído os sensores tradicionais de fluxo com medidores</p><p>eletrônicos que medem ambas entrada e saída das bombas. Da mesma forma, os instrumentos</p><p>podem monitorar com precisão as variações de volume, bem como a densidade da lama. Da</p><p>mesma forma que a instrumentação do fundo, os dados desses instrumentos podem ser</p><p>assimilados pela interface geral do computador.</p><p>As plataformas de perfuração e workover são mais seguras hoje do que em qualquer tempo no</p><p>passado. Embora as chaves flutuantes manuais e cunhas estejam desaparecendo rapidamente do</p><p>campo, ainda há muitas plataformas que operam com segurança ao redor do mundo usando</p><p>equipamentos de superfície tradicionais, testados pelo tempo. Os mais recentes sofisticados sistemas</p><p>podem ser bastante caros e as operações de rotina em muitas áreas simplesmente não justificam o</p><p>custo extra.</p><p>Figura 3 - 12: Sondador na Unidade de Controle</p><p>Detecção de Kick 3 - 15 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>RESUMO</p><p>Todos os blowouts começam como kicks. Quanto maior o tempo para se reconhecer que um kick</p><p>está em desenvolvimento, mais tempo levará até que o poço possa ser controlado e o fluxo</p><p>interrompido. Uma vez que um poço seja fechado em kick, a pressão do revestimento de fechamento</p><p>(SICP) é exercida em todo o poço; na formação aberta, no revestimento e no equipamento da cabeça</p><p>do poço na superfície. Quanto maior for o kick, maior a SICP, e, portanto, é crucial que kicks sejam</p><p>identificados de forma segura e contidos o mais rapidamente possível. Uma vez que o controle seja</p><p>perdido e um poço sofra um Blowout, fluidos inflamáveis, às vezes tóxicos, são liberados com uma</p><p>tremenda força. Apenas os membros mais sortudos da equipe, que estejam mais afastados do centro</p><p>da explosão irão sobreviver. A sonda pode ser destruída em questão de minutos e os danos</p><p>ambientais podem durar anos. Todos os membros de uma equipe de perfuração devem conhecer os</p><p>indicadores primários de kick: fluxos inexplicáveis no poço quando não há circulação, ganhos</p><p>inexplicáveis no volume do poço e discrepâncias de volume quando se monitora manobras. A</p><p>importância da constante conscientização da equipe no que diz respeito aos sinais de alerta de kicks</p><p>não pode ser vista como exagero.</p><p>1. No que diz respeito ao controle do poço, o que se entende por "fingerprinting"?</p><p>A. Um método de base de identificação pessoal sobre o padrão único de linhas dos dedos de uma pessoa.</p><p>B. Um método de comparar a taxa de penetração (ROP) com demais poços perfurados na mesma área.</p><p>C. Um método para analisar os retornos da linha de fluxo quando a(s) bomba(s) estiver(em)</p><p>parada(s), como quando se está fazendo uma conexão.</p><p>D. Fingerprinting não é um termo usado na indústria de petróleo/gás.</p><p>2. Por que os Sondadores são instruídos a manter certos parâmetros como peso sobre a broca</p><p>(WOB), pressão de bombeio e velocidade de rotação (RPM) durante a perfuração?</p><p>A. A fim de perfurar mais rápido</p><p>B. Para que haja tempo para retirar amostras que serão coletadas e analisadas</p><p>C. Para garantir que o programa do poço esteja sendo seguido</p><p>D. Mudanças repentinas e inexplicáveis nestes parâmetros podem indicar zonas de pressão anormais.</p><p>3. O que é zona de transição?</p><p>A. Uma perda da zona de circulação</p><p>B. Uma formação na qual a pressão está aumentando de normal para anormal.</p><p>C. A formação imediatamente abaixo da superfície de revestimento</p><p>D. Uma rocha de cobertura ou de formação de anidrita</p><p>4. O que é um drilling break (quebra na taxa de penetração)?</p><p>A. Um aumento súbito da taxa de penetração (ROP)</p><p>B. Uma súbita, inexplicável diminuição na taxa de penetração (ROP)</p><p>C. Uma indicação de que a linha de perfuração deve ser cortada e desativada</p><p>D. Um termo tradicional na plataforma para almoço</p><p>EXERCÍCIOS</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Detecção de Kick 3 - 16</p><p>5. Embora kicks de gás sejam muito perigosos, os retornos de lama cortada por gás normalmente não são</p><p>motivo de alarme. Por que isso?</p><p>A. A maioria do gás é liberada nas peneiras.</p><p>B. Porque as plataformas possuem desgaseficadores funcionando o tempo todo</p><p>C. Porque a maioria das expansões de gás ocorre na superfície; a pressão no fundo do poço</p><p>não é seriamente afetada.</p><p>D. Lama cortada por gás sempre é um problema sério.</p><p>6. Como os Problemas de Poço são associados com a detecção de kick?</p><p>A. Formações de sal irão contaminar a lama de perfuração com base água.</p><p>B. Cascalhos grandes são uma indicação de formações contendo gás.</p><p>C. Problemas de poço devem ser relatados ao técnico de lama imediatamente</p><p>D. A instabilidade do poço pode indicar que a broca está entrando em uma zona de transição.</p><p>7. Como as manobras podem ser monitoradas em pequenas plataformas que não possuem tanques de</p><p>manobra?</p><p>A. Mantendo o poço cheio todo o tempo</p><p>B. Contando os strokes da bomba necessários para o enchimento.</p><p>C. Usando a regra de ouro 5-3-1</p><p>D. Pequenas plataformas raramente perfuram poços de alto risco.</p><p>8. Por que é considerada uma boa prática circular um Bottoms Up antes de se iniciar a manobra</p><p>para fora do poço?</p><p>A. Para limpar cascalhos e gás do espaço anular</p><p>B. Para permitir tempo para reajustar as propriedades da lama, se necessário</p><p>C. Para aumentar as chances de bombeio de tampão para retirada de tubo seco</p><p>D. Todas as alternativas anteriores</p><p>9. Por que manobras manobras ?</p><p>A. Os dois tipos de manobra são igualmente seguros</p><p>B. Perigo de escorregamento no chão da plataforma</p><p>C. Mais fácil de controlar com precisão o enchimento e os volumes de deslocamento</p><p>D. Opções A e C estão corretas.</p><p>10. Por que manômetros digitais são preferíveis aos analógicos na plataforma?</p><p>A. Manômetros digitais são mais baratos que os analógicos.</p><p>B. Manômetros digitais não são seriamente afetados pela pulsação, vibração e atividades</p><p>de rotina do chão da plataforma.</p><p>C. Medidores digitais consomem menos energia.</p><p>D. A equipe de perfuração está mais familiarizada com os manômetros analógicos.</p><p>Pr</p><p>oc</p><p>ed</p><p>im</p><p>en</p><p>to</p><p>s 4</p><p>-</p><p>1</p><p>C</p><p>on</p><p>tro</p><p>le</p><p>de</p><p>P</p><p>re</p><p>ss</p><p>ão</p><p>p</p><p>ar</p><p>a</p><p>O</p><p>pe</p><p>ra</p><p>çõ</p><p>es</p><p>d</p><p>e P</p><p>er</p><p>fu</p><p>ra</p><p>çã</p><p>o/</p><p>W</p><p>or</p><p>ko</p><p>ve</p><p>r</p><p>C</p><p>A</p><p>PÍ</p><p>TU</p><p>LO</p><p>4</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 2</p><p>PROCEDIMENTOS</p><p>Quando um poço sofre um kick e os fluidos da formação começam a deslocar o fluido de perfuração, o</p><p>primeiro e principal objetivo é proteger o poço interrompendo o fluxo. Para este fim, os equipamentos</p><p>e procedimentos foram desenvolvidos para que o fechamento do poço seja efetuado da maneira mais</p><p>rápida e segura possível. As discussões nesse capítulo abordam a identificação comum do kick e os</p><p>procedimentos de fechamento que foram desenvolvidos por operadores ao longo de muitos anos de</p><p>experiência. Deve-se entender, no entanto, que devido à grande variedade de equipamentos, bem como</p><p>os locais e operações, não é possível abordar todas as situações. Nosso objetivo é explicar as boas</p><p>como uma recomendação</p><p>de um procedimento em detrimento de outro.</p><p>GÁS RASO</p><p>Nas fases iniciais da perfuração de um poço, antes da descida do revestimento de superfície e da</p><p>instalação do BOP, a única proteção contra blowouts é a coluna de fluido de perfuração. Na maioria dos</p><p>casos isso não é um problema. No entanto, em certas áreas pode haver "bolsões" de gás aprisionado</p><p>em profundidades rasas. Gás raso é mais predominante em áreas offshore do que em terra e</p><p>ferramentas modernas de pesquisa sísmica tornaram possível a localização dessas zonas, com uma</p><p>precisão cada vez maior para que os engenheiros de poço possam alterar os locais para iniciar a</p><p>perfuração a fim de evitar a possibilidade de um kick de gás raso. Alguns programas podem exigir a</p><p>perfuração de um poço piloto, seguido de uma operação de abertura de poço, antes da descida do tubo</p><p>condutor. O pequeno poço piloto reduziria o possível volume do fluxo se o gás raso fosse encontrado.</p><p>Perfuração em zonas com gases rasos é um dos eventos mais perigosos de controle de poço, porque</p><p>não existem meios eficazes para reduzir ou parar o fluxo. Evitar, sempre que possível, é a melhor</p><p>proteção contra os fluxos de gás raso.</p><p>Quando o gás raso é encontrado, ele flui para a superfície com uma força enorme, descarregando o</p><p>fluido de perfuração em segundos. Este gás contém areia de formação que, com o atrito com outros</p><p>objetos de aço no piso da sonda, pode formar uma faísca ou gerar calor suficiente para inflamar</p><p>instantaneamente o gás. Se uma grande bolha de gás se eleva sob uma unidade, a plataforma pode</p><p>inclinar-se ou ainda afundar devido à perda de flutuabilidade, embora isto seja um problema menor</p><p>em locais de águas profundas uma vez que as correntes provavelmente afastariam o gás da direção</p><p>da plataforma.</p><p>Como não há BOP instalado antes da descida do revestimento de superfície, é impossível interromper</p><p>o fluxo do poço. De qualquer forma, o BOP não poderia ser usado para parar o fluxo, pois a formação</p><p>em profundidades rasas é muito frágil e, possivelmente, não suportaria a pressão. A formação poderia</p><p>fraturar e o gás escaparia ao redor da cabeça do poço, uma situação extremamente perigosa.</p><p>Procedimentos 4 - 3 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Sistemas de diverter consistem em um preventor anular de</p><p>baixa pressão montado sob o piso da plataforma. O diverter está</p><p>a</p><p>antes que o elemento do diverter feche, dirigindo assim o fluxo</p><p>para longe do equipamento, sem restringir. O ponto positivo dos</p><p>depósitos de gás raso é que eles possuem um volume</p><p>relativamente baixo; costumam esgotar rapidamente ou o poço</p><p>desmorona, acumulando areia e materiais, criando uma</p><p>obstrução e interrompendo o fluxo. O problema é identificar o</p><p>fluxo e ativar o sistema de diverter o mais rápido possível.</p><p>Sistemas de diverter são menos comuns em plataformas</p><p>terrestres do que em unidades offshore porque os</p><p>equipamentos são grandes e pesados, portanto podem ser</p><p>problemáticos durante a movimentação da plataforma.</p><p>Unidades de águas profundas usam o sistema de diverter como um meio de liberação de gás do riser,</p><p>ou seja, limpam qualquer gás que possa ter ficado preso no riser quando o poço foi fechado.</p><p>As linhas de ventilação devem ser grandes e retas o quanto possível a fim de limitar os efeitos de</p><p>erosão e desgaste no elemento de vedação. Linhas de oito polegadas são o mínimo exigido e linhas</p><p>de doze polegadas ou mais são comuns em algumas unidades offshore. As fixações das linhas de</p><p>ventilação devem ser checadas frequentemente, especialmente se elas foram usadas recentemente.</p><p>Fluxos rasos podem chegar à superfície com uma violência tão grande que qualquer linha</p><p>desprotegida pode partir ou soltar, esvaziando todo o fluido do poço sob o piso da plataforma.</p><p>Procedimentos de diverter devem ser discutidos nas reuniões prévias ao início da perfuração. É de</p><p>responsabilidade do sondador garantir que todos os membros da equipe entendam os riscos do gás</p><p>raso e estejam familiarizados com suas obrigações individuais e responsabilidades em relação ao</p><p>desvio do fluxo. Atenção constante deve ser dada à direção do vento durante cada turno assim,</p><p>quando o sistema de diverter for ativado, a correta linha de ventilação (a favor do vento) deve ser</p><p>aberta antes que o elemento de vedação do diverter feche. Diverters não são projetados para</p><p>suportar altas pressões. Eles não são rotineiramente testados sob pressão, no entanto, muitos</p><p>operadores exigem que o equipamento funcione diariamente. Embora improvável, é possível ter um</p><p>fluxo de gás durante a descida do revestimento de superfície ou mesmo durante um trabalho de</p><p>cimentação das paredes do poço. Alguns programas de poço planejam que o poço aberto seja</p><p>preenchido com lama pesada antes que essas operações sejam iniciadas. Uma vez que o fluxo de</p><p>gás raso é detectado e o sistema de diverter, ativado, um fluido (lama de perfuração ou água) é</p><p>bombeado com a máxima velocidade possível. O aumento da pressão no fundo do poço, devido à</p><p>alta velocidade de circulação, se opõe dinamicamente ao fluxo do poço. O líquido bombeado também</p><p>molha e esfria o gás que flui, reduzindo, assim, as chances de incêndio e explosões.</p><p>Figura 4 - 1: Exemplo de Sistema de Diverter -</p><p>Sequenciamento Integral</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 4</p><p>Os principais sinais de alerta de um fluxo de gás raso durante a perfuração são:</p><p>Um aumento significativo no fluxo de retorno.</p><p>Uma súbita, significativa diminuição na pressão de circulação.</p><p>Fluido de perfuração derramado sobre o bell nipple e sobre o piso da plataforma.</p><p>Procedimento de Diverter sugerido durante a Perfuração</p><p>Alertar a equipe do piso de perfuração.</p><p>Suspender a coluna do poço e continuar a circulação.</p><p>Ativar o sistema de diverter.</p><p>Bombear à máxima velocidade com o fluido de perfuração, água ou lama pesada, se disponível.</p><p>Estabelecer um vigia para o sistema de diverter.</p><p>Estabelecer um vigia para sinais de gás ao redor da cabeça do poço.</p><p>Fluxo de gás raso durante uma manobra é uma situação extremamente perigosa. Muitos operadores</p><p>irão bombear lama para dentro do poço ou bombearão uma lama mais pesada até o fundo antes de</p><p>iniciar a manobra. O procedimento seguinte pode ser considerado. A necessidade de uma reação rápida</p><p>não pode ser subestimada.</p><p>Procedimento de Diverter sugerido durante a Manobra</p><p>Instalar a cunha na coluna, fazer a conexão do top drive no drillpipe e fechar a válvula de segurança de</p><p>abertura plena (FOSV).</p><p>Ativar o sistema de diverter.</p><p>Abrir a FOSV.</p><p>Bombear à máxima velocidade com o fluido de perfuração, água ou lama pesada, se disponível.</p><p>Estabelecer um vigia para o sistema de diverter.</p><p>Estabelecer um vigia para sinais de gás ao redor da cabeça</p><p>do poço.</p><p>O procedimento de fechamento é mais demorado em unidades que usam uma kelly</p><p>convencional/ mesa rotativa</p><p>Instalar a cunha na coluna.</p><p>Instalar e fechar a FOSV.</p><p>Ativar o sistema de diverter.</p><p>Suspender a kelly.</p><p>Abrir a FOSV.</p><p>Bombear à máxima velocidade com o fluido de perfuração, água ou lama pesada, se disponível.</p><p>Estabelecer um vigia para o sistema de diverter.</p><p>Estabelecer um vigia para sinais de gás ao redor da cabeça do poço.</p><p>PERDA DE CIRCULAÇÃO</p><p>Perda de circulação talvez seja o problema mais comum entre todos os que ocorrem durante a perfuração.</p><p>Como discutido anteriormente (veja no capítulo 2), perda de circulação também pode ser associada a kicks</p><p>e prevenção de blowouts. Se não houver retorno (perda total), o sondador deve, imediatamente, suspender</p><p>Procedimentos 4 - 5 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>a coluna de perfuração, começar a encher o espaço anular com fluido e observar o poço. Se o poço</p><p>não ficar cheio da lama de perfuração, deve-se tentar bombear lama reserva ou água. Algumas</p><p>plataformas grandes mantêm reservas de tanques de lama em standby com esse objetivo. Unidades</p><p>offshore têm um suprimento infinito de água do mar que pode ser usada se o poço não estiver</p><p>mantendo a coluna de lama. Supervisores podem decidir fechar o poço com o BOP e monitorar</p><p>qualquer acúmulo da pressão enquanto avaliam a situação.</p><p>Perda parcial é muito mais comum do que perda total, mas o procedimento inicial permanece o</p><p>mesmo; todo o esforço deve ser feito para manter o espaço anular cheio de fluido. Em algumas</p><p>áreas, um material de perda de circulação (LCM Lost Circulation Material) é usado para restaurar</p><p>a zona de perda, mas esta é estritamente uma questão de experiência local. Fique atento para o fato</p><p>de que a adição de LCM pode aumentar a perda de carga no anular e até intensificar o problema.</p><p>Blowouts subterrâneos (underground blowouts), isto é, fluidos da formação fluindo de uma zona e</p><p>entrando na zona de perda, apresentam um problema sério, que vai além da capacidade de controle</p><p>da equipe. Empresas prestadoras de serviços podem recomendar um número de técnicas, incluindo</p><p>o bombeio de um tampão vedante, gunk plugs (uma mistura de óleo diesel e bentonita), ou outro</p><p>material vedante especialmente projetado.</p><p>LIMITAÇÕES DE PRESSÃO</p><p>EQUIPAMENTOS DA CABEÇA DO POÇO</p><p>Uma vez que o revestimento de superfície tenha sido descido e cimentado, o BOP stack pode ser</p><p>instalado. A partir desse momento o fluido de perfuração ainda é considerado a principal barreira</p><p>contra kicks; o BOP torna-se uma barreira secundária a ser utilizada para interromper o fluxo após</p><p>a ocorrência de um kick. A coluna e o equipamento associado à cabeça do poço são, então, testados</p><p>antes de se perfurar a sapata do revestimento. Preventores de gaveta, manifold do choke, válvulas</p><p>de segurança de abertura plena (FOSV), e inside BOPs são testados de acordo com suas pressões</p><p>nominais de trabalho. A API RP 53 recomenda que preventores anulares sejam testados a pelo menos</p><p>70% da sua pressão nominal. O teste de pressão da válvula de segurança é considerado o valor</p><p>limite para todos os equipamentos da cabeça do poço, desde que nenhum componente no sistema</p><p>(exceto o preventor anular) seja classificado ou testado a um valor inferior.</p><p>RESISTÊNCIA À RUPTURA DO REVESTIMENTO</p><p>O limite de escoamento interno (internal yield), ou limite de ruptura do revestimento (casing burst),</p><p>é obtido a partir das tabelas de recomendação do fabricante. É comum considerar o limite de</p><p>escoamento interno como sendo 70% da pressão nominal. Por exemplo, nas tabelas aprendemos</p><p>que um revestimento de 13-3/8 polegadas, K-55, 68 ppf (pouds per foot libra por pé) tem um</p><p>limite mínimo de escoamento interno de 3450 psi, portanto o limite máximo de ruptura seria</p><p>considerado 3450 x 0,7 = 2415 psi.</p><p>Revestimentos são, algumas vezes, submetidos a testes de caliper, ou testados de outra forma para</p><p>determinar o desgaste que pode ocorrer durante a operação de perfuração e naquele momento. Os</p><p>limites de ruptura, limites de colapso e outros dados ficam prontamente disponíveis nos quadros e</p><p>tabelas publicados por várias empresas de serviço. A Figura 4-2 exibe uma página de tal publicação</p><p>reconhecida pela indústria.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 6</p><p>RESISTÊNCIA DA FORMAÇÃO (INTEGRIDADE)</p><p>Boas práticas de perfuração pelo mundo (e algumas agências reguladoras) exigem que a formação</p><p>aberta abaixo da sapata seja testada para determinar sua força depois de se perfurar a sapata do</p><p>revestimento. Em águas Americanas, os regulamentos exigem que o teste seja antes de se perfurar 50 pés</p><p>do novo poço. Na maioria dos casos o teste é conduzido depois de se perfurar somente aproximadamente</p><p>10 ou 15 pés. O teste da formação é normalmente conduzido usando uma bomba e uma unidade de</p><p>cimentação ou alguma outra bomba de baixa vazão que possa ser cuidadosamente controlada. Relatórios</p><p>de volume e pressão são mantidos durante o teste, incluindo a relação tempo X pressão registrada da</p><p>unidade de bombeio.</p><p>Figura 4 - 2: Dimensões e Resistências do Revestimento</p><p>Existem dois testes comuns: testes de absorção (LOT Leak Off Test) e testes de integridade da formação</p><p>(FIT Formation Integrity Test). Testes de absorção são feitos quando pouca ou nenhuma informação sobre</p><p>a formação é conhecida. Embora a técnica específica possa divergir de acordo com a preferência do operador,</p><p>um LOT consiste na aplicação de pressão no poço até se verificar que uma pequena quantidade de fluido</p><p>esteja efetivamente entrando na formação e a pressão deixe de aumentar à medida em que mais fluido é</p><p>bombeado. O real ponto de absorção, às vezes, é difícil de ser determinado e cuidados devem ser tomados</p><p>para evitar uma real ruptura na formação ou danos permanentes. Testes de absorção fornecem uma</p><p>estimativa da resistência da formação no momento em que o teste é executado. Muitas vezes a formação</p><p>pode se tornar ainda mais forte à medida que se perfura e um reboco que protege as paredes do poço é</p><p>formado pelo fluido de perfuração. Detalhes do teste de absorção são documentados nos registros do poço.</p><p>A resistência da formação pode ser bem conhecida em campos de desenvolvimento onde muitos poços foram</p><p>perfurados. Nesse caso o operador pode optar por fazer um teste de integridade (FIT). Um FIT envolve a</p><p>aplicação de uma pressão pré-determinada (ou o peso da lama equivalente) no poço, mantendo durante um</p><p>curto período de tempo, geralmente cerca de 10 minutos. Se a pressão se mantiver estável, o teste é</p><p>considerado satisfatório e, como o teste de absorção, documentado nos registros do poço. Os exemplos</p><p>abaixo descrevem um teste de absorção e um teste de integridade da formação.</p><p>Exemplo 1: Teste de absorção (LOT)</p><p>O revestimento foi assentado, cimentado e perfurado a uma profundidade de 2512 pés TVD, usando</p><p>fluido de perfuração de 9,0 ppg. Durante um teste de absorção, a pressão foi aplicada em</p><p>incrementos de 100 psi até que se observou que a formação começou a absorver fluido quando a</p><p>pressão da superfície aplicada atingiu 1050 psi. (Observe que os decimais nestes cálculos são</p><p>arredondados para baixo para valores inteiros, por questões de segurança)</p><p>Procedimentos 4 - 7 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>1. A pressão total exercida na sapata de revestimento é a pressão hidrostática na sapata, mais a pressão</p><p>aplicada.</p><p>2. Convertendo 2225 psi para densidade equivalente na sapata.</p><p>Substituindo: 2225 ÷ 0,052 ÷ 2512 = 17,0 ppg</p><p>Essa densidade, 17,0 ppg, é o Máximo Peso de Lama ou Peso de Fratura ( fratura). Em outras palavras,</p><p>se o</p><p>fluido de 9,0 ppg que está no poço for substituído por um fluido 17,0 ppg, a pressão hidrostática</p><p>na sapata seria de 2225 psi e qualquer pressão adicional (ou peso da lama) provavelmente causaria</p><p>perda de circulação.</p><p>O peso de fratura é um valor importante e não é somente documentado nos registros do poço, mas</p><p>é frequentemente postado no escritório da plataforma ou na cabine do sondador perto do piso da</p><p>plataforma. Conforme um poço é perfurado, o peso da lama é aumentado de tempos em tempos,</p><p>aumentando, assim, a pressão hidrostática na sapata. No exemplo acima, a resistência da formação</p><p>de 2225 psi foi encontrada aplicando-se 1050 psi na superfície, além da pressão hidrostática pelo</p><p>fluido de 9,0 ppg na sapata. Se o peso da lama precisasse ser aumentado, a formação não</p><p>conseguiria suportar os 1050 psi na superfície. O peso de fratura é usado para determinar a pressão</p><p>máxima que a formação pode aguentar quando o peso da lama é aumentado.</p><p>MÁXIMA PRESSÃO PERMISSÍVEL NA SUPERFÍCIE ATRAVÉS DO ANULAR (MAASP)</p><p>A pressão máxima na superfície que pode ser aplicada no espaço anular antes que formação comece</p><p>a fraturar, a Máxima Pressão Permissível na Superfície através do Anular (MAASP). Presumindo que o</p><p>peso da lama no exemplo do poço acima tenha sido aumentado para 9,8 ppg. A MAASP é</p><p>determinada através da diferença entre o peso de fratura e o peso da lama convertida em pressão,</p><p>na sapata do revestimento (ou TVD de interesse).</p><p>MAASP = ( fratura lama) x 0,052 x TVD (sapata)</p><p>MAASP = (17,0 9,8) x 0,052 x 2512 = 940 psi</p><p>Esse valor, que representa a fratura da formação com lama de 9,8 ppg seria inserido nos registros do</p><p>poço e no painel remoto do choke hidráulico, bem como em outros locais da plataforma. Se acontecer</p><p>de a equipe tomar um kick e a pressão estabilizada do revestimento (SICP) for 900 psi, as chances</p><p>de circular o kick para fora antes de haver perda de circulação, ou até o desenvolvimento de um</p><p>blowout subterrâneo, seriam pequenas. O exemplo ilustra a importância da detecção precoce de um</p><p>kick e fechamento do poço, pois quanto maior o kick, mais alto será o valor de SICP. A MAASP deve</p><p>ser recalculada toda vez que o peso da lama no poço for alterado.</p><p>Para resumir essa discussão, o peso máximo de lama permissível, ou peso de fratura é encontrado por:</p><p>fratura (ppg) = P (teste) ÷ 0,052 ÷ TVD (sapata)</p><p>A máxima pressão permissível na superfície através do anular (MAASP) é encontrada por:</p><p>MAASP (psi) = ( fratura (ppg) lama) (ppg atual) x 0,052 x TVD (sapata)</p><p>P (sapata) = PH (sapata) + P (teste de absorção)</p><p>(9,0 x 0,052 x 2512) + 1050 = 2225 psi</p><p>equivalente sapata = P ÷ 0,052 ÷ TVD</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 8</p><p>Exemplo:</p><p>Um operador está perfurando um poço em uma área na qual a formação é bem conhecida. Dados</p><p>indicam que os pesos da lama em poços próximos raramente excedem 14,0 ppg a 11000 pés TVD. A</p><p>empresa decide testar a formação com um teste de integridade de formação, usando o equivalente de</p><p>16,0 ppg abaixo do revestimento de 9-5/8, assentado a 8700 pés TVD. O peso da lama atual é de 10,8</p><p>ppg. Determine a pressão que deve ser aplicada para que o equivalente de 16,00 ppg seja alcançado.</p><p>Dados da integridade da formação podem ser usados para determinar um fator máximo (tamanho)</p><p>de tolerância do kick.</p><p>Exemplo:</p><p>PREPARAÇÃO</p><p>Estar preparado para identificar e controlar um poço em kick envolve vários componentes: 1)</p><p>equipamentos da plataforma e ferramentas devem estar à mão e em boas condições de</p><p>funcionamento, 2) os procedimentos da empresa devem estar bem estabelecidos e compreendidos</p><p>pela equipe, 3) membros da equipe devem praticar frequentemente a detecção dos kicks e os</p><p>procedimentos de fechamento a fim de conseguirem completar suas tarefas da maneira mais segura</p><p>e rápida possível.</p><p>PREPARAÇÃO PRÉ-TURNO</p><p>Algumas das perguntas que surgem são:</p><p>Qual preventor será fechado no fechamento inicial?</p><p>Como as informações serão passadas no local?</p><p>Quais são as atribuições dos vários membros da equipe?</p><p>Quais são as etapas individuais necessárias para o procedimento de fechamento e quem vai</p><p>realizá-las?</p><p>A preparação deve recomeçar a cada troca de turno seguindo uma rotina padrão.</p><p>Solução: A pressão correta aplicada pode ser encontrada mostrando a diferença entre os</p><p>pesos da lama como pressão hidrostática na sapata do revestimento (TVD).</p><p>(16,0 10,8) x 0,052 x 8700 = 2352 psi</p><p>fratura lama)</p><p>Sapata do revestimento = 4000 pés TVD</p><p>fratura a 4000 pés =14,2 ppg</p><p>lama = 10,0 ppg</p><p>Tolerância ao kick = 1,68 ppg ou 0,087 psi/pé</p><p>Procedimentos 4 - 9 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Verificações consistem nos itens listados a seguir:</p><p>A unidade acumuladora principal deve ser visualmente inspecionada, e as pressões verificadas; válvulas</p><p>de 4/3 vias devem estar na posição correta para permitir que os painéis de controle remoto funcionem.</p><p>Inspecionar visualmente o BOP stack.</p><p>A linha lateral do BOP, da válvula lateral (HCR) até o choke manifold, deve estar aberta para o</p><p>choke selecionado (linha verde). Todas as outras válvulas no manifold devem estar fechadas.</p><p>O choke pré-selecionado deve ser aberto ou fechado de acordo com a política da empresa.</p><p>A reunião de turno sobre segurança deve discutir possíveis kicks no que diz respeito à operação</p><p>atual.</p><p>Uma FOSV em posição aberta e a chave para fechá-la e uma inside BOP (IBOP) devem estar</p><p>facilmente acessíveis no piso da plataforma.</p><p>Distâncias de espaçamento do piso da plataforma para os componentes do BOP stack devem</p><p>ser conhecidas a fim de evitar o fechamento de preventores de gaveta em um tool joint. Se o</p><p>hang-off for feito com os preventores de gaveta, as distâncias exatas devem ser determinadas.</p><p>Avaliações de espaçamento são especialmente importantes para as unidades flutuantes devido</p><p>à profundidade da água, mudanças da maré, e movimento da plataforma. O BOP stack</p><p>em grandes unidades flutuantes pode ser mais alto do que o comprimento médio de uma seção</p><p>do drill pipe.</p><p>PRESSÃO REDUZIDA DE CIRCULAÇÃO (PRC)</p><p>Uma das primeiras tarefas de um sondador ao começar o turno é determinar a pressão de circulação</p><p>(fricção) de cada bomba com diferentes taxas reduzidas. No caso de um poço estar fechado em kick,</p><p>ele pode ser circulado mantendo-se a pressão no espaço anular constante através do choke hidráulico</p><p>e do bombeio, o último consideravelmente mais lento do que o usado para operações de perfuração.</p><p>Conhecendo antecipadamente a pressão reduzida de circulação com taxas variadas, o planejamento</p><p>da operação de controle pode ser simplificado.</p><p>Não há um padrão para a taxa reduzida de circulação. É comum empresas exigirem que três taxas</p><p>sejam verificadas em cada bombeio, uma delas sendo cerca de ½ da usada para perfuração. As taxas</p><p>escolhidas dependem totalmente do sistema de controle de bombeio e das preferências individuais</p><p>da empresa. O sondador simplesmente bombeia a uma taxa reduzida e constante e grava a pressão</p><p>de circulação exibida no painel remoto do choke, e também no manômetro do standpipe. Qualquer</p><p>discrepância entre os manômetros é anotada para referência. Na maioria das operações de controle,</p><p>o painel remoto do choke será considerado o mais preciso. Em plataformas que possuem sofisticados</p><p>dispositivos no fundo do poço conectados a computadores, a pressão do standpipe e a taxa de</p><p>bombeio são exibidas em um ou mais monitores, por exemplo, na cabine do sondador, na unidade</p><p>de registro da lama, e outros locais estratégicos ao redor da plataforma. É uma boa ideia ter a taxa</p><p>de strokes da bomba contada manualmente, caso haja algum problema com os contadores</p><p>mecânicos. É crucial que a taxa seja precisa porque qualquer pequena</p><p>da Flowline)</p><p>9-27 Tanques de Lama</p><p>9-28 Sistema Totalizador do Volume do Tanque (PVT)</p><p>9-29 Separadores Lama/Gás</p><p>9-30 Selo Hidráulico do Separador Lama/Gás</p><p>9-28 Degaseificadores</p><p>9-29 Sistemas de Preenchimento de Manobra</p><p>9-30 Sistemas de Informação</p><p>9-31 Sistemas de Top Drive</p><p>9-32 Power Swivel</p><p>9-31 Equipamentos de Segurança</p><p>9-33 Inside BOPs (IBOP)</p><p>9-34 Drop-In/Pump Down Dart Valves</p><p>9-35 Válvulas de Contrapressão</p><p>9-36 Resumo</p><p>9-35 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 10</p><p>Controle da Pressão Submarino</p><p>10-2 Sondas de Perfuração Flutuantes</p><p>10-3 Perfuração sem riser</p><p>10-5 Perfuração com riser</p><p>10-5 Riser Submarino</p><p>10-7 Considerações sobre o design do riser</p><p>10-10 Conectores</p><p>10-11 Sistema do Diverter</p><p>10-13 BOP Stack Submarino</p><p>10-16 Sistemas de Controle do BOP</p><p>10-21 Painéis de Controle da Superfície</p><p>10-22 Tempos de Resposta</p><p>10-23 Acumuladores</p><p>10-24 Sistemas de Controle Backup do BOP</p><p>10-25 Sistemas Autoshear</p><p>10-26 Sistemas Deadman</p><p>10-26 Prevenção e Detecção de Kick</p><p>10-31 Procedimentos de Fechamento de Kickpara Sondas Flutuantes</p><p>10-35 Diretrizes para Hang-Off</p><p>10-37 Técnicas de Tratamento de KicK em Perfuração Flutuante</p><p>10-39 Métodos de Pressão do Fundo do Poço Constante</p><p>10-40 Medição da Pressão de Atrito na Linha de Choke</p><p>10-45 Compensando alterações na Pressão Hidrostáticanas linhas de</p><p>Choke/Kill</p><p>10-46 Bullheading</p><p>10-46 Migração de Gás</p><p>10-47 Lubrificação Dinâmica</p><p>10-47 Gás livre no riser</p><p>10-50 Resumo</p><p>10-51 Exercícios</p><p>CAPÍTULO 11</p><p>Controle de Pressão para Operações de Completação/Workover</p><p>11-3 Operações Corretivas</p><p>11-4 Operações de Completação</p><p>11-6 Fratura</p><p>11-8 Acidificação</p><p>11-9 Operações de Workover</p><p>11-16 Equipamentos de Subsuperfície</p><p>11-16 Operações na Luz do Dia Apenas</p><p>11-17 Árvore de Natal (Produção)</p><p>11-18 Equipamentos Subsuperfície</p><p>11-31 Métodos Corretivos de Controle da Pressão</p><p>11-31 Circulação Reversa</p><p>11-33 Bullheading</p><p>11-36 Resumo do Método Bullheading</p><p>11-36 Kill Sheet de Bullheading da BOOTS & COOTS</p><p>11-40 Fluidos Corretivos</p><p>11-41 Fluidos de Salmoura</p><p>11-43 Segurança Geral com Fluidos</p><p>11-44 Exercícios</p><p>Apêndice A</p><p>Diagramas do Poço</p><p>Apêndice B</p><p>Fórmulas</p><p>Apêndice C</p><p>Manobras Secas</p><p>Apêndice D</p><p>Procedimentos de Teste de Equipamentos</p><p>Apêndice E</p><p>Abreviações</p><p>Glossário</p><p>Índice</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Causas de Kicks 1 - 2</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>CAUSAS DE KICKS</p><p>Esse capítulo define e explica blowouts de óleo/gás e o precursor de blowouts kick</p><p>cobre as causas mais comuns de kicks e descreve brevemente as várias operações da sonda durante</p><p>as quais há probabilidade de ocorrência de kicks.</p><p>Os blowouts em poços de óleo e gás se classificam entre os acidentes industriais mais trágicos e</p><p>caros. O potencial para ferimentos e perda de vidas, os danos ao meio ambiente, os custos</p><p>financeiros, diretos e indiretos, que resultam de um blowout são simplesmente incalculáveis.</p><p>Blowouts não são resultados de um evento desconhecido. Eles não são "atos da natureza" como</p><p>incêndios selvagens, tornados ou terremotos. Blowouts são causados pelo homem, logo, podem ser</p><p>prevenidos. Felizmente, blowouts não ocorrem com frequência. A indústria tem aprendido muito</p><p>sobre a prevenção de blowout desde o evento ocorrido no poço Spindletop no sul do Texas, há mais</p><p>de um século, e ainda, apesar dos avanços consideráveis nos conhecimentos científicos e na</p><p>tecnologia, o potencial para este desastre está constantemente presente sempre que um poço é</p><p>perfurado para a superfície.</p><p>Um blowout pode ser definido como um fluxo descontrolado de fluidos da formação de um poço para</p><p>a superfície. A palavra chave na definição é descontrolado. Se os fluidos da formação entrarem no</p><p>poço, seja intencionalmente ou não, mas se puderem ser controlados na superfície, o evento é chamado</p><p>kick. Quando o controle da superfície é perdido, ele passa a ser chamado blowout.</p><p>Exemplos de kicks intencionais são testes da coluna de perfuração (DST Drill Stem Tests) ou</p><p>operações de completação conduzidas para que o poço comece a produzir. Nesses casos, o fluxo do</p><p>poço é esperado, logo, os equipamentos e o pessoal estão preparados para conter o fluxo sob</p><p>condições controladas. Embora seja possível o mau funcionamento ou falha do equipamento, kicks</p><p>intencionais raramente se desenvolvem para blowouts. Quando o pessoal da indústria se refere a</p><p>kicks, normalmente se referem aos kicks não intencionais, os quais, se não controlados, levarão a</p><p>um blowout. Esse manual discute o reconhecimento e controle de kicks não intencionais e as técnicas</p><p>aceitas usadas para evitar que eles se transformem em blowouts.</p><p>Fluidos da formação (gás, óleo, água) são encontrados nos poros, ou seja, nos espaços entre os</p><p>pequenos grãos que formam uma rocha. O espaço de poros pode ser medido e expresso em</p><p>porcentagem, a qual é chamada de porosidade. Algumas rochas, por exemplo, os arenitos, possuem</p><p>alta porosidade. Outras, como o xisto, possuem baixa porosidade. Além disso, em certas rochas, os</p><p>espaços dos poros são conectados, formando caminhos que permitem a movimentação do fluido.</p><p>Essas rochas são chamadas de permeáveis. Essas duas características da rocha, porosidade e</p><p>permeabilidade, são necessárias para um reservatório de produção (Figura 1-1).</p><p>Causas de Kicks 1- 3 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Os fluidos nas rochas do reservatório ficam armazenados</p><p>sob pressão, o que é resultado da densidade (peso relativo)</p><p>do fluido e profundidade vertical da formação. A pressão</p><p>pode ser definida como a força agindo em uma unidade de</p><p>área. A unidade de medida para pressão comum no campo</p><p>de petróleo é libra por polegada quadrada (psi). A pressão</p><p>também pode ser definida como a medição do fluxo</p><p>potencial de um fluido. Imagine um manômetro instalado a</p><p>montante de uma torneira de água. O valor no manômetro</p><p>representa o fluxo potencial de água. Quando a torneira é</p><p>aberta, a água sai e o valor no manômetro é reduzido</p><p>conforme o líquido flui. Esse simples exemplo ilustra algo</p><p>sobre pressão em geral, e sobre kicks especificamente. O</p><p>fluido se moverá, ou fluirá, de uma área de alta pressão para</p><p>uma área de baixa pressão. A pressão atmosférica ao nível</p><p>do mar é de aproximadamente 15 psi. Os reservatórios de</p><p>petróleo e gás ficam a milhares de pés no subsolo, presos</p><p>sob grande pressão. Não é de se admirar que um poço,</p><p>aberto para a superfície, ejetaria fluidos da formação</p><p>inflamáveis e tóxicos com violência tremenda e destrutiva.</p><p>Como a perfuração convencional se dá através da circulação</p><p>de um líquido, normalmente chamado lama de perfuração,</p><p>pelo poço conforme a broca gira no fundo, o poço está</p><p>sempre cheio de lama de perfuração. A coluna de líquido,</p><p>como a formação perfurada, exerce pressão como resultado</p><p>da densidade do fluido e da altura vertical (profundidade)</p><p>da coluna. Assim, desde que a pressão exercida pela lama</p><p>de perfuração seja maior que a pressão da formação, é</p><p>impossível que o poço sofra um kick. A pressão exercida</p><p>pela coluna de lama é chamada pressão hidrostática.</p><p>Figura 1 - 1: Caminhos para o fluxo</p><p>Figura 1 - 2: Pressão hidrostática exercida no poço</p><p>Pode-se observar que a compreensão destas duas pressões opostas, a pressão da formação exercida</p><p>para cima no poço, e a pressão hidrostática exercida para baixo a partir da superfície, formam a base</p><p>a partir da qual todas as técnicas de prevenção de blowout se derivam. Às vezes, dependendo da</p><p>operação específica, há ouras prevenções que podem ser exercidas em um poço, além da</p><p>hidrostática. A pressão total exercida no fundo de um poço é chamada pressão no fundo do poço</p><p>(BHP Bottomhole Pressure). (Figura 1-2)</p><p>Todos os kicks, sejam intencionais ou não, são causados pela mesma situação. Quando uma</p><p>formação permeável, que</p><p>alteração na taxa de bombeio</p><p>irá resultar em uma mudança relativamente grande na pressão.</p><p>A pressão reduzida de circulação (PRC) deve ser atualizada toda vez que houver mudanças no</p><p>sistema que possam afetar a pressão de circulação. Como uma mudança no peso da lama, nos</p><p>componentes da coluna de perfuração depois de uma manobra, ou uma seção significativa de poço</p><p>aberto perfurado. Muitas empresas exigem que uma nova PRC seja tirada a cada 500 pés perfurados.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 10</p><p>Sistema psi</p><p>Manifold psi</p><p>Anular psi</p><p>Ar Comprimido psi</p><p>FOSV (aberta) (fechada)</p><p>CHAVE PARA A FOSV</p><p>CROSS OVER</p><p>CHECKLIST PARA A TROCA DE TURNO</p><p>PLATAFORMA HORÁRIO</p><p>Figura 4 - 3: Checklist para a Troca de Turno</p><p>TAXA (SPM) PRESSÃO psi</p><p>TAXA (SPM) PRESSÃO psi</p><p>TAXA (SPM) PRESSÃO psi</p><p>TAXA (SPM) PRESSÃO psi</p><p>TAXA (SPM) PRESSÃO psi</p><p>TAXA (SPM) PRESSÃO psi</p><p>Depois que a PRC estabilizada é registrada, a velocidade da bomba é aumentada a fim de dar início à</p><p>perfuração. Neste momento vários sistemas de alarme podem ser configurados. No mínimo, os alarmes</p><p>dos sensores de fluxo, volume ativo do tanque, detectores de gás, e tanques de manobra devem ser</p><p>ajustados. Ambos os limites, de alta e de baixa, devem ser estabelecidos. Sistemas mais sofisticados</p><p>podem rastrear uma variedade de dados incluindo a pressão do standpipe, velocidade da bomba,</p><p>temperatura e pressão no fundo do poço, assim como as mudanças na ROP. Em algumas áreas, as</p><p>plataformas podem ter sensores especiais instalados para a detecção e medição de H2S ou outros gases</p><p>tóxicos.</p><p>FLOW CHECK</p><p>O único sinal claro de que fluidos da formação estão entrando em um poço é quando o fluxo continua</p><p>pelo espaço anular depois que as bombas são desligadas. Um flow check consiste em observar o</p><p>poço depois que as bombas são desligadas. Uma vez que a bomba está parada, a pressão no fundo</p><p>do poço é reduzida pelo valor da perda de carga no anular ( anular). A pressão é mantida pela coluna</p><p>estática do fluido de perfuração. Sondadores atentos irão fazer um flow check quando os alarmes</p><p>soarem, ou toda vez que identificarem sinais que possam indicar um poço em kick. Se o flow check</p><p>for negativo, ele pode, então, investigar a causa do alarme. A única maneira de detectar um kick</p><p>durante uma manobra é medir cuidadosamente o volume bombeado enquanto a coluna é retirada</p><p>do poço ou o volume deslocado quando a coluna é descida.</p><p>Procedimentos 4 - 11 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>As medições mais precisas são obtidas pelo uso de um tanque de manobra e comparando as</p><p>mudanças de volume com as mudanças calculadas na folha de acompanhamento de manobra</p><p>(Capítulo 2). Sistemas de tanque de manobra variam de uma plataforma para outra, de acordo com</p><p>o espaço, equipamentos e disponibilidade de mão de obra. Alguns tanques de manobra são montados</p><p>acima do piso da plataforma. O fluido vai para o espaço anular pela gravidade. Os tanques são</p><p>preenchidos novamente pelo sistema ativo conforme necessário, por meio de uma bomba centrífuga.</p><p>Outras plataformas instalam o tanque de manobra abaixo do piso da plataforma. Nesta disposição,</p><p>fluido é bombeado diretamente para o espaço anular no momento do preenchimento. Os melhores</p><p>sistemas usam dois tanques e bombas para o espaço anular, medindo constantemente conforme a</p><p>coluna é descida. Deve ser mencionado que, quando a coluna possui uma válvula de retenção (float</p><p>valve) instalada, o tubo desloca muito mais fluido do que se o tubo estivesse aberto. A maioria dos</p><p>sondadores faz uma pausa e enche a coluna durante uma manobra com a float valve. A folha de</p><p>acompanhamento de manobra deve ser planejada para documentar essas mudanças. Seja qual for</p><p>a maneira, o monitoramento das mudanças do volume no espaço anular é o único jeito de detectar</p><p>kicks durante as operações de manobra. A maioria das plataformas atualmente usam um sistema</p><p>top drive, substituindo a tradicional kelly/sistema rotativo. Os sistemas de top drive têm uma válvula</p><p>de segurança operada remotamente. Muitas vezes há também uma FOSV na extremidade inferior do</p><p>top drive. Procedimentos podem variar de acordo o sistema de rotação. Os procedimentos de flow</p><p>check sugeridos abaixo devem ser usados somente como uma guia. Procedimentos reais são</p><p>desenvolvidos de acordo com os equipamentos da plataforma, operações vigentes, e políticas da</p><p>empresa.</p><p>Procedimento de Flow Check durante a Perfuração</p><p>1. Alertar a equipe</p><p>2. Parar a perfuração</p><p>3. Suspender a coluna para posicionar o tool joint superior acima do piso da plataforma</p><p>4. Desligar a bomba</p><p>5. Observar o poço</p><p>Procedimento de Flow Check durante a manobra (com top drive)</p><p>1. Alertar a equipe</p><p>2. Instalar a cunha na coluna para posicionar o tool joint superior acima do piso da plataforma</p><p>3. Posicionar o top drive no topo do drillpipe</p><p>4. Fechar a FOSV no top drive</p><p>5. Observar o poço</p><p>Procedimento de Flow Check durante a manobra (com kelly)</p><p>1. Alertar a equipe</p><p>2. Instalar a cunha na coluna para posicionar o tool joint superior acima do piso da plataforma</p><p>3. Instalar uma FOSV em posição aberta.</p><p>4. Fechar a FOSV</p><p>5. Observar o poço</p><p>O flow check deve ser feito regularmente:</p><p>Em cada conexão</p><p>Antes de começar uma manobra de retirada de coluna</p><p>Antes descer o BHA através do revestimento</p><p>Antes de descer o BHA através do BOP stack</p><p>Toda vez que os sinais de alerta de um kick forem reconhecidos</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 12</p><p>PROCEDIMENTOS DE FECHAMENTO</p><p>Uma vez determinado que um poço está fluindo, o espaço anular deve ser fechado com o BOP. Os</p><p>fluidos da formação fluindo para dentro do poço devem ser interrompidos o mais rápido possível a</p><p>fim de proteger a equipe e a plataforma, assim como o meio ambiente. Depois que o fluxo foi parado</p><p>e as pressões dentro do poço forem estabilizadas, os dados podem ser coletados e um plano de</p><p>controle de pressão pode ser desenvolvido. O preventor anular é frequentemente o escolhido para o</p><p>fechamento inicial porque ele pode formar uma vedação em torno da maioria dos tubos e porque a</p><p>pressão de fechamento hidráulico pode ser ajustada para reduzir o desgaste do elemento de vedação.</p><p>Se possível, a coluna de perfuração deve ser movimentada depois do fechamento para evitar o seu</p><p>aprisionamento. Girar a coluna não é recomendado.</p><p>A publicação do Instituto Americano de Petróleo, API RP59, classifica os procedimentos de</p><p>soft hard é-posicionamento do choke e a sequência das</p><p>etapas exigidas para parar o fluxo. O alinhamento correto consiste em um caminho aberto, também</p><p>conhecido como linha verde, a partir da válvula lateral do BOP stack (HCR), através do manifold do</p><p>choke, para o choke selecionado. Todas as outras válvulas no manifold, incluindo as linhas de</p><p>overboard, devem estar fechadas. A principal diferença entre os dois procedimentos é a posição pré-</p><p>alinhada do choke. O alinhamento para um fechamento soft necessita que o choke esteja totalmente</p><p>aberto, enquanto o choke é totalmente fechado em um fechamento hard.</p><p>A principal vantagem de um fechamento soft é que a pressão do revestimento pode ser monitorada</p><p>no que diz respeito à fratura da formação (MAASP) conforme as pressões, em todo o poço, se</p><p>estabilizam. Supervisores podem considerar vários procedimentos alternativos antes que a pressão</p><p>máxima seja atingida. A principal desvantagem é que, ao fechar o choke, uma etapa a mais é</p><p>adicionada no procedimento, o que permite que mais influxo entre no poço, possivelmente, causando</p><p>uma pressão mais alta no fechamento através do revestimento,</p><p>uma vez que o poço esteja</p><p>estabilizado.</p><p>Fechamento SOFT durante a Perfuração</p><p>1. Abrir a válvula lateral do BOP stack (HCR).</p><p>2. Fechar o BOP designado.</p><p>3. Fechar o choke enquanto se observa a pressão do</p><p>revestimento para assegurar que os limites de pressão</p><p>não sejam excedidos ou que não haja pressão</p><p>trapeada.</p><p>4. Notificar os supervisores e verificar se há vazamentos.</p><p>5. Ler e registrar o ganho no tanque, SICP e SIDPP a</p><p>cada minuto até que as pressões se estabilizem.</p><p>FECHAMENTO SOFT DURANTE A</p><p>PERFURAÇÃO</p><p>2 Fechar</p><p>Fechar enquanto a</p><p>pressão é monitorada</p><p>3</p><p>Abrir</p><p>1</p><p>4 Com o choke fechado,</p><p>monitorar e registrar</p><p>Figura 4 - 4: Fechamento SOFT durante a perfuração</p><p>Procedimentos 4 - 13 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Fechamento SOFT durante a Manobra (com top drive)</p><p>1. Abrir a válvula lateral do BOP stack (HCR).</p><p>2. Fechar o BOP designado.</p><p>3. Fechar o choke enquanto se observa a pressão do</p><p>revestimento para assegurar que os limites de pressão</p><p>não sejam excedidos ou que não haja pressão trapeada.</p><p>4. Notificar os supervisores e verificar se há vazamentos.</p><p>5. Ler e registrar o ganho no tanque, SICP e SIDPP a</p><p>cada minuto até que as pressões se estabilizem.</p><p>Fechamento SOFT durante a Manobra (com kelly)</p><p>1. Instalar a cunha na coluna para posicionar o tool joint</p><p>superior acima do piso da plataforma.</p><p>2. Abrir a válvula lateral do BOP stack (HCR).</p><p>3. Fechar o BOP designado.</p><p>4. Fechar o choke enquanto se observa a pressão do revestimento para assegurar que os limites</p><p>de pressão não sejam excedidos ou que não haja pressão trapeada.</p><p>5. Notificar os supervisores e verificar se há vazamentos.</p><p>6. Ler e registrar o ganho no tanque, SICP e SIDPP a cada minuto até que as pressões se</p><p>estabilizem.</p><p>O procedimento hard de fechamento é mais rápido do que o soft,</p><p>porque duas etapas são eliminadas. Uma vez determinado que o</p><p>poço está fluindo, o fluxo é interrompido, quando o BOP fecha. Se a</p><p>pressão do revestimento não pode ser lida na cabeça do poço, a</p><p>válvula lateral do BOP stack (HCR) é aberta. O choke permanece</p><p>fechado. O procedimento hard é limitado às condições do poço na</p><p>qual a MAASP é maior do que a pressão de fechamento inicial</p><p>antecipada e a pressão da fratura da formação.</p><p>Fechamento HARD durante a Perfuração</p><p>1. Fechar o BOP designado.</p><p>2. Notificar os supervisores e verificar se há vazamentos.</p><p>3. Abrir a válvula lateral do BOP stack (HCR).</p><p>4. Ler e registrar o ganho no tanque, SICP e SIDPP a cada</p><p>minuto até que as pressões se estabilizem.</p><p>Fechamento HARD durante a Manobra (com top drive)</p><p>1. Fechar o BOP designado.</p><p>2. Notificar os supervisores e verificar se há vazamentos.</p><p>3. Abrir a FOSV</p><p>4. Abrir a válvula lateral do BOP stack (HCR).</p><p>5. Ler e registrar o ganho no tanque, SICP e SIDPP a cada</p><p>minuto até que as pressões se estabilizem.</p><p>Fechamento HARD durante a Manobra (com kelly)</p><p>1. Fechar o BOP designado.</p><p>2. Notificar os supervisores e verificar se há vazamentos.</p><p>3. Suspender a kelly e abrir a FOSV.</p><p>4. Abrir a válvula lateral do BOP stack (HCR).</p><p>5. Ler e registrar o ganho no tanque, SICP e SIDPP a cada minuto até que as pressões se estabilizem.</p><p>3</p><p>FECHAMENTO SOFT DURANTE A</p><p>MANOBRA</p><p>Fechar</p><p>Fechar enquanto a</p><p>pressão é monitorada</p><p>5 Monitorar e Registrar Abrir</p><p>Figura 4 - 5: Fechamento SOFT durante a manobra</p><p>Fechar</p><p>Fechar</p><p>Abrir</p><p>3 Monitorar & Registrar</p><p>Figura 4 - 6: Fechamento HARD durante a perfuração</p><p>FECHAMENTO HARD DURANTE A</p><p>MANOBRA</p><p>4 Monitorar e Registrar</p><p>Figura 4 - 7: Fechamento HARD durante a manobra</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 14</p><p>MARGEM DE SEGURANÇA DE MANOBRA</p><p>Alguns operadores aumentam ligeiramente o peso da lama antes de fazer uma manobra, para</p><p>fornecer uma margem de segurança a mais evitando o pistoneio à medida que o tubo é removido do</p><p>poço. Este aumento no peso da lama é chamado de margem de segurança de manobra. Não existem</p><p>regras rígidas em relação às margens de manobra, mas normalmente o peso da lama é aumentado</p><p>a fim de substituir a perda de carga anular ( Panular) quando as bombas estão desligadas. Considere</p><p>o seguinte exemplo:</p><p>Um poço está sendo perfurado com uma lama de 10,6 ppg, a 13200 pés TVD. A Panular estimada é</p><p>de 300 psi durante a perfuração. O operador quer substituir Panular pela margem de segurança de</p><p>manobra, antes de começar a operação. Qual deve ser o aumento no peso da lama?</p><p>A margem da manobra nesse caso é de 0,437 ppg. Portanto, o peso da lama deve ser aumentado</p><p>para 10,6 + 0,437 = 11,037 ou, realisticamente, para 11,1 ou 11,2 ppg.</p><p>Uma margem de manobra não deve ser confundida com um tampão pesado para retirada do tubo</p><p>seco. O volume de um tampão pesado é somente um pequeno percentual do volume de circulação. Além</p><p>disso, ele permanece na coluna de perfuração durante grande parte da manobra, saindo conforme o tubo</p><p>é puxado. Em alguns casos, seria aceitável descer a coluna de volta para o fundo se o flow check for</p><p>negativo, porém se o poço estiver fluindo, ele deve ser fechado. Quando um poço é fechado com a</p><p>coluna fora do fundo, assim como durante a manobra, uma variedade de problemas operacionais</p><p>pode ocorrer. Considera-se, geralmente, que um poço não pode ser completamente controlado a</p><p>menos que dois critérios sejam preenchidos; 1) a coluna está abaixo do kick e, 2) circulação é</p><p>possível. Descer um tubo no poço, enquanto a pressão é contida através do choke, é uma operação</p><p>especial chamada stripping. A operação de stripping é abordada em detalhes no Capítulo 7. Decisões</p><p>de como exatamente proceder vão depender das pressões de fechamento, dos equipamentos</p><p>disponíveis, e da força de trabalho (disponibilidade e experiência). Um dos mais trágicos blowouts</p><p>ocorreu quando a equipe tentou kick Sob nenhuma circunstância o tubo deve ser</p><p>descido para dentro de um poço fluindo, ou quando houver gás na superfície.</p><p>Verificando vazamentos</p><p>Uma vez que um poço tenha sido fechado, as linhas, a cabeça do poço e os equipamentos devem</p><p>ser verificados, incluindo:</p><p>A cabeça do poço</p><p>BOP stack</p><p>Manifolds de choke e kill</p><p>Linhas e pontos de conexão</p><p>Unidades offshore devem ter detectores de gás em torno da plataforma. Toda a equipe deve ser</p><p>alertada sobre a possibilidade de gases tóxicos e/ou explosivos na superfície até que a natureza do</p><p>Solução: Utilizando a fórmula de pressão hidrostática.</p><p>P = x 0,052 x TVD</p><p>= P ÷ 0,052 ÷ TVD</p><p>Procedimentos 4 - 15 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>kick seja determinada. Dependendo da situação, o poço e todos os equipamentos de controle, podem</p><p>ter que permanecer sob pressão por muitas horas. Durante este período, e até que as operações</p><p>normais sejam retomadas, os equipamentos devem ser monitorados regularmente.</p><p>Um checklist parcial dos equipamentos pode consistir nos seguintes itens:</p><p>Monitorar os detectores de gás, dispositivos de respiração e sensores para garantir um</p><p>funcionamento adequado.</p><p>Assegurar-se que o fluxo do choke está direcionado para um separador de lama/gás e</p><p>desgaseificador antes que os fluidos provenientes do poço retornem ao sistema de lama.</p><p>Monitorar o separador de lama/gás para aumento da pressão e sobrecarga de gás durante a</p><p>circulação.</p><p>Verificar a saída do desgaseificador frequentemente.</p><p>Assegurar-se de que as linhas a favor do vento/linhas de flare estejam abertas e a ignição</p><p>funcionando.</p><p>Se uma linha do flare da torre for usada, assegure-se de que líquidos ou gases pesados, que</p><p>possam ser tóxicos ou explosivos, não se acomodem ao redor da plataforma.</p><p>Todas as fontes de ignição devem ser extintas.</p><p>Direcionar todo o pessoal não envolvido para uma área segura.</p><p>PRESSÃO DE FECHAMENTO ATRAVÉS DO DRILL</p><p>PIPE (SIDPP)</p><p>Se a coluna possui uma válvula de retenção (float valve), a pressão de SIDPP seria zero ou talvez</p><p>um valor impreciso. Existem várias maneiras de abrir a válvula usando uma bomba, dependendo dos</p><p>equipamentos da plataforma.</p><p>1. Bombear através do drill pipe vagarosamente, fazendo uma pausa cada vez que a velocidade</p><p>da bomba for aumentada. A pressão vai aumentar e estabilizar depois de cada ciclo. Continuar</p><p>o bombeio até que a pressão no final do ciclo caia, ou retorne. O SIDPP é o valor no qual a</p><p>pressão se estabiliza após o retorno.</p><p>2. Se uma bomba de baixa vazão (como uma bomba de cimentação) estiver disponível, bombeie</p><p>lentamente através do drill pipe enquanto monitora a pressão na bomba. Uma pequena queda na</p><p>pressão pode ser notada quando a pressão do drill pipe e do espaço anular estiverem igualadas. A</p><p>pressão no momento da queda é o SIDPP.</p><p>3. Se uma pressão reduzida de circulação (PRC) precisa estiver disponível, abra o choke e bombeie</p><p>cuidadosamente à PRC mais lenta registrada. Usando o choke, ajuste a pressão do revestimento</p><p>ao seu valor original. Quando a pressão de circulação se estabilizar, subtraia a PRC registrada</p><p>da pressão de circulação. O SIDPP é a diferença entre essas duas pressões.</p><p>4. Se a bomba puder ser cuidadosamente controlada, bombeie o equivalente a metade de um</p><p>barril e pare. Cheque a pressão do revestimento. Repita até que um aumento na pressão do</p><p>revestimento seja notado. Subtraia o aumento da pressão do revestimento da leitura da</p><p>pressão no manômetro do drill pipe. Repita o processo após drenar a pressão do revestimento</p><p>ao seu valor original.</p><p>INTERPRETANDO AS PRESSÕES DE FECHAMENTO</p><p>Uma vez que um poço é fechado e as pressões estabilizadas, o SIDPP e SICP podem ser usados para</p><p>algumas decisões serem tomadas a respeito das condições do fundo do poço e da situação como um</p><p>todo. É importante que as pressões de fechamento estabilizadas sejam as mais precisas possíveis.</p><p>Leituras imprecisas podem resultar em pressão trapeada durante o procedimento de fechamento.</p><p>Isso pode acontecer de várias maneiras; 1) Uma bomba poderia estar desligando à medida que o</p><p>BOP estivesse sendo fechado, 2) Os preventores de gaveta fecham muito mais rápido do que o</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 16</p><p>preventor anular, aumentando a possibilidade de pressão trapeada; 3) Se o BOP for fechado antes</p><p>da abertura da válvula HCR, pode haver pressão trapeada entre o BOP e a válvula.</p><p>Se existe suspeita de que a pressão está trapeada, uma pequena quantidade de fluido pode ser</p><p>cuidadosamente drenada através do choke, enquanto monitora-se tanto o revestimento quanto a</p><p>pressão do drill pipe. Isto deve ser feito em ciclos curtos, fazendo-se sempre uma pausa entre os</p><p>drenos até que a pressão do revestimento não aumente mais depois que o choke for fechado. Fique</p><p>atento, pois se a pressão do revestimento aumentar além do seu valor mínimo do último dreno, mais</p><p>influxo pode ter entrado no poço.</p><p>Em uma situação normal, o SICP será consideravelmente mais alto do que o SIDPP porque os fluidos da</p><p>formação no espaço anular são geralmente menos densos do que o fluido no drill pipe. A diferença nas</p><p>leituras dos manômetros é um reflexo da altura do kick, bem como a sua densidade. Por exemplo, em</p><p>um poço vertical, um kick de 20 bbl resultaria em um SICP maior do que um kick de 10 bbl da mesma</p><p>densidade; a razão principal para que o influxo seja detectado e interrompido o mais rápido possível.</p><p>Sabendo o ganho total do tanque, pode-se determinar o volume aproximado do kick, mas não</p><p>necessariamente sua altura vertical. Em um poço direcional de alto ângulo ou um poço quase horizontal,</p><p>o comprimento do kick não é o mesmo que a altura do kick e as pressões de fechamento podem ser quase</p><p>iguais, mesmo que um kick relativamente grande tenha invadido o poço. Quando o SICP é muito maior</p><p>do que o SIDPP em um poço vertical, pode-se assumir que existe uma grande quantidade de gás associada</p><p>ao kick, em contrapartida, se as pressões de fechamento fossem quase as mesmas, é possível concluir</p><p>que o kick é mais denso, talvez água salgada.</p><p>Se as pressões continuam aumentando depois que o poço é fechado, provavelmente o gás (kick) está</p><p>migrando para cima, subindo em direção à superfície. Nesse caso, a pressão no fundo do poço deve</p><p>ser mantida constante abrindo-se o choke, permitindo que o gás se expanda sob condições</p><p>controladas. A pressão no revestimento não deve ser reduzida ao SICP inicial depois de uma</p><p>despressurização utilizando-se este método. Métodos e técnicas de despressurização são abordadas</p><p>em maiores detalhes nos Capítulos 5 e 6.</p><p>Se o SIDPP registrado for maior do que o SICP, isso é uma indicação de que a pressão hidrostática</p><p>exercida pelo fluido na coluna de perfuração é menor do que a pressão hidrostática no espaço anular.</p><p>Embora seja rara, essa situação poderia ser causada por; 1) Quantidade significativa de cascalhos no</p><p>espaço anular como um resultado da perfuração rápida logo antes da ocorrência do kick. 2) um ou</p><p>mais manômetros imprecisos. 3) um desmoronamento ou obstrução no poço aberto.</p><p>FECHAMENTO DE DRILL COLLARS</p><p>Uma das situações mais perigosas acontece quando um kick é detectado quando o BHA ou comandos</p><p>(drill collars) estão sendo removidos do poço. O preventor anular será capaz de vedar ao redor dos</p><p>comandos lisos, mas não os estabilizadores ou comandos espiralados. Um fechamento simples e direto</p><p>pode não ser aconselhável ou mesmo possível. Uma válvula de retenção (float valve) é, geralmente,</p><p>instalada logo acima da broca. As pressões exercidas no fundo dos comandos de grande diâmetro podem</p><p>ser grandes o suficiente para levantar o BHA para fora do poço com grande força. 50 psi exercidos na</p><p>área inferior dos comandos de 6-3/4 polegadas resultariam em uma força de aproximadamente 1800 lbs,</p><p>desconsiderando cálculos de flutuabilidade e fricção. Como drill collars existem em vários tamanhos e</p><p>tipos de linhas, subs de redução (crossovers), alinhados com uma válvula de segurança, devem estar</p><p>Procedimentos 4 - 17 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>prontamente disponíveis no piso da plataforma. A equipe deve ser treinada para responder a essa</p><p>emergência da maneira mais prática e rápida possível. Algumas considerações estão listadas a seguir.</p><p>É mais seguro continuar a descer os comandos, ou instalar o crossover com a válvula de segurança?</p><p>Se os comandos começarem a ser ejeta do poço, a pressão deve ser aliviada através da</p><p>abertura do choke permitindo que o poço flua?</p><p>É possível ou prático deixar os comandos caírem no poço e depois fechar os preventores de gaveta?</p><p>Uma consideração importante em toda a manobra é a localização dos comandos na torre. Eles devem</p><p>ser montados, de modo a não bloquear o drill pipe caso uma operação de stripping seja necessária.</p><p>PROCEDIMENTOS DE FECHAMENTO DOS DRILL COLLARS</p><p>O procedimento abaixo está descrito na API RP59.</p><p>1. Alertar a equipe e notificar os supervisores imediatamente.</p><p>2. Posicionar o drill collar superior ou o tool joint e instalar a cunha na coluna.</p><p>3. Instalar e fechar a FOSV, com o crossover adequado, sobre drill collar.</p><p>4. Instalar a insideBOP (IBOP) e fechar, abrir a FOSV</p><p>5. Preparar uma junta de drill pipe.</p><p>6. Descer a junta com um tubo para dentro do poço.</p><p>7. Fechar os preventores de gaveta de tubo acima do tool joint.</p><p>PROCEDIMENTOS DE FECHAMENTO COM A COLUNA FORA DO POÇO</p><p>Se o fluxo é detectado quando a coluna de perfuração estiver fora do poço, os preventores de gaveta</p><p>devem ser fechados imediatamente. Uma fez que o fluxo esteja parado, a pressão no espaço anular</p><p>pode ser determinada e um plano operacional desenvolvido.</p><p>FECHAMENTO DURANTE A DESCIDA DO REVESTIMENTO</p><p>É raro kicks acontecerem quando os revestimentos estão sendo descidos, mas já aconteceu. O BOP</p><p>stack será equipado com gavetas de revestimento ou gavetas de diâmetro variável antes do início</p><p>da operação. O fechamento deve ser feito ao redor do revestimento antes de interromper um possível</p><p>fluxo por dentro do revestimento. Um nipple de circulação de alta pressão/baixo torque deve ficar</p><p>próximo para que possa ser instalado no revestimento assim que o BOP for fechado, no caso de a</p><p>float valve falhar. A pressão de colapso do revestimento pode ser crítica, portanto a pressão de</p><p>fechamento do preventor anular deve ser ajustada de acordo com a limitação do revestimento. A</p><p>pressão do fechamento pode ser inicialmente menor e depois aumentada em incrementos de 100 psi</p><p>até o BOP fechar. Nessa hora um aumento maior de 100 a 200 psi será provavelmente suficiente</p><p>para formar uma boa vedação. Unidades flutuantes possuem crossovers no piso da sonda, que são</p><p>usados para conectar o revestimento ao drill pipe para que o hang off da coluna possa ser feito na</p><p>gaveta, se necessário. É fundamental que o sondador esteja constantemente ciente dos</p><p>espaçamentos ao descer o revestimento, a fim de evitar o fechamento em um tool joint. Também, a</p><p>própria coluna de revestimento pode conter juntas com diferentes comprimentos, que devem ser</p><p>consideradas para uso das gavetas de revestimento nas operações de descida e cimentação do</p><p>revestimento.</p><p>FECHAMENTO EM WIRELINE TRANÇADA</p><p>Quando um equipamento de wireline é montado em uma plataforma de perfuração ou intervenção,</p><p>é essencial que haja uma relação de cooperação e parceria entre a equipe de wireline e de perfuração.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 18</p><p>Existe uma variedade grande de operações de wireline e os equipamentos podem ser montados de</p><p>várias maneiras, por exemplo, 1) em um preventor anular, 2) preso por dentro de um preventor anular</p><p>ou de gaveta, 3) instalado acima da válvula de pistoneio (swab) de uma árvore natal. Equipamentos</p><p>de controle de pressão de wireline podem consistir de um cabeçote de controle (caixa de enchimento</p><p>ou stuffing box), injetores de graxa, e juntas de tubo lubrificador através do qual a wireline é descida.</p><p>BOPs de wireline são frequentemente chamados de válvulas de wireline. A montagem do lubrificador</p><p>pode conter também válvulas de bombeamento de alta pressão/baixo torque. Às vezes dois preventores</p><p>de gaveta de wireline são usados com a configuração do fundo invertida. A graxa é, então, injetada</p><p>entre as válvulas para formar um selo de pressão viscoso para a wireline trançada.</p><p>A wireline pode ser cortada de várias maneiras incluindo gavetas cisalhantes de wireline, gavetas</p><p>cegas/cisalhantes no BOP stack, ou com uma bomba hidráulica manual. As válvulas mestras em uma</p><p>árvore de natal não devem ser usadas para cortar a wireline. Se essas válvulas estiverem danificadas</p><p>pode ficar impossível fechar o poço. Válvulas de wireline são fechadas manualmente ou por uma bomba</p><p>hidráulica manual.</p><p>Procedimentos de fechamento com Wireline Trançada</p><p>1. Operações de wireline são interrompidas.</p><p>2. O sondador ou o membro da equipe designado fecha a válvula de dreno ou de bombeio.</p><p>3. Supervisores são notificados.</p><p>EXERCÍCIOS PRÁTICOS DE DETECÇÃO DE KICKS (DRILLS)</p><p>Boas práticas e algumas agências reguladoras exigem que a equipe de perfuração pratique</p><p>frequentemente a identificação do kick e os procedimentos de fechamento por meio de exercícios</p><p>práticos (drills). Alguns operadores e contratantes solicitam diariamente simulações para equipes</p><p>inexperientes ou funcionários novos. Plataformas offshore nos EUA são solicitadas a documentar pelo</p><p>menos uma simulação de tanque (trip drill), simulando o fechamento durante a perfuração, e uma</p><p>simulação de manobra (trip drill), simulando o fechamento durante a manobra, a cada sete dias para</p><p>cada equipe. Os horários das simulações podem ser ajustados de alguma forma, com permissão,</p><p>dependendo das operações. Empresas devem desenvolver simulações que se aplicam à plataforma,</p><p>às ferramentas, e às operações específicas em curso. As perfurações descritas abaixo servem somente</p><p>como um guia e não devem ser entendidas com recomendações de política.</p><p>Exemplo: Simulação de Tanque</p><p>1. Um supervisor ajusta o PVT, sensor de fluxo, ou outro dispositivo de detecção para ativar o alarme.</p><p>O horário é anotado.</p><p>2. O sondador reconhece o(s) alarme(s) e alerta a equipe.</p><p>3. A equipe assume estações pré-planejadas.</p><p>4. O sondador suspende a perfuração e faz um flow check.</p><p>5. A simulação é concluída quando o sondador</p><p>6. A simulação é documentada nos registros do poço.</p><p>Exemplo: Simulação de Manobra (top drive)</p><p>1. Um supervisor ajusta o nível do tanque da manobra ou então faz uma mudança no enchimento/</p><p>deslocamento para ativar o alarme. O horário é anotado.</p><p>2. Se não estiver conectado, o sondador conecta o top drive na coluna acunhada.</p><p>3. A equipe fecha a FOSV (manual) inferior.</p><p>4. O sondador faz um flow check.</p><p>Procedimentos 4 - 19 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>5. A simulação é concluída quando o sondador</p><p>6. A simulação é documentada nos registros do poço.</p><p>Exemplo: Simulação de Manobra (kelly/mesa rotativa)</p><p>1. Um supervisor ajusta o nível do tanque da manobra ou então faz uma mudança no enchimento/</p><p>deslocamento para ativar o alarme. O Horário é anotado.</p><p>2. O sondador alerta a equipe coloca a coluna na cunha.</p><p>3. A equipe instala e fecha a FOSV.</p><p>4. O sondador faz um flow check.</p><p>5. A simulação é concluída quando o sondador</p><p>6. A simulação é documentada nos registros do poço.</p><p>Exemplo: Simulação de Diverter</p><p>1. O sondador soa o alarme.</p><p>2. O sondador se aproxima dos controles do diverter, mas não ativa o sistema.</p><p>3. O sondador explica a operação do diverter à equipe, enfatizando a importância de verificar a</p><p>direção do vento.</p><p>Outras simulações de emergência são especificamente desenvolvidas para o poço, por exemplo,</p><p>simulações de gás tóxico, de evacuações, etc.</p><p>Pode-se ver que o planejamento e a boa comunicação são os principais fatores de qualquer programa</p><p>de prevenção a blowout. As atribuições às equipes devem estar expostas e, frequentemente, revisadas</p><p>para que todos os membros da equipe de perfuração reajam prontamente e efetivamente sempre que</p><p>uma situação de controle se desenvolver. É impossível especificar atribuições de pessoal, devido à</p><p>grande variedade de operações e equipamentos. A seguinte distribuição de força de trabalho é oferecida</p><p>somente como um exemplo para uma unidade offshore, e não tem como objetivo recomendar ou</p><p>representar nenhuma política de regulamentação.</p><p>Representante da Empresa (operador) ou Gerente de Instalação Offshore (OIM Offshore</p><p>Instalation Manager)</p><p>Tem a responsabilidade geral.</p><p>Instrui as equipes e inspeciona as operações.</p><p>Mantem as comunicações com o escritório de operações.</p><p>Tool Pusher/Rig Manager (contratante)</p><p>Responsável pela plataforma e funcionários.</p><p>Verifica a entrada/saída de turno da equipe, notifica o Engenheiro de Barge (ou Capitão) do</p><p>desenvolvimento da situação de controle.</p><p>Pode operar ou designar operadores para o choke remoto durante as operações de controle.</p><p>Sondador</p><p>Responsável pela detecção do kick e procedimentos de fechamento.</p><p>Notifica os supervisores da situação.</p><p>Organiza a equipe, de acordo com as operações de controle.</p><p>Permanece na cabine de perfuração, opera as bombas durante as operações de amortecimento do</p><p>poço.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 20</p><p>Torrista/Assistente do Sondador</p><p>Reporta à área do tanque de lama, faz o alinhamento da lama, separador de gás, saída do</p><p>desgaseificador e tubos.</p><p>Ligações com o químico para supervisionar a mistura do material da lama, se necessário.</p><p>Confirma que as bombas da plataforma e as bombas de mistura estão propriamente alinhadas</p><p>e em funcionamento.</p><p>Plataformista</p><p>Reporta à estação especificada de acordo com a Tabela Mestra da plataforma.</p><p>Auxilia o sondador e o assistente do sondador conforme solicitado.</p><p>Eletricista/Mecânico</p><p>Desliga a eletricidade especificada conforme instruído.</p><p>Auxilia o operador de máquinas se solicitado.</p><p>Fica de standby para as próximas instruções.</p><p>Engenheiro de Barge/Capitão</p><p>Notifica navios de apoio sobre situações a bordo.</p><p>Fica de standby na sala de controle ou na ponte do navio.</p><p>Homem de Área</p><p>Reporta tanques de lama e fica de standby para as próximas instruções.</p><p>DOCUMENTOS DA PONTE</p><p>Documentos da ponte são acordos elaborados entre a empresa em operação e os vários contratantes</p><p>e as empresas prestadoras de serviços que possam estar envolvidas em um projeto de</p><p>perfuração/finalização. O documento final é trabalhado e propriamente adotado antes que o trabalho</p><p>real comece. Documentos da ponte servem para identificar e esclarecer qualquer possível política</p><p>e/ou diferenças operacionais entre as partes envolvidas. Eles podem abordar assuntos como SMS</p><p>(saúde, meio ambiente e segurança), comunicação e questões organizacionais. Documentos da ponte</p><p>formam uma interface mais ou menos transparente entre os negócios, trabalhando em conjunto para</p><p>um objetivo comum.</p><p>Procedimentos 4 - 21 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>RESUMO</p><p>A chave para a detecção imediata e fechamento de um poço em kick depende de uma preparação</p><p>cuidadosa. A competência das equipes é desenvolvida por frequentes simulações, que acontecem</p><p>em momentos aleatórios, quando as operações permitem. Uma vez que um kick tenha sido</p><p>positivamente identificado, o fluxo de fluidos da formação para dentro do poço deve ser interrompido</p><p>da maneira mais segura e rápida possível. Depois que o poço é fechado, deve-se imediatamente</p><p>verificar vazamentos nos equipamentos para ajudar a garantir que nenhum fluido tóxico ou</p><p>inflamável suba descontroladamente para a superfície. A pressão de fechamento no espaço anular é</p><p>a reflexão do tamanho ou da densidade do kick, portanto a importância de limitar o volume do influxo</p><p>não pode ser subestimada.</p><p>1. Por que alguns programas de perfuração offshore planejam a perfuração de um poço piloto</p><p>relativamente pequeno antes da colocação de um tubo condutor?</p><p>A. Para reduzir o volume do fluxo se houver formação com gás raso.</p><p>B. Para perfurar o mais rápido e máximo possível.</p><p>C. É mais rápido perfurar um poço pequeno primeiro e depois abri-lo antes de colocar o tubo.</p><p>D. Poços piloto nunca são perfurados com plataformas offshore.</p><p>2. Por que os elementos do diverter não são testados rotineiramente junto com outros testes do BOP?</p><p>A. Todos os equipamentos de controle de pressão em uma operação de perfuração devem ser</p><p>testados a cada 14 dias.</p><p>B. Diverters não são projetados para conter altas pressões.</p><p>C. Diverters são testados quando eles vêm da fábrica.</p><p>D. Diverters devem ser testados na sua pressão máxima em cada movimento da plataforma.</p><p>3. Por que há duas (ou mais) linhas ventilação montadas abaixo da unidade do diverter nas unidades</p><p>offshore?</p><p>A. Por causa do grande volume de gás raso encontrado.</p><p>B. A segunda (ou terceira) linha age como um back-up, caso uma linha primária falhe.</p><p>C. Para garantir que uma linha estará aberta antes que o elemento do diverter feche.</p><p>D. Para fornecer várias opções no caso de uma emergência com gás raso.</p><p>4. Que medidas o sondador deve tomar no caso de perda total de circulação durante a perfuração?</p><p>A. Notificar a empresa ou o OIM.</p><p>B. Consultar o químico.</p><p>C. Instruir o operador de lama para começar a misturar o LCM.</p><p>D. Suspender a coluna e começar a bombear fluido dentro do espaço anular.</p><p>EXERCÍCIOS</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 22</p><p>5. Qual o termo comum para limite de escoamento interno (internal yield) do revestimento?</p><p>A. A pressão à qual o tubo irá provavelmente se romper</p><p>B. A força da tensão</p><p>C. O limite de colapso</p><p>D. A fadiga de curvatura</p><p>6. Qual a recomendação API em relação ao teste de pressão dos preventores anulares?</p><p>A. Eles devem ser testados nos seus limites de trabalho e a pressão deve ser mantida</p><p>por um mínimo de 5 minutos.</p><p>B. Eles devem ser testados a 70% do seu limite de trabalho.</p><p>C. Anulares devem ser testados a cada 7 dias em operações de workover, a menos que</p><p>esta exigência seja dispensada por escrito.</p><p>D. Eles devem ser testados a uma mesma pressão e mesma frequência que os</p><p>preventores de gaveta.</p><p>7. Qual o objetivo dos testes de absorção e de integridade da formação?</p><p>A. Para satisfazer as normas regulamentadoras.</p><p>B. Para determinar o limite de escoamento de um novo revestimento.</p><p>C. Para estimar a resistência à fratura da nova formação perfurada a uma profundidade</p><p>selecionada.</p><p>D. Nenhuma das anteriores</p><p>8. Com que frequência a MAASP deve ser re-calculada?</p><p>A. Sempre que uma uma zona com potencial para perda de circulação for encontrada.</p><p>B. Imediatamente antes de perfurar uma zona anormalmente pressurizada.</p><p>C. A MAASP não precisa ser re-calculada.</p><p>D. Toda vez que o peso da lama for alterado.</p><p>9. Qual é a velocidade de bombeio padrão para que a pressão reduzida de circulação (PRC)</p><p>seja verificada?</p><p>A. 30 spm em plataformas terrestres</p><p>B. 20 spm em sonda ancoradas</p><p>C. 40 spm em plataformas flutuantes em águas profundas</p><p>D. Não existe uma taxa de bombeio padrão para verificar a PRC.</p><p>10. Quando a PRC deve ser verificada novamente e atualizada?</p><p>A. Toda vez que houver mudanças no sistema que possam afetar a pressão de</p><p>circulação.</p><p>B. Somente após a troca de turno</p><p>C. Somente quando o peso da lama é alterado</p><p>D. A cada 24 horas</p><p>Procedimentos 4 - 23 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>11. Qual dos seguintes indicadores te dá a certeza de que fluidos da formação estão entrando no</p><p>poço?</p><p>A. Um ganho nos tanques de lama.</p><p>B. Fluxo no espaço anular depois que a bomba foi desligada.</p><p>C. Uma queda na pressão de bombeio durante a perfuração.</p><p>D. Pressão de circulação instável.</p><p>12. Qual é a principal desvantagem do método de fechamento soft?</p><p>A. Existe uma probabilidade grande de gerar contrapressão sobre a formação.</p><p>B. A MAASP pode ser monitorada conforme a pressão do poço se estabiliza.</p><p>C. Uma etapa a mais é adicionada ao procedimento de fechamento, o que poderia permitir que</p><p>mais influxo entre no poço.</p><p>D. Pode haver pressão trapeada entre a válvula HRC e o choke.</p><p>13. Qual é a diferença básica entre uma margem de manobra e um tampão pesado para a manobra</p><p>seca?</p><p>A. Tampões pesados para retirada do tubo seco devem ser deslocados até um ponto abaixo</p><p>do piso da plataforma.</p><p>B. A densidade de um tampão pesado para retirada do tubo seco compensa a perda de carga</p><p>no anular quando a bomba é desligada.</p><p>C. As margens de manobra são raramente usadas por unidades offshore por causa das</p><p>formações frágeis.</p><p>D. Um tampão pesado para retirada de tubo seco afeta um percentual mínimo do volume total</p><p>de circulação; margens de manobra afetam todo o volume de circulação.</p><p>14. Um poço horizontal foi fechado após a ocorrência de um grande kick de gás no fundo. Como as</p><p>pressões de fechamento são afetadas?</p><p>A. O SIDPP e o SICP mostrariam aproximadamente os mesmos valores.</p><p>B. O SICP seria significativamente mais alto do que o SIDPP devido ao grande kick.</p><p>C. O SIDPP e o SICP aumentariam igualmente conforme o gás migrasse para cima.</p><p>D. O SICP aumentaria devido à migração do gás, mas o SIDPP permaneceria estável.</p><p>15. Com que frequência (mínima) os exercícios práticos ou simulações (drills) devem ser feitos?</p><p>A. Sempre que trabalhadores inexperientes se juntam à equipe.</p><p>B. Simulações de tanque e de manobra (pit drill e trip drill) devem ser feitos a cada 7 dias para</p><p>cada equipe.</p><p>C. Simulações de tanque e de manobra (pit drill e trip drill) devem ser feitos a cada 14 dias para</p><p>as operações de perfuração e 7 dias para operações de workover.</p><p>D. A frequência das simulações é determinada pela empresa operadora.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Procedimentos 4 - 24</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Comportamento dos Gases 5 - 2</p><p>COMPORTAMENTO DOS GASES</p><p>Dos três fluidos contidos nas formações perfuradas (água, óleo e gás) o gás é, de longe, o mais</p><p>imprevisível, o mais difícil de manipular na superfície e, consequentemente, o mais perigoso. Quando</p><p>o público em geral fala do gás natural eles estão se referindo ao gás processado que cozinha suas</p><p>comidas, aquece suas casas e fornece energia para grande parte da nossa produção industrial. O gás</p><p>da formação, embora certamente é, na verdade, uma mistura de gases. É composto</p><p>principalmente por metano, mas quando é processado pelas refinarias, butano, propano, e outros gases</p><p>também são isolados e produzidos. Vários aditivos, incluindo odores fortes, são adicionados por razões</p><p>de segurança antes que os produtos finais sejam entregues aos consumidores. Este capítulo visa</p><p>discutir o comportamento do gás natural proveniente da formação, antes do seu processamento e</p><p>com os perigos inerentes à perfuração de formações que contêm gás. Os exemplos apresentados</p><p>pretendem apenas ilustrar os perigos existentes.</p><p>Embora o gás natural seja um excelente benefício para a sociedade, o gás da formação</p><p>geralmente é o inimigo de uma equipe de perfuração pelos seguintes motivos:</p><p>O gás é menos denso que os fluidos de perfuração, portanto tem tendência a subir, ou migrar</p><p>em direção à superfície de um poço. O efeito é chamado de segregação gravitacional e pode</p><p>ser observado quando o óleo é derramado na água; o óleo é mais leve que a água e flutua na</p><p>superfície.</p><p>O gás da formação é inflamável e, em certos casos, há risco de explosão.</p><p>Alguns gases contidos na formação são corrosivos quando entram em contato com o aço.</p><p>Alguns gases da formação são altamente tóxicos e inflamáveis, além disto, apresentam outros</p><p>riscos à segurança.</p><p>O gás pode causar asfixia em espaços confinados, onde a ventilação seja inadequada.</p><p>O gás é compressível. Há uma relação inversa entre seu volume e pressão. A compressibilidade</p><p>do gás é afetada pela pressão que o gás contém, assim como a temperatura ao qual o mesmo</p><p>é exposto.</p><p>O gás da formação é solúvel na lama de perfuração. O grau de solubilidade depende</p><p>principalmente do líquido da base da lama, mas também é afetado pela pressão e temperatura.</p><p>Sob determinadas condições de pressão/temperatura o gás da formação pode alterar seu estado,</p><p>isto é, se liquefazer. Esta característica é especialmente evidente em poços profundos, quase</p><p>verticais onde as pressões no fundo são muito altas.</p><p>O gás da formação é composto principalmente por metano (cerca de 87%), mas também pode</p><p>estar misturado com outros gases, dois dos quais apresentam sérios riscos à segurança; o sulfeto</p><p>de hidrogênio (H2S), e o dióxido de carbono (CO2).</p><p>Comportamento do Gases 5 - 3 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>2</p><p>METANO (CH4)</p><p>O metano é incolor e inodoro no seu estado natural e à temperatura ambiente. Ele não é tóxico;</p><p>entretanto é mais leve que o ar e extremamente inflamável. O metano forma uma mistura explosiva</p><p>com o ar quando em concentrações entre 5 e 15%. A asfixia pode ocorrer se formos expostos a uma</p><p>atmosfera com metano onde a concentração de oxigênio for menor que cerca de 19% do ar</p><p>respirável. O metano, quando processado, é o ingrediente principal do gás natural utilizado nas</p><p>residências e na indústria.</p><p>SULFETO DE HIDROGÊNIO (H2S)</p><p>O sulfeto de hidrogênio é um gás incolor, inflamável e extremamente perigoso, com um odor</p><p>O odor desagradável não fica evidente a altas concentrações do gás já que os sentidos olfativos são</p><p>enfraquecidos rapidamente (fadiga olfativa), apesar de o gás ainda estar presente. O H2S é uma</p><p>substância química que afeta a forma como o corpo usa o oxigênio, assim como o sistema nervoso</p><p>central. A baixas concentrações causa irritações nos olhos e dores de cabeça. A altas concentrações a</p><p>inalação de H2S pode causar perda de consciência rapidamente, seguida por coma e morte em poucos</p><p>instantes. Concentrações acima de 100 partes por milhão (ppm) são extremamente perigosas à vida</p><p>e à saúde.</p><p>O H2S é mais pesado que o ar e tende a se acomodar em áreas mais baixas em torno da plataforma.</p><p>Caso seja prevista a presença de H2S na superfície, deve-se dedicar atenção especial à direção do</p><p>vento e linhas de ventilação. Embora o óleo bruto quase sempre contenha pequenas quantidades de</p><p>H2S, a concentração no gás proveniente da formação pode ser tão alta quanto 90%. O gás é</p><p>ligeiramente ácido, portanto pode corroer ferramentas de aço. Aço maciço é recomendado para peças</p><p>que possam ser expostas ao H2S, de forma a reduzir o efeito corrosivo (enfraquecimento causado</p><p>por hidrogênio) em aço duro ou com alto nível de tensão. O H2S também é inflamável e explosivo.</p><p>Quando inflamado, produz vários vapores e gases, entre eles o dióxido de enxofre (SO2) que é mais</p><p>denso que o H2S e também mais tóxico.</p><p>Sempre que o sulfeto de hidrogênio é previsto, as equipes devem ser treinadas quanto ao uso de</p><p>equipamentos de proteção, equipamento para teste de H2S e técnicas de resgate e primeiros</p><p>socorros específicos que tenham sido desenvolvidos para situação de presença de H2S na superfície.</p><p>Membros da equipe nunca devem tentar um resgate em área que possa conter sulfeto de</p><p>hidrogênio sem utilizar a proteção respiratória apropriada e sem ter sido treinado para executar</p><p>tal resgate.</p><p>Figura 5-1: Máscara</p><p>Figura 5 - 1: Máscara de Gás Figura 5 - 2: Monitoramento de H2S</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Comportamento dos Gases 5 - 4</p><p>DIÓXIDO DE CARBONO (CO2)</p><p>Dióxido de carbono é um gás incolor e inodoro encontrado</p><p>em algumas formações de carbonato, e, portanto, está</p><p>geralmente presente em áreas onde o H2S também se</p><p>encontra. O CO2 não é inflamável e é mais pesado que o</p><p>ar, deste modo é frequentemente usado nos extintores de</p><p>incêndio. O CO2 pode causar asfixia em lugares fechados,</p><p>substituindo o oxigênio disponível. Dióxido de carbono</p><p>também é ligeiramente ácido como o H2S e pode contribuir</p><p>para problemas de corrosão de aço. Ele é solúvel em água</p><p>a pressões elevadas e é utilizado em bebidas gaseificadas.</p><p>À medida em que a pressão é reduzida, bolhas aparecem</p><p>no líquido e sobem para a superfície.</p><p>LEI GERAL DOS GASES</p><p>A lei geral dos gases é uma expressão matemática (uma proporção inversa) que pode ser utilizada para</p><p>descrever a natureza compressiva/expansiva do gás. A pressão interna de um gás é uma função de seu</p><p>volume. Em um poço fechado é o próprio poço que controla o gás; a pressão do gás é exercida igualmente</p><p>em todas as direções. A Lei Geral dos Gases é, na verdade, a combinação de três leis da física e é escrita da</p><p>seguinte forma:</p><p>A parte superior da equação, os numeradores, passou a ser chamada de Lei de Boyle depois que o físico do</p><p>século XVII, Robert Boyle, descreveu, pela primeira vez, a relação pressão/volume dos gases. A parte</p><p>inferior</p><p>da equação, os denominadores, é relacionada às mudanças de temperatura e é chamada de Lei de Charles,</p><p>em homenagem ao físico/baloeiro Francês, Jaques Charles, que viveu no século XVIII e descobriu como as</p><p>mudanças de temperatura afetam a dilatação dos gases. O representa um gás puro ideal, que é derivado</p><p>de uma lei da física.</p><p>Assim como diferentes líquidos reagem de forma diferente quando forças externas são aplicadas, do mesmo</p><p>modo acontece com os gases. O Z é, por vezes, referido como uma taxa de compressão. Quando um dado</p><p>conhecido é inserido na expressão, a lei dos gases é utilizada para prever a pressão e o volume do gás sob condições</p><p>variáveis.</p><p>GASES COMUNS EM OPERAÇÕES</p><p>Gás S.G. IDLH</p><p>Dióxido de Carbono (CO2 ) 1.52 40,000 ppm</p><p>Monóxido de Carbono (CO) 0.97 1,200 ppm</p><p>Cloro (Cl 2 ) 2.45 10 ppm</p><p>Ácido Cianídrico (HCN) 0.94 50 ppm</p><p>Ácido Sulfídrico (H2 S) 1.18 100 ppm</p><p>Metano (CH4 ) 0.55 Varia</p><p>Dióxido de Enxofre (SO2 ) 2.21 100 ppm</p><p>Figura 5 - 3: Gases Comuns</p><p>Comportamento dos Gases 5- 5 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>A Lei Geral dos Gases tem pouca aplicação prática porque não é possível coletar e inserir os dados</p><p>precisamente. Entretanto, se a temperatura e o fator Z forem omitidos, deixando apenas a Lei de</p><p>Boyle, alguns exemplos podem ser desenvolvidos para ilustrar como um entendimento da relação</p><p>da pressão/volume do gás pode ser aplicada para operações de controle de pressão.</p><p>LEI DE BOYLE</p><p>Exemplo: 1</p><p>Suponha que uma bexiga em uma garrafa acumuladora de 20 galões seja pré-carregada a 1000 psi</p><p>com nitrogênio. Usando a Lei de Boyle, determine o volume de nitrogênio se a válvula fosse aberta</p><p>e o gás no frasco fosse liberado na atmosfera (cerca de 15 psi). Qual é o volume do gás a 15 psi?</p><p>Figura 5 - 4: Expansão e Compressão de uma Bolha de Gás</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Comportamento dos Gases 5 - 6</p><p>Estes são os mesmos 20 galões de gás originais à pressão inicial de 1000 psi. Agora é fácil entender porque</p><p>o barulho e a vibração no choke são tão violentos quando o gás é circulado. No local, o gás a altas pressões,</p><p>podendo chegar a milhares de psi, se expande instantaneamente assim que o gás entra na atmosfera de baixa</p><p>pressão.</p><p>Conforme exposto anteriormente, a Lei de Boyle não é cientificamente precisa porque ela não considera a</p><p>temperatura e a taxa de compressão para um gás específico; entretanto isto representa o pior cenário</p><p>possível e demonstra os perigos de deixar o gás expandir sem controle. A Lei de Boyle pode ser resumida</p><p>da seguinte forma:</p><p>Se a um determinado volume de gás dobrar de volume, sua pressão diminuirá pela metade.</p><p>Se um determinado volume de gás for reduzido pela metade, sua pressão irá dobrar.</p><p>Se a pressão do gás não mudar, de forma recíproca o volume não pode mudar;</p><p>Se o volume do gás não se altera, a pressão não pode mudar.</p><p>Estas demonstrações permanecem fiéis desde que os efeitos das temperaturas sejam ignorados (ou</p><p>desconhecidos).</p><p>Figura 5 - 5: Redução nas Pressões de Superfície e no Fundo do Poço e Ganho nos Tanques</p><p>Exemplo: 2</p><p>Suponha que um poço seja perfurado a uma profundidade vertical de 10.000 pés usando uma lama de</p><p>10,0 ppg. A pressão hidrostática no fundo seria de 10,0 x 0,052 x 10.000 = 5200 psi. Considere que,</p><p>sem que a equipe saiba, 1 barril de gás foi pistoneado para dentro do poço numa manobra (um barril</p><p>desconhecido de lama tinha entrado nos tanques). O gás no fundo é contido pela pressão hidrostática;</p><p>assim, a pressão dentro da bolha de gás é de 5200 psi. Suponha ainda que, depois de passar algum tempo,</p><p>a bolha de gás começou a migrar em direção à superfície do poço aberto, por ser menos denso (mais leve)</p><p>do que a lama. De acordo com a Lei de Boyle, à medida em que a pressão é reduzida pela metade, o</p><p>volume do gás irá dobrar. Quando a bolha de gás alcançar 5000 pés, a pressão hidrostática acima da</p><p>bolha terá sido reduzida para 2600 psi, metade de 5200 psi. Neste ponto, o volume de gás será de 2</p><p>barris, isto significa que os tanques ganharão outro barril. Quando o gás alcançar 2500 pés, ele terá se</p><p>expandido a um volume de 4 barris, continuando a forçar a lama para fora na parte superior do poço aberto.</p><p>Um kick de 2 ou até 4 barris, pode não parecer muito para uma plataforma de perfuração moderna, mas</p><p>Bomba</p><p>Tanque</p><p>psi</p><p>psi</p><p>psi</p><p>psi 0 pé</p><p>Pressão de</p><p>Superfície 2500 pés</p><p>5000 pés</p><p>BHP 7500 pés</p><p>5200</p><p>5190</p><p>,psi</p><p>5170</p><p>?</p><p>psi 10000 pés</p><p>Pressão de</p><p>Superfície</p><p>Pressão de</p><p>Superfície</p><p>Pressão de</p><p>Superfície</p><p>Tanque Tanque Tanque</p><p>BHP BHP BHP</p><p>Comportamento dos Gases 5- 7 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>considere a localização do gás no poço e a rapidez com que as meias-distâncias até a superfície diminuem:</p><p>a 1250 pés, 8 bbls; a 625 pés, 16 bbls, a 312,5 pés, 32 bbls, e assim por diante. Na verdade, a situação é</p><p>muito pior do que o exemplo porque, em algum momento, a pressão no fundo do poço será reduzida para</p><p>um valor abaixo da pressão da formação. Deste momento em diante, cada vez mais gás irá entrar no poço.</p><p>O exemplo é uma fórmula perfeita para provocar um blowout.</p><p>Gases não devem migrar livremente em um poço aberto.</p><p>Exemplo: 3</p><p>Suponha que a equipe no exemplo 2 acima tenha reconhecido</p><p>o kick e fechado prontamente o poço com um kick de 1 barril.</p><p>Suponha ainda que, quando o gás foi pistoneado, o poço</p><p>entrou em underbalance e a pressão de fechamento através</p><p>do revestimento (SICP) foi de 200 psi, com o gás no fundo do</p><p>poço. Neste ponto a pressão no fundo seria (10,0 x 0,052 x</p><p>10000) + 200 = 5400 psi, a pressão interna do gás.</p><p>A diferença da densidade entre os fluidos permanece a</p><p>mesma, assim o gás irá migrar em direção à superfície,</p><p>embora a uma taxa mais lenta se comparada ao poço aberto.</p><p>O gás sobe, mas não pode se expandir em um poço fechado,</p><p>assim, quando alcança a metade do poço, 5000 pés, o volume</p><p>ainda é de 1 barril. De acordo com a Lei de Boyle, se o volume</p><p>não for alterado, a pressão não pode mudar; a pressão do gás</p><p>ainda é de 5400 psi, exercida igualmente em todas as</p><p>direções.</p><p>A equipe de perfuração reconhecerá que o gás está migrando</p><p>porque o SICP estará aumentando. A 5000 pés, a pressão em</p><p>1 barril de gás permanece 5400 psi, mas a pressão</p><p>hidrostática acima do gás foi reduzida para 2600 psi, metade</p><p>de 5200 psi (10,0 x 0,052 x 5000 = 2600 psi). O manômetro</p><p>reflete a diferença entre as duas pressões. 5400 psi exercida</p><p>para cima, menos 2600 psi exercida para baixo, igual a 2800 psi que agora é o valor encontrado no</p><p>manômetro do revestimento. Além disso, quando a bolha de gás está na metade do caminho em</p><p>direção à superfície do poço sua pressão de 5400 psi faz com que a pressão no fundo aumente de</p><p>forma significativa. A pressão no fundo neste momento é a pressão do gás, mais a pressão hidrostática</p><p>da coluna do fluido abaixo do gás (5400 + 2600 = 8000 psi).</p><p>Se o gás continuar a subir em direção à superfície com o poço fechado, a pressão na superfície</p><p>chegaria à mesma do gás, 5400 psi. A pressão no fundo seria a combinação da pressão do gás mais</p><p>a coluna hidrostática abaixo, 5400 psi + 5200 psi = 10600 psi! Alguma coisa falharia. Provavelmente,</p><p>a formação teria fraturado, já que o gás continua subindo. O revestimento pode romper ou,</p><p>tragicamente, algum componente do equipamento da cabeça do poço romperia, tornando o controle</p><p>impossível.</p><p>Gases não podem migrar sem controle em um poço fechado.</p><p>Tanque</p><p>3900</p><p>psi</p><p>9100</p><p>psi</p><p>Figura 5 - 6: Fratura da Formação</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Comportamento dos Gases 5 - 8</p><p>Figura 5 - 7: Nenhuma Expansão de Gás:</p><p>Exemplo: 4</p><p>Imagine, agora, um poço que teve um kick durante a perfuração, e a coluna não possuía uma válvula</p><p>de retenção (float valve). Imagine também que a equipe reconheceu o desenvolvimento do kick e</p><p>seguiu os procedimentos corretos de fechamento. Depois do fechamento do BOP e da estabilização</p><p>do poço, a pressão no manômetro do drill pipe (SIDPP) era 200 psi e a pressão do revestimento</p><p>(SICP) era 400 psi. Os dados do poço são:</p><p>TVD: 10000 pés</p><p>lama: 10,0 ppg</p><p>SICP: 400 psi</p><p>SIDPP: 200 psi</p><p>Durante a espera por ordens do escritório, as pressões de fechamento começaram a aumentar,</p><p>indicando que o gás do kick estava migrando em direção à superfície, conforme apresentado na</p><p>Figura 5-7. Com o gás migrando, a pressão em cada manômetro aumentaria pelo mesmo valor, porque</p><p>agora o poço está fechado e a pressão está sendo exercida igualmente em todas as direções. O poço</p><p>pode ser visto como um tubo em U, como foi explicado no Capítulo 1. Embora os diâmetros internos</p><p>dos tubos sejam diferentes, não têm qualquer influência, assim como o comprimento dos tubos, e a</p><p>densidade do fluido no interior dos mesmos. Quando o poço foi fechado, as pressões foram</p><p>equilibradas pelo fechamento do BOP, o poço entrou em balance. Isto é, todas as forças para baixo,</p><p>pressão no fundo, equivalem a todas as forças para cima, pressão da formação (BHP = FP). Isto é</p><p>verdadeiro enquanto não houver vazamentos na superfície e nenhum fluido for perdido para a</p><p>formação. Se o gás no kick não migrasse, o poço permaneceria nesta condição de equilíbrio, mas</p><p>como o gás está subindo à superfície, a pressão no fundo aumentará como na Figura 5-7.</p><p>As pressões em cada lado do tubo em U podem ser analisadas. Imaginemos uma linha vertical</p><p>traçada para separar a coluna de perfuração do espaço anular. A coluna de perfuração está cheia de</p><p>fluido de 10,0 ppg exercendo uma pressão hidrostática para baixo de 5200 psi. A pressão da</p><p>formação é de 5400 psi exercida para cima contra a pressão hidrostática da coluna. A diferença é lida</p><p>no manômetro do drill pipe; 5400 5200 = 200 psi. Nesta condição de fechamento, com a coluna</p><p>próxima ao fundo, a pressão da formação é igual à pressão hidrostática na coluna mais SIDPP, que</p><p>também é igual à pressão no fundo. O poço permanece equilibrado (em balance) pelo BOP fechado.</p><p>Ganho:</p><p>0 bbl</p><p>Tanque Tanque Tanque Tanque Tanque</p><p>0</p><p>psi</p><p>1300</p><p>2600</p><p>3900</p><p>5200</p><p>0 pé</p><p>1 bbl</p><p>1 bbl</p><p>2500 pés</p><p>1 bbl</p><p>5000pés</p><p>1 bbl</p><p>7500 pés</p><p>5200</p><p>1 bbl 6500</p><p>7800</p><p>9100</p><p>10400</p><p>10000 pés</p><p>Ganho:</p><p>0 bbl</p><p>Ganho:</p><p>0 bbl</p><p>Ganho:</p><p>0 bbl</p><p>Ganho:</p><p>0 bbl</p><p>Comportamento dos Gases 5- 9 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Podemos analisar o lado do espaço anular do tubo em U da mesma forma, porém com uma grande</p><p>diferença; não é possível determinar a pressão hidrostática no espaço anular porque a densidade do</p><p>fluido do kick é desconhecida. O SICP de 400 psi é o resultado da combinação do desequilíbrio</p><p>(underbalance), 200 psi, mais a queda na pressão hidrostática devido à altura e a densidade do</p><p>influxo. Em outras palavras, o SICP é maior do que SIDPP porque a pressão hidrostática no espaço</p><p>anular é menor do que a pressão hidrostática na coluna de perfuração.</p><p>Se nada for feito, o gás irá começar a migrar e as pressões no poço irão se tornar perigosamente</p><p>altas. O supervisor, percebendo isso, decidiu drenar um pouco de fluido através do choke, para que</p><p>a pressão no fundo volte a se aproximar do seu valor de fechamento. Quando ele abrir o choke,</p><p>cuidadosamente, permitindo que a lama escoe para fora do espaço anular, as pressões em ambos</p><p>os manômetros irão diminuir conforme a lama flui através do choke. Quando o manômetro do drill</p><p>pipe retornar ao seu valor original de fechamento (200 psi), o supervisor fecha o choke. Neste</p><p>momento o SIDPP terá retornado para 200 psi, mas o SICP terá aumentado de forma sutil, refletindo</p><p>a baixa pressão hidrostática do espaço anular devido à lama removida dele. A pressão no fundo terá</p><p>sido restaurada para o valor original de fechamento. Isto é possível porque a coluna contém fluido</p><p>de densidade conhecida da superfície até o fundo e isso não muda quando o choke é aberto. Esta</p><p>técnica é conhecida como método volumétrico e é tratada com mais detalhes no Capítulo 7.</p><p>Observando o lado da coluna no tubo em U, a pressão no fundo é igual à pressão hidrostática na</p><p>coluna mais a pressão de fechamento através do drill pipe (BHP = PH(drillpipe) + SIDPP). Assim, se</p><p>o manômetro do drill pipe é mantido constante e a pressão hidrostática na coluna permanecer estável,</p><p>a pressão no fundo também será mantida constante.</p><p>O que teria acontecido se o supervisor tivesse tentado manter a pressão do revestimento constante</p><p>enquanto drenava um pouco de lama?</p><p>Considere o lado do revestimento do tubo em U, onde a pressão no fundo é a soma da pressão</p><p>hidrostática no espaço anular e a pressão de fechamento através do revestimento (BHP = PH(anular)</p><p>+ SICP). Se a pressão do revestimento permanecer constante conforme o fluido é drenado pelo</p><p>choke, a pressão hidrostática no poço diminuirá, assim a pressão no fundo também irá cair,</p><p>permitindo que mais influxo entre no poço.</p><p>Em um poço com gás migrando, o controle não deve ser feito mantendo-se a pressão no revestimento</p><p>constante.</p><p>Os exemplos acima, do 1 ao 4, são apresentados apenas como ilustrações e não podem ser aplicados</p><p>literalmente. Os exemplos supõem que o influxo de gás permaneceria como uma única bolha, ao</p><p>migrar para a superfície. O que seria muito improvável durante operações de perfuração. Operações</p><p>de completação e workover geralmente utilizam fluidos de salmoura limpos e estão em equilíbrio</p><p>(balance). Se este for o caso, é provável que o gás possa migrar rapidamente através da salmoura.</p><p>Desde que a equipe esteja atenta, prevendo um possível influxo, o gás poderia estar circulando de</p><p>forma segura contanto que ele não seja tóxico. Mesmo assim, o operador do choke deve ser preparado</p><p>para fazer rápidos ajustes à medida que o fluido atinge a superfície, pois, mais uma vez, o kick não</p><p>é uma bolha única, portanto o fluxo alterna entre lama e gás.</p><p>Se o aumento da pressão no revestimento é registrado em função do tempo (psi/h) a taxa de</p><p>migração do gás pode ser estimada usando o gradiente do fluido. A taxa aproximada pode ser</p><p>encontrada dividindo o gradiente (psi/pé) pelo aumento da pressão por hora (psi/h).</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Comportamento dos Gases 5 - 10</p><p>O comportamento do gás em um poço é impossível de se prever porque ele é influenciado por</p><p>diversas condições, muitas delas são desconhecidas no momento em que o kick ocorre. Algumas das</p><p>variáveis desconhecidas que influenciam o comportamento do gás no poço estão listadas abaixo.</p><p>A temperatura e a pressão no momento em que o influxo entra no poço, assim como as</p><p>mudanças que ocorrem à medida que o gás se move em direção à superfície.</p><p>A porcentagem de gás no influxo.</p><p>Os diversos tipos de gases no influxo e suas porcentagens.</p><p>O fluido base do fluido de perfuração no poço</p><p>A densidade, viscosidade, força gel, e a composição química do fluido de perfuração</p><p>KICK EM LAMA COM BASE ÁGUA</p><p>A maioria dos fluidos de perfuração com base água é uma mistura de água quimicamente tratada e</p><p>bentonita. Uma vez que o fluido de base é formado, barita é adicionada para o ajuste da densidade</p><p>de toda a lama. Kicks de água (principalmente de água salgada) são comuns em certas áreas e, se</p><p>pouco ou nenhum gás estiver presente no fluido da formação, o kick deslocaria a lama de perfuração</p><p>barril por barril quando ele entrasse no poço. Em outras palavras, um aumento de 10 barris nos</p><p>tanques de lama refletiria um influxo de 10 barris. Nestes casos a detecção geralmente não é difícil</p><p>porque o aumento do tanque é rápido e trágico. A pressão no revestimento permaneceria</p><p>relativamente estável à medida que o kick fosse circulado para fora do poço, até que o kick se</p><p>aproximasse da superfície, porque haveria pouca ou nenhuma expansão. Desde que as precauções</p><p>sejam tomadas contra a toxicidade e ignição, e que as linhas de ventilação/overboard estejam</p><p>alinhadas de forma apropriada, os kicks de água salgada normalmente podem ser controlados de maneira</p><p>segura por uma equipe experiente.</p><p>O elevado teor de cloreto da água salgada provavelmente causaria um distúrbio nas propriedades</p><p>do sistema de lama, provocando viscosidade e altas taxas de força gel (floculação). Qualquer gás que</p><p>seja associado ao kick teria uma tendência a se espalhar através da lama grossa mais do que migrar,</p><p>ou subir como uma única bolha. O tratamento primário para contaminação da lama de perfuração</p><p>com base água por cloreto é a diluição. Quando a água é adicionada ao fluido, o peso da lama deve</p><p>ser monitorado cuidadosamente à medida que o kick é circulado para fora do poço, de forma a manter</p><p>a pressão hidrostática desejada no fundo do poço.</p><p>Quanto mais gás é associado ao kick, mais perigoso é tratar do mesmo na superfície. O volume</p><p>ganho pode não ser uma medição precisa do volume total do influxo se o kick tiver uma quantidade</p><p>significativa de gás, porque o gás estará um pouco comprimido, devido à pressão da formação. Além</p><p>disso, embora o gás não seja altamente solúvel em fluidos com base água, é provável que tenha</p><p>alguma solubilidade. É possível que em poços profundos o gás possa entrar no poço no seu estado</p><p>líquido, permanecendo até atingir um ponto em que a pressão e a temperatura permitam</p><p>que ele vá para o estado gasoso, também conhecido como o ponto de bolha Por questões de</p><p>segurança, todos os kicks devem ser tratados considerando o pior caso: um de kick de gás.</p><p>Comportamento dos Gases 5 - 11 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Estimativa da densidade do kick</p><p>Considerando que existe uma diferença relativamente grande entre a densidade de gás e de líquidos,</p><p>muitas vezes é possível estimar a densidade do kick e, assim, ter uma boa noção do fluido</p><p>predominante no kick. A diferença entre o SIDPP e o SICP é provocada pela altura e densidade do</p><p>kick. Quando um kick está próximo do fundo em um poço vertical a altura do kick pode ser estimada.</p><p>A altura estimada pode ser usada para determinar a densidade do kick e, com isso, estimar seu tipo</p><p>de fluido.</p><p>Exemplo: 5</p><p>Um poço foi fechado com um kick de 15 barris. Estime a densidade do kick usando os dados a seguir.</p><p>TVD: 10000 pés</p><p>lama: 10,0 ppg</p><p>SICP: 400 psi</p><p>SIDPP: 200 psi</p><p>Volume ganho: 15 bbls</p><p>Capacidade do espaço anular x BHA: 0,029 bbls/pé</p><p>1. Estimar a altura do kick.</p><p>bbls ÷ bbls/pé = pé</p><p>15 ÷ 0,029 = 517 pés</p><p>2. Estimar a densidade perdida como um resultado do kick usando a diferença entre as</p><p>pressões de fechamento e a fórmula de pressão hidrostática.</p><p>psi ÷ 0.052 ÷ pé = ppg</p><p>(400 200) ÷ 0,052 ÷ 517 = 7,4 ppg é a perda de peso efetiva como resultado do kick.</p><p>3. O fluido original era de 10,0 ppg, assim 10,0 7,4 = 2,6 ppg é a densidade aproximada do kick.</p><p>A densidade da água doce é cerca de 8,33 ppg em temperatura ambiente. A densidade do óleo diesel</p><p>varia entre 6,8 e 7,0 ppg e a densidade do gás normalmente é menor do que 2,0 ppg. O kick</p><p>no poço do exemplo é predominantemente de gás.</p><p>O exemplo acima tem diversas limitações e só pode ser utilizado como uma estimativa. O exemplo</p><p>considera um poço vertical. Se o poço algum desvio, o ângulo de inclinação deveria ser levado em</p><p>conta na estimativa da altura do kick. O exemplo também assume apenas um diâmetro para o poço.</p><p>Na realidade, o espaço anular em torno do BHA pode ser maior ou menor do que o calculado. Se o</p><p>influxo for um líquido, ele deslocaria a lama barril por barril porque os líquidos são essencialmente</p><p>incompreensíveis. O gás, no entanto, é altamente compreensível e solúvel; assim o ganho do tanque</p><p>nem sempre irá refletir de forma precisa o volume do kick.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Comportamento dos Gases 5 - 12</p><p>KICK EM LAMA COM BASE ÓLEO</p><p>Ainda que fluidos de perfuração com base água sejam normalmente usados em todo o mundo, nos</p><p>últimos anos cada vez mais poços são perfurados usando o óleo como fluido base. O óleo de base</p><p>destes fluidos pode ser óleo diesel, óleo de hidrocarboneto sintético ou até mesmo óleo mineral. Lamas</p><p>com base óleo são, inicialmente, mais caras, mas possuem muitas vantagens em relação aos fluidos</p><p>com base água. Alguns problemas comuns durante a perfuração, como dilatação de formações</p><p>argilosas e perda de carga no fundo do poço, podem ser totalmente eliminados. Os óleos sintéticos</p><p>e minerais são essencialmente não-poluentes, tornando-os uma boa escolha para determinadas</p><p>operações offshore. Apesar das vantagens, kicks de gás podem ser extremamente perigosos em lamas</p><p>com base óleo.</p><p>Vimos anteriormente que o primeiro passo na prevenção do blowout é a detecção precoce e rápida e</p><p>procedimentos de fechamento seguros para interromper o influxo no poço. O gás natural proveniente</p><p>da formação é altamente solúvel em fluido com base óleo, especialmente quando entra em um poço</p><p>sob grande pressão. A menos que os</p><p>alarmes de detecção sejam</p><p>monitorados de perto e</p><p>constantemente, o gás pode penetrar</p><p>em uma coluna de fluido com base óleo</p><p>praticamente sem indicação na</p><p>superfície. Um kick de gás de 10 barris</p><p>em um poço com lama com base água</p><p>resultaria em um ganho de tanque de</p><p>aproximadamente 10 barris. Este não é</p><p>o caso em perfurações com fluidos com</p><p>base óleo. O mesmo kick deve causar</p><p>um ganho de apenas 2 ou 3 barris em</p><p>um sistema com base óleo. Uma equipe</p><p>desavisada pode subestimar a</p><p>gravidade da situação, possivelmente</p><p>demorando um pouco mais com os procedimentos de fechamento. Conforme o kick é circulado pelo</p><p>espaço anular, o gás permanecerá em solução até que ele atinja uma profundidade (pressão) na qual</p><p>ele irá passar do estado líquido para o estado gasoso. De forma repentina ele irá e expandir</p><p>diversas vezes até reverter para seu estado gasoso. Os supervisores e a equipe devem estar</p><p>preparados para fazer os ajustes necessários para manter o controle do poço conforme o kick se</p><p>aproxima da superfície.</p><p>Os kicks de água salgada são menos perigosos do que os kicks de gás em lama com base óleo, desde</p><p>que a porcentagem de gás seja pequena. Lamas de base não aquosa são emulsões que consistem</p><p>em uma pequena quantidade de água fortemente ligada ao óleo, de modo a manter as propriedades</p><p>de escoamento desejadas. Quando a água (kick) penetra a lama ela pode diluir e romper a emulsão,</p><p>isto é, separar o óleo da água. No pior dos casos os sólidos mais pesados (a barita) desceriam para o</p><p>fundo, a água ficaria no meio, deixando o gás em cima. Apesar de não ser tão perigoso quanto um</p><p>kick de gás descontrolado, esta situação apresenta um enorme problema operacional.</p><p>Pit Gain</p><p>Sem Gás Gás em Solução</p><p>Figura 5 - 8: Solubilidade</p><p>Comportamento dos Gases 5 - 13 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>LAMA CORTADA POR GÁS</p><p>Quando a densidade da lama que volta do</p><p>poço através da linha de retorno é reduzida</p><p>devido a pequenas bolhas de gás que são</p><p>arrastadas no fluido, falamos que a lama</p><p>está rtada por gás Um pequeno volume</p><p>de gás no fundo do poço pode causar uma</p><p>grande redução na densidade da lama na</p><p>superfície e a lama contaminada por gás</p><p>não afeta</p><p>seriamente a pressão total no</p><p>fundo porque quase toda a expansão do</p><p>gás ocorre quando o fluido alcança a</p><p>atmosfera. O quadro (Figura 5-9) ilustra o</p><p>efeito que o fluido contaminado tem sobre</p><p>a pressão no fundo. Observe que em um</p><p>poço de profundidade de 20.000 pés, com</p><p>uma taxa de contaminação de 50% na</p><p>superfície, a pressão no fundo só é</p><p>reduzida por cerca 100 psi. O aumento da</p><p>contaminação da lama não deve ser</p><p>ignorado, pois, quando ligados a outros</p><p>indicadores, pode ser um sinal de alerta de</p><p>que as condições no fundo do poço estão mudando. Lama cortada por gás é comum para quase todas</p><p>as operações de perfuração. A equipe pode se tornar complacente por já está acostumada a observar</p><p>lama cortada por gás diariamente na linha de retorno. Mais de um trágico blowout foi atribuído à</p><p>complacência da equipe de perfuração. Desgaseificadores devem ser mantidos operacionais e nas</p><p>melhores condições sempre que um poço está sendo circulado; eles não previnem apenas que o gás</p><p>seja re-circulado no poço; mas também protegem bombas centrífugas que podem ser danificadas</p><p>pela cavitação de ar/gás.</p><p>PRESSÃO MÁXIMA</p><p>Não é possível prever a pressão máxima da superfície resultante dos kicks simplesmente porque há muitas</p><p>variáveis que permanecem desconhecidas. Uma vez que um poço é fechado e estabilizado, a pressão</p><p>do revestimento deve ser verificada baseada na MAASP só assim a gravidade da situação pode ser</p><p>estimada. A perda de circulação, que pode levar a blowout subterrâneos, deve ser sempre levada</p><p>em consideração. Muitas vezes os métodos utilizados para controlar um poço podem manter a</p><p>pressão no espaço anular em um valor mínimo quando a circulação é iniciada. Um kick de gás deve</p><p>se expandir sob condições controladas à medida em que é circulado para a superfície, assim as</p><p>pressões mudam conforme o gás sobe no anular. Embora a pressão total exercida no espaço anular</p><p>aumente de acordo com a expansão dos gases, a pressão exercida em qualquer área específica do</p><p>espaço anular depende da posição do kick, porque a pressão num único ponto é a soma da pressão</p><p>hidrostática no ponto mais a pressão atual de superfície através do revestimento. O fator mais</p><p>importante que irá influenciar a pressão anular é o reconhecimento precoce do kick e o fechamento</p><p>do poço.</p><p>Figura 5 - 9: Gráfico para Lama Cortada Por Gás (Gas Cut)</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Comportamento dos Gases 5 - 14</p><p>Este capítulo considerou apenas um influxo de gás ou água dentro de um poço. Na verdade, é</p><p>provável que, durante as operações subsequentes, depois do fechamento inicial, um ou mais kicks</p><p>menores entrem no poço quando o influxo está sendo circulado à superfície. Normalmente, kicks</p><p>secundários são menores do que o influxo original e, consequentemente, mais fáceis de controlar.</p><p>Muitas vezes é necessário circular o poço algumas vezes antes de retirar todo o gás do espaço anular.</p><p>RESUMO</p><p>Praticamente todos os kicks têm algum gás misturado ao influxo. Quanto maior for a porcentagem</p><p>do gás no kick, mais perigoso ele é. A natureza do gás, sua compressibilidade e a sua baixa</p><p>densidade, torna o controle mais complicado. Os kicks de gás também apresentam riscos de incêndio</p><p>e explosão e alguns gases da formação são altamente tóxicos. Os gases são solúveis em fluidos de</p><p>perfuração com base óleo, tornando a sua detecção mais difícil. Os kicks de gás devem ser</p><p>reconhecidos e controlados a partir do momento em que entram em um poço, até que o gás atinja</p><p>a superfície. Os perigos potenciais do gás quando ele é lançado na atmosfera são amplamente</p><p>conhecidos. Por questões de segurança todos os kicks devem ser tratados considerando-se o pior</p><p>caso: 100% de .</p><p>EXERCÍCIOS</p><p>1. Quais são as duas características do gás que podem ser ilustradas pela Lei de Boyle?</p><p>A. A relação entre densidade e temperatura.</p><p>B. As direções nas quais o gás exerce pressão.</p><p>C. A relação entre volume e pressão.</p><p>D. A relação entre pressão e temperatura.</p><p>2. Um poço é fechado com um kick de gás próximo ao fundo. Não há nenhuma válvula de</p><p>retenção (float valve) na coluna de perfuração, assim, SIDPP e SICP, estão disponíveis.</p><p>Depois de algum tempo o gás começa a migrar em direção à superfície. Como a equipe</p><p>saberá que o gás está migrando?</p><p>A. O SICP irá aumentar, SIDPP irá permanecer constante.</p><p>B. O SIDPP irá aumentar, SICP irá permanecer constante.</p><p>C. O SICP irá aumentar mais do que o SIDPP.</p><p>D. Os dois irão aumentar no mesmo valor.</p><p>3. Quando um poço é fechado em kick, SICP é, geralmente, maior que SIDPP. Por que isso acontece?</p><p>A. Porque a pressão hidrostática no espaço anular é menor do que a pressão hidrostática na</p><p>coluna de perfuração.</p><p>B. Porque o kick está espaço anular.</p><p>C. Porque o gás no kick está migrando em direção à superfície.</p><p>D. Nenhuma das alternativas anteriores.</p><p>Comportamento dos Gases 5 - 15 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>4. Qual desses gases é o mais pesado comparado ao ar? (desconsidere o efeito da temperatura)</p><p>A. Sulfeto de hidrogênio (H2S)</p><p>B. Dióxido de enxofre (SO2)</p><p>C. Metano</p><p>D. Dióxido de carbono (CO2)</p><p>5. Por que os kicks de gás são mais perigosos em fluidos com base óleo do que em fluidos com base água?</p><p>A. O gás não é solúvel em fluidos com base água.</p><p>B. O gás é altamente solúvel em fluidos com base óleo.</p><p>C. A maioria dos equipamentos de gás de sonda não é projetada para lidar com fluidos com base óleo.</p><p>D. O gás migra mais rápido em fluidos com base óleo do que em fluidos com base água.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Comportamento dos Gases 5 - 16</p><p>C</p><p>A</p><p>PÍ</p><p>TU</p><p>LO</p><p>6</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 2</p><p>MÉTODOS DE CONTROLE COM BHP</p><p>CONSTANTE</p><p>Os métodos de prevenção de blowout são baseados no princípio de pressão no fundo do poço constante. Uma</p><p>vez que um kick é identificado e o poço é fechado com segurança, as pressões estabilizadas indicam que a</p><p>situação de perigo foi momentaneamente parada. Naquele momento pode-se dizer que o poço está equilibrado</p><p>(em balance), mecanicamente equilibrado pelo BOP. A pressão exercida no fundo do poço se iguala à pressão</p><p>da formação e, desde que essa condição seja mantida, nenhum outro kick pode entrar no poço. A perfuração</p><p>convencional é feita em uma condição de overbalance e os fluidos da formação só podem entrar no poço</p><p>quando a margem do overbalance é perdida. É preciso duas coisas para que o poço seja restaurado à sua</p><p>condição original; 1) o influxo indesejado deve ser removido e, 2) o controle hidrostático deve ser</p><p>reestabelecido. Vários métodos têm sido desenvolvidos para alcançar esses objetivos dependendo de situações</p><p>específicas, todos projetados para manter o controle mantendo BHP constante ao longo da operação. Os</p><p>quatro métodos discutidos nesse capítulo incluem dois métodos de circulação assim como dois métodos que</p><p>podem ser aplicados quando a circulação não é mais possível ou desejável.</p><p>MÉTODOS DE CIRCULAÇÃO</p><p>Os dois métodos de circulação comumente aceitos são o Método do Sondador e o Método do Engenheiro. A</p><p>decisão do método a ser utilizado depende totalmente da situação após o fechamento do poço em kick e o</p><p>registro das pressões estabilizadas. A diferença básica entre os dois métodos é o tempo necessário para controlar</p><p>o poço completamente e restaurar o controle hidrostático. O Método do Sondador separa a operação de controle</p><p>em dois estágios distintos (duas circulações). Durante a primeira circulação o kick é circulado para fora do</p><p>espaço anular utilizando a lama original. A segunda circulação implica</p><p>possui fluido, é aberta para a superfície, e a pressão no fundo do poço é</p><p>menor que a pressão da formação, o poço sofrerá um kick, os fluidos da formação entrarão no poço.</p><p>Há várias causas específicas de kicks não intencionais durante operações de perfuração e workover.</p><p>As causas mais comuns são discutidas detalhadamente a seguir.</p><p>PRESSÃO HIDROSTÁTICA EXERCIDA NO POÇO</p><p>lama x 0,052 x TVD</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Causas de Kicks 1 - 4</p><p>PRÁTICAS DE MANOBRA</p><p>Das várias operações de perfuração rotineiras, talvez a</p><p>manobra da coluna seja a mais comum. É também a</p><p>operação mais arriscada com relação à prevenção contra</p><p>blowout. A maioria dos kicks ocorrem durante as manobras,</p><p>especialmente ao manobrar o tubo para fora do poço. Isso</p><p>se dá porque a pressão no fundo do poço é reduzida de três</p><p>maneiras distintas quando uma equipe começa este tipo de</p><p>manobra:</p><p>1. Quando um poço está sendo circulado enquanto se</p><p>perfura, parte da pressão total da bomba é exercida</p><p>nas paredes e no fundo do poço. Isso se chama perda</p><p>de carga no anular ( ) e é um componente da</p><p>pressão total no fundo do poço. Como as bombas de</p><p>lama são desligadas durante as manobras, a pressão</p><p>no fundo do poço é reduzida no valor da .</p><p>(Figura 1-3)</p><p>2. Parte dos fluidos de perfuração se move para cima com</p><p>o tubo e nas paredes, conforme a coluna é retirada do</p><p>fundo. Este efeito, conhecido como pistoneio</p><p>(swabbing), é como um pistão se movendo dentro de</p><p>um cilindro e ocorre quando um tubo é movido para</p><p>cima mais rápido do que a lama pode cair abaixo dele.</p><p>O resultado é a redução da pressão no fundo do poço.</p><p>O grau no qual o pistoneio ocorre depende de, (1)</p><p>propriedades de fluxo do fluido (densidade e</p><p>viscosidade), (2) espaço entre o tubo em movimento e</p><p>as paredes do poço ou revestimento e (3) velocidade,</p><p>ou taxa na qual a coluna é puxada. Observa-se que</p><p>apenas uma dessas três causas pode ser controlada</p><p>pelo sondador. O sondador opera a sonda, e é</p><p>responsável pela velocidade na qual a coluna é</p><p>puxada; no entanto, a probabilidade de pistoneio</p><p>também aumenta significantemente ao puxar o tubo</p><p>em lama viscosa e pesada, ou ao puxar o BHA do</p><p>fundo, especialmente se a broca e o BHA estão</p><p>encerados por argila. (Figura 1-4)</p><p>3. Quando a coluna está em um poço e cheia de lama, ela</p><p>está deslocando algum líquido, da mesma forma que</p><p>uma haste sólida inserida em um copo com água.</p><p>Conforme a haste é removida, o nível de água no copo</p><p>diminui. O mesmo acontece quando a coluna é puxada</p><p>para fora do poço em uma manobra. A coluna de lama</p><p>no poço cai conforme o tubo é puxado para fora. Como</p><p>a pressão hidrostática do fundo do poço é uma função</p><p>da altura vertical e da densidade do fluido, a pressão é</p><p>reduzida se a altura da coluna é reduzida. A única</p><p>maneira de manter a pressão hidrostática dentro de um</p><p>limite seguro em uma manobra é recolocando um volume de lama no poço igual ao deslocado</p><p>pelo tubo que está sendo removido. (Figura 1-5)</p><p>Nenhuma equipe gosta de fazer uma manobra molhada.</p><p>Figura 1 - 3: Pressões de Circulação</p><p>Figura 1 - 4: Pistoneio</p><p>PRESSÕES DE CIRCULAÇÃO</p><p>BOMBA</p><p>PISTONEIO</p><p>AREIA PISTONEIO</p><p>Causas de Kicks 1- 5 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Embora seja utilizado , para guardar o máximo</p><p>de lama possível quando uma conexão de tubos é quebrada, a</p><p>lama se espalha para todos os lados, o chão fica escorregadio,</p><p>criando o risco de quedas, e a medição do volume de lama que</p><p>deve ser se bombeado para compensar a retirada do tubo se torna</p><p>muito mais difícil.</p><p>seca</p><p>permitirem. Uma manobra seca começa pelo bombeamento de um</p><p>pequeno volume de lama pesada (tampão pesado ou slug) na coluna</p><p>antes de remover o tubo do fundo. Conforme a coluna é puxada, o</p><p>tampão cai, forçando a lama abaixo do tampão a sair pelos jatos da</p><p>broca, efetivamente esvaziando a porção do tubo acima do deck de</p><p>perfuração para que não haja fluido no tubo quando a tripulação</p><p>quebrar a conexão. Manobras secas são mais limpas, rápidas e seguras</p><p>do que as molhadas. Principalmente com relação à prevenção de</p><p>blowout pois, em uma manobra seca, apenas o deslocamento de aço</p><p>do tubo é removido do poço, enquanto em uma manobra molhada, o</p><p>aço e a lama dentro do tubo são removidos e a diferença pode ser</p><p>significante.</p><p>A manobra de tubos é um trabalho difícil e sujo e, embora seja uma</p><p>operação de rotina em todas as sondas, mais kicks e subsequentes</p><p>blowouts ocorreram durante manobras do que em operações normais</p><p>de workover e perfuração. Durante manobras, a equipe está</p><p>constantemente ocupada movimentando-se em torno do deck com</p><p>suas atribuições designadas. O sondador, sempre pressionado pelo</p><p>tempo, deve concentrar-se na segurança da equipe que opera</p><p>equipamentos pesados e perigosos. Para piorar, o elemento humano</p><p>deve ser considerado. Longas horas de trabalho, com pouca mão de</p><p>obra, com pessoal inexperiente, todos esses fatores fazem parte do</p><p>fardo do sondador. O nível de troca do fluido de perfuração deve ser</p><p>monitorado conforme o tubo é movido para fora do poço. A única</p><p>maneira de detectar um kick ao manobrar é medindo cuidadosamente</p><p>e registrando o volume de lama bombeada, ou deslocada do poço. Há</p><p>duas maneiras comuns de monitorar o preenchimento/deslocamento.</p><p>A melhor maneira é por meio de um tanque pequeno e calibrado</p><p>(tanque de manobra) para que as mudanças no nível do fluido possam</p><p>ser facilmente observadas.</p><p>Uma segunda maneira de monitoramento do poço durante uma manobra, porém menos precisa, é o</p><p>bombeio direto para dentro do poço após uma seção de tubos pré -determinada ter sido removida, e então</p><p>conta-se o número de strokes necessários para encher o poço. Em ambos os casos, uma ficha de manobra</p><p>deve ser usada para comparar o preenchimento ou deslocamento real aos volumes calculados. (Figura 1-</p><p>6) Os volumes reais também devem ser comparados aos volumes na ficha de manobras recentes, de forma</p><p>PUXANDO</p><p>TUBO SECO</p><p>PUXANDO TUBO</p><p>MOLHADO</p><p>Figura 1 - 5: Conforme o nível de fluido no espaço</p><p>anular cai, a pressão hidrostática também cai</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Causas de Kicks 1 - 6</p><p>Número</p><p>da seção</p><p>Leitura</p><p>Inicial do</p><p>Trip Tank</p><p>Leitura</p><p>Final do</p><p>Trip Tank</p><p>Diferença Teórica</p><p>(Calculada)</p><p>Tendência</p><p>(Diferença)</p><p>Tendência</p><p>Acumulada</p><p>Observações (Comentários ao</p><p>Trocar tubos, problemas, etc)</p><p>5 50,0 48,5 1,5 3,56 -2,06 -2,06</p><p>Puxar o Drill Pipe do fundo - Pode</p><p>estar preso</p><p>10 48,5 42,9 5,6 3,56 +2,04 -0,02 Parece OK</p><p>15 42,9 39,2 3,7 3,56 +0,14 0,12</p><p>20</p><p>39,2</p><p>35,9</p><p>3,3</p><p>3,56 -0,26</p><p>-0,14</p><p>25</p><p>33,2</p><p>30,5</p><p>2,7</p><p>3,56 -0,86</p><p>-0,96 Possível Pistoneio</p><p>30</p><p>33,2</p><p>32,3</p><p>0,9</p><p>3,56 -2,66</p><p>-3,62</p><p>O poço não está recebendo o</p><p>volume adequado de fluido. Parar.</p><p>Manobrar e Fazer um Flow Check</p><p>Figura 1 - 6: Modelo da Ficha de Acompanhamento de Manobra</p><p>Figura 1 - 7: Surge causa perdas de fluido para a</p><p>formação</p><p>Figura 1 - 8: Perda parcial de fluido pode ocorrer</p><p>durante a circulação</p><p>PERDA DE CIRCULAÇÃO</p><p>O oposto de pistoneio é o surge. Ao descer o tubo no poço muito rápido, e lama pode escapar em torno dele, e</p><p>pressões de surge podem se desenvolver, o que pode causar um aumento na pressão no fundo do poço. É</p><p>possível que a pressão de surge criada force o fluido de perfuração para a formação. Algumas formações podem</p><p>fraturar, resultando em perda de toda lama e, eventualmente, perda total de retorno. Com mais frequência,</p><p>isso acontece gradualmente, quando mais e mais tubos são descidos no poço</p><p>na circulação de um fluido mais pesado</p><p>(lama de matar) ao longo do poço a fim de restaurar o controle hidrostático com um overbalance aceitável. O</p><p>Método do Engenheiro é projetado para alcançar ambos os objetivos simultaneamente em uma única circulação.</p><p>Um dos primeiros passos no planejamento para circular um kick é decidir qual a taxa de bombeio que</p><p>será mantida durante a operação. Várias taxas são escolhidas. Não pode haver nenhum padrão, mas</p><p>muitas sondas escolhem mais ou menos a metade (ou menos) da taxa normalmente usada durante a</p><p>perfuração.</p><p>Taxas reduzidas são escolhidas por inúmeras razões:</p><p>Taxas reduzidas dão mais tempo de reação ao operador de choke para fazer ajustes.</p><p>Uma taxa reduzida oferece menos possibilidade de sobrecarga dos equipamentos desgaseificadores.</p><p>Taxas de bombeio mais rápidas exercem mais perda de carga anular e podem, possivelmente, exceder a</p><p>MAASP.</p><p>A eficiência da bomba é levada em consideração.</p><p>O tipo e precisão dos manômetros são de grande importância.</p><p>A possibilidade de aprisionamento de coluna pode influenciar na escolha da taxa de bombeio em</p><p>alguns poços.</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 3 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>PRESSÃO REDUZIDA DE CIRCULAÇÃO (PRC)</p><p>Dependendo da política da empresa e dos equipamentos usados, duas ou mais pressões reduzidas de</p><p>circulação são selecionadas. Sondadores são instruídos a bombear com cada taxa escolhida a fim de</p><p>determinar a pressão de circulação nessas taxas. As pressões são lidas e registradas pelos manômetros em</p><p>um painel remoto de choke, assim como no manômetro do standpipe. O processo é repetido para cada bomba</p><p>(ou qualquer bomba que seria usada para circular um kick). Há três importantes fatores que um sondador</p><p>deve considerar antes de registrar a PRC; 1) o sistema deve ser circulado por um tempo suficiente para</p><p>quebrar a força do gel do fluido antes de registrar a pressão, 2) o peso da lama no tanque de sucção deve</p><p>estar correto, 3) a taxa de bombeio deve ser a mais estável e precisa possível. A PRC pode não ser precisa</p><p>se essas três condições não forem garantidas antes de as pressões serem registradas, as pressões reduzidas</p><p>de circulação atualizadas devem ser registradas sempre que ocorrer uma mudança no sistema de circulação</p><p>que possa interferir na perda de carga do sistema.</p><p>A PRC deve ser checada e registrada:</p><p>No começo de cada turno.</p><p>Quando as propriedades do fluido de perfuração forem alteradas, por exemplo, peso da lama, viscosidade,</p><p>taxa de sólidos.</p><p>Depois de uma manobra, ao retornar com a coluna ao fundo, especialmente se houver uma mudança</p><p>no BHA.</p><p>Após a perfuração de um longo trecho (± 300 a 500 pés), de acordo com a política da empresa.</p><p>Depois de qualquer mudança que possa interferir na pressão de circulação durante o bombeio a uma</p><p>taxa constante.</p><p>O MÉTODO DO SONDADOR</p><p>O Método do Sondador foi introduzido antes de as calculadoras portáteis estarem prontamente disponíveis</p><p>e antes de a maioria das sondas estarem equipada com chokes remotos ajustáveis. O Método do Sondador</p><p>drill pipe porque a pressão no fundo do poço é</p><p>controlada durante a primeira circulação mantendo a pressão no drill pipe constante, através do ajuste do</p><p>choke remoto, bombeando-se a uma taxa constante. Na sua forma mais simples, ele exige somente um</p><p>cálculo (o peso de lama de matar Depois que o poço foi fechado e as pressões de</p><p>fechamento forem estabilizadas e registradas, uma taxa reduzida de circulação, previamente registrada,</p><p>é escolhida para a operação de controle.</p><p>A pressão de circulação a qualquer taxa constante, mais o SIDPP, irá manter o BHP constante conforme o kick</p><p>é bombeado para fora do poço. Nesse momento a pressão do revestimento vai mudar (normalmente aumenta),</p><p>pois a pressão hidrostática no espaço anular diminui devido à expansão do gás. Em teoria, a pressão do</p><p>revestimento aumenta exatamente tanto quanto a pressão hidrostática no anular diminui desde que a pressão</p><p>no fundo do poço se mantenha constante.</p><p>Algumas ferramentas de trabalho, como as planilhas de controle (kill sheets), às vezes eletrônicas, são quase</p><p>sempre usadas para organizar as operações de controle e para simplificar os cálculos de volumetria. Um exemplo</p><p>de kill sheet pode ser encontrado no início da página 6-17.</p><p>Uma vez que uma taxa de circulação reduzida é escolhida e a Pressão Inicial de Circulação (PIC) é</p><p>determinada acrescentando a perda de carga à taxa escolhida (PRC) ao SIDPP estabilizado, a primeira</p><p>circulação pode ser iniciada.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 4</p><p>A PRIMEIRA CIRCULAÇÃO DO MÉTODO DO SONDADOR</p><p>PROCEDIMENTOS DE PARTIDA DA BOMBA</p><p>O objetivo da primeira circulação do Método do Sondador é bombear o kick para fora do poço enquanto o</p><p>controle é mantido através da BHP constante. Uma comunicação contínua entre o operador do choke e o</p><p>controlador da bomba é absolutamente essencial durante a iniciação. O objetivo do processo de partida de</p><p>bomba é manter a pressão no fundo do poço constante através da abertura do choke, conforme a bomba é</p><p>levada à taxa reduzida de circulação. Isso é feito mantendo-se a pressão do revestimento constante até que a</p><p>bomba atinja a taxa escolhida. Em teoria, este processo é simples, porém na prática alguns problemas podem</p><p>dificultar este controle, por exemplo, se a bomba for acionada antes que o choke seja aberto, há o risco de</p><p>forçar uma pressão excessiva no espaço anular. Por outro lado, se o choke for aberto antes de a bomba ser</p><p>acionada, existe uma chance de tomar um kick secundário. Não existe uma regra exata. Se houver gás no kick,</p><p>a bomba provavelmente comprimiria o gás até certo ponto e, se esse for o caso, o operador de choke pode ser</p><p>capaz de manter o choke fechado por um curto período de tempo mantendo o SICP constante. Na realidade, a</p><p>pressão no fundo do poço provavelmente diminuirá um pouco quando o choke for aberto e, mesmo que um kick</p><p>secundário menor entre no poço, será perto do fundo e, como discutido no Capítulo 5, não haverá expansão do</p><p>gás até que o kick se aproxime mais da superfície.</p><p>Uma maneira bem-sucedida de organizar a operação de partida da bomba é deixar um supervisor/coordenador</p><p>posicionado entre o choke e os operadores da bomba, se possível, para garantir a boa comunicação entre os</p><p>dois, e um terceiro membro da equipe, cuja tarefa é manter um registro da operação, documentando a hora,</p><p>volume bombeado, e mudanças de pressão durante toda a operação.</p><p>A seguir, uma sugestão de procedimento de partida da bomba para a primeira circulação do Método</p><p>do Sondador:</p><p>1. O operador do choke abre o choke levemente enquanto observa a pressão do revestimento.</p><p>2. O operador da bomba é instruído a começar o bombeio lentamente.</p><p>3. Conforme a taxa de bombeio aumenta, o operador do choke faz o ajuste para manter a pressão do</p><p>revestimento próxima ao valor original de fechamento. Nesse estágio a pressão do revestimento</p><p>não reagirá muito, mas uma pequena mudança na taxa de bombeio causa uma mudança</p><p>relativamente grande na pressão de circulação. Quando a taxa aumenta, as pressões aumentam</p><p>ainda mais rapidamente e o operador do choke tem que prever mudanças rápidas. O operador da</p><p>bomba deve aumentar, se possível, a taxa em estágios, pausando para que o operador do choke</p><p>sinalize quando a pressão estiver estável para que ele possa continuar aumentando a taxa de</p><p>bombeio.</p><p>4. Uma vez que a bomba esteja na taxa reduzida de circulação e a pressão do revestimento esteja ajustada à</p><p>pressão original de fechamento, o operador do choke anota a pressão de circulação que deve ser</p><p>aproximadamente a PIC calculada.</p><p>5. A partir deste ponto o operador do choke mantém a pressão do drill pipe constante ajustando o</p><p>choke conforme necessário. Apesar de o operador do choke monitorar constantemente</p><p>as variações</p><p>de pressão do revestimento, a pressão no fundo do poço é controlada mantendo a pressão do drill</p><p>pipe constante em uma taxa de bombeio constante selecionada.</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 5 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Figura 6 - 1: Condições Antes do Fechamento Figura 6 - 2: Condições Após a Limpeza do Poço</p><p>Antes do Fechamento</p><p>Se a pressão do revestimento for mantida no valor da pressão original de fechamento durante a partida da</p><p>bomba e a bomba estiver exatamente na taxa correta, a pressão do drill pipe indicaria exatamente o valor</p><p>calculado de PIC. Isso, no entanto, seria em um mundo perfeito e, portanto, pouco provável. De fato, se não</p><p>houvesse a PRC disponível, ou se a PRC fosse imprecisa, o procedimento de partida seria o mesmo. Quando a</p><p>bomba está na taxa reduzida de circulação e a pressão do revestimento é ajustada para o seu valor original de</p><p>fechamento, a pressão do drill pipe mostra a PIC. A pressão de circulação real deve ser comparada à PIC</p><p>calculada. Se há uma leve diferença entre as pressões reais e calculadas, não há razão para alarme. Se a pressão</p><p>do drill pipe estiver mais baixa do que a PIC calculada, o valor calculado deve ser aceito como a pressão correta</p><p>a ser mantida. Se a pressão real do drill pipe é maior do que a PIC calculada, então usa-se a pressão mostrada</p><p>no drill pipe como a pressão correta a ser mantida. Se houver uma grande e inexplicável diferença entre a</p><p>pressão calculada e a pressão real, o melhor a ser feito é interromper o bombeio, fechar o choke (tendo cuidado</p><p>para não deixar nenhuma pressão trapeada) e analisar a situação antes de iniciar novamente.</p><p>Algumas sondas mais antigas podem ter controles de acionamento mecânicos e, portanto, ter menos controle sobre</p><p>as taxas de circulação. A bomba pode começar com 40 ou 50 spm assim que o botão de acionamento é deslocado.</p><p>Nesse caso o choke tem que ser aberto antes que a bomba seja iniciada. Uma vez que a circulação é estabelecida a</p><p>uma taxa constante, o operador do choke deve ajustar a pressão do revestimento para o valor original de fechamento.</p><p>Nesse momento a pressão observada no drill pipe é a PIC.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 6</p><p>Figura 6 - 3: Condições Antes do Fechamento Figura 6 - 4: Condições no Fechamento</p><p>TÉCNICA DE AJUSTE DO CHOKE</p><p>Uma vez que a taxa reduzida de circulação esteja correta e a PIC tenha sido estabelecida, o operador do</p><p>choke continua a fazer ajustes necessários para manter a pressão do drill pipe constante. Normalmente</p><p>pequenos ajustes são necessários nos estágios iniciais da operação, mas eventualmente, mudanças na</p><p>geometria anular afetam o comprimento do kick. Por exemplo, se o kick inicial estiver em torno do BHA,</p><p>iria reduzir em comprimento conforme ele é movido para o espaço anular entre o drill pipe e o poço aberto.</p><p>Nesse caso, a pressão hidrostática no espaço anular aumentaria causando uma queda temporária na</p><p>pressão do revestimento. Depois, conforme o kick é bombeado mais para cima no poço, o gás do kick iria</p><p>começar a expandir, devido à pressão hidrostática reduzida acima do kick, portanto a expansão do gás e</p><p>o aumento resultante na pressão do revestimento seria provavelmente significativo conforme ele é</p><p>circulado no espaço anular.</p><p>Em estática ou dinâmica, podemos imaginar o tubo em u como um recipiente fechado, no qual a pressão</p><p>é exercida igualmente em todas as direções. Quando uma mudança na pressão hidrostática anular causa</p><p>uma alteração na pressão do revestimento, essa mesma alteração poderia também ocorrer na pressão do</p><p>drill pipe. Mas as mudanças não aconteceriam exatamente ao mesmo tempo, e isto deve ser levado em</p><p>consideração ao se fazer os ajustes no choke.</p><p>Considere que o choke e o manômetro do revestimento estão fisicamente localizados na lateral do espaço anular</p><p>do Tubo em U; consequentemente quando o choke é ajustado, a pressão do revestimento reagirá</p><p>imediatamente, refletindo a mudança da contrapressão no espaço anular. Contudo, a mudança não será vista</p><p>no manômetro do drill pipe até que o sinal desça pelo espaço anular e suba através da coluna de perfuração.</p><p>Não existe uma maneira exata de calcular esse tempo de atraso. Depende de muitas variáveis que afetam as</p><p>profundidade medida (MD). A regra pode ser um bom referencial, mas ela não vai funcionar em todos os poços.</p><p>O operador de choke deve medir o tempo necessário para que uma mudança na pressão do revestimento possa</p><p>ser refletida no manômetro do drill pipe. Este efeito é conhecido como tempo de atraso ou lag time.</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 7 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Entender e aplicar os efeitos do tempo de atraso pode ser um aspecto crucial no controle de um poço,</p><p>uma vez que a circulação tenha começado. Suponha que um kick de gás esteja sendo circulado em um</p><p>poço com 12000 pés e a PIC seja de 1100psi. Conforme o gás é circulado à superfície, a pressão do</p><p>revestimento vai começar a aumentar, consequentemente, haverá um aumento na pressão do drill pipe à</p><p>mesma proporção. Se a pressão do revestimento aumentar de 400 psi para 450 psi, a pressão do drill</p><p>pipe aumentará para 1150 psi. A pressão no fundo do poço também sofrerá um aumento de 50 psi.</p><p>Suponha que nesse momento o operador do choke decidiu, cuidadosamente, reduzir a pressão do drill pipe para o</p><p>valor planejado de 1100 psi. Usando a regra de ouro dos dois segundos, qualquer mudança na pressão do</p><p>revestimento não seria evidente no manômetro do drill pipe até 24 segundos depois do ajuste do choke (2 x 12 =</p><p>24 s). Percebendo isso, o operador do choke anota a pressão do revestimento e depois, fazendo um pequeno e</p><p>rápido ajuste, reduz a pressão do revestimento para 600 psi e espera a pressão do drill pipe retornar para 1100 psi.</p><p>Paciência é necessária. Vinte e quatro segundos podem parecer um longo tempo durante uma operação de controle,</p><p>mas é importante que nenhum outro ajuste do choke seja feito, uma vez que a pressão do revestimento tenha sido</p><p>reduzida no valor desejado de 50 psi até que a pressão do drill pipe reaja. O sinal irá dar uma volta em torno do</p><p>sistema. Se o choke for ajustado durante aquele período de espera de 24 segundos, outro sinal será introduzido e</p><p>ele também vai dar uma volta em torno do sistema e afetar a pressão do drill pipe.</p><p>Imagine outro poço, 20000 pés de profundidade. Imagine também que o atraso nesse poço mais profundo foi</p><p>cronometrado em 3 segundos por 1000 pés. Qualquer ajuste na pressão do revestimento nesse poço levaria um</p><p>minuto inteiro (3 x 20 = 60 s) antes que a mudança aparecesse no manômetro do drill pipe. Pode ser visto que</p><p>controlar a pressão do drill pipe durante a circulação desse poço profundo exigiria paciência e um operador</p><p>experiente para o choke. Não há uma maneira de encurtar ou estender este tempo de atraso, porque a operação</p><p>é baseada no controle das pressões a uma taxa constante de bombeio. Se vários sinais fossem introduzidos por</p><p>um operador impaciente que não entende o efeito deste atraso, seria extremamente difícil controlar a pressão</p><p>no fundo do poço em condições dinâmicas.</p><p>O Método do Sondador é baseado na circulação de um kick mantendo-se a pressão de circulação constante,</p><p>ao bombear a uma taxa constante. Mudanças em qualquer uma dessas condições irá alterar a pressão no</p><p>fundo do poço. Circulando a uma taxa reduzida em um poço profundo pode levar muito tempo. Se as</p><p>coisas estiverem indo bem, talvez haja uma vontade de mudar (aumentar) a taxa de bombeio. Isso é</p><p>quase sempre um erro e deve ser evitado se possível. Uma mudança na taxa de bombeio resultaria em</p><p>uma mudança na pressão de circulação. A PIC calculada não seria mais suficiente para manter o poço em</p><p>balance. Se, por alguma razão, for necessário mudar a taxa de bombeio, os passos a seguir</p><p>traçam um</p><p>procedimento que pode ser usado.</p><p>1. O operador do choke anota a pressão do revestimento atual e a mantém constante enquanto o operador</p><p>desacelera e depois interrompe o bombeio.</p><p>2. Quando a bomba estiver desligada e a pressão do revestimento correta, o operador do choke rapidamente</p><p>fecha o choke e registra as pressões de fechamento atuais.</p><p>3. Trabalhando juntos, os operadores do choke e da bomba seguem os procedimentos de partida da</p><p>bomba, ou seja, mantêm a pressão do revestimento constante enquanto a bomba é ligada, em estágios,</p><p>com a nova taxa escolhida.</p><p>4. Quando a taxa de bombeio estiver correta, assim como a pressão do revestimento, a pressão do drill pipe será</p><p>a nova PIC.</p><p>Não é recomendado mudar a taxa de bombeio durante a circulação.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 8</p><p>MARGENS DE SEGURANÇA</p><p>Alguns operadores podem escolher aplicar uma margem de segurança à pressão da circulação ao invés</p><p>de correr o risco maior de tomar kicks adicionais durante a circulação, porque a PIC é calculada para</p><p>balancear exatamente a formação. Vários fatores têm que ser considerados ao escolher as margens de</p><p>segurança, incluindo as pressões originais de fechamento, a MAASP e os dados disponíveis dos poços</p><p>perfurados em locais próximos.</p><p>Deve-se lembrar que qualquer pressão extra aplicada à pressão de circulação será também exercida sobre</p><p>o espaço anular.</p><p>GÁS NA SUPERFÍCIE</p><p>O gás contido no kick começa a se expandir conforme ele se aproxima da superfície, fazendo com que a</p><p>pressão no revestimento, e depois a pressão do drill pipe, aumente conforme a circulação continua;</p><p>consequentemente, o operador do choke vai normalmente ter que fazer pequenos ajustes (abrindo) de</p><p>tempos em tempos, a fim de manter a PIC constante. O gás continuará se expandindo mais rapidamente</p><p>conforme ele se aproxima da superfície. O poço que usamos de exemplo considera um kick de gás puro e</p><p>uma única bolha isolada, conforme ele é circulado para cima no poço. Essa suposição ilustra o pior caso</p><p>possível. Se o kick é composto de um liquido com algum gás, se comportará da mesma maneira que um kick</p><p>de gás de puro, mas em menor extensão. O efeito da expansão também seria menos severo se um pouco do</p><p>gás se misturasse ao fluido de perfuração, mas este efeito não pode ser previsto. Deve-se assumir que todos</p><p>os kicks são de gás, até que se prove o contrário.</p><p>Assumindo o pior cenário, com o topo do espaço anular e a linha de choke cheia de gás, a comunicação</p><p>do tubo em u seria afetada. O mesmo acontece quando se tem um volume de ar preso em uma linha</p><p>hidráulica. O gás é compressível; o liquido não é. Se o kick é somente</p><p>revestimento continuaria a aumentar rapidamente até o gás começar a sair do choke, neste momento, a</p><p>pressão do revestimento diminuiria drasticamente. Lembrando-se da relação gás/volume discutida no</p><p>Capítulo 5, a pressão do gás, que era relativamente alta (a pressão do revestimento), diminuiria até o</p><p>valor da pressão atmosférica instantaneamente, conforme o gás rapidamente sai no choke. Uma súbita</p><p>queda na pressão do revestimento resultaria em uma queda acentuada da pressão do drill pipe, após o</p><p>tempo de atraso. Nesse momento, gás adicional fluiria para dentro do poço devido à redução da pressão</p><p>no fundo do poço. Um kick secundário entraria no fundo à medida em que o kick inicial é liberado na</p><p>superfície. Nessa hora, o operador de choke, percebendo que a pressão no fundo do poço estava sendo</p><p>drasticamente reduzida, provavelmente fecharia o choke rapidamente, esperando reestabelecer o controle</p><p>do poço, mas sem uma pressão de revestimento estável como referência, não teria uma maneira de</p><p>posicionar corretamente o choke.</p><p>Mais comumente, o kick vai sair do choke em . Nesse caso, a pressão</p><p>do revestimento vai flutuar e o operador do choke deverá reagir rapidamente, conforme tenta manter o controle</p><p>com BHP constante. Nenhum procedimento padrão pode ser desenvolvido para lidar com a situação quando um</p><p>kick começa a sair no choke, mas existem algumas instruções que podem ser seguidas.</p><p>A coluna de perfuração e os volumes anulares devem ser calculados antes do início da operação, assim</p><p>o supervisor e as equipes devem ter uma boa ideia do tempo necessário para circular um bottoms-up.</p><p>O operador do choke, ao observar o aumento repentino na pressão do revestimento conforme o kick</p><p>se aproxima da superfície, pode se preparar para reagir rapidamente a mudanças súbitas. Logo antes</p><p>de o gás começar a sair pelo choke, a pressão do revestimento vai chegar ao seu valor mais alto.</p><p>Percebendo isso, o operador pode começar a fechar o choke e tentar manter a pressão do revestimento</p><p>constante a fim de limitar o fluxo através do choke e manter o fundo do poço estável.</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 9 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Conforme mais e mais gás sai do poço, frequentemente seguido de de líquido, o operador deve</p><p>continuar a manter a pressão do revestimento a mais estável possível. Nessa hora a pressão do drill</p><p>pipe vai provavelmente cair drasticamente, mas o controle da pressão no fundo do poço foi agora trocado</p><p>para o espaço anular.</p><p>Conforme mais gás sai do poço, a pressão hidrostática no espaço anular irá aumentar, sinalizada por</p><p>uma queda na pressão do revestimento. O operador de choke vai notar que a pressão do drill pipe</p><p>começará a se recuperar em algum momento.</p><p>Pequenos e rápidos ajustes no choke (normalmente abertura) são feitos a fim de manter o rápido</p><p>aumento da pressão do drill pipe sob controle até que a PIC seja reestabelecida. Uma vez que a PIC</p><p>esteja estável, o controle pode ser feito novamente utilizando-se o princípio do tubo em U.</p><p>Conforme o bombeio continua e kick são circuladas, a pressão do revestimento irá</p><p>estabilizar em um valor levemente mais alto do que o SIDPP.</p><p>Depois que todo o kick for circulado para fora do poço, o mesmo pode ser cuidadosamente fechado e as</p><p>pressões analisadas.</p><p>Os procedimentos de fechamento, ou seja,</p><p>mudar de uma condição dinâmica para</p><p>estática, são exatamente como os processos de</p><p>partida da bomba, porém feitos em ordem</p><p>invertida. Boa comunicação é essencial para</p><p>que um novo kick não entre no poço, assim</p><p>como o operador do choke mantem a pressão</p><p>do revestimento constante enquanto o</p><p>operador da bomba desacelera a bomba.</p><p>Quando a bomba para, o operador do choke</p><p>rapidamente fecha o choke, tomando cuidado</p><p>para manter pelo menos o valor de SIDPP</p><p>original no manômetro do drill pipe.</p><p>Observando a Figura 6-5, os dois manômetros mostram valores iguais, cada um mostrando o SIDPP</p><p>original. Isso se dá porque a pressão hidrostática em cada lado do tubo em u é a mesma, indicando um</p><p>underbalance de 250 psi. Se a pressão do drill pipe mostrar um valor maior do que sua pressão original</p><p>de fechamento, significaria que alguma pressão adicional ficou trapeada quando o poço foi fechado. Se,</p><p>por outro lado, o SIDPP estivesse apresentando o valor original, mas a pressão do revestimento fosse</p><p>maior, indicaria que ainda há algum kick no espaço anular. Quando isso ocorre, o espaço anular deve ser</p><p>circulado novamente até que esteja limpo.</p><p>Figura 6 - 5: Poço Fechado Sob Pressão</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 10</p><p>A SEGUNDA CIRCULAÇÃO DO MÉTODO DO SONDADOR</p><p>O objetivo da segunda circulação do Método do Sondador é o poço circulando a lama de matar</p><p>em todo o poço. Referindo-se ao tubo em u, mais uma vez, pode-se ver que, já que a pressão hidrostática</p><p>é igual em ambos os lados, no espaço anular e na coluna de perfuração (desde que não haja nenhum kick</p><p>remanescente no espaço anular) o poço poderia ser circulado à taxa reduzida de circulação, mantendo</p><p>tanto a pressão do drill pipe constante, como a pressão do revestimento a uma</p><p>taxa de bombeio constante.</p><p>A pressão no fundo do poço não seria afetada, exceto pela pequena parcela de pressão exercida devido à</p><p>perda de carga. No entanto, quando o fluido de matar é introduzido e bombeado através da coluna de</p><p>perfuração, as coisas mudam. A pressão hidrostática na coluna de perfuração vai aumentar e, em um grau</p><p>menor, a perda de carga também vai aumentar devido ao fluido mais pesado. Nesse caso, se a pressão</p><p>do drill pipe fosse mantida constante durante a circulação, a pressão no fundo do poço aumentaria</p><p>conforme o fluido de matar fosse bombeado na coluna. O peso da lama de matar ( lama de matar) é</p><p>determinado convertendo o SIDPP para uma densidade equivalente ao TVD, e depois adicionando este</p><p>valor ao peso da lama original ( lama original).</p><p>Com o objetivo de manter o controle com BHP constante conforme a lama de matar é bombeada pela</p><p>coluna, a pressão do drill pipe deve cair até que a coluna esteja cheia de lama de matar. O procedimento</p><p>para a segunda circulação do Método do Sondador se baseia no fato de que sempre haverá uma coluna</p><p>consistente de fluido no tubo em u ao longo da operação.</p><p>Para iniciar a bomba, na segunda circulação, a pressão do revestimento é mantida constante até que a</p><p>coluna de perfuração esteja cheia de lama de matar. Uma vez que a coluna de perfuração esteja cheia de</p><p>lama de matar, o poço pode ser controlado, mais uma vez, mantendo-se a pressão do drill pipe constante.</p><p>A pressão do drill pipe é, então, registrada (ou calculada) e é chamada de pressão final de circulação</p><p>(PFC). Conforme a circulação continua com pressão do drill pipe constante, a pressão do revestimento</p><p>começará a diminuir de forma constante conforme a lama de matar faz com que a pressão hidrostática no</p><p>espaço anular aumente. Quando a lama de matar retorna a superfície, o poço está teoricamente morto e</p><p>pode ser fechado mais uma vez. Naquele momento, as pressões de fechamento em ambos os manômetros</p><p>devem ler zero, indicando que o poço está morto.</p><p>O peso da lama de matar ( lama de matar) é determinado pela conversão do SIDPP para uma densidade</p><p>equivalente, que é depois adicionada à densidade original ( lama original). Note que a densidade da lama de</p><p>matar é sempre arredondada para cima em uma casa decimal, pois a balança de lama não lê centésimos</p><p>e arredondar um decimal para baixo não seria eficaz para matar o poço.</p><p>O cálculo para a PFC compensa o aumento da perda de carga na coluna de perfuração devido ao fluido mais</p><p>pesado.</p><p>Geralmente, as pressões são mais fáceis de serem controladas durante a segunda circulação porque o kick,</p><p>contendo gás compressível, foi removido do espaço anular.</p><p>lama de matar (SIDPP ÷ 0,052 ÷ TVD) + lama original</p><p>lama de matar ÷ lama original</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 11 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>As etapas para a segunda circulação estão listadas abaixo:</p><p>1. Quando a lama de matar é preparada e alinhada à bomba, a circulação é iniciada, assim como na</p><p>primeira circulação; o operador do choke mantém a pressão do revestimento constante, conforme o</p><p>operador da bomba cuidadosamente traz a bomba até a taxa reduzida de circulação.</p><p>2. O operador do choke mantém a pressão do revestimento constante enquanto monitora (e registra) a queda na</p><p>pressão do drill pipe, com referência no volume da coluna de perfuração pré-calculado, conforme a lama de matar</p><p>é bombeada pela coluna.</p><p>3. Quando o volume da coluna de perfuração for completamente preenchido, a pressão do drill pipe deve ser</p><p>a pressão final de circulação calculada (PFC). Nesse momento pode ser verificada. Se a pressão do drill</p><p>pipe começar a aumentar enquanto a pressão do revestimento se mantiver constante, isso significa que</p><p>a lama de matar chegou à broca e está entrando no espaço anular.</p><p>Figura 6 - 6: Condição de Fechamento Figura 6 - 7: Partida da Bomba, 2ª Circulação Figura 6 - 8: Lama de matar no Drill Pipe</p><p>Figura 6 - 9: Lama de matar na Broca Figura 6 - 10: Lama de matar no Anular Figura 6 - 11: Lama de matar em Todo o Poço</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 12</p><p>4. O operador do choke mantém a PFC, monitorando a queda na pressão do revestimento até que a lama de</p><p>matar retorne à superfície.</p><p>5. O poço é fechado e as pressões analisadas para determinar se o poço foi ou não amortecido. Se ambas as</p><p>pressões apresentarem o mesmo valor, porém maior do que zero, é provável que um pouco de pressão tenha</p><p>ficado trapeada durante o fechamento. Se a pressão não foi trapeada e a pressão do drill pipe estiver maior que</p><p>zero, isso indica que ou a lama de matar foi insuficiente para matar o poço ou existem pequenas quantidades</p><p>de fluido mais leve dentro da coluna de perfuração. Se a pressão do drill pipe for zero, mas a pressão do</p><p>revestimento estiver significativamente acima de zero, ou existe outro kick no poço ou a coluna do fluido não</p><p>está consistente ao longo do espaço anular. De qualquer maneira, o poço deve ser circulado de novo para que</p><p>seja reavaliado sob condições estáticas.</p><p>Em resumo, o Método do Sondador é relativamente simples de ser executado e não requer nenhum tempo de</p><p>espera inicial significativo. A operação pode começar uma vez que os dados do fechamento estabilizado tenham</p><p>sido coletados e analisados; isto é uma vantagem se houver o risco de ter aprisionamento de coluna ou algum</p><p>outro problema. O método é especialmente aplicável em poços nos quais a operação requer um pequeno</p><p>overbalance ou em casos onde não se pode ou deseja mudar o fluido de trabalho. Também é comumente usado</p><p>para remover o gás que possa ter sido pistoneado para dentro do poço durante uma manobra, desde que a</p><p>coluna de perfuração possa ser descida de forma segura de volta para uma profundidade abaixo do kick. Já que</p><p>o mínimo de duas circulações é exigido para manter o poço em equilíbrio (balance), o poço e todos os</p><p>equipamentos de controle estarão operando contra a pressão do poço por um tempo mais longo do que o exigido</p><p>pelo Método do Engenheiro, que é projetado para matar o poço com apenas uma circulação. O Método do</p><p>Sondador também pode expor o poço a pressões mais altas do que no Método do Engenheiro, porque nenhum</p><p>fluido de matar é bombeado durante a primeira circulação.</p><p>RESUMO DO PROCEDIMENTO DO MÉTODO DO SONDADOR</p><p>1. O poço com kick é fechado. SIDPP, SICP e o ganho do tanque (volume do kick) são registrados.</p><p>2. Comece a circulação, mantendo a pressão do revestimento constante através do ajuste do choke enquanto</p><p>a bomba é ajustada para a vazão reduzida de circulação.</p><p>3. Quando a velocidade da bomba alcançar a taxa desejada, a pressão do drill pipe (PIC) é registrada e</p><p>mantida constante através do ajuste do choke até que o kick seja circulado para fora do poço.</p><p>4. Depois que o kick for circulado, o poço é fechado. A densidade do fluido é aumentada (se necessário).</p><p>5. A circulação é iniciada novamente, seguindo os mesmos procedimentos de partida da bomba no passo 2 acima.</p><p>6. O choke é ajustado conforme necessário para manter a pressão do revestimento constante até que a lama de</p><p>matar seja bombeada até a broca.</p><p>7. Quando a coluna de perfuração estiver cheia de lama de matar, a pressão do drill pipe (agora PFC) é mantida</p><p>constante até que o espaço anular seja preenchido e a lama de matar chegue à superfície.</p><p>CARACTERÍSTICAS DO MÉTODO DO SONDADOR</p><p>Requer pelo menos duas circulações para matar os poços em underbalance.</p><p>Não existe tempo de espera. A circulação pode começar uma vez que as pressões de fechamento estejam</p><p>estabilizadas.</p><p>Nenhum material para adensar o fluido é necessário para a primeira circulação.</p><p>Poucos cálculos são requeridos para começar a operação.</p><p>Pode resultar em pressões maiores do que outros métodos de circulação.</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 13 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>APLICAÇÕES DO MÉTODO DO SONDADOR</p><p>Remover fluidos da formação que tenham sido pistoneados para dentro do poço durante manobras.</p><p>Em áreas onde aprisionamento de tubos seja uma grande preocupação.</p><p>Poços onde não é possível ou desejado o aumento da densidade do fluido.</p><p>Localizações remotas com indisponibilidade de logística.</p><p>Operações de perfuração em underbalance (UBD).</p><p>Poços horizontais ou altamente desviados.</p><p>Equipamentos limitados de mistura de lama ou força de trabalho limitada.</p><p>O MÉTODO DO ENGENHEIRO</p><p>O objetivo do Método do Engenheiro é remover o kick da formação e matar o poço que se encontra em</p><p>underbalance com apenas uma circulação. Isso é feito bombeando a lama de matar em todo o poço desde o</p><p>começo do método, enquanto a pressão no fundo do poço é mantida constante. A operação não se inicia até</p><p>que todo o volume da lama de matar tenha sido preparado e uma kill sheet preenchida, portanto há um tempo</p><p>de espera antes que a operação possa começar. Alguns operadores podem escolher incorporar uma margem de</p><p>segurança no peso da lama de matar, ou seja, usar um peso de lama superior ao calculado para equilibrar a</p><p>formação. A decisão de aplicar tal margem de segurança deve ser baseada no conhecimento de campo e política</p><p>da empresa, e não será usado no exemplo a seguir. Geralmente, não é considerado uma boa prática aplicar</p><p>nenhuma pressão adicional além da necessária até depois que o kick tenha sido removido e o poço esteja</p><p>amortecido. O Método do Sondador pode requerer menos cálculos do que o Método do Engenheiro porque</p><p>durante cada um dos dois estágios, ou a coluna de perfuração ou o espaço anular contém um fluido consistente</p><p>de densidade conhecida. Isso não ocorre no Método do Engenheiro. Neste método</p><p>em cada lado do tubo em u até que a lama de matar seja bombeada até a broca. A pressão no fundo do poço</p><p>não pode ser controlada mantendo a pressão do drill pipe constante até que a coluna esteja cheia do fluido de</p><p>matar. Na verdade, se a pressão do drill pipe permanecer constante conforme a lama de matar fosse bombeada</p><p>pela coluna, a pressão no fundo do poço aumentaria.</p><p>Existem várias vantagens em usar o Método do Engenheiro se houver equipamentos suficientes de mistura</p><p>de lama e força de trabalho; 1) o controle pode ser conseguido em uma circulação, 2) o poço e os</p><p>equipamentos de controle estarão expostos a alta pressão por um período mais curto de tempo do que no</p><p>Método do Sondador e 3) O Método do Engenheiro pode resultar em menos pressão exercida no poço aberto</p><p>do que no Método do Sondador, se a lama de matar entrar no espaço anular antes que o kick seja</p><p>bombeado para dentro do revestimento.</p><p>Referindo-se à discussão da MAASP no Capítulo 4, a pressão total na sapata do revestimento (ou no ponto</p><p>mais fraco) consiste da pressão do revestimento mais a pressão hidrostática na sapata. Se a lama de</p><p>matar entrar o espaço anular antes que o kick alcance o ponto fraco, a pressão neste ponto não aumentará,</p><p>apesar de a pressão da superfície (revestimento) continuar a aumentar. Isto ocorre desde que a pressão</p><p>no fundo do poço permaneça constante ao longo da operação. Essa é uma consideração importante para</p><p>poços offshore, onde formações são frequentemente mais frágeis do que os poços que são perfurados em</p><p>terra.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 14</p><p>Operações de partida e desligamento, assim como técnicas de ajuste do choke, são as mesmas para ambos os</p><p>métodos de circulação. Conforme a lama de matar é bombeada pela coluna de perfuração, a pressão hidrostática</p><p>na coluna aumenta em uma taxa consistente, desde que a taxa de bombeio permaneça constante. Já que o</p><p>volume da coluna de perfuração é conhecido, essa informação é usada para construir um cronograma simples</p><p>de pressão do drill pipe, para guiar o operador do choke conforme a lama de matar é bombeada pela coluna. É</p><p>esperado que a pressão do drill pipe reduza de PIC para PFC, conforme a lama de matar é bombeada na coluna,</p><p>portanto, a diferença entre as duas pressões dividida pelo volume da coluna de perfuração, (geralmente strokes)</p><p>é a queda de pressão por stroke. Um volume arbitrário (ou número de strokes) é escolhido para ser usado como</p><p>pontos de checagem para se fazer os cronogramas de pressão.</p><p>Suponhamos que foi desejado verificar a queda na pressão de circulação em 10 etapas. Referindo-se à Tabela</p><p>de Pressão na kill sheet:</p><p>Se fosse desejado checar a pressão a cada 100 strokes a expressão seria:</p><p>PROCEDIMENTO PARA O MÉTODO DO ENGENHEIRO</p><p>1. O poço com kick é fechado. SIDPP, SICP e o ganho do tanque (volume do kick) são registrados.</p><p>2. A densidade da lama de matar é determinada e o fluido nos tanques é adensado para a densidade</p><p>calculada e um cronograma de pressão de circulação é preparado.</p><p>3. A bomba é trazida para a taxa reduzida de circulação, enquanto a pressão do revestimento é mantida</p><p>constante através de ajustes no choke.</p><p>4. Uma vez que a bomba esteja na taxa reduzida de circulação e a PIC esteja estabilizada, a pressão do drill</p><p>pipe é controlada (através do choke) de acordo com o cronograma preparado.</p><p>5. Quando a lama de matar chegar à broca, a pressão de circulação será mantida no valor de PFC até que a</p><p>lama de matar chegue à superfície.</p><p>(PIC PFC) ÷ 10 = psi/etapa</p><p>(PIC PFC) ÷ Strokes superfície x broca = psi/stk</p><p>Strokes superfície x broca</p><p>Figura 6 - 12: Fechamento, SIDPP e SICP Estabilizados</p><p>Figura 6 - 13: Tabela de Pressão</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 15 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>6. Quando o kick (mistura de gás e líquido) chegar ao choke, a pressão do revestimento pode começar a</p><p>flutuar, isso requerer uma manipulação rápida do choke para que a pressão de circulação seja mantida</p><p>constante. Se a pressão do revestimento cair rapidamente, a pressão de circulação vai diminuir depois do</p><p>tempo de atraso estabelecido. Nesse caso o operador do choke deve tentar manter a pressão do</p><p>revestimento constante até que a pressão de circulação seja reestabelecida.</p><p>7. Apesar de o volume superfície x superfície calculado ter sido bombeado, o retorno da lama de matar</p><p>pode não ser consistente por algum tempo devido ao corte de gás e mistura de fluido mais leve na</p><p>lama.</p><p>8. Quando a lama de matar é consistente em todo o poço, as bombas são desligadas e as pressões monitoradas.</p><p>Se não houver um aumento da pressão depois de um tempo razoável, o poço pode ser considerado amortecido,</p><p>o BOP deve ser aberto cuidadosamente no caso de pressão trapeada abaixo do preventor.</p><p>CARACTERÍSTICAS DO MÉTODO DO ENGENHEIRO</p><p>Em teoria, controla o poço com apenas uma circulação.</p><p>A operação não pode começar até que o peso da lama no sistema tenha sido aumentado.</p><p>É preciso ter material de adição de peso, instalações para a mistura da lama e força de trabalho disponíveis</p><p>no local para o preparo da lama.</p><p>Um cronograma de pressão de circulação (kill sheet completa) é exigido antes que a operação comece.</p><p>Quando a geometria do poço permite, o método pode resultar em pressões mais baixas do que</p><p>outros métodos de circulação se o fluido de matar chegar ao espaço anular antes que o kick entre</p><p>no revestimento.</p><p>APLICAÇÕES DO MÉTODO DO ENGENHEIRO</p><p>Em formações frágeis com grande risco de perda de circulação.</p><p>Os locais com boas instalações para mistura de lama e força de trabalho disponível.</p><p>COMPARAÇÃO ENTRE OS MÉTODOS DO SONDADOR E O DO ENGENHEIRO</p><p>Método do Sondador Método do Engenheiro</p><p>Pelo menos duas circulações são exigidas Em teoria, uma circulação</p><p>Pouco ou nenhum tempo de espera exigido Não pode começar imediatamente</p><p>Nenhum aditivo de peso requerido para começar Material de adição de peso disponível</p><p>Poucos cálculos necessários Alguns cálculos são necessários</p><p>Pode resultar em pressões mais altas exercidas sobre</p><p>o poço do que outros métodos de circulação.</p><p>Pode resultar em pressões mais</p><p>baixas exercidas</p><p>sobre o poço do que outros métodos de circulação.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 16</p><p>Figura 6 - 14: Condições Iniciais Figura 6 - 15: Lama de matar na Broca</p><p>Figura 6 - 16: Gás na Superfície Figura 6 - 17: Lama de matar em Todo o Poço</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 17 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>PLANILHAS BOOTS & COOTS DE CONTROLE DE KICK</p><p>Assim como treinamentos e exercícios práticos preparam uma equipe de perfuração para uma identificação</p><p>imediata do kick e procedimentos de fechamento, sondadores e supervisores também podem se preparar</p><p>para implementar procedimentos de controle. Para este fim, muitas empresas usam ferramentas de</p><p>trabalho, normalmente chamadas de kill sheet, para ajudar as equipes na organização e planejamento de</p><p>uma operação de controle. Não existe uma kill sheet padrão no mundo industrial. Algumas são documentos</p><p>com várias páginas, que incluem fórmulas de controle de pressão, assim como gráficos e ilustrações.</p><p>Outros são mais simples, mas todos fornecem meios de organização de dados pertinentes e um sistema</p><p>de passo a passo para seguir ao longo da operação. Não importa o método de circulação usado, os fluidos</p><p>da formação têm que ser circulados para fora do poço completamente, deslocando o espaço anular com</p><p>um fluido de densidade conhecida. As Kill sheets são projetadas assumindo que a coluna de perfuração</p><p>está abaixo do kick e que a circulação é possível. A planilha BOOTS & COOTS de controle de kick, ilustrada</p><p>abaixo, fornece um auxílio simples e direto que pode ser usado para juntar e organizar dados pertinentes ao</p><p>poço para se planejar uma operação controle. No poço exemplo na Figura 6-12 consideraremos que o kick</p><p>esteja próximo ao fundo em um poço quase vertical. Uma vez que os dados do poço tenham sido</p><p>registrados e organizados, a kill sheet pode ser adaptada para o uso em todos os quatro métodos de</p><p>controle de poço. O poço foi fechado com um kick de gás de 10,5 bbl no fundo.</p><p>Figura 6 - 18 Kill Sheet do Método do Engenheiro</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 18</p><p>Exemplo de poço Água Doce</p><p>Profundidade: 12750 pés MD, 12100 pés TVD</p><p>Revestimento: 9 5/8 pol a 10200 pés</p><p>Capacidade: 0,07583 bbls/pé</p><p>Drill pipe: 5 pol, 19,5 lbs/pé</p><p>Capacidade 0,01719</p><p>Deslocamento 0,00827 bbls/pé</p><p>HWDP: 5 pol, 49 lbs/pé, 630 pés</p><p>Capacidade 0,0088 bbls/pé</p><p>DC: 6,5 x 2 pol, 360 pés</p><p>Poço aberto: 8,5 pol Lama: 11,5 ppg</p><p>Sapata do revestimento 10200 pés MD, TVD</p><p>Teste de absorção: 10210 pés</p><p>Peso da lama do teste: 10,9 ppg</p><p>Pressão do teste: 1070 psi</p><p>MAASP: 743 psi</p><p>SIDPP: 250 psi</p><p>SICP: 400 psi</p><p>Ganho no tanque: 10,5 bbls</p><p>Capacidade de bombeio: 0,105 bbl/stk</p><p>PRC: 620 psi a 30 spm</p><p>PRC: 840 psi a 40 spm</p><p>A kill sheet é dividida em 8 seções separadas, mas relacionadas. Cada seção é brevemente discutida a seguir.</p><p>INFORMAÇÕES PRÉ-REGISTRADAS</p><p>Essa parte da kill sheet fornece um lugar para registrar dados gerais do poço, que normalmente não</p><p>mudam muito no dia a dia. Por exemplo, embora a profundidade possa mudar durante a perfuração, o</p><p>tamanho do drill pipe, da sapata do revestimento podem permanecer os mesmos por alguns dias. Muitas</p><p>plataformas mantêm a seção preenchida e atualizada a cada turno, ou sempre que certos valores, como</p><p>o peso da lama, são alterados. Deve-se fornecer os tamanhos dos diferentes tubos, drill pipe e</p><p>revestimento. Dados da lama e da bomba, assim como os dados do teste de absorção, também são</p><p>registrados.</p><p>400</p><p>psi</p><p>250</p><p>psi</p><p>Figura 6 - 19: Fechamento, SIDPP e SICP Estabilizados</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 19 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Figura 6 - 20: Dados Prévios</p><p>DIAGRAMA DO POÇO</p><p>Um diagrama de poço simples é incluído, que pode ser usado para, rapidamente, servir de referência para dados da</p><p>geometria do poço nos cálculos de volume.</p><p>CONSIDERAÇÕES DE PRESSÃO</p><p>Três limites de pressão são estimados e considerados na kill sheet:</p><p>A formação (MAASP)</p><p>O limite de escoamento interno do revestimento</p><p>O BOP/classificação dos equipamentos de pressão da cabeça do poço</p><p>Encontram-se nesta seção os cálculos que estimam a força da formação através de testes de superfície (dados</p><p>encontrados na seção das informações pré-registradas) e a determinação da MAASP com mudanças no peso</p><p>da lama.</p><p>O valor do limite de escoamento interno do novo revestimento é, normalmente, reduzido para 70%, porém este</p><p>limite pode ser reduzido ainda mais de acordo com a condição do tubo e/ou da política do operador.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 20</p><p>KR (stks/min) PRC (psi) KR (stks/min) PRC (psi)</p><p>KR (stks/min) PRC (psi) KR (stks/min) PRC (psi)</p><p>O BOP e todos os componentes associados são testados na classificação dos preventores de gaveta ou na</p><p>classificação da pressão mais baixa do componente do sistema da cabeça do poço.</p><p>Figura 6 - 21: Considerações de Pressão</p><p>Figura 6 - 22: Considerações de PRC</p><p>VAZÕES E PRESSÕES REDUZIDAS DE CIRCULAÇÃO (PRC)</p><p>Dependendo da política da empresa e do tipo de equipamento presente na sonda, duas ou mais taxas</p><p>reduzidas de circulação são selecionadas. Sondadores são instruídos a bombear a cada uma das taxas</p><p>escolhidas a fim de determinar a pressão de circulação em cada uma delas. As pressões são lidas e</p><p>registradas através dos manômetros do painel remoto do choke, assim como do manômetro do standpipe.</p><p>O processo é repetido com cada bomba (ou qualquer bomba que seria usada para circular um kick).</p><p>VOLUME DA COLUNA DE PERFURAÇÃO E NÚMERO DE STROKES</p><p>A maior parte das plataformas de perfuração e intervenção usam grandes bombas de deslocamento</p><p>positivo. É mais prático medir volumes grandes bombeados no total em strokes (stks), do que em barris</p><p>(bbls). As kill sheets orientam os usuários através dos cálculos, usando os dados das informações pré-</p><p>registradas ou do diagrama do poço.</p><p>0,052</p><p>0,052</p><p>CONSIDERAÇÕES DE PRESSÃO</p><p>1. PESO MÁXIMO PERMITIDO DA LAMA (MAMW)</p><p>÷ ÷ + =</p><p>Pressão do teste de</p><p>absorção (psi)</p><p>TVD do Teste</p><p>(pés)</p><p>Lama do Teste(ppg) ratura (ppg)</p><p>2. PRESSÃO MÁXIMA PERMITIDA NA SUPERFÍCIE ANULAR</p><p>- x x =</p><p>ratura (ppg)</p><p>Peso da lama</p><p>atual (ppg)</p><p>TVD do Teste</p><p>(pés)</p><p>MAASP (psi)</p><p>3. ESCOAMENTO DO REVESTIMENTO INTERNO 4. TESTE DE PRESSÃO DO BOP</p><p>=</p><p>Resistência interna do</p><p>Revestimento (psi)</p><p>@ 100%</p><p>Fator de segurança</p><p>(70% ou menos)</p><p>Resistência interna</p><p>com o fator (psi)</p><p>Teste de pressão do BOP</p><p>(psi)</p><p>PRESSÕES REDUZIDAS DE CIRCULAÇÃO (PRC) EM 2 TAXAS DIFERENTES</p><p>= =</p><p>= =</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 21 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>É essencial ter volumes precisos da coluna de perfuração antes de iniciar o Método do Engenheiro e antes</p><p>da segunda circulação do Método do Sondador a fim de monitorar a queda de pressão do drill pipe</p><p>conforme a lama de matar é bombeada até a broca.</p><p>Figura 6 - 23: Volume da Coluna e Número de Strokes</p><p>Figura 6 - 24: Volume Anular e Número de Strokes</p><p>VOLUME ANULAR E NÚMERO DE STROKES</p><p>Existem vários estágios importantes ou pontos de checagem que devem ser cuidadosamente monitorados desde</p><p>o início da operação. Essa seção fornece um guia para a estimativa de tempo dos eventos chave durante a</p><p>operação; os valores totais importantes estão destacados para fácil identificação. Eles incluem:</p><p>Volume total anular (bbls)</p><p>Número de strokes exigidos para bombear o kick até a sapata</p><p>Número de strokes exigidos para bombear o kick até a superfície (bottoms-up)</p><p>Número de strokes exigidos para bombear uma circulação completa (superfície x</p><p>superfície)</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 22</p><p>LAMA DE MATAR E CÁLCULOS DE PRESSÃO</p><p>Existem quatro informações necessárias para construir a tabela de queda de pressão do drill pipe usada</p><p>para controlar a pressão de circulação, conforme a lama de matar é bombeada até a broca.</p><p>Peso da lama de matar lama de matar)</p><p>Seleção da bomba e da taxa de bombeio.</p><p>Pressão inicial de circulação (PIC)</p><p>Pressão final de circulação (PFC)</p><p>Essa seção de kill sheet orienta o usuário na determinação dos valores requeridos.</p><p>TABELA DE QUEDA DE PRESSÃO</p><p>A kill sheet fornece instruções para a construção de uma tabela de três colunas com dez passos, para ser usada</p><p>pelo operador do choke ao bombear a lama de matar até a broca, a fim de manter a BHP constante. A primeira</p><p>coluna rastreia o volume bombeado da superfície até a broca e a segunda coluna lista a pressão do drill pipe</p><p>calculada para cada ponto de checagem de volume. Um guia para a determinação dos valores estimados da</p><p>tabela aparece logo a seguir.</p><p>Figura 6 - 25: Lama de matar e Considerações de Pressão</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 23 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>INFORMAÇÃO PARA O CONTROLE DO POÇO</p><p>A parte da kill sheet que contém informações pertinentes ao planejamento do controle do poço é uma</p><p>coleção de todas as informações que dizem respeito a toda a operação do começo ao fim. Supervisores</p><p>podem ver a operação como um todo ou cada estágio separado, recorrendo rapidamente a esta seção.</p><p>MÉTODOS SEM CIRCULAÇÃO</p><p>Os métodos de controle de pressão discutidos até agora nesse capítulo têm abordado os kicks de gás</p><p>tomados durante a perfuração. Temos considerado que a coluna de perfuração se encontra abaixo do kick</p><p>e que o poço poderia ser circulado convencionalmente, bombeando através da coluna superfície</p><p>retornando à superfície pelo espaço anular. Nenhum dos exemplos considera a migração do gás antes ou</p><p>durante a operação de controle ou situações em que a circulação não é possível ou desejável. Dois métodos</p><p>sem circulação serão discutidos a seguir. O Método Volumétrico pode ser usado para controlar a pressão</p><p>do poço devido à migração do gás e o Método de Lubrificar e Drenar (Lube and Bleed) fornece meios para</p><p>a remoção segura do gás em um poço fechado quando o gás está na superfície. Ambos os métodos são</p><p>métodos de controle com BHP constante e são baseados no fato de que quando um poço é fechado em</p><p>kick, está em equilíbrio (balance), e o valor da pressão do revestimento representa o valor de underbalance</p><p>da hidrostática no espaço anular, devido ao kick.</p><p>O MÉTODO VOLUMÉTRICO</p><p>O Método Volumétrico não pode ser usado para matar um</p><p>poço. Ele é usado quando a circulação não é possível ou,</p><p>por algum motivo, não desejada. Ele, no entanto, fornece</p><p>meios de controle da pressão no fundo do poço dentro dos</p><p>limites aceitos no caso do gás migratório. Referindo-se ao</p><p>Capítulo 5, Comportamento do Gás, foi salientado que, se</p><p>uma bolha única de gás migrasse em direção à superfície</p><p>em um poço fechado, a pressão em todo o espaço anular</p><p>aumentaria a níveis inaceitáveis e, com isso, a formação,</p><p>o revestimento, e talvez os equipamentos da cabeça do</p><p>poço poderiam falhar. Não existe uma maneira prática de</p><p>impedir que o gás migre, mas a pressão dentro do gás</p><p>pode ser reduzida, drenando-se um volume pré-</p><p>determinado da lama, a fim de manter a pressão no fundo</p><p>do poço igual, ou levemente superior, à pressão da</p><p>formação, impedindo que mais kick entre no poço. Esse é</p><p>o objetivo do Método Volumétrico.</p><p>Supondo que o poço foi fechado com um</p><p>kick de gás próximo ao fundo. Se não há uma float valve</p><p>na coluna de perfuração, ambas as pressões do drill pipe</p><p>e do revestimento podem ser lidas através do painel</p><p>remoto do choke. Já que cada manômetro reflete o que</p><p>falta para a pressão hidrostática alcançar a pressão da</p><p>formação no seu respectivo lado do tubo em u, a pressão</p><p>de superfície do revestimento é maior do que a pressão</p><p>do drill pipe.</p><p>2000</p><p>800</p><p>psi</p><p>500</p><p>psi</p><p>12,0 ppg</p><p>Figura 6 - 26: Controle Volumétrico</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 24</p><p>Se o gás começou a migrar, a pressão no fundo do poço aumentaria porque naquele momento a pressão</p><p>no fundo seria a pressão dentro do gás (exercida igualmente em todas as direções por dentro da bolha)</p><p>além da pressão hidrostática abaixo do gás. A pressão do revestimento também aumentaria. Neste ponto</p><p>a pressão do revestimento refletiria a diferença entre a pressão do gás e a pressão hidrostática acima do</p><p>gás. A pressão do drill pipe também aumentaria porque a pressão é exercida igualmente em todas as</p><p>direções em um recipiente fechado (o poço fechado). Se a pressão do revestimento aumentasse em 50</p><p>psi, a pressão do drill pipe também aumentaria em 50 psi.</p><p>Mais uma vez, imagine que o tubo em u fechado foi separado a fim de analisar cada lado individualmente. A</p><p>pressão hidrostática em cada lado do tubo difere, assim como as pressões do fechamento, mas a pressão no</p><p>fundo do poço é igual em cada lado. Se nesse ponto, o operador do choke tivesse que abrir o choke e,</p><p>observando a pressão do drill pipe, drenasse exatamente a quantidade de fluido requerido para reduzir a pressão</p><p>do drill pipe ao seu valor original de fechamento, a pressão no fundo do poço seria restaurada porque a pressão</p><p>hidrostática na coluna de perfuração não teria mudado. Embora a pressão do revestimento tivesse diminuído</p><p>de alguma maneira quando o choke foi aberto, ela teria aumentado quando o poço fosse fechado novamente,</p><p>efetivamente equilibrando a perda da pressão hidrostática no espaço anular. Apesar de a pressão do</p><p>revestimento ser mais alta, a pressão no fundo do poço teria sido mantida em seu valor original de fechamento.</p><p>Essa é a técnica básica usada no Método Volumétrico; permitindo que a pressão do revestimento aumente,</p><p>combinando com a perda da pressão hidrostática no espaço anular devido à expansão do gás.</p><p>Isso é precisamente o que acontece durante a primeira circulação do Método do Sondador. A bomba</p><p>simplesmente transporta o kick para fora do poço. É a contrapressão exercida pelo choke ajustável que</p><p>controla a pressão no fundo do poço. Conforme o gás é circulado em direção à superfície, ele se expande</p><p>somente o suficiente para manter o controle com BHP constante, mantendo a pressão do drill pipe constante.</p><p>Conforme o fluido é forçado para fora do espaço anular devido à expansão do gás, a pressão do revestimento</p><p>compensa a perda da pressão hidrostática anular.</p><p>Em teoria, as equipes drenariam o fluido enquanto mantêm a pressão do drill pipe constante conforme o</p><p>gás migra, a pressão no fundo do poço permaneceria constante. Nenhum cálculo é necessário, A única</p><p>preocupação durante a operação aconteceria se a MAASP fosse excedida antes que o gás entrasse no</p><p>revestimento. Se esse fosse o caso, as equipes não poderiam fazer nada para impedir os resultados. No</p><p>momento em que a bolha de gás realmente alcança a superfície, as operações de drenagem devem parar.</p><p>Sob nenhuma circunstância o gás deve ser ventilado para a atmosfera.</p><p>Existem várias razões que podem impedir que a sonda circule o kick imediatamente. Talvez haja algum atraso</p><p>na mistura da lama de matar ou alguma falha mecânica que não possa ser consertada rapidamente. Talvez</p><p>aconteça um problema mais sério que pudesse causar um atraso mais longo. O Método Volumétrico pode ser</p><p>considerado nesses casos. A explicação é, de certa maneira, bem simplificada. Na verdade, a operação é mais</p><p>complicada e é necessário um planejamento minucioso.</p><p>Algumas considerações estão listadas abaixo.</p><p>Uma das primeiras</p><p>considerações é uma estimativa de quanto tempo o poço vai permanecer fechado antes</p><p>que os métodos de circulação convencionais possam iniciar.</p><p>A pressão do revestimento vai aumentar depois de cada ciclo de drenagem. Não é possível saber exatamente</p><p>o quanto ela aumentará, portanto, uma decisão deve ser tomada no que diz respeito à MAASP.</p><p>A taxa de migração pode ser estimada dividindo o fluido gradiente pela taxa do aumento da</p><p>pressão do manômetro (psi/pés ÷ psi/hora = pés/hora).</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 25 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>A taxa de migração estimada pode ser aplicada ao comprimento do poço aberto. É improvável que a</p><p>formação frature se o gás entrar no revestimento antes que a pressão do revestimento se aproxime da</p><p>MAASP.</p><p>Alguns operadores podem preferir usar o choke manual ao invés de um choke hidráulico remoto, para ter</p><p>melhor controle sobre a drenagem da lama.</p><p>Se possível, o fluido drenado deve ser encaminhado para um tanque pequeno, tal como um tanque de</p><p>manobra, para que o volume possa ser cuidadosamente medido e registrado. O volume dos retornos pode</p><p>ser usado para fazer as avaliações sobre o aumento da pressão do revestimento e das condições reais no</p><p>fundo do poço.</p><p>Uma margem de segurança e uma margem de trabalho devem ser aplicadas para assegurar que a pressão</p><p>no fundo do poço não caia durante ou depois de cada ciclo de drenagem.</p><p>TÉCNICA DE DESPRESSURIZAÇÃO (VOLUMÉTRICA) COM A PRESSÃO DO DRILL PIPE</p><p>Não existe um procedimento padrão para a seleção de margens de segurança e/ou de trabalho. Ambas</p><p>vão causar um aumento na pressão no fundo do poço, portanto, a força estimada da formação é uma</p><p>consideração primordial ao selecionar as margens. O SIDPP é de 250 psi no poço do exemplo. Suponha</p><p>que os supervisores, considerando a MAASP, selecionem 100 psi como uma margem de segurança e 50</p><p>psi como uma margem de trabalho. A operação de drenagem consistirá em 3 passos:</p><p>1. O aumento das pressões é monitorado até 150 psi. (A combinação das margens de segurança e</p><p>trabalho). O SIDPP agora está em 400 psi.</p><p>2. Nesse momento, o choke é aberto cuidadosamente e o operador do choke drena o fluido enquanto</p><p>mantém a pressão do revestimento constante, até que a pressão do drill pipe seja reduzida até 350</p><p>psi. O choke é, então, fechado. Isso conclui um ciclo.</p><p>3. Quando as pressões se estabilizam, a pressão do revestimento terá excedido o SICP original.</p><p>Conforme a migração continua e a pressão do drill pipe alcança 400 psi, o ciclo se repete.</p><p>Ao final de cada ciclo a pressão do revestimento terá aumentado de acordo com a redução da pressão hidrostática</p><p>no espaço anular, como um resultado da remoção do fluido do espaço anular. Observe que a pressão no fundo do</p><p>poço não é mantida constante todo o tempo, mas é controlada dentro de uma média aceitável acima da pressão da</p><p>formação.</p><p>O exemplo acima representa a forma mais simples do Método Volumétrico. Poucos cálculos são requeridos</p><p>porque a coluna de perfuração, aberta no fundo, age como um manômetro de haste longa usado para medir</p><p>a pressão no fundo do poço.</p><p>TÉCNICA DE DESPRESSURIZAÇÃO (VOLUMÉTRICA) SEM A PRESSÃO DO DRILL PIPE</p><p>Se o SIDPP não estiver disponível para monitorar a pressão no fundo do poço, a expansão do gás é</p><p>controlada drenando as quantidades pré-calculadas de fluido do espaço anular em uma série de etapas,</p><p>ou ciclos de drenagem.</p><p>Cálculos devem ser feitos a fim de estimar a mudança da pressão estática e o aumento resultante na</p><p>pressão do revestimento, devido à remoção do fluido do espaço anular.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 26</p><p>Quando um barril de fluido é drenado do espaço anular:</p><p>O gás se expande em um barril.</p><p>A pressão hidrostática do fluido no espaço anular diminui.</p><p>A pressão do poço diminui.</p><p>No final de cada ciclo a pressão do revestimento aumenta pela</p><p>pressão hidrostática equivalente retirada do espaço anular.</p><p>Considere o poço fechado com um kick de gás próximo ao fundo, e</p><p>uma float valve instalada na coluna de perfuração, portanto o SIDPP</p><p>lerá 0 psi. O gás começa a migrar em direção à superfície, causando</p><p>um aumento na pressão do revestimento. Supervisores decidem</p><p>controlar a pressão no fundo do poço com o Método Volumétrico.</p><p>Planejando a operação:</p><p>1. Existem 3 diferentes espaços anulares no poço</p><p>através do qual o gás pode migrar.</p><p>Determinar o volume anular usando as capacidades dadas no exemplo.</p><p>Revestimento x DP é 0,05037 bbls/pé: 10750 x 0,05037 = 541,47 bbls</p><p>OH x DP é 0,04472 bbls/pé: 1640 x 0,04472 = 73,34 bbls</p><p>OH x BHA é 0,02914 bbls/pé: 360 x 0,02914 = 10,49 bbls</p><p>514,47 + 73,34 bbls + 10,49 = total de625,3 bbls no espaço anular</p><p>2. Determinar a pressão hidrostática exercida por 1 bbl de 15 ppg em cada espaço anular (psi/bbl).</p><p>Revestimento x DP: 0,598 ÷ 0,05037 = 11,87 psi/bbl</p><p>OH x DP: 0,598 ÷ 0,04472 = 13,37 psi/bbl</p><p>OH x BHA: 0,598 ÷ 0,02914 = 20,52 psi/bbl</p><p>3. Existe uma diferença relativamente grande entre a pressão hidrostática (psi/bbl) no espaço anular entre</p><p>o BHA e outro espaço anular no poço; porém o BHA tem somente 360 pés de comprimento, portanto os</p><p>supervisores decidem calcular uma média de psi/bbl antes de selecionar o volume a ser drenado.</p><p>625,3 ÷ 12750 pés = 0,04904 bbls/pé, média da capacidade anular</p><p>0,598 ÷ 0,04904 = 12,2 psi/bbl, média da pressão exercida por 1 barril de fluido de 11,5 ppg no espaço</p><p>anular</p><p>psi/bbl = gradiente (G) ÷ bbls/pé</p><p>G = 11,5 x 0,052 = 0,598 psi/pé</p><p>Figura 6 - 27: Método Volumétrico</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 27 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Observe que essa é uma avaliação bem específica escolhida aqui para fins de ilustração. Outros fatores, por</p><p>exemplo, pressão de fratura, devem ser considerados na seleção das pressões e volume para os ciclos de</p><p>drenagem.</p><p>4. Selecione as margens de segurança e trabalho. A seleção das margens de segurança e trabalho são</p><p>decisões arbitrárias, baseadas no poço específico em questão. Uma margem de segurança de 100 psi é</p><p>considerada segura para o poço do nosso exemplo. A margem de trabalho de 50 psi é selecionada porque</p><p>ela não é considerada excessiva nesse poço e porque 50 psi podem ser facilmente lidos no manômetro do</p><p>espaço anular (revestimento).</p><p>5. Selecione um volume para drenar a cada ciclo.</p><p>Converter a margem de trabalho de 50 psi em um volume drenado por ciclo.</p><p>50 psi ÷ 12,2 psi/bbl (pressão média por barril de fluido de 11,5 ppg) = 4,1 bbls. Quatro barris é um</p><p>volume relativamente fácil de medir, portanto deixe 50 psi ser equivalente a 4 bbls.</p><p>Nenhuma drenagem será feita até que a pressão do revestimento tenha aumentado no valor das</p><p>margens de segurança e de trabalho (400 + 100 + 50 = 550 psi). Neste momento, 4 bbls são drenados</p><p>cuidadosamente através do choke, enquanto a pressão no revestimento é mantida constante.</p><p>Quando 4 bbls de fluido forem drenados do espaço anular, o choke deve ser fechado, finalizando o</p><p>primeiro ciclo. Quando a pressão do revestimento aumentar em mais 50 psi (para 600 psi) serão</p><p>drenados mais 4 bbls, o segundo ciclo. Pode-se visualizar a operação como uma escada, cujos</p><p>degraus são representados pelos 50 psi de aumento em cada ciclo e a parte horizontal do degrau é</p><p>formada quando os 4 bbls são drenados enquanto se mantém a pressão constante, veja a Figura 6-</p><p>28.</p><p>É importante entender que o princípio volumétrico não implica na drenagem da pressão. É o fluido que é</p><p>drenado. O método não resulta em uma queda na pressão do manômetro. Na verdade, justamente o oposto</p><p>acontece. A pressão do revestimento é mantida constante somente durante a drenagem e aumenta em seguida,</p><p>ao longo de toda a operação.</p><p>Figura 6 - 28: Gráfico de Volume de Lama Drenada</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 28</p><p>O volume do fluido a ser drenado é a expansão do gás necessária para fazer com que a pressão no fundo</p><p>do poço retorne ao valor da pressão da formação, além de um overbalance pré-determinado para</p><p>segurança. O fluido devolvido deve ser medido com precisão em um tanque pequeno e calibrado. É</p><p>importante drenar o fluido do espaço anular a uma taxa que permita que a pressão do revestimento seja</p><p>mantida constante. Em outro momento, a pressão no revestimento aumentará, refletindo os efeitos da</p><p>expansão do gás e da redução da pressão hidrostática no poço. O Controle Volumétrico é alcançado em</p><p>uma série de passos que causam o aumento da pressão no fundo do poço, dentro de uma faixa pré-</p><p>determinada, o suficiente para impedir outro influxo, e ao mesmo tempo impedir que a formação seja</p><p>fraturada. Os exemplos dados são simples e oferecidos somente como uma explicação do princípio</p><p>volumétrico. Outros fatores em campo vão influenciar a seleção das margens de segurança, volumes de</p><p>drenagem, etc. Por exemplo, embora a taxa de migração do gás possa ser estimada cronometrando o</p><p>aumento da pressão no manômetro do revestimento, não há uma garantia de que o gás continuará a</p><p>migrar a uma taxa constante através dos diferentes espaços anulares.</p><p>A taxa de migração em pés por hora (pés/h) pode ser estimada dividindo a taxa de aumento da pressão</p><p>do revestimento pelo gradiente do fluido de trabalho, 12,5 ppg. Suponha que a pressão do revestimento</p><p>aumentou 100 psi em 40 minutos.</p><p>FIGURA 6-29: A MUDANÇA DA PRESSÃO NO FUNDO DO</p><p>POÇODURANTE AS DRENAGENS</p><p>7000</p><p>6900</p><p>6800</p><p>0 5 10 15 20 25 30 35</p><p>Volume Drenado - bbls</p><p>- p</p><p>si</p><p>Figura 6 - 29: Gráfico da Pressão no Fundo do Poço durante as drenagens</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 29 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>A Figura 6-28 mostra a relação pressão de revestimento x volume drenado. Observe que nenhum fluido é</p><p>drenado até que a pressão do revestimento tenha aumentado de 450 psi (valor de fechamento) para 600</p><p>psi, a combinação das margens de segurança e trabalho. Nesse momento, 4 bbls de fluido são drenados</p><p>do poço, enquanto a pressão do revestimento é mantida constante em 600 psi. Quando 4 bbls forem</p><p>drenados do poço, o choke é fechado e o aumento da pressão do revestimento é observado, para 650 psi,</p><p>antes que o próximo ciclo de drenagem comece. A pressão máxima na ilustração é aproximadamente de</p><p>980 psi. Nesse ponto no exemplo, o gás chegou à superfície, teoricamente.</p><p>A discussão do Método Volumétrico se baseia em algumas suposições básicas; presume-se que o influxo de gás</p><p>permaneceria em uma única bolha enquanto sobe em um poço vertical e se expande a uma taxa uniforme ao longo</p><p>do percurso. Na verdade, muitas coisas influenciam o comportamento do gás em um poço. Se o poço for altamente</p><p>desviado ou se o fluido de trabalho tiver base óleo, o gás migraria lentamente, se migrasse. Se o gás estiver em</p><p>bolhas ao longo de milhares de pés, uma expansão considerável poderia ter acontecido antes do fechamento do</p><p>poço. Nesse caso, a pressão do revestimento seria mais baixa, portanto mais fácil de controlar. A temperatura no</p><p>fundo do poço e o tipo de gás também influenciam no comportamento do influxo. Se há um influxo de gás no fundo</p><p>de um poço revestido, uma estimativa relativamente precisa da altura original do kick pode ser feita desde que o</p><p>ganho do tanque seja preciso. Mesmo assim, outros fatores vêm em cena quando o gás começa a subir. No que diz</p><p>respeito às operações de perfuração em um poço aberto, a extensão do gás (supondo que ele permaneça em uma</p><p>única bolha) mudará com as alterações dos diâmetros anulares. A bolha seria mais longa em torno de um BHA de</p><p>diâmetro largo, e mais curto em uma seção alargada do poço aberto. Essas mudanças em altura afetam a pressão</p><p>hidrostática anular e, consequentemente, a pressão do revestimento.</p><p>35</p><p>30</p><p>25</p><p>20</p><p>15</p><p>10</p><p>5</p><p>0</p><p>5 h 10 h 15 h 20 h 25 h 30 h 35 h 40 h</p><p>Figura 6 - 30: Volume Drenado Acumulado</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 30</p><p>Não existe uma maneira de prever precisamente a taxa na qual o gás migrará em um poço fechado. O modelo</p><p>de computador ilustrado na Figura 6-30 assumiu uma taxa constante de migração de 250 pés/h. Nessa</p><p>taxa, levou aproximadamente 4 horas para a pressão do revestimento aumentar do valor do fechamento</p><p>para a combinação das margens de segurança/trabalho, e quase 24 horas para completar o primeiro ciclo</p><p>de drenagem. Pode ser visto que, além da segurança, a economia é uma preocupação primordial, tendo</p><p>em conta os custos operacionais nos dias atuais. Talvez a mais comum aplicação do princípio volumétrico</p><p>seja durante as operações de stripping ou snubbing. Operações de stripping são discutidas mais</p><p>profundamente no Capítulo 7.</p><p>Há várias situações nas quais o método volumétrico pode ser aplicado para controlar um poço até operações</p><p>convencionais possam ser aplicadas. Algumas situações comuns estão listadas a seguir.</p><p>MÉTODO VOLUMÉTRICO</p><p>Quando a coluna de trabalho está fora do poço e o gás está migrando.</p><p>Quando as bombas estão inoperantes.</p><p>Quando a coluna de trabalho está obstruída.</p><p>Durante um período longo de fechamento, enquanto o fluido está sendo preparado ou equipamentos estão</p><p>em reparo.</p><p>Quando há um desgaste na coluna do trabalho que impede a remoção do kick por um método de</p><p>circulação.</p><p>Quando a coluna de trabalho fica a uma distância considerável do fundo e o kick está abaixo da</p><p>coluna.</p><p>Quando há pressão no espaço anular em um poço de produção ou injeção devido a um vazamento</p><p>do tudo ou do packer.</p><p>Durante as operações de stripping e/ou snubbing.</p><p>Quando há comunicação entre as colunas de revestimento, devido aos trabalhos imperfeitos de</p><p>cimentação ou buracos no revestimento.</p><p>O MÉTODO DE LUBRIFICAÇÃO E DRENAGEM (LUBE & BLEED)</p><p>O Método Lube and Bleed é uma aplicação do Método Volumétrico que pode ser usada para remover o gás na</p><p>superfície de forma segura, quando não é possível circular o gás para fora do poço. O fluido é bombeado para</p><p>dentro do poço espaço anular. Um tempo suficiente deve ser dado para que o fluido</p><p>caia através do gás, aumentando, assim, a pressão hidrostática anular. Uma vez que a pressão hidrostática</p><p>anular é aumentada como um resultado do fluido bombeado, a pressão do revestimento é reduzida por aquele</p><p>valor.</p><p>A operação implica no bombeio de um volume de fluido cuidadosamente medido. A altura do fluido bombeado</p><p>é estimada, e depois convertida em pressão hidrostática equivalente. Esse valor será, posteriormente, drenado</p><p>através do choke. Quando o fluido é bombeado, o gás é comprimido, pois o poço se encontra fechado, qualquer</p><p>pressão excessiva deve ser evitada, pois com o bombeio, a pressão em todo o poço irá aumentar. A pressão e,</p><p>consequentemente, o volume de fluido injetado devem ser limitados de acordo com as características específicas</p><p>do poço.</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 31 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Uma bomba de baixa vazão é ideal para essa operação. Após injetar o fluido, deve-se analisar o tempo</p><p>necessário para que o fluido desça através do gás. É importante que o fluido fique abaixo do choke, para garantir</p><p>que somente o gás seja drenado. O tempo de espera vai variar de acordo com a geometria do poço, o tipo de</p><p>fluido injetado, e a seção do poço em que o fluido ficará acomodado. Isso pode levar 30 minutos ou mais. Ao</p><p>drenar o gás, a pressão do revestimento é reduzida pelo ganho de hidrostática, além da pressão extra devido à</p><p>compressão do gás quando o fluido foi bombeado também. Pode haver um leve aumento da pressão pois o gás</p><p>subirá um pouco através do fluido que está caindo. A operação é finalizada quando o gás é removido e o poço</p><p>está cheio de fluido.</p><p>Usando dados de exemplos anteriores:</p><p>Pressão da superfície (SICP): 1000 psi</p><p>Poço aberto: 8,5 pol</p><p>Drill pipe: 5 pol, 19,5 lbs/pé</p><p>BHA: 6,5 pol, 360 pés</p><p>Peso da lama: 11,5 ppg</p><p>Capacidade de bombeio: 0,044 bbls/stk</p><p>Se for decidido aumentar a pressão da superfície em um valor especificado, por exemplo, 100 psi, ao</p><p>longo do procedimento, cada vez menos fluido por ciclo de bombeio será requerido para alcançar o</p><p>aumento de 100 psi, conforme o volume de gás no poço é reduzido. É impossível prever precisamente a</p><p>reação volume/pressão durante a operação inteira. No exemplo abaixo, o valor de 50 psi é escolhido</p><p>porque, 1) é um aumento de pressão relativamente baixo, 2) é a nossa margem de trabalho escolhida.</p><p>Determine a pressão exercida por um barril no espaço anular revestimento x drill pipe.</p><p>Determine o volume de fluido equivalente à pressão hidrostática de 50 psi.</p><p>Determine o número de strokes requerido para bombear 4,21 bbls.</p><p>Se uma bomba de baixa vazão for usada, pode ser mais preciso medir o volume bombeado do que o número</p><p>de strokes). A bomba é ligada cuidadosamente para superar a pressão proveniente do poço conforme o fluido</p><p>é bombeado para dentro do espaço anular, até que a pressão do revestimento aumente em 50 psi, ou até que</p><p>os 4,21 barris tenham sido bombeados, o que ocorrer primeiro. Nesse momento, uma decisão deve ser tomada</p><p>quanto ao tempo para permitir que o fluido bombeado caia abaixo do choke e todo o efeito hidrostático tenha</p><p>sido ganho. Depois que este tempo passado é aguardado e a pressão do revestimento está estabilizada, o choke</p><p>é aberto cuidadosamente e a pressão do revestimento é reduzida, de acordo com o aumento na pressão</p><p>hidrostática, além do aumento devido à compressão. Conforme a operação continua, o volume por estágio é</p><p>reduzido e a pressão devido à compressão aumentará.</p><p>50 psi ÷ 0,598 psi/pé = 83,61 pés</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 32</p><p>Figura 6 - 31: Pressão no Fundo do Poço x Volume Bombeado</p><p>Figura 6 - 32: Pressão do Revestimento x Volume Bombeado</p><p>Métodos de Controle com BHP Constante 6 - 33 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Esse procedimento, bombear fluido, esperar para que ele troque de lugar com o gás no poço, e depois reduzir</p><p>a pressão do revestimento, é repetido até que o espaço anular tenha somente fluido e a pressão do revestimento</p><p>reduza tanto quanto possível. Se o poço estiver em underbalance, o espaço que o gás ocupa no poço deve ser</p><p>substituído por um fluido com peso suficiente para compensar o underbalance. Isso pode não ser previsível ou</p><p>possível se o poço estiver para ser amortecido. Os gráficos nas figuras 6-31 e 6-32 ilustram a operação. Note</p><p>que se o valor de 50 psi é usado como o alvo de aumento da pressão como um todo, o volume do liquido</p><p>bombeado em cada passo deve ser reduzido. Algumas decisões específicas relacionadas ao poço devem ser</p><p>tomadas, como, por exemplo, o final da operação. As técnicas usadas para remover o final do gás dependerão</p><p>das bombas usadas e da preferência da empresa.</p><p>RESUMO</p><p>Dois métodos de circulação têm sido desenvolvidos para remover um influxo indesejado com segurança; o</p><p>Método do Sondador e o Método do Engenheiro. Ambos os métodos podem ser usados para matar o poço se</p><p>necessário. O gás migratório pode ser controlado usando o Método Volumétrico quando a circulação convencional</p><p>não for possível ou desejada. O Método Lube and Bleed fornece meios de remover o gás preso no topo do espaço</p><p>anular com segurança.</p><p>1. Quais dos seguintes métodos de controle do poço podem ser usados para remover gás preso na superfície</p><p>do poço com segurança?</p><p>A. Método do Engenheiro.</p><p>B. Método do Sondador.</p><p>C. Lube and Bleed.</p><p>D. Todos acima.</p><p>2. Por que o Método do Engenheiro é frequentemente preferido ao Método do Sondador em locais offshore?</p><p>A. O Método do Engenheiro é finalizado em menos tempo do que o Método do Sondador.</p><p>B. Unidades offshore têm bombas maiores do que as unidades em terra.</p><p>C. Barcos de apoio offshore sempre têm barita disponível para a sonda.</p><p>D. O Método do Engenheiro normalmente exerce menos pressão sobre um poço do que o Método do</p><p>Sondador.</p><p>3. O que é feito durante a segunda circulação do Método do Sondador?</p><p>A. A lama de matar é circulada ao longo do poço.</p><p>B. O kick é circulado para fora do poço.</p><p>C. A operação de controle é completamente documentada em uma kill sheet.</p><p>D. A coluna de perfuração é preenchida com lama de matar.</p><p>4. Depois de trocar a lama original pela lama de matar o poço é fechado. O SIDPP está em zero e o SICP</p><p>indica a pressão no espaço anular. Qual é a possível causa da diferença nas pressões do fechamento?</p><p>A. O peso da lama de matar está incorreto.</p><p>B. Há algum fluido da formação no espaço anular.</p><p>C. O manômetro do revestimento está impreciso.</p><p>D. B e C estão corretas.</p><p>EXERCÍCIOS</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Métodos de Controle com BHP Constate 6 - 34</p><p>5. Todos os métodos de circulação são .</p><p>A. Métodos de controle com BHP constante.</p><p>B. Métodos de pouco ajuste do choke.</p><p>C. Métodos de pressão constante do revestimento.</p><p>D. Nenhuma das anteriores.</p><p>6. Ao planejar uma operação para matar um poço, três limites de pressão são considerados. Quais dos</p><p>limites listados abaixo não são comumente considerados?</p><p>A. Classificação dos equipamentos da cabeça do poço.</p><p>B. Classificação da coluna de perfuração.</p><p>C. Força da formação (MAASP).</p><p>D. Classificação do revestimento.</p><p>7. Normalmente não se aplica uma margem de segurança no cálculo do peso da lama de matar. Por</p><p>quê?</p><p>A. Mais tempo é necessário para preparar a lama de matar.</p><p>B. Barita é caro. Normalmente não há a necessidade de ter este gasto excessivo.</p><p>C. Normalmente não é considerada uma boa prática aplicar nenhuma pressão além da necessária,</p><p>até que o influxo seja removido.</p><p>D. Mais força de trabalho é necessária para a mistura da lama.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 2</p><p>Capítulo 7</p><p>TÓPICOS ESPECIAIS E COMPLICAÇÕES</p><p>Os capítulos anteriores discutiram as principais causas de Blowouts, precauções e técnicas</p><p>comumente utilizadas para controlar poços emkick. Os exemplos dados foram baseados nas</p><p>condições mais simples, isto é, poços praticamente verticais com influxo próximo do fundo do poço,</p><p>dimensões consistentes do poço e todo equipamento da plataforma funcionando corretamente.</p><p>Estatísticas têm revelado que essas condições perfeitas se aplicam a menos de 25% dos poços</p><p>perfurados em todo o mundo. As discussões neste capítulo visam situações nas quais técnicas</p><p>básicas de controle de poços tenham sido modificadas e aplicadas a alguns problemas comuns que</p><p>podem surgir durante uma operação de controle de poço.</p><p>Poços com Alto Ângulo/ Horizontais</p><p>Os exemplos apresentados no Capítulo 6 (Métodos de Controle de Pressão) consideram kicks de</p><p>gás ocorridos em poços verticais ou praticamente verticais. O Método do Engenheiro e o</p><p>acompanhamento da killsheet para poços verticais consideram que, à medida que o fluido de</p><p>mataré bombeado para a região inferior da coluna de perfuração, tanto a pressão hidrostática</p><p>quanto a perda de carga na coluna aumentam simultaneamente. Esta suposição não é totalmente</p><p>correta porque o comprimento da coluna bombeada pode não aumentar, efetivamente, no mesmo</p><p>grau para cada stroke da bomba devido à variação nos diâmetros tubulares. Na realidade, o</p><p>cronograma de queda de pressão do drill pipe normalmente resulta em pequenos aumentos da</p><p>pressão no fundo já que a pressão de circulação pode diminuir da PIC calculada à PFC. Esta</p><p>diferença é insignificante e praticamente não tem efeito na operação.</p><p>Se uma killsheet padrão fosse utilizada em poços desviados, isso resultaria em uma pressão maior</p><p>exercida</p><p>aberto. (Figura 1-7)</p><p>Areia</p><p>Standpipe</p><p>Drill Pipe</p><p>Revestimento</p><p>Perda de Fluido</p><p>Causas de Kicks 1- 7 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Como a coluna de fluido cresce cada vez mais conforme a perfuração continua, a pressão hidrostática continua</p><p>a aumentar. Conforme a broca entra em uma formação permeável, o aumento da pressão no fundo do poço</p><p>pode gerar perda parcial de circulação, a qual, se não for tratada de alguma forma, pode levar a perdas totais.</p><p>Embora a densidade do fluido (peso da lama) seja normalmente aumentada por vários motivos conforme a</p><p>perfuração progride, algumas formações são muito fracas para suportar o aumento de pressão. Em alguns</p><p>casos, a perda de lama para a formação pode reduzir a altura vertical da coluna de lama, resultando em perda</p><p>da pressão hidrostática, permitindo, assim, que fluidos da formação entrem no poço. (Figura 1-8)</p><p>DENSIDADE INSUFICIENTE DO FLUIDO (PESO DA LAMA)</p><p>A pressão hidrostática é o principal componente da pressão total</p><p>no fundo do poço, e é uma função da altura vertical (profundidade)</p><p>e da densidade do fluido. Se a densidade de um fluido mudar em</p><p>determinada profundidade vertical, a pressão hidrostática no fundo</p><p>da coluna também mudará. (Figura 1-9)</p><p>O controle cuidadoso do peso da lama é a maior parte da</p><p>manutenção geral da lama, e é crucial para o controle da pressão</p><p>da formação. Sulfato de bário, normalmente chamado de barita, é</p><p>o agente de peso mais comum usado em lamas de perfuração. A</p><p>barita é uma argila de alta gravidade que, quando misturada ao</p><p>fluido, aumenta sua densidade geral.</p><p>O meio mais comum de redução do peso da lama é a introdução de líquido de base no sistema de lama,</p><p>normalmente água ou óleo, diluindo-o. A faixa de peso de lama apropriada para o poço é, normalmente, incluída</p><p>no programa de perfuração proposto. O peso de lama recomendado irá variar de acordo com as mudanças nas</p><p>condições do fundo do poço e progresso da perfuração.</p><p>É responsabilidade da equipe de perfuração manter a lama de acordo com o programa do poço. Normalmente, um ou</p><p>mais membros da equipe são designados para a tarefa específica de manutenção da lama, com a assistência do técnico</p><p>de fluido (engenheiro de lama ou químico) que trabalha para a empresa de serviços de lama e que fornece aditivos</p><p>para o fluido. Tradicionalmente é o torrista que cuida da lama. Em sondas offshore ou sondas terrestres maiores, o</p><p>torrista pode ter um ou mais ajudantes.</p><p>Há várias maneiras de se reduzir o peso da lama inadvertidamente. Algumas das mais comuns estão listadas abaixo.</p><p>A barita é aproximadamente quatro vezes mais densa que a água doce. A viscosidade da lama deve ser</p><p>suficiente para suspender a barita mantendo outras propriedades desejáveis, caso contrário a barita irá</p><p>decantar nos tanques e no fundo do poço. É absolutamente essencial que a lama que contém barita seja</p><p>misturada e agitada constantemente. Muitas sondas possuem grandes agitadores instalados nos tanques</p><p>de lama. Outras sond jato submerso perto do fundo do</p><p>tanque. A lama é bombeada pela pistola de lama conforme ela gira, misturando a lama.</p><p>Pequenas sondas terrestres não possuem instalações de mistura adequadas nem mão de obra para manter</p><p>adequadamente o peso da lama de acordo com o programa do poço.</p><p>Chuva em tanques de lama abertos, comum em áreas tropicais, pode rapidamente diluir o sistema de</p><p>lama.</p><p>Ao perfurar formações com argila, uma grande quantidade de água é usada para limpar as telas das peneiras</p><p>vibratórias.</p><p>Figura 1 - 9: Kit para teste da lama</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Causas de Kicks 1 - 8</p><p>Sondas Offshore possuem grandes salas de tanque abaixo dos decks contendo vários tanques de lama,</p><p>além do sistema ativo. Os manifolds usados para direcionar o fluido das várias bombas e tanques nessas</p><p>sondas podem ser extremamente complexos, com inúmeras válvulas. Uma equipe inexperiente pode</p><p>facilmente abrir ou fechar uma válvula errada, enviando água ou fluido leve para o sistema de lama ativo.</p><p>Os equipamentos de separação de sólidos, como os removedores de areia, desilters, limpadores de lama,</p><p>etc, removem barita com os sólidos mais leves que são projetados para separar da lama. O peso da lama</p><p>deve ser verificado frequentemente quando estes equipamentos estiverem em uso.</p><p>Centrífugas são usadas para recuperar a barita da lama, às vezes, como parte da manutenção de rotina</p><p>de sistemas de lama de alta densidade.</p><p>Às vezes é necessário reduzir o peso da lama significantemente para perfurar uma formação específica de forma</p><p>segura. A redução do peso da lama enquanto outras propriedades desejáveis são mantidas é normalmente mais</p><p>difícil do que aumentar o peso da lama adicionando barita ao sistema. É melhor consultar o engenheiro de lama</p><p>antes de diluir o sistema.</p><p>PRESSÃO ANORMAL</p><p>A pressão da formação é normalmente expressa como um gradiente de</p><p>pressão, medida pela pressão exercida por pé de profundidade vertical</p><p>(psi/pé). Um gradiente de pressão pode ser definido como uma escala</p><p>de pressão na qual existe uma variação uniforme na pressão de ponto</p><p>a ponto. Isso é conveniente pois a pressão total exercida por um fluido</p><p>de densidade constante varia conforme a profundidade. Por exemplo,</p><p>água doce possui um gradiente de aproximadamente 0,433 psi/pé, logo,</p><p>uma coluna vertical de água doce de 1000 pés de altura exerceria uma</p><p>pressão de 433 psi (0,433 x 1000 = 433 psi). Formações normalmente</p><p>pressurizadas exercem uma pressão igual à coluna do fluido nativo da</p><p>formação. O gradiente de pressão do fluido nativo normalmente varia de</p><p>0,433 psi/pé para 0,465 psi/pé, dependendo da região geológica, ou</p><p>seja, a Costa do Golfo versus o Mar do Norte. (Figura 1-10)</p><p>Os gradientes de pressão da formação dentro desta janela são</p><p>considerados como normais, mas em formações normalmente</p><p>pressurizadas, os grãos que compõem a rocha suportam a maior parte</p><p>da sobrecarga (overburden). Conforme a sobrecarga aumenta, os</p><p>fluidos dos poros ficam livres para se moverem, e a quantidade de</p><p>espaço dos poros é reduzida pela compactação. Considera-se que a</p><p>formação é anormalmente pressurizada se a pressão do fluido dos poros</p><p>exceder o gradiente normal para a área.</p><p>Um gradiente de 0,465 psi/pé representa um peso de fluido de 8,94</p><p>ppg, que é a densidade aproximada do fluido da formação nativa</p><p>encontrado nas rochas em muitos lugares do mundo. Em outras</p><p>palavras, uma lama de perfuração com uma densidade, ou peso de lama de 9,0 ppg estariam em balance ou</p><p>com um leve overbalance em relação a uma formação normalmente pressurizada em qualquer profundidade</p><p>vertical. Formações com gradiente de pressão maior que 0,465 psi/pé são consideradas anormalmente</p><p>pressurizadas e não manteriam a condição de balance com uma coluna de lama de 9,0 ppg.</p><p>PRESSÃO NORMAL</p><p>CAP</p><p>SAL</p><p>FORMAÇÃO COM FALHA</p><p>CAP SUBNORMAL</p><p>Figura 1 - 10: Superior - Domo Salino</p><p>Inferior - Formação com Falha</p><p>Causas de Kicks 1- 9 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Formações anormalmente pressurizadas são geralmente encontradas abaixo ou acima de formações</p><p>impermeáveis longas, como xisto. O aumento de pressão é resultado da sobrecarga da formação superior e do</p><p>tempo geológico. O fluido na formação inferior não pode escapar devido à barreira impermeável acima, logo,</p><p>suporta o peso da sobrecarga. Se a formação anormal for penetrada usando uma densidade de lama de de 9,0</p><p>ppg ou menos, os fluidos da formação entrarão no poço e este sofrerá um kick.</p><p>A terra é um planeta vivo e as formações não</p><p>no poço aberto porque a maior parte do aumento da pressão hidrostática ocorre no ponto</p><p>de desvio, conhecido comokick-off. No entanto, a perda de carga continuará aumentando até que o</p><p>fluido mais pesado atinja o fim da coluna; quanto maior o ângulo de inclinação, maior a diferença.</p><p>Embora os princípios básicos de prevenção de blowout não mudem, kicks em poços altamente</p><p>desviados exigem atenção especial. Poços com uma inclinação de até aproximadamente 60º da</p><p>vertical podem ser tratados como poços retos para o controle de poços, porém, conforme a</p><p>inclinação aumenta, o Método do Engenheiro se torna mais complexo. A kill sheet não é complicada</p><p>mas requer alguns dados que não são considerados durante o controle de um poço vertical.</p><p>Considera-se um único ponto de kick-off (Kick-Off Point - KOP), um ponto em que o ângulo</p><p>desejado é alcançado (End Of Build - EOB) e uma inclinação consistente para a profundidade</p><p>desejada (Target Depth TD). Note que as profundidades vertical e medida devem ser conhecidas</p><p>nestes pontos.</p><p>Tópicos Especiais e Complicações 7 - 3 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>As abreviações a seguir são utilizadas na coleta de dados a serem inseridos na kill sheet desviada.</p><p>• MD = Profundidade Medida (Measured Depth)</p><p>• TVD = Profundidade Vertical (True Vertical Depth)</p><p>• KOP = Ponto de Kick-Off (Kick-Off Point)</p><p>• EOB = End Of Build</p><p>O poço na Figura 7-1 teve um kick de gás próximo ao fundo. O</p><p>operador decidiu matar o poço utilizando o Método do Engenheiro. O</p><p>ângulo médio no poço do exemplo é 60º. Uma kill sheet, semelhante à</p><p>oficial do IWCF, aparece no final deste capítulo e poderia ser usada</p><p>para planejar uma operação de controle de poço adotando o Método</p><p>do Engenheiro, utilizando os dados do poço no exemplo.</p><p>Pressão do teste de absorção:</p><p>1070 psi</p><p>Lama do teste 10,9: ppg</p><p>ρ fratura: 15,0 ppg</p><p>MAASP: 106 psi</p><p>Bombas: 0,105 bbls/stk</p><p>ρ lama: 11,5 ppg</p><p>KOP MD: 2000 pés</p><p>KOP TVD: 2000 pés</p><p>EOB MD: 4000 pés</p><p>EOB TVD: 3465 pés</p><p>Revestimento: 9-5/8 in a10000 pés</p><p>MD: 10000 pés</p><p>TVD: 5000 pés</p><p>Poço aberto: 8,5 in MD: 12000 pés</p><p>TVD: 7654 pés</p><p>SIDPP: 250 psi SICP: 180psi</p><p>PRC a 30 spm 620 psi</p><p>PRC a 40 spm 840 psi</p><p>Embora o exemplo dado seja um pouco mais detalhado que os exemplos de poço vertical no Capítulo 6,</p><p>muitos poços direcionais são bem mais complexos. Muitos poços são perfurados com uma configuração</p><p>“S” e poços horizontais são regularmente perfurados no mundo todo. O raio do ângulo de construção</p><p>dificulta o perfil da pressão de circulação quando o Método do Engenheiro é utilizado. Se o ângulo é</p><p>construído em menos de 6º/100 pés ele é considerado uma construção de “raio longo”. Um raio entre 8º e</p><p>40º/100 pés é considerado um “raio médio” e um “raio pequeno” para ângulos de construção de poços de</p><p>1,5º a 3º/100 pés. Poços modernos são projetados utilizando aplicações avançadas de software. Empresas</p><p>de serviços de perfuração direcional usam ferramentas de medição de fundo para reunir e inserir dados</p><p>em tempo real em computadores na superfície conforme a perfuração avança.</p><p>O software de controle de pressão geralmente é integrado aos sistemas gerais de modelagem</p><p>computacional. A discussão a seguir aborda algumas das complexidades que surgem com relação ao</p><p>controle de pressão em poços horizontais ou praticamente horizontais.</p><p>Poços horizontais são perfurados por diversas razões e as técnicas operacionais variam muito. O termo</p><p>“horizontal” simplesmente descreve a inclinação final do poço, mas não indica a finalidade da perfuração</p><p>do poço ou as técnicas operacionais empregadas. Alguns são perfurados em underbalance, usando água</p><p>ou uma mistura de água/nitrogênio como fluido de perfuração. Outros são perfurados em extremo</p><p>overbalance. As técnicas são determinadas considerando a geologia, bem como as metas finais de</p><p>produção.</p><p>Figura 7 - 1: Poço Desviado</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 4</p><p>Não é possível desenvolver um procedimento padrão para lidar com kicks em todos os poços</p><p>horizontais, mas existem algumas considerações comuns a todos os poços horizontais que não se</p><p>aplicam a poços verticais.</p><p> A detecção de um kick pode ser difícil caso ele ocorra na seção de alto-ângulo do poço. Uma vez</p><p>que se realize o fechamento, a SIDPP e a SICP podem apresentar o mesmo valor se todo o influxo</p><p>estiver na seção horizontal. Se houver uma diferença significativa entre as pressões isto indica que</p><p>alguns ou todos os kicks se estendem na seção vertical do poço.</p><p> Gás na seção horizontal do poço pode se acumular ao longo do topo lateral do poço se a seção</p><p>contiver elevações e declives (ondulações). O gás trapeado nessas ondulações terá a tendência de</p><p>ser espalhado ao longo do espaço anular horizontal quando estiver circulando, e então</p><p>possivelmente puxado para a seção vertical quando a tubulação for removida do poço. O gás terá</p><p>pouca ou nenhuma migração na seção horizontal. Se o influxo for circulado com um método de</p><p>BHP constante, pouca ou nenhuma expansão de gás irá acontecer enquanto o influxo permanecer</p><p>na seção horizontal do poço. Uma vez que o kick entre na seção vertical, o gás irá se expandir</p><p>rapidamente, tornando difícil a manutenção de uma pressão de circulação constante enquanto o</p><p>kick é circulado para fora do poço.</p><p> A configuração de uma coluna de perfuração em um poço horizontal pode ser radicalmente</p><p>diferente daquela usada em um poço vertical. Os comandos de perfuração (drill collars) podem</p><p>estar próximos da superfície, e tubos pesados de perfuração (Heavy Weight Drill Pipe - HWDP)</p><p>abaixo dos drill collars, e o drill pipe e ferramentas abaixo do HWDP. Às vezes há um acúmulo</p><p>significativo de cascalhosna parte inferior em poços de raio médio ou longo que podem restringir</p><p>severamente o fluxo em torno da coluna. A possibilidade de acúmulo de cascalhos, além das</p><p>diferenças no projeto da coluna de perfuração, irá afetar o volume anular e consequentemente a</p><p>velocidade anular durante a circulação. Quando o gás entra na seção vertical (em torno dos drill</p><p>collars, por exemplo) o influxo irá ganhar comprimento. A resultante do aumento da taxa de fluxo</p><p>através do choke pode levar a um rápido incremento na pressão do revestimento. Neste caso, o</p><p>choke terá que ser ajustado rapidamente para manter uma pressão constante no fundo de forma a</p><p>minimizar a pressão na base do revestimento e em formações fracas.</p><p> Em algumas áreas, poços horizontais são perfurados muito próximos do ponto de equilíbrio da</p><p>formação (balance) ou potencialmente underbalance em formações que estão verticalmente</p><p>fraturadas, aumentando a área da formação produtora exposta. Nesses casos, mais formações</p><p>produtoras são expostas, em poços de altos ângulos. O potencial para aumento de fluxo,</p><p>comparado a poços verticais, pode resultar em grandes influxos assim como o aumento da</p><p>probabilidade de perda de circulação. À medida que um kick entra em áreas fracas ao longo do</p><p>poço desviado, isto pode resultar em leituras de pressão incertas na superfície. A diminuição do</p><p>SIDPP ou SICP logo após o fechamento pode indicar que a formação está recebendo fluido, o que</p><p>em seguida pode resultar em aprisionamento da coluna ou em um blowout subterrâneo na seção</p><p>de alto ângulo. Da mesma forma, os fluidos da formação podem continuar a fluir para dentro do</p><p>anular a partir de uma zona diferente se o fluido de matarentrar em uma fratura depletada.</p><p>O Método do Sondador pode ser uma boa escolha para controlar kicks em poços de alto ângulo. O tempo</p><p>de fechamento é minimizado e não é necessário desenvolver um cronograma detalhado de bombeio.</p><p>Como em um poço vertical, o influxo é bombeado para fora do anular, mantendo a pressão de circulação</p><p>constante a uma taxa de bombeio constante. O Método do Sondador é especialmente adequado</p><p>se o</p><p>poço estiver sendo perfurado próximo ao balance. Em casos como esse, uma vez que o influxo tenha sido</p><p>removido do anular, as operações de perfuração podem continuar.</p><p>Se o poço precisar ser amortecido após o influxo ter sido removido, a pressão no fundo pode ser</p><p>controlada mantendo uma pressão de revestimento constante à medida que o fluido de matar é</p><p>bombeado até o final da coluna de perfuração. Uma vez que a coluna de perfuração esteja preenchida</p><p>com a lama mais pesada, a pressão de circulação é mantida até a lama de matarretornar à superfície.</p><p>Tópicos Especiais e Complicações 7 - 5 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Poços de alto ângulo e horizontais podem apresentar um comportamento inesperado após um kick</p><p>ter sido circulado para fora e o poço estiver novamente sob controle hidrostático. Seções</p><p>irregulares podem conter bolsas de gás em regiões do poço com reentrânciase ondulações. Em</p><p>taxas reduzidas de circulação (PRC), o gás pode migrar para dentro destas seções irregulares.</p><p>Depois de o poço ter sido amortecido e o BOP ser aberto, recomenda-se uma nova circulação a</p><p>uma taxa mais alta, a fim de remover o gás dessas possíveis reentrâncias. À medida que o gás se</p><p>aproxima da superfície, irá expandir-se livremente. Se o fluxo de retorno e os níveis nos tanques</p><p>de lama aumentarem de forma significativa pode ser necessário fechar o poço novamente e trazer</p><p>o gás para condições controladas (Método do Sondador) para evitar que um novo kick entre no</p><p>poço. Deve-se resistir à tentação de aumentar ainda mais o peso da lama.</p><p>O MÉTODO DO ENGENHEIRO PARA POÇOS ALTAMENTE DESVIADOS</p><p>Utilizar o Método de Engenheiro para amortecer poços altamente desviados pode ser complicado</p><p>porque, até que a coluna de perfuração esteja cheia de lama de matar, haverá uma mistura na</p><p>coluna de fluidos em ambos os lados do tubo em U a partir do começo da operação. Se a pressão</p><p>no fundo tiver que ser constante enquanto o fluido de matarfor bombeado até o final da coluna,</p><p>alguns ajustes devem ser feitos no cronograma normal de bombeio.</p><p>Quando o Método do Engenheiro for usado em um poço horizontal, as mudanças na pressão</p><p>hidrostática e na perda de carga são tratadas separadamente à medida que a lama de mataré</p><p>bombeada. O cronograma de pressão de circulação para um poço horizontal teria uma pressão</p><p>linear para a seção vertical, um cronograma separado para os pontos a partir do Ponto de Kick-Off</p><p>(KOP) até o ponto horizontal, e um cronograma linear a partir do ponto horizontal até o final da</p><p>coluna. A fim de construir o gráfico, devem ser conhecidas a profundidade vertical e a profundidade</p><p>medida em vários pontos ao longo dos raios do ângulo da construção. Como declarado</p><p>anteriormente, os avanços dos instrumentos de fundo de poço e da tecnologia têm tornado</p><p>possível que supervisores tenham acesso a dados indisponíveis há apenas alguns anos. Programas</p><p>de computador e planilhas eletrônicas podem prever com precisão as pressões de circulação.</p><p>A principal vantagem do Método do Engenheiro em poços verticais é que ele pode resultar em</p><p>pressões mais baixas sendo exercidas no poço aberto, se o fluido de matarentrar no anular antes</p><p>que o influxo de gás alcance a superfície. Em poços horizontais ou de alto ângulo, o efeito do</p><p>aumento da pressão hidrostática, devido ao fluido de matarno anular, não é percebido até que o</p><p>fluido mais pesado comece a entrar na seção vertical do poço no espaço anular. Se o volume da</p><p>coluna de perfuração, mais o volume anular, da profundidade desejada até o ponto horizontal, for</p><p>maior do que o volume anular do ponto horizontal até a superfície, então o influxo será circulado</p><p>para fora do poço antes que a lama de matarentre no anular vertical. O maior benefício em utilizar</p><p>o Método do Engenheiro em poços altamente desviados é a possibilidade de amortecer o poço em</p><p>uma circulação, porque as pressões da superfície já terão alcançado seus maiores valores.</p><p>A discussão a seguir descreve as considerações que se aplicam quando se utiliza o Método do</p><p>Engenheiro em poços com alto ângulo, sem o auxílio de programas de computador. Se a diferença</p><p>entre a pressão para o KOP em um cronograma padrão de pressão e a pressão calculada no KOP</p><p>for maior do que 100 psi, então um gráfico de pressão para um poço com desvio, provavelmente, é</p><p>justificável. Se for menor do que 100 psi, pode ser melhor usar o método padrão de cálculo do</p><p>cronograma de pressão, a menos que SICP se aproxime da MAASP. O quadro a seguir ilustra as</p><p>diferenças na pressão de circulação no EOB sob diferentes condições no poço. Nota-se que a</p><p>mudança de cálculo para uma pressão especial de desvio não deve ser empregada quando o</p><p>ângulo médio for inferior a 60°, e/ou a densidade equivalente do kick for menor do que 1,0 libra</p><p>por galão em comparação com a densidade do fluido original.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 6</p><p>Comparação da Discrepância Máxima de Pressão x Registros de Pressão em Poços</p><p>Verticais e com Alto Ângulo</p><p>MD (pés)</p><p>TVD do</p><p>EOB (pés)</p><p>Intensidade</p><p>do Kick(ppg)</p><p>Média dos</p><p>Ângulos</p><p>Método com</p><p>Poço Vertical</p><p>Ponto A (psi)</p><p>Método com</p><p>Poço</p><p>Desviado</p><p>Ponto B (psi)</p><p>Método com</p><p>Poço Vertical</p><p>A-B psi</p><p>12000 7654 1,0 60 878 825 53</p><p>5786 1,0 75 804 721 83</p><p>3910 1,0 90 738 622 116</p><p>7654 2,0 60 1156 1051 105</p><p>5786 2,0 75 1008 841 167</p><p>3910 2,0 90 876 643 233</p><p>7654 3,0 60 1435 1276 159</p><p>5786 3,0 75 1212 961 251</p><p>3910 3,0 90 1014 659 355</p><p>15000 9154 1,0 60 959 900 59</p><p>6563 1,0 75 828 757 95</p><p>3910 1,0 90 738 583 155</p><p>9154 2,0 60 1316 1200 119</p><p>6563 2,0 75 1104 914 190</p><p>3910 2,0 90 876 635 241</p><p>9154 3,0 60 1679 1500 179</p><p>6563 3,0 75 1356 1071 285</p><p>3910 3,0 90 1054 652 402</p><p>Figura 7 - 2: Comparação da Discrepância Máxima de Pressão x Registros de Pressão em Poços Verticais e com Alto Ângulo</p><p>Os cálculos do quadro consideram:</p><p>• 11,5 ppg fluido original</p><p>• 3º /100 pésde margem de ângulo</p><p>• 2000 pés KOP</p><p>Tópicos Especiais e Complicações 7 - 7 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Pressão de Circulação calculada no EOB</p><p>Para aplicar os dados do quadro, os cálculos a seguir devem ser usados como uma forma de</p><p>estimar a diferença para a pressão de circulação entre um cronograma de pressão vertical padrão e</p><p>um para poços com desvio, quando o MD e o TVD são conhecidos em vários pontos ao longo do</p><p>raio do ângulo estabelecido.</p><p>1. Calcular o aumento da perda de carga por cada pé na coluna de trabalho.</p><p>2. Calcular o ganho na pressão hidrostática na seção vertical.</p><p>3. Calcular a pressão de circulação a uma dada profundidade (requer a MD e a TVD em vários</p><p>pontos ao longo do poço).</p><p>O cálculo 3 é repetido para diversos comprimentos iguais ao longo do raio do poço direcional, para</p><p>determinar a pressão de circulação correta. Quando o comprimento horizontal é mais longo do que</p><p>a parte vertical do poço, a pressão de circulação no KOP pode efetivamente ser menor que o valor</p><p>da PFC. A pressão irá aumentar desse ponto para PFC, como resultado do aumento da perda de</p><p>carga conforme o fluido de matarse aproxima do final da coluna. O efeito hidrostático do fluido de</p><p>matar é percebido no KOP, porém a perda de carga continua a aumentar até que o fluido mais</p><p>pesado entre no anular. A Figura 7-2 ilustra um método gráfico passo-a-passo de determinação da</p><p>queda de pressão necessária para deixar a pressão da formação em condição de balance ou</p><p>overbalance enquanto bombeia-se lama de matar da superfície para a broca, em um poço</p><p>desviado.</p><p>1. Ambas PIC e PFC x strokes (ou volume) são traçadas no papel de gráfico.</p><p>2. Determinar a maior discrepância que pode ocorrer na proximidade do final do ângulo do poço.</p><p>O cálculo 3 acima irá prever a pressão de circulação.</p><p>3. Traçar a pressão de circulação em relação ao volume (usando MD).</p><p>A diferença máxima entre o cronograma padrão de bombeio e o cronograma de desvio pode então</p><p>ser determinada. Independente do gráfico de pressão a ser usado, PIC e PFC são as mesmas como</p><p>determinado pela kill sheet padrão.</p><p>Pressão de circulação (psi)=PIC(psi)+(aumento na Fricção (psi/pé) x MD (pés)) -</p><p>(Ganho na hidrostática (psi/pé) x TVD (pés))</p><p>Ganho na PH (psi/ft) = SIDPP (psi) ÷ TVD do poço</p><p>Ou</p><p>*Ganho na PH (psi/ft) = (ρ lama de matar (ppg) – ρ lama original (ppg)) x 0,052</p><p>*Observação: Este resultado pode ser maior do que o calculado usando-se SIDPP, devido aos</p><p>critérios de arredondamento de decimais para calcular o peso da lama de matar.</p><p>aumento na fricção (psi/pé) = (PFC (psi) – PRC original (psi)) ÷ comprimento da coluna (pés)</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 8</p><p>A diferença entre os cálculos de controle</p><p>de um poço vertical e poços</p><p>desviados/horizontais ocorre entre a</p><p>PIC e PFC, com a maior discrepância no</p><p>final do ângulo do poço.</p><p>PRESSÕES DE POÇOS COM ALTO ÂNGULO X POÇOS VERTICAIS</p><p>PIC</p><p>VERTICAL</p><p>DIRECIONAL</p><p>PONTO DE</p><p>KICK -OFF</p><p>HORIZONTAL PFC</p><p>PONTO</p><p>HORIZONTAL</p><p>Figura 7 - 3: Pressões de Poços com Alto Ângulo x Poços Verticais</p><p>Figura 7 - 4: Kill Sheet Horizontal 1</p><p>Tópicos Especiais e Complicações 7 - 9 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Poços com Alta Pressão e Alta Temperatura (HPHT)</p><p>Um poço com Alta Pressão e Alta Temperatura (HPHT) é definido como qualquer poço no qual a</p><p>temperatura no fundo seja maior do que 300°F e onde nem a máxima pressão de poros prevista de</p><p>qualquer formação permeável exceda 0,8 psi/pé (15,4 ppg), ou um poço que precise de</p><p>equipamentos de controle de pressão com uma classificação de pressão de trabalho maior do que</p><p>10000 psi. Poços HPHT são perfurados com margens estreitas entre a pressão da formação e</p><p>pressão de fratura. E é difícil controlar as pressões do poço tanto em condições estáticas quanto</p><p>dinâmicas. Pequenas alterações na pressão no fundo do poço podem resultar em kicks, ballooning</p><p>e/ou perda de circulação. Estatísticas indicam uma probabilidade de 100% para a ocorrência de</p><p>pelo menos um kick durante a perfuração de uma seção HPHT do poço.</p><p>As operações em HPHT foram classificadas em 3 níveis separados:</p><p>Nível I</p><p>Poços com pressões de reservatório de até 15000 psi e temperaturas de até 350°F. A maioria das</p><p>operações HPHT tem sido realizada sob as condições no Nível I.</p><p>Nível II</p><p>Poços Ultra HPHT são poços caracterizados por pressões de reservatório de até 20000 psi e/ou</p><p>temperaturas de até 400°F. Certos poços no Golfo do México se enquadram no Nível II.</p><p>psi</p><p>psi</p><p>psi</p><p>psi</p><p>psi</p><p>0stks/mi</p><p>stks/min</p><p>stks/min</p><p>stks/min</p><p>stks/min</p><p>Figura 7 - 5: Kill Sheet Horizontal 2</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 10</p><p>Nível III</p><p>Poços Extreme HPHT são poços com pressões de reservatório de até 30000 psi e/ou temperaturas</p><p>de até 500°F. O Nível III é a classificação HPHT com as lacunas de tecnologia mais significativas.</p><p>Diversos reservatórios de gás na América do Norte e no Golfo do México se enquadram nesta</p><p>categoria.</p><p>Exceto as classificações de nível listadas acima, os princípios e as técnicas usados para perfurar</p><p>poços HPHT são os mesmos daqueles para perfuração convencional. As práticas de perfuração</p><p>convencional adaptadas para poços HPHT e cada um destes projetos de perfuração têm seus</p><p>próprios desafios.</p><p>A preparação e planejamentometiculosos, incluindo o treinamento da equipe, são cruciais para o</p><p>sucesso de qualquer projeto HPHT. Ao contrário dos poços convencionais, o comportamento do</p><p>fluxo na superfície em poços HPHT pode não refletir o que está acontecendo realmente na parte</p><p>inferior do poço.</p><p>Esta discussão trata de 4 das principais preocupações no planejamento de um poço HPHT:</p><p>• Fluidos de perfuração</p><p>• Práticas de perfuração</p><p>• Detecção de Kick</p><p>• Equipamentos de controle de pressão</p><p>Fluidos de perfuração</p><p>Operações HPHT geralmente exigem fluidos de alta densidade. Os efeitos observados na superfície</p><p>não refletem com precisão as condições do fundo do poço, devido ao ambiente de fundo dos poços</p><p>HPHT. A maioria das lamas com base água que é usada em poços convencionais, que não são</p><p>HPHT, não irá funcionar em condições extremas que existem na parte inferior de poços profundos e</p><p>mais quentes. A margem de pressão entre levar um kick e perder retorno pode ser tão baixa, entre</p><p>1,0 ppg e 2,0 ppg. Em comparação, a margem de pressão em poços que não são HPHT pode variar</p><p>de 3,0 ppg até 5,0 ppg em alguns poços. Administrar a pressão no fundo em condições de HPHT</p><p>exige atenção constante e conhecimento sólido de hidráulica de fundo de poço.</p><p>Lamas com base água /Bentonita (gel)</p><p>Temperaturas altas irão dispersar e flocular suspensões de água/bentonita à medida que a</p><p>temperatura e a pressão aumentam. O resultado é o aumento na viscosidade do fluido. Se não</p><p>houver produtos químicos defloculantes suficientes no fluido, ou se o próprio defloculante romper,</p><p>pode ocorrer uma grave floculação e alta força gel. Esta condição normalmente ocorre em</p><p>manobras e pode causar problemas quando a circulação for restabelecida. Resistências excessivas</p><p>ao gel irão ocorrer em um sistema simples de água doce e bentonita conforme a temperatura se</p><p>aproxima de 250°F. A temperatura real que desencadeia a floculação térmica depende da</p><p>composição do fluido. Uma alta força gel pode se desenvolver nessas situações e, no pior dos</p><p>casos, o fluido de perfuração pode, na verdade, solidificar.</p><p>Tópicos Especiais e Complicações 7 - 11 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Lamas com BaseÓleo e Lamas Sintéticas (SBM)</p><p>A lama com base óleo normalmente é necessária para perfuração de formações em alta</p><p>temperatura, acima de 270ºF. Entretanto, as propriedades da lama com base óleo também levam</p><p>a uma série de problemas de controle em poços de gás de alta pressão. O que complica o flow</p><p>check e pode mascarar os primeiros sinais de alerta de kick, isto é, fluxo contínuo e ganho de</p><p>volume quando a circulação é interrompida.</p><p>Os principais problemas causados por kicks de gás quando a lama com base óleo é</p><p>utilizada são:</p><p>• A solubilidade do Gás/Óleo afeta a detecção do kick.</p><p>• Pode haver problemas de manipulação do gás em solução na superfície.</p><p>• Os kicks geralmente são maiores devido à compressibilidade do óleo.</p><p>• Pressão trapeada após o fechamento, devido à expansão térmica da lama com base óleo.</p><p>• Pressões do revestimento ficam mais altas quando o gás alcança a superfície.</p><p>• Separador lama-gás (Bernardão) pode ser sobrecarregado com gás em solução a jusante do choke.</p><p>A margem de pressão pequena também aumenta a probabilidade de perda de circulação e</p><p>problemas associados. Quando utilizando a lama com base óleo a perda de circulação é mais difícil</p><p>de controlar ou remediar por várias razões.</p><p>As razões são:</p><p>• A salinidade da fração de água na lama com base óleo previne a reação e o inchaço do xisto e</p><p>a subsequente cicatrização</p><p>das fraturas.</p><p>• Há uma quantidade limitada de fluido base disponível no local.</p><p>• A disponibilidade de fluido base pode se tornar um problema.</p><p>Ambas as perdas de água HPHT e API aumentam com a elevação da temperatura. Isto é devido,</p><p>principalmente, à perda de eficácia do produto e a mudanças na compressibilidade do reboco com</p><p>as alterações de temperatura. Da mesma forma, conforme a temperatura aumenta as reações</p><p>químicas do fundo do poço mudam. Os efeitos de quaisquer contaminantes serão aumentados de</p><p>modo significativo à medida que a energia térmica afeta as reações. Seja qual for a causa, o</p><p>resultado final é que um fluido de perfuração antes estável pode se tornar difícil de controlar a</p><p>temperaturas mais altas.</p><p>A pressão do poço é mais difícil de administrar com lama com base óleo, devido à alta compressão</p><p>mecânica e as propriedades de expansão térmica do óleo base. Conforme a lama é circulada</p><p>através do poço, estas mudanças na densidade e viscosidade da lama podem resultar em variações</p><p>significativas na pressão hidrostática e na densidade equivalente da circulação (ECD). Os efeitos</p><p>combinados de pressão e temperatura na lama com base óleo podem variar a pressão hidrostática</p><p>de fundo em até 300 psi a profundidades de 15.000 a 20.000 pés. À medida que a temperatura do</p><p>fluido muda, a pressão hidrostática também é alterada.</p><p>Normalmente há uma diferença entre a pressão no fundo calculada e os dados dos instrumentos do</p><p>PWD (Pressure While Drilling - Pressão Durante a Perfuração) devido aos efeitos de variação de</p><p>temperatura e de compressibilidade. A compressão do fluido irá aumentar a pressão no fundo,</p><p>enquanto a expansão térmica irá diminuir a pressão no fundo. Se a seção HPHT é profunda, mas a</p><p>alta temperatura não é um problema, a pressão no fundo será maior do que o esperado. De forma</p><p>alternada, se a seção HPHT está a uma profundidade média, mas com temperaturas mais altas, a</p><p>pressão no fundo será menor do que o esperado.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 12</p><p>Kicks de gás liquefeitos rapidamente se dissolvem nalama com base óleo. Pequenos volumes de</p><p>gás não detectáveis, tão pequenos quanto dois barris, podem entrar no poço e permanecer em</p><p>solução líquida até que circulado para seu ponto de pressão de bolha, antes da ruptura da solução</p><p>próxima à superfície. Quando o gás sai da solução a jusante do choke, ele pode rapidamente</p><p>sobrecarregar o Separador lama-gás resultando em um escapamento de gás na superfície do</p><p>sistema de lama.</p><p>Práticas de Perfuração</p><p>A transição para a zona HPHT apresenta o maior desafio ao perfurar poços HPHT. O rápido</p><p>aumento na pressão intersticial pode levar a uma situação sub-balanceada perigosa devido à</p><p>natureza expansiva dos influxos de gás HPHT. A margem entre a pressão da formação e a pressão</p><p>de fratura diminui com a profundidade do poço conforme a perfuração progride. Recomenda-se que</p><p>as válvulas de contrapressão (BPV) com porta sejam usadas na coluna de perfuração para</p><p>operações de perfuração HPHT. A principal razão para usar uma válvula float com porta versus</p><p>uma válvula sem porta é garantir a pressão de fechamento através do tubo bengala (SIDPP) exata</p><p>se o poço for fechado em um kick.</p><p>Práticas de perfuração que são mais ou menos padronizadas para poços convencionais são</p><p>alteradas e adaptadas para atender as especificações de um poço HPHT.</p><p>Interrompendo a Circulação</p><p>• Muito cuidado ao interromper a circulação depois de uma manobra, ou de longos períodos</p><p>estáticos, a fim de evitar pressão excessiva no poço aberto, reduzindo a chance de ballooning</p><p>e/ou fratura da formação. Um procedimento padrão semelhante ao descrito abaixo deve ser</p><p>desenvolvido.</p><p>• Revisar a memória dos dados da ferramenta de PWD para indicações de picos de pressão</p><p>antes de interromper a circulação.</p><p>• Caso seja possível, girar a coluna de perfuração lentamente antes de iniciar a bomba.</p><p>• Interromper a circulação lentamente, usando apenas uma bomba a uma taxa reduzida de</p><p>circulação (10 spm), até que a circulação seja confirmada.</p><p>• Aumentar a taxa de bomba vagarosamente, em incrementos de 10 spm, até alcançar a</p><p>velocidade de bombeio desejada.</p><p>• Trazer a segunda bomba gradualmente até que também esteja a uma velocidade normal de</p><p>bombeio.</p><p>Perfuração controlada</p><p>O principal objetivo da perfuração controlada em poços HPHT é controlar o carregamento de</p><p>cascalhos no anular. Taxas de alta penetração aumentam a carga de cascalhos no espaço anular,</p><p>que resulta em uma ECD mais alta e pode induzir ao ballooning da formação ou à perda de</p><p>circulação. Conforme a densidade equivalente de circulação (ECD) aumenta, uma circulação pode</p><p>ser necessária para remover o excesso de cascalhos no espaço anular. Varreduras de limpeza no</p><p>poço devem ser selecionadas de acordo com o POP (Procedimento Operacional Padrão) do</p><p>operador e baseada na geometria do poço. O retorno de cascalhos e ROP devem ser monitorados e</p><p>controlados de modo a não sobrecarregar o espaço anular com cascalhos. Outros fatores, tais</p><p>como o modelo do BHA e a rotação também podem afetar a ECD.</p><p>Não é incomum ter um determinado volume de fluxo de retorno em poços HPHT quando as bombas</p><p>são paralisadas. O retorno de fluxo acontece devido, principalmente, à compressibilidade da lama</p><p>com base óleo. Além disso, ao longo do tempo a expansão térmica pode criar pequenos fluxos que</p><p>podem ser mal interpretados como falsos kicks.</p><p>Tópicos Especiais e Complicações 7 - 13 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Os procedimentos devem ser desenvolvidos para determinar de forma precisa todos os ganhos e</p><p>perdas de volume do tanque ativo, de modo que as perdas e ganhos de volume devido ao</p><p>ballooning possam ser identificados. Esses procedimentos, chamados de fingerprinting ou retrato</p><p>do comportamento do poço, são incorporados ao programa geral de práticas de perfuração de</p><p>poços.</p><p>Os testes de fingerprinting são utilizados para quantificar os diferentes efeitos físicos das condições</p><p>HPHT no fluido de perfuração, que podem ser observados na superfície.</p><p>Estes efeitos incluem:</p><p>• Flow back</p><p>• Pressão trapeada</p><p>• Compressão da Lama</p><p>• Expansão Térmica</p><p>Todos os medidores de pressão e instrumentação do volume do tanque devem ser calibrados e</p><p>checados antes de realizar testes de fingerprinting. O manômetro no painel do choke normalmente</p><p>é indicado como o manômetro primário para todas as pressões registradas. Se alguns manômetros</p><p>não estiverem calibrados, eles devem ser reparados e calibrados novamente antes da perfuração</p><p>de uma zona HTHP.</p><p>Os dados dos testes de fingerprinting auxiliam a determinar se um influxo entrou ou não no espaço</p><p>anular e também ajuda a determinar as pressões de fechamento precisas em caso de um influxo</p><p>no poço. Os testes normalmente são realizados antes da perfuração da sapata do revestimento e</p><p>quando é circulada uma nova lama no poço. Os dados resultantes dos testes devem ser</p><p>apresentados em tabelas que mostrem a instrumentação do sondador e do mud logger (registrador</p><p>de lama).</p><p>Teste de Flow Back(Fluxo de Retorno)</p><p>O teste de Flow back é realizado nos limites mais altos e mais baixos das taxas de fluxo de</p><p>perfuração esperadas. Sua finalidade é ajudar a diferenciar um influxo da formação do fluxo de</p><p>retorno normal e de ballooning quando as bombas são desligadas. O flow back inicial é devido à</p><p>descompressão da lama. O fluxo residual pode ser lento devido à expansão térmica. A pressão da</p><p>expansão térmica irá se estabelecer a uma taxa semelhante da determinada pelo teste de</p><p>fingerprinting. Se o fluxo residual for um possível kick, o poço deve ser fechado e as pressões</p><p>avaliadas. A circulação de um bottoms up através do choke irá confirmar se o fluxo se deve a um</p><p>influxo ou a uma expansão térmica. Registros de todos os flow backs irão</p><p>auxiliar a estabelecer</p><p>suas tendências, o que permite uma verificação rápida de quais taxas e volumes aceitáveis de flow</p><p>back.</p><p>As características de fingerprinting do flow back irão alterar durante as operações de perfuração</p><p>conforme o fluido de perfuração é circulado, permitindo que as propriedades dos fluidos e</p><p>temperaturas normalizem. Volumes de flow back devem ser registrados e plotados sempre que a</p><p>circulação é interrompida, por exemplo, durante o flow check ou ao fazer uma conexão. Os picos</p><p>de gás durante um bottoms up devem ser previstos. Gráficos de comparação devem ser</p><p>disponibilizados pelos Mud Loggers para auxiliar na detecção de um influxo.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 14</p><p>Método de teste de flow back</p><p>Depois de garantir que nenhum tool joint esteja nas gavetas, o sondador desliga as bombas.</p><p>Quando a pressão do standpipeé zero, o fluxo é desviado para o tanque de manobra. O ganho de</p><p>volume é registrado em intervalos de um minuto, até que o fluxo pare e o volume do tanque de</p><p>manobra se estabilize. Mud Loggers também devem registrar este procedimento. Os dados são</p><p>traçados em um gráfico de volume x tempo.</p><p>Conexões Dummy</p><p>O objetivo de uma conexão dummy é determinar se um influxo irá entrar no espaço anular quando</p><p>as bombas são desligadas. A intenção é determinar se a pressão de poros tem ou não aumentado</p><p>ou se aproximado da coluna hidrostática de lama, mas é menor do que o ECD. Conexões dummy</p><p>devem imitar uma conexão real, tanto quanto possível e devem ser realizadas sempre que as taxas</p><p>de gás de conexão aumentarem. O gás que é acumulado no poço durante as conexões dummy</p><p>deve ser circulado completamente para fora do espaço anular antes que outra conexão seja feita.</p><p>Teste para resposta de controle de poço</p><p>Em poços HPHT profundos onde a lama com base óleo compressível é utilizada, o tempo de atraso</p><p>entre fazer um ajuste do choke até que ele seja evidente no indicador de pressão da coluna pode</p><p>ser considerável. O exercício prático de tempo de resposta auxilia a antecipar a ação durante a</p><p>circulação de um kick.</p><p>Método de teste de resposta</p><p>Com o fechamento do poço, a HCR aberta e o choke fechado, 500 psi são aplicados ao poço.</p><p>Depois que a pressão do revestimento se estabilizar, a bomba é ligada à taxa reduzida de</p><p>circulação selecionada, enquanto o operador de choke mantem a pressão do revestimento</p><p>constante. Quando a bomba estiver na taxa selecionada e a pressão do revestimento estiver</p><p>correta, o choke é manipulado para que a pressão da drill pipereduza para 400 psi. Após a</p><p>estabilização da pressão do drill pipe, o choke é fechado para que a pressão do drill pipe retorne</p><p>para 500 psi. O tempo de atrasode cada manipulação do chokeé registrado. O teste é concluído</p><p>através do desligamento da bomba, enquanto se mantém a pressão de revestimento em 500 psi.</p><p>Teste de pressão trapeada</p><p>O objetivo do teste de pressão trapeada é determinar os valores parapressão trapeada com o</p><p>fluido específico e a configuração da coluna de perfuração a ser usada para a perfuração da seção</p><p>do poço aberto. O teste é válido para kicksem underbalance em lamas tanto com base óleo com</p><p>base água.</p><p>Método do teste de pressão trapeada</p><p>O poço é circulado à taxa de bombeio de perfuração até que o peso da lama no tanque de sucção e</p><p>na flowline tenha se equalizado. O Sondador suspende a coluna de perfuração e fecha o poço,</p><p>utilizando o método hard de fechamento. A pressão de fechamento através do revestimento (SICP)</p><p>é registrada a partir do painel de choke, assim como da unidade de mud log e o tempo de</p><p>fechamentodo preventor anular. A pressão é então drenada. O volume drenado e o tempo</p><p>necessário para interromper o fluxo são registrados. Depois de completar o teste acima o choke é</p><p>aberto, deixando o preventor anular fechado e o teste é repetido a diversas taxas reduzidas,</p><p>registrando as pressões de fechamento em intervalos de um minuto até que as mesmas se</p><p>estabilizem.</p><p>Tópicos Especiais e Complicações 7 - 15 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>O intervalo entre a parada da bomba o completo fechamento dochoke também é registrado. Os</p><p>resultados deste teste devem ser registrados em uma tabela e armazenados com uma cópia</p><p>impressa.</p><p>Se um poço HPHT é fechado sob a suspeita de um kick, recomenda-se que o volume obtido na</p><p>fingerprint da pressão trapeada seja drenado. O volume drenado não deve exceder 5bbls por ciclo.</p><p>Se o ballooning for evidente, o volume total a ser drenado será mais alto do que o indicado pelo</p><p>teste. Se a pressão depois após a drenagem for mais alta do que a pressão inicial, a pressão de</p><p>fechamento real foi alcançada.</p><p>Teste de expansão térmica</p><p>O teste de expansão térmica é realizado depois da circulação completa do poço revestido, de forma</p><p>a determinar se haverá aumento ou diminuição na pressão de fechamento devido a mudanças na</p><p>temperatura da lama. O BOP é fechado e 500 psi são aplicados no espaço anular. A pressão de</p><p>superfície x tempo é registrada a cada 5 minutos ou em intervalos determinados pelo Supervisor</p><p>de Perfuração.</p><p>A Figura 7-6 é uma comparação entre a expansão do gás em lama com base óleo e lama com base</p><p>água. Se o Sondador não detectou o influxo inicial, ele não verá outra indicação do problema até</p><p>que o gás alcance o ponto de bolha e comece asair da solução. Quando o gás solúvel na lama com</p><p>base óleo alcança o ponto de bolha, conforme o fluido é circulado em direção à superfície, o gás</p><p>pode entrar em erupção, fluindo sobre a mesa rotativa.</p><p>O espaço anular deve ser circulado sempre que houver dúvida acerca de um sinal de alerta de kick,</p><p>tal como um flow check, um aumento no gás de fundo (gás de background), uma quebra na taxa</p><p>de penetração (drilling break), ganhos inexplicáveis de tanque, aumento na taxa de fluxo ou</p><p>redução do peso da lama. Se houver suspeita de que as pressões de fechamento são uma</p><p>consequência dos efeitos de HPHT, a lama deve ser circulada através do choke com o preventor</p><p>anular fechado. Muita atenção deve ser dada para o sensor de fluxo conforme o bottomsupé</p><p>circulado e a lama se aproxima do ponto de bolha. Qualquer aumento rápido no fluxo pode ser uma</p><p>indicação de que o gás esteja saindo da solução. O Separador lama-gás deve alcançar a capacidade</p><p>máxima, a taxa de bombeio e a abertura dochoke podem ser temporariamente reduzidos. Uma vez</p><p>que o gás seja removido, a taxa de bombeio e a posição dochoke retornam ao normal.</p><p>Flow check durante a perfuração</p><p>A identificação do kick pode ser difícil em poços HPHT. Apesar de os primeiros sinais de alerta de</p><p>um kick não se diferenciarem entre poços convencionais e HPHT, o procedimento padrão de flow</p><p>check é um pouco modificado. Espera-se que os sondadores reajam a qualquer ganho de volume</p><p>inesperado fechando imediatamente o poço, seguindo as práticas estabelecidas para as operações</p><p>em curso. O sensor de fluxo de retorno deve ser calibrado para registrar o fluxo de retorno como</p><p>uma porcentagem da taxa de bombeio da lama. O sensor de fluxo de retorno não deve ser usado</p><p>para flow checks.</p><p>O poço deve ser fechado, sem necessidade de um flow check, sempre que houver dúvida acerca de</p><p>um influxo devido aos sinais de alerta questionáveis de kick ouflow checkduvidoso. A duração de</p><p>um flow check deve ser de pelo menos 15 minutos ou mais se houver qualquer dúvida.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 16</p><p>DETECÇÃO DE KICK DE GÁS EMLAMA COM BASE ÓLEO</p><p>LAMA COM BASE ÁGUA LAMA COM BASE ÓLEO</p><p>POÇOS IDÊNTICOS</p><p>____ bbl ganho? ______ bbl ganho?</p><p>10.0 BBLS DE GÁS</p><p>GÁS EM SOLUÇÃO: Gás que tenha se dissolvido no óleo base da LAMA COM BASE ÓLEO.</p><p>Apenas ______</p><p>% do volume do gás dissolvido é disfarçado pela solução.</p><p>COMPARAÇÃO DE FECHAMENTO LAMA COM BASE ÓLEO X ÁGUA</p><p>Expansão do Gás em Lama com base água</p><p>0’</p><p>Expansão do Gás em Lama com base óleo</p><p>0’</p><p>5,000’</p><p>10,000’</p><p>15,000’</p><p>20,000’</p><p>À medida que o gás é bombeado</p><p>para superfície, a expansão produz</p><p>um ganho de tanque detectável,</p><p>bem antes de o gás atingir a</p><p>superfície.</p><p>Ganho de Volume</p><p>Detectável</p><p>Ponto de</p><p>Bolha</p><p>2,000’</p><p>5,000’</p><p>10,000’</p><p>15,000’</p><p>Pressão do Ponto de Bolha: A</p><p>combinação de pressão/ temperatura</p><p>na qual o gás quebra a solução</p><p>(1,000’ à 2,000’ abaixo da linha de</p><p>fluxo).Ganho de tanque detectável</p><p>À medida que o gás da solução é</p><p>bombeado para superfície, ele se</p><p>comporta como fluido e não se</p><p>expande à medida que a pressão</p><p>é reduzida.</p><p>2 5 BBLS 1,020 20,000’ 2 5 BBLS 1,020</p><p>100% GÁS DISSOLVIDO</p><p>0% GÁS DISSOLVIDO</p><p>Pr</p><p>of</p><p>un</p><p>di</p><p>da</p><p>de</p><p>Pr</p><p>of</p><p>un</p><p>di</p><p>da</p><p>de</p><p>Figura 7 - 6: Comparação no Fechamento</p><p>Tópicos Especiais e Complicações 7 - 17 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Procedimento de flow check (Durante a perfuração)</p><p>• Interromper a perfuração e suspender a coluna para garantir que não haja tool joints no BOP</p><p>stack.</p><p>• Desligar as bombas.</p><p>• Desviar o fluxo de retorno para o tanque de manobra.</p><p>• Iniciar lentamente a rotação e monitorar o nível do taque de manobra até que se decida se o poço</p><p>está ou não fluindo, referindo-se aos dados anteriores dofingerprintdo retorno de fluxo.</p><p>• Se o poço estiver fluindo, fechá-lo imediatamente com o método de fechamento hard.</p><p>• Registrar SICP e SIDPP.</p><p>• Verificar pressão trapeada, efeitos de expansão térmica e/ou sobrecarga da formação.</p><p>Práticas de Manobra</p><p>Em todos os casos, é essencial que as práticas</p><p>de manobras sejam consistentes e que seus</p><p>registros sejam mantidos de modo que uma</p><p>comparação possa ser feita com uma manobra</p><p>anterior. As pressões de pistoneio e surge</p><p>devem ser modeladas antes que qualquer</p><p>manobra sejaplanejada. Se estiver bombeando</p><p>para fora do poço, é recomendável que seja a</p><p>uma taxa significativamente maior do que o</p><p>volume de aço sendo removido do poço, como</p><p>uma forma de precaução contra o pistoneio. A</p><p>manobra deve ser suspensa enquanto estiver</p><p>enchendo ou esvaziando o tanque de</p><p>manobra. Uma vez que a coluna de perfuração</p><p>esteja sendo removida até a sapata (ou até o</p><p>ponto calculado para a manobra seca) o</p><p>volume do tanque deve ser verificado para</p><p>garantir que seja o mesmo volume de quando</p><p>a broca estava no fundo, menos o volume</p><p>bombeadodo tubo sendo removido</p><p>(deslocamento da coluna). O fluxo deve ser</p><p>verificado neste ponto e se houver</p><p>discrepâncias, deve-se fechar o poço. Se</p><p>houver uma discrepância entre o volume</p><p>calculado e o volume real na manobra, se o</p><p>flow check permanecer duvidoso, ou se houver</p><p>qualquer dúvida em relação aos volumes, a coluna deve ser descida de volta ao fundo e o espaço</p><p>anular deve ser circulado. A manobra não deve ser retomada até que o poço esteja em overbalance.</p><p>Equipamento</p><p>O equipamento de superfície deve ser avaliado quanto à sua conformidade para a perfuração de</p><p>HPHT durante a fase de planejamento. O modelo do BOP, incluindo as peças de reposição</p><p>disponíveis, deve seguir os critérios para Equipamentos de Controle de Pressão estabelecidos na</p><p>API RP 53.</p><p>SEPARADOR LAMA-GÁS</p><p>VENTLINE</p><p>(8”MINIMO)</p><p>SEPARADOR</p><p>LAMA-</p><p>GÁSOPERATING</p><p>ABASTECI</p><p>MENTO</p><p>DO CHOKE</p><p>MANIFOLD</p><p>PARA O</p><p>TANQUE OU</p><p>OVERBOARD</p><p>VÁLVULA DE</p><p>ALÍVIO</p><p>4”SYPHON BREAK</p><p>PENEIRAS</p><p>SELO</p><p>HIDRÁULICO</p><p>(10’MINIMUM)</p><p>DO TANQUE DE LAMA</p><p>DRENO</p><p>Figura 7 - 7: Separador Lama-Gás</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 18</p><p>Especificações de temperatura para elementos de vedação de diferentes fornecedores variam.</p><p>Dados para o BOP em uso devem estar disponíveis e verificados conforme adequado para o poço</p><p>planejado. É recomendado que pelo menos uma gaveta da tubulação, revestida para a maior parte</p><p>da coluna de trabalho em uso, atenda a maior temperatura prevista da superfície do poço, e que a</p><p>gaveta cega/cisalhante esteja revestida para a maior temperatura prevista da superfície do poço e</p><p>também que as vedações internas do elastômero para cada gaveta no stack sejam classificadas</p><p>para a maior temperatura prevista da superfície do poço.</p><p>Separador lama-gás</p><p>Há grande probabilidade de encontrar grandes volumes de gás na superfície durante operações de</p><p>perfuração HPHT. O separador lama-gás separa gases livres da lama de perfuração quando</p><p>circulando através do choke.</p><p>Muita atenção deve ser dada para o indicador do selo hidráulico quando o gás estiver próximo da</p><p>superfície, de modo a não sobrecarregar o separador lama-gás. Caso o separador lama-gáscomece</p><p>a sobrecarregar, a taxa de bombeio e a abertura do choke devem ser ajustados. A taxa e o choke</p><p>podem voltar ao normal depois de o gás ser ventilado.</p><p>Nota: Este procedimento só é utilizado paraa circulação de</p><p>gasesem um poço de fechado com o choke aberto. Não deve</p><p>ser confundido com procedimentos padrão de controle de</p><p>poço.</p><p>Instrumentação do Separador Lama-Gás</p><p>O separador lama-gás deve ter uma instrumentação</p><p>adequada para indicar a presença de gás no selo hidráulico</p><p>devido à pressão excessiva. Se a vedação hidráulica for</p><p>removida, gás e lama irão para as peneiras. Conforme</p><p>discutido anteriormente, o gás é rapidamente liberado</p><p>dalama com base óleo quando ele alcança seu ponto de</p><p>bolha (aproximadamente ± 1,500 pés abaixo da mesa</p><p>rotativa).</p><p>Hot Loop Separador Lama-Gás</p><p>Nos casos onde a capacidade de tratamento de gases do separador lama-gás seja excedida, um</p><p>selo de lama deve ser fornecido como uma barreira final entre o separador e o sistema de</p><p>processamento de lama a jusante. A capacidade de by-passdo sistema é determinada pela altura</p><p>do selo hidráulico e o diâmetro da linha de ventilação. O selo hidráulico pode ser contaminado por</p><p>hidrocarbonetos produzidos, que podem reduzir a eficácia deste selo. A circulação da lama limpa e</p><p>fresca dos tanques através do selo hidráulico pode ajudar a evitar o comprometimento da</p><p>capacidade de tratamento dos gases. Este fenômeno é conhecido como “hot loop”</p><p>Float Valves</p><p>É recomendado que float valves com portas sejam usadas para as operações de perfuração de</p><p>HPHT. A razão principal do uso de float valve com porta em relação a uma válvula sem porta é a</p><p>avaliação precisa da pressão de fechamento do drill pipe (SIDPP). Além disso, ao puxar o tubo, não</p><p>haverá lama no drill pipe. Puxar o drill pipe molhado apresenta um risco adicional de segurança,</p><p>lama quente respingando na equipe, assim como a queda da pressão hidrostática no poço. A única</p><p>desvantagem de usar uma float valve com porta é que os volumes de manobra apresentarão uma</p><p>margem de erro para as primeiras seções removidas do poço.</p><p>Figura 7 - 8: Monitor do Selo Hidráulico</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais& Complicações7-19</p><p>DRILLING STAND CONJUNTO DE KILL</p><p>DRILLPIPE</p><p>10/15K</p><p>FOSV</p><p>DRILLPIPE</p><p>10/15K</p><p>FOSV</p><p>DRILLPIPE</p><p>10/15K</p><p>FOSV</p><p>SAVERSUB</p><p>10’ PUPJOINT</p><p>FOSV</p><p>10’ PUPJOINT</p><p>SUB DE ENTRADA</p><p>LATERAL</p><p>FOSV</p><p>FOSV PARA</p><p>SEÇÃO</p><p>Drop in Sub (Dart Sub)</p><p>Um drop-in sub, localizado logo acima da extremidade</p><p>inferior da coluna de perfuração (BHA – Bottom Hole</p><p>Assembly), pode ser descido como uma contingência caso</p><p>haja um alto risco de entrada de gás na coluna.</p><p>Seções de Perfuração e Conjunto de Kill</p><p>O objetivo de usar uma seção de perfuração (drilling stand)</p><p>e um conjunto de kill (kill assembly) é mitigar o risco de</p><p>ocorrência dekick em</p><p>situações onde as pressões iniciais de</p><p>circulação possam exceder a pressão de trabalho</p><p>classificada do sistema de circulação.</p><p>Sistema de injeção de inibidores de hidratos</p><p>Hidratos podem se formar na presença de gás metano que</p><p>flui a temperaturas baixas a jusante do choke.</p><p>Se a linha para o separador lama-gás</p><p>estiver obstruída por hidratos, o</p><p>acúmulo de pressão resultante a</p><p>jusante do choke pode causar uma</p><p>falha catastrófica nos equipamentos,</p><p>porque a classificação dos</p><p>equipamentos a jusante do choke é</p><p>bem menor do que a montante.</p><p>Injeção de glicol ou metanol é usada</p><p>para evitar o aumento de hidratos</p><p>nestas linhas.</p><p>Ao usar uma lama com base óleo nos</p><p>poços de HPHT, a temperatura da linha</p><p>de fluxo pode se aproximar do ponto</p><p>de fulgor do óleo base. Conforme o</p><p>tamanho do poço é reduzido, a</p><p>velocidade com a qual a lama retorna</p><p>para a superfície aumenta, trazendo,</p><p>portanto, mais calor para a superfície.</p><p>Vários fatores podem afetar as</p><p>temperaturas da lama na superfície,</p><p>portanto elas devem ser monitoradas</p><p>de perto nos poços de HPHT.</p><p>DROP IN SUB (DARTSUB)</p><p>• Facilmente acessível</p><p>• A operação de controle pode ser combinada</p><p>com a bomba de cimento</p><p>• A bomba de cimento pode ser usada com</p><p>uma taxa bem reduzida</p><p>• TDS pode ser isolada se a pressão de trabalho</p><p>da bomba de lama for excedida</p><p>DART</p><p>DESCENDO AO</p><p>SUB DE BASE</p><p>SUB DE BASE</p><p>DART</p><p>ASSENTADO</p><p>NO SUB</p><p>Figura 7 - 9: Drop in Sub</p><p>Figura 7 - 10: Drilling Stand e Conjunto de Kill</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 20</p><p>Equipamentos de Monitoramento de Temperatura</p><p>Altas temperaturas de lama no retorno podem ter um</p><p>efeito contrário nos elementos de vedação do BOP e</p><p>podem produzir altos volumes de fumaça que, por sua vez,</p><p>apresentam um risco de incêndio. Temperaturas</p><p>extremamente baixas podem ser vistas quando o gás se</p><p>expande através do choke e manifolds excedendo a</p><p>especificação da baixa temperatura do manifold dochoke,</p><p>reduzindo a classificação de pressão do aço. Um sistema</p><p>de monitoramento de temperaturas deve ser instalado</p><p>para assegurar que a temperatura contínua do sistema</p><p>não seja excedida. As temperaturas devem ser</p><p>monitoradas na flowlinede retorno, a jusante e a montante</p><p>do choke e na linha de fluxo a montante de todos os</p><p>chokes.</p><p>Resumo para HPHT</p><p>Já que a indústria continua a perfurar poços mais</p><p>profundos e mais quentes, novas técnicas devem ser</p><p>aplicadas às práticas convencionais de perfuração e aos</p><p>equipamentos utilizados. Os poços HPHT apresentam</p><p>várias complicações devido ao ambiente do fundo do poço.</p><p>Lamas com base água não conseguem resistir a longas</p><p>exposições a temperaturas de fundo acima de 300ºF. A</p><p>característica de lamas com base óleo compressiva-</p><p>expansiva (óleo ou óleo sintético), embora resistente a</p><p>temperaturas altas, complica o controle da pressão no</p><p>fundo do poço. A detecção de kicks é frequentemente mais</p><p>difícil. Parâmetros observados na superfície podem não</p><p>refletir as condições reais do fundo do poço. Instrumentos</p><p>modernos de compilação de dados de fundo,integrados à</p><p>geração de software de computadores, são usados para</p><p>apresentar informações em tempo real na superfície. Cada</p><p>projeto de perfuração de poços HPHT é diferente, portanto</p><p>um planejamento e preparação meticulosos são cruciais</p><p>para o sucesso de qualquer projeto de HPHT.</p><p>Figura 7 - 11: Unidade de Injeção de Glicol</p><p>Figura 7 - 12: Equipamento de Monitoração</p><p>de Temperatura</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 -21</p><p>Perda de Circulação/Blowouts Subterrâneos</p><p>Fatores de segurança durante a circulação</p><p>Muitas pesquisas têm sido feitas em relação à conveniência de adicionar o fator segurança ao</p><p>controlar um poço emkick. A questão levantada é “Qual é o fator de segurança adequado e como</p><p>ele é selecionado e aplicado?” É importante entender que o fator segurança, aplicado através da</p><p>manipulação dochoke, não apenas aumenta a pressão no fundo do poço. A pressão extra é</p><p>exercida ao longo do poço, e também na sapata do revestimento, frequentemente considerada a</p><p>área mais frágil do poço aberto. Outro meio de adicionar o fator segurança é circular uma lama de</p><p>matar mais pesada do que a calculada a fim de criar um overbalance sobre a formação. Circular o</p><p>fluido mais pesado resultaria também em uma pressão maior do que a da lama de matar calculada</p><p>na base do revestimento. No entanto, se o aumento da pressão hidrostática fosse subtraído da</p><p>perda de carga no anular, não haveria fator de segurança exercido sobre a formação. A pressão</p><p>total na sapata do revestimento pode ser, na verdade, menor, devido ao aumento da pressão</p><p>hidrostática no espaço anular (P sapata = PHsapata + P Revestimento). O tempo de circulação seria</p><p>diminuído se o fluido de matar mais pesado representasse uma margem de segurança de manobra.</p><p>Se por alguma razão o poço precisasse ser fechado após o fluido de matar preencher a coluna de</p><p>perfuração, a pressão na sapata do revestimento apresentaria um valor maior do que o inicial.</p><p>Operadores consultados sobre este assunto têm preferência pelo controle do poço com o fluido de</p><p>matar calculado, para apenas depois da operação de controle adicionar margens de segurança,</p><p>como a de manobra, por exemplo, uma vez que a segurança dos funcionários e os equipamentos</p><p>tenham sido assegurados, fazendo com que a prevenção de blowouts subterrâneos seja o objetivo</p><p>principal da operação.</p><p>Retornos de Perdas Parciais</p><p>Nem sempre é fácil diagnosticar uma circulação parcialmente perdida quando ela começa</p><p>inicialmente durante uma operação de controle de poço. Embora a pressão do revestimento possa</p><p>flutuar, a pressão da circulação pode não dar uma indicação imediata porque o problema em</p><p>desenvolvimento está no espaço anular; a fricção da circulação não mudará apreciavelmente. Se</p><p>houver gás associado ao kick, o gás vai expandir conforme se levanta no poço. Nesse caso, um</p><p>aumento no volume do tanque seria esperado e pode ser considerado como “normal”. Se a barita</p><p>estiver sendo adicionada ao sistema, ela irá causar o ganho de tanque de aproximadamente 1</p><p>barril para cada 15 sacas (1500 lbs) misturadas. Uma vez que não é possível saber qual seria um</p><p>ganho “normal”, pode ser difícil identificar perdas parciais. Em algum momento, à mediada que as</p><p>perdas continuam a piorar, a pressão do revestimento vai cair de forma constante, seguida de uma</p><p>queda na pressão do drill pipe. Fechar o choke, a fim de manter a pressão da circulação correta,</p><p>poderia aumentar a quantidade de fluido perdido para a formação, piorando a situação. Quando</p><p>chegar a hora que essa situação for percebida, a formação pode estar tomando fluido de uma</p><p>forma constante.</p><p>Blowouts subterrâneos</p><p>Blowouts subterrâneos (underground blowouts) acontecem quando há uma zona dekick e uma</p><p>zona de perda de circulação no mesmo poço aberto. A zona de perdapode estar acima ou abaixo da</p><p>zona dekick. Ambos os casos são, por vezes difíceis de identificar prontamente e quase sempre</p><p>difíceis de controlar ou sanar. Uma vez que um blowoutsubterrâneoocorre, os custos que o</p><p>acompanham podem ser extremamente altos. O dano em potencial para o meio ambiente é</p><p>inaceitável e a produção futura do poço pode ser completamente comprometida.</p><p>No caso de perda total de retornos, dependendo da gravidade do blowout subterrâneo em</p><p>desenvolvimento, as pressões do poço podem mudar rapidamente, resultando na possibilidade de a</p><p>pressão do revestimento exceder a MAASP.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 22</p><p>Os sinais abaixo podem vir acompanhados de um blowout subterrâneo:</p><p>• Comunicação entre o drill pipe e o espaço anular pode ser perdida. A pressão do drill pipe,</p><p>depois de cair repentinamente, pode apresentar um vácuo.</p><p>• Suspender e descer a coluna pode acabar não causando nenhuma alteração na pressão do</p><p>revestimento.</p><p>• Pode haver uma vibração repentina do drill pipe ou resistência ao mover o tubo contra zonas</p><p>de erupção.</p><p>• O conjunto de BOP pode vibrar violentamente.</p><p>• As pressões de fechamento serão mais baixas do que o esperado.</p><p>• A pressão do anular pode começar a aumentar devido à migração do gás conforme o fluido</p><p>da formação entra o poço. Pode haver a necessidade de bombear através do anular para</p><p>manter a pressão abaixo das limitações da superfície e/ou revestimento.</p><p>Não existe uma única solução recomendada para a perda total de circulação em um poço com kick</p><p>porque não existe uma comunicação precisa entre a pressão da circulação e a pressão do</p><p>revestimento. O modelo de tubo em U não se aplica, portanto, métodos de pressão no fundo do poço</p><p>constante não podem ser usados. Se o bombeio através da coluna não causar um aumento da pressão</p><p>no espaço anular, o poço deve ser fechado. A causa é, provavelmente, um blowout subterrâneo.</p><p>Algumas técnicas que têm sido usadas com sucesso estão listadas abaixo, no entanto, não há</p><p>substituto para experiência específica em campo. Uma técnica que foi bem-sucedida em uma área</p><p>pode não ter o mesmo sucesso em outra.</p><p>• Se uma pressão extra foi mantida no poço com uma margem de segurança, ela deve ser</p><p>removida. É possível que, caso a pressão extra seja removida, especialmente quando as</p><p>perdas começaram primeiro, a zona de perdairá se “curar” e o procedimento de controle pode</p><p>continuar conforme planejado.</p><p>• A taxa de circulação pode ser reduzida a fim de diminuir a perda de carga no anular (Δanular)</p><p>exercida sobre o poço. Isso é feito mantendo a pressão do revestimento em seu valor atual à</p><p>medida que a taxa de bombeio é ajustada. Quando a taxa de bombeio estiver correta, assim</p><p>como a pressão do revestimento, a nova pressão de circulação estará correta.</p><p>• Permitir que o poço “descanse”. Suspender a coluna e fechar o poço. Às vezes a zona de</p><p>perdairá se “curar”.</p><p>• Durante esse período estático, os manômetros devem ser cuidadosamente monitorados e</p><p>quaisquer mudanças na pressão devem ser documentadas. Se a pressão do poço começar a</p><p>aumentar, a pressão no fundo poderá ser controlada drenando-se o fluido pelo choke,</p><p>mantendo a pressão do drill pipe constante.</p><p>• Em algumas áreas um tampão pesado tem sido utilizado, bombeando-o até o fundo, a fim de</p><p>suprimir ou matar o kick. Embora seja raro, isso tem funcionado em certas áreas e onde o</p><p>kick é pequeno e a zona de perda está acima da zona do kick. Uma vez que a formação com</p><p>kick seja controlada, medidas podem ser tomadas para reparar a zona de perda que está</p><p>mais acima.</p><p>• Embora o LCM seja comumente utilizado nessa situação, existem duas preocupações básicas</p><p>que devem ser consideradas:1) Circularo LCM faz com que a perda de carga no anular</p><p>aumente, 2.) O LCM pode obstruir o BHA e/ou os jatos da broca.</p><p>Se essas tentativas iniciais falharem, azona de perdadeve ser identificada a fim de tentar recuperar o</p><p>controle do poço. Na maioria dos casos, perfis elétricos são descidos em um wireline para localizar a</p><p>zona de perda. Uma vez que a zona de perda tenha sido definida, várias técnicas podem ser usadas</p><p>para reestabelecer a circulação.</p><p>1. Empresas de serviço de cimentação podem fazer cimentos especiais destinados a interromper</p><p>os fluxos subterrâneos.</p><p>2. Tampões de barita, uma mistura de barita e água, são às vezes usados para obstruir o poço</p><p>acima da zona de kick e parar o fluxo para dentro do poço. O tempo que a barita leva para se</p><p>assentar torna difícil conseguir um bom tampão com um grande fluxo de água. No entanto,</p><p>tampões de barita frequentemente funcionam bem com influxos de gás. O deslocamento</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 -23</p><p>correto é crítico porque a barita vai irá assentar rapidamente quando a bomba for desligada.</p><p>Jatos da broca podem ficar obstruídos ou o BHA pode ficar aprisionado.</p><p>3. Um tampão do tipo gunk plug, uma mistura de bentonita e óleo diesel, pode ser eficaz no</p><p>controle temporário de um fluxo de água. Quando a substância viscosa entra em contato com</p><p>a água, a bentonita age como um cimento de argila grosso. Gunk plugs enfraquecem ao longo</p><p>do tempo. Se o gunk plug for eficaz, um tampão de cimento permanente pode ser colocado</p><p>acima dele.</p><p>4. Às vezes é possível controlar um poço de forma dinâmica através do bombeio em alta vazão a</p><p>fim de dominar a zona de erupção gerando uma alta fricção anular.</p><p>5. Em casos mais graves, poços de alívio são perfurados e técnicas dinâmicas são implementadas.</p><p>Kicks acima do fundo</p><p>Kicks quando a coluna de trabalho está fora do fundo</p><p>Kicks detectados quando a coluna de trabalho está suspensa são</p><p>normalmente resultantes do pistoneio nas manobras ou descidas contínuas</p><p>com ferramentas de wireline quando a coluna de trabalho está</p><p>completamente fora do poço. Em ambos os casos, o kick deveser detectado</p><p>medindo-se o volume bombeado durante a manobra ou monitorando-se o</p><p>espaço anular. A fim de finalizar o controle do poço em kick, deve-se ter: 1)</p><p>a coluna de trabalho abaixo do influxo e, 2) possibilidade de circulação</p><p>através da mesma.</p><p>Quando um poço é fechado com a coluna fora do fundo, as pressões de</p><p>fechamento (SIDPP e SICP) serão provavelmente iguais. Supondo que o kick</p><p>esteja abaixo da coluna de trabalho, o tubo em U não será mais aplicado. Se</p><p>o poço fosse circulado com a broca acima do fundo,haveria pouca ou</p><p>nenhuma diferença. A coluna deve ser descida até uma profundidade abaixo</p><p>do kick e, depois, circular o influxo para fora do poço. A única forma segura</p><p>de se realizar esta operação é descendo a coluna através do preventor</p><p>fechado enquanto a pressão no fundo do poço é controlada (stripping</p><p>volumétrico).</p><p>Outras técnicas, além do stripping, têm sido usadas em certas áreas. Por</p><p>exemplo, realizar um stage-back para dentro de um poço e circular em cada</p><p>estágio, ou a técnica de “top kill”, preenchendo o espaço anular em ciclos ao</p><p>manobrar para fora do poço. Essas técnicas têm sido desenvolvidas através</p><p>da experiência de campo em áreas específicas. Elas não são geralmente</p><p>recomendadas e estão além do escopo desse texto.</p><p>Se o volume do fluido bombeado no poço for menor do que o volume pré-determinado correto de</p><p>deslocamento do tubo (considerando as características normais do poço) em uma manobra de</p><p>retirada de coluna, a manobra deve ser interrompida imediatamente. A válvula de segurança de</p><p>abertura plena (FOSV) deve ser conectada na coluna de trabalho e um flow check deve ser</p><p>realizado. Se o poço estiver fluindo, ele deve ser fechado para que o fluxo seja interrompido o mais</p><p>rápido possível e para que a situação possa ser analisada sob condições estáticas. Mesmo que o</p><p>poço não esteja fluindo, uma vez que tenha sido determinado que o fluido da formação tenha sido</p><p>pistoneado, o tubo deve ser descido novamente para o fundo e o influxo circulado usando-se o</p><p>método de pressão no fundo do poço constante.</p><p>Figura 7 - 13: Drill Pipe</p><p>no Stack</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 24</p><p>ESTÁGIO 3</p><p>3,500</p><p>4,500</p><p>5,500</p><p>6,500</p><p>7,500</p><p>8,500</p><p>9,500</p><p>10,500</p><p>11,500</p><p>PRESSÃO</p><p>ESTÁGIO 2</p><p>3,500</p><p>4,500</p><p>5,500</p><p>6,500</p><p>7,500</p><p>8,500</p><p>9,500</p><p>10,500</p><p>11,500</p><p>PRESSÃO</p><p>ESTÁGIO 4</p><p>3,500</p><p>4,500</p><p>5,500</p><p>6,500</p><p>7,500</p><p>7,874p</p><p>és</p><p>8,500</p><p>9,500</p><p>10,500</p><p>11,500</p><p>PRESSÃO</p><p>ESTÁGIO 5</p><p>3,500</p><p>4,500</p><p>5,500</p><p>6,500</p><p>7,500</p><p>7,874p</p><p>és</p><p>8,500</p><p>9,500</p><p>10,500</p><p>11,500</p><p>PRESSÃO</p><p>D</p><p>EP</p><p>TH</p><p>(p</p><p>é</p><p>s)</p><p>D</p><p>EP</p><p>TH</p><p>(p</p><p>é</p><p>s)</p><p>Ultrapassando um kick (exemplo)</p><p>Descer de volta para o fundo em um poço aberto,</p><p>ou seja, tentar “ultrapassar o kick” já levou a</p><p>muitos blowouts desastrosos. Se</p><p>estiver seguro</p><p>para descer a coluna, desde que o poço não esteja</p><p>fluindo “muito”, então o “muito” precisa de uma</p><p>definição. Quanto é “muito”? Os exemplos</p><p>seguintes ilustram como um incidente comum de</p><p>pistoneio pode se tornar um evento perigoso de</p><p>controle do poço.</p><p>9,</p><p>186pés</p><p>9, 186ft</p><p>7,218pé</p><p>9,</p><p>186pés</p><p>5,577pé</p><p>s</p><p>9,</p><p>186pés</p><p>290 psi</p><p>ESTÁGIO 1</p><p>3,500</p><p>4,500</p><p>5,500</p><p>6,500</p><p>7,500</p><p>8,500</p><p>9, 186ft</p><p>9,500</p><p>10,500</p><p>11,500</p><p>PRESSÃO</p><p>PR</p><p>O</p><p>FU</p><p>N</p><p>D</p><p>ID</p><p>A</p><p>D</p><p>E</p><p>PR</p><p>O</p><p>FU</p><p>N</p><p>D</p><p>ID</p><p>A</p><p>D</p><p>E</p><p>HIDROSTÁTICAA</p><p>PRESSÃ</p><p>O DE PO</p><p>ROS</p><p>494 psi</p><p>PR</p><p>O</p><p>FU</p><p>N</p><p>D</p><p>ID</p><p>A</p><p>D</p><p>E</p><p>Figura 7 - 14: Estágio 1</p><p>Figura 7 - 16: Estágio 2 Figura 7 - 15: Estágio 3</p><p>Figura 7 - 18: Estágio 4 Figura 7 - 17: Estágio 5</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 -25</p><p>Operações de Stripping</p><p>Operações de stripping podem ser definidas como a</p><p>movimentação do tubo para dentro ou para fora do poço,</p><p>através de um preventor fechado, contra a pressão do</p><p>poço, quando as forças ascendentes,provenientes do poço</p><p>forem menores que o peso do tubo. A expressão</p><p>usadapara descrevera situaçãoque requer uma operação</p><p>de stripping é “tubo pesado”. Se as forças do poçoforem</p><p>maiores do que o peso do tubo,a situação é considerada</p><p>“tubo leve”. Em condições de tubo leve, a operaçãode</p><p>movimentação do tubopara dentro do poço é conhecida</p><p>como snubbing. Snubbing é uma operação especializada</p><p>que requer equipamentos diferenciados, como uma</p><p>unidade de workoverhidráulico ou unidades de flexitubo,</p><p>os quais não serão cobertos nessa discussão.</p><p>Práticas de stripping seguras envolvem duas preocupações</p><p>principais: 1) Operação mecânica, que consiste da</p><p>instalação e operação do equipamento, atribuições</p><p>específicas para a equipe, deslocamento e cálculos de</p><p>volume cuidadosos. 2) Migração de gás durante a</p><p>operação, o gás está associado à maioria dos fluidos da</p><p>formação, logo, deve-se considerar a controle da pressão</p><p>no fundo do poço caso haja migração do mesmo.</p><p>Embora as duas questões sejam discutidas</p><p>simultaneamente durante as operações reais, serão</p><p>discutidas separadamente por motivos de simplicidade e</p><p>clareza.</p><p>Os requisitos de equipamentos básicos para operações de</p><p>stripping, usando um preventor anular contra uma pressão</p><p>relativamente baixa são:</p><p>• Um sistema de descarga de fluido a partir da cabeça</p><p>do poço (BOP) em um tanque exclusivo e</p><p>precisamente calibrado, para permitir medição</p><p>meticulosa dos ciclos de drenagem.</p><p>• Um sistema de controle do BOP que permita resposta</p><p>rápida e garanta vedação quando otool joint passar</p><p>pelo elemento de vedação do preventor.</p><p>• Equipamentos extras usados para garantir operações</p><p>eficazes.</p><p>É muito importante que os supervisores conheçam o limite</p><p>dos seus equipamentos e que manuais de manutenção e</p><p>operação estejam prontamente disponíveis. Danos aos</p><p>elementos de vedação dos preventores durante operações</p><p>de stripping são causa de mais de um blowout.</p><p>Requisitos de Equipamentos para Stripping com um Preventor</p><p>Anular</p><p>PRE-CHARGEFITTING</p><p>NITROGEN-CHARGED BAG-TYPE ACCUM ULATOR</p><p>(3,000psiWP10GALCAPACITY)</p><p>PRE-CHARGEDTO400psi</p><p>BALLVALVE</p><p>OPENING LINE</p><p>CLOSING LINE TO</p><p>TRTM REGULATINGVALVE</p><p>REMOVEPLUG TOVENT</p><p>OPENING CHAMBER</p><p>DURINGSTRIPPING</p><p>3000 psiGAUGE</p><p>MAKETHISPIPING ASSHORT</p><p>AND DIRECT ASPOSSIBLE</p><p>TANQUE DE MANOBRA</p><p>ANNULUS</p><p>BLEEDLINE</p><p>HANDADJUSTABLE</p><p>CHOKE</p><p>FLUID LEAKING</p><p>PASTPREVENTERS</p><p>CALIBRATED MEASURINGTANK</p><p>(TRIPTANK)</p><p>LAYOUT DA SONDA PARA MÉTODO VOLUMÉTRICO</p><p>ESTÁTIcO E STRIPPING COMBINADOS</p><p>ACCURATEPRESSURE</p><p>GAUGES</p><p>(VARIOUSRANGES)</p><p>ADJUSTABLE</p><p>CHOKE</p><p>CALIBRATED</p><p>TRIPTANK</p><p>ANNULAR PREVENTER</p><p>(SEEDETAIL)</p><p>CALIBRATED</p><p>STRIPPINGTANK</p><p>Figura 7 - 19: Layout da sonda para o</p><p>Método Volumétrico Estático e Stripping</p><p>Combinados</p><p>Figura 7 - 20: Tanque de Manobra</p><p>Figura 7 - 21: Requisitos de Equipamentos</p><p>para Stripping com um Preventor Anular</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 26</p><p>Uma breve descrição dos requisitos</p><p>para equipamentos e limites</p><p>operacionais é feita a seguir. A Figura</p><p>7-19 é um layout esquemático da</p><p>linha de descarga de fluidoda cabeça</p><p>do poço, através da linha</p><p>dechokeechoke manifold em um</p><p>tanque de manobra calibrado. Um</p><p>strip tank calibrado é usado para</p><p>monitorar e registrar os volumesde</p><p>deslocamento de tubos fechados que</p><p>estão sendo descidos no poço. O</p><p>tanque de manobra contém o aumento</p><p>de volumeda expansão do gáscomo</p><p>resultado da manipulação dochoke</p><p>(Método Volumétrico) e é monitorado</p><p>e registradoseparadamente do volume</p><p>de deslocamento do tubo.</p><p>Em muitas operações, algum</p><p>vazamento ocorrerá já que o tool joint</p><p>passa pelo preventor anular. Esse</p><p>volume de fluido deve ser medidoe</p><p>adicionado ao volumedrenadodo</p><p>espaço anular. A Figura 7-20 ilustra</p><p>uma linha direcionando qualquer</p><p>vazamento do preventorde volta ao</p><p>tanque de manobra calibrado.</p><p>A Figura 7-21 é um layout esquemático de um sistema de regulagem de pressão usado para ajudar</p><p>a garantir uma vedação segura e rápida quando o tool joint passar pelo preventor anular. Para</p><p>minimizar o desgaste no elemento de vedação, a pressão de fechamento deve ser reduzida ao</p><p>máximo possível, sem comprometer a vedação, e o elemento deve poder expandir e contrair</p><p>conforme o tool joint passar por ele. O desgaste do elemento pode ser reduzido pela lubrificação do</p><p>drill pipe durante toda a operação. Qualquer vazamento de fluido em torno do tubo deve ser</p><p>coletado no tanque de manobra e considerado como fluido do poço. A ilustração representa um</p><p>cilindro do acumulador de 10 galões, instalado na linha de fechamento o mais perto possível do</p><p>preventor. A pressão de pré-carga do acumulador depende do tipo de preventor em uso. Como</p><p>regra de ouro, ele deve ser pré-carregado para no mínimo 50% da pressão de fechamento mínima</p><p>necessária para o preventor. O cilindro é isolado durante condições de operação normal, e é usado</p><p>para facilitar a expansão e contração do elemento de vedação em operações de stripping.</p><p>A Figura 7-22 ilustra uma válvula de regulagem do tipo à prova de falha (fail-safe) usada ao operar</p><p>os BOPs remotamente. Essa válvula mantém a pressão de fechamento em caso de perda de ar ou</p><p>sinais hidráulicos para operar a válvula. Se a pressão piloto for perdida, o parafuso de ajuste</p><p>manual continua na posição encontrada, mantendo assim a última configuração de pressão</p><p>regulada. Uma característica importante é que o parafuso da trava mecânica permanece travado</p><p>para garantir que a última configuração permaneça. A válvula do regulador à prova de falha,TRTM,</p><p>permite alto fluxo, versus o tamanho da válvula. Ela possui muitos caminhos de fluxo internos que</p><p>ajudam a garantir resposta às operações de stripping devido à linha de ventilação com várias</p><p>portas.</p><p>VÁLV.</p><p>CONTROLE</p><p>ANULAR</p><p>LINHA</p><p>“ABERTA”</p><p>BOMBA</p><p>BOP STACK</p><p>LINHA</p><p>“FECHADA”</p><p>NE</p><p>3,000</p><p>600</p><p>ACUMULADOR</p><p>REGULADORA DA VÁLVULA HCR</p><p>Outra vantagem da válvula reguladora à</p><p>prova de falha TRTM é o alto fluxo através</p><p>vs. Tamanho da válvula devido aos múltiplos</p><p>trajetos de fluxos; assim, ela é responsiva a</p><p>operações de stripping devido à linha de</p><p>suspiro com múltiplas portas.</p><p>REGULANDO PRESSÃO DE AR</p><p>FLUIDO NORMAL VENTILADO</p><p>PRESSÃO DE CONTROLE REGULADA</p><p>3,000 PSI FONTE HIDRÁULICA</p><p>PRESSÃO DO POÇO</p><p>Figura 7 - 22: Reguladora da Vàlvula HCR</p><p>Controle</p><p>de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 -27</p><p>Válvula de Regulagem à Prova de Falha</p><p>O preventor Hydril GK, ilustrado na Figura 7-23 foi</p><p>desenvolvido especialmente para uso nas instalações de</p><p>superfície. O Pack-offé atingidopela aplicação de pressão</p><p>hidráulicapara a câmara de fechamentoque levanta o</p><p>pistão, forçando o elemento de vedaçãoa vedar em torno</p><p>do tubo. O GK é projetado para ter o apoio da pressão do</p><p>poço (well assisted). À medida em que a pressão do poço</p><p>aumenta, a força de fechamento tambémaumenta, logo, o</p><p>atrito desenvolvidopela movimentação do tuboaumenta. A</p><p>vida do elemento devedaçãopode ser estendidapela</p><p>redução da pressão da câmara de fechamento. As tabelas</p><p>do fabricanteestão disponíveis paravárias marcas e</p><p>modelosde preventorese devem ser usadas como guia para</p><p>o estabelecimento da pressão de fechamento inicial. O</p><p>gráfico na Figura 7-24 ilustra as diferenças nas pressões</p><p>de fechamento mínimas recomendadasde vários tipos de</p><p>preventores anulares.</p><p>Exemplos de Stripping</p><p>1. O primeiro exemplo considera a mesma</p><p>geometria do poço usada na Discussão</p><p>volumétrica anterior, no Capítulo 6, e</p><p>um influxo de gás de 10,5 bbls foi</p><p>pistoneado e detectado a 25 sessões</p><p>(2.325 pés) do fundo.</p><p>Nota: SICP no poço de exemplo é 400 psi,</p><p>considerando o gás no fundo em torno do</p><p>BHA. No exemplo a seguir, o kick está na</p><p>maior seção do poço, desse modo, o menor</p><p>SICP é 220 psi no fechamento inicial.</p><p>Decide-se fazer uma operação de stripping no</p><p>poço e circular o kick. Considera-se que lama</p><p>de 11,5 ppg foi suficiente para manter a</p><p>condição de balance com a formação antes do</p><p>início da manobra e que o gás não migrará. A</p><p>pressão do revestimento de 200 psi é uma</p><p>pressão de superfície relativamente baixa, o</p><p>preventor anular será usado como um</p><p>“strippinghead”, cabeça de stripping. Uma</p><p>margem de segurança de 100 psi e uma</p><p>margem de trabalho de 50 psi são escolhidas.</p><p>Essas considerações podem não refletir uma</p><p>situação verdadeira, são usadas para fins</p><p>ilustrativos, apenas.</p><p>PREVENTOR DE BLOWOUT</p><p>LINHA DE</p><p>ABERTUR</p><p>LINHA</p><p>FECHAM</p><p>SURGE-BOTTLE</p><p>(PRE-CHARGEDTO</p><p>50% OF THE MINIMUM</p><p>REQUIRED CLOSINGPRESSURE)</p><p>COS</p><p>• Closingpressuresareaverageandwillvaryslightly</p><p>with each packing unit. Use closing pressure shown</p><p>at initial closure to establish seal off, and reduce</p><p>closing pressure proportionally as well pressure is</p><p>increased. Well pressure will maintain closure</p><p>apéser exceeding the requiredlevel.</p><p>• Closecautiouslytopreventcollapseofcasing.</p><p>PRESSÕES DE FECHAMENTO RECOMENDADAS PELO</p><p>FABRICANTE DE ACORDO COM A PRESSÃO DO POÇO</p><p>1,500</p><p>1,000</p><p>500</p><p>1,000 2,000 3,000 4,000 5,000</p><p>Pressão do poço -psi</p><p>CL</p><p>O</p><p>SI</p><p>N</p><p>G</p><p>PR</p><p>ES</p><p>SU</p><p>RE</p><p>(p</p><p>si</p><p>)</p><p>Figura 7 - 23: Preventor Anular</p><p>Figura 7 - 24: Pressões de Fechamento Recomendadas</p><p>pelo Fabricante de Acordo com a Pressão do Poço</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 28</p><p>DESLOCAMENTO DO TUBO</p><p>psi</p><p>0</p><p>psi</p><p>0</p><p>220</p><p>psi</p><p>220</p><p>psi</p><p>Dados do Poço</p><p>Profundidade: 12.100 pés TVD</p><p>Revestimento: 9-5/8 pol, 40 lbs/pé, a 10.000 pés</p><p>Drill pipe: 5 pol, 19,5 lbs/pés, deslocamento fechado</p><p>0,02546 bbls/pé fora do fundo, um influxo foi pistoneado</p><p>abaixo da coluna de trabalho.</p><p>Lama: 11,5 ppg</p><p>Ganho final no tanque após fechamento: 10,5 bbls</p><p>Pressão da formação: 7.486 psi</p><p>SICP: 220 psi</p><p>O deslocamento fechado do drill pipe de 5 pol com tool joints é</p><p>0,02546 bbls/pé, logo, cada seção de 93 pés desloca 2,37 bbls</p><p>(0,02546 x 93 = 2,37). Após a instalação dos equipamentos</p><p>adequados, uma reunião de segurança detalhada é realizada.</p><p>Durante essa reunião, a equipe é informada sobre os detalhes da</p><p>operação e tarefas individuais são designadas e explicadas. (Veja a</p><p>Figura 7-25)</p><p>A operação começa fazendo o stripping do drill pipe através do</p><p>preventor anular com o choke fechado até que a pressão do</p><p>revestimento aumentedentro da margem de segurança (100 psi) e</p><p>margem de trabalho (50 psi), ou seja, para 370 psi. A partir desse</p><p>ponto, ochokeé aberto conforme o tubo é movimentado para dentro</p><p>do poçopara drenar o volume do deslocamento dodrill pipe. O</p><p>tanque de manobra deve ter aproximadamente 1/3de sua</p><p>capacidade total antes de dar início às operações de stripping.</p><p>Nessa situação ideal (sem migração) a pressão do revestimento</p><p>permaneceria aproximadamente constante conforme a operação</p><p>segue, até que o BHA chegue ao topo do influxo. Nesse ponto, a</p><p>pressão hidrostática do anular seria reduzida como resultado de um</p><p>influxo maior (mais “alto”). A pressão do revestimento aumentaria</p><p>refletindo a mudança na geometria do poço. A medição precisa do</p><p>fluido deslocado é crucial para a operação e comunicação entre o</p><p>operador do choke e o responsável pela medição do deslocamento</p><p>do fluido deve ser excelente. A pressão no fundo do poço</p><p>permanece constante desde que volume defluido que retorna seja</p><p>igual ao deslocamento real do tubo, até que a coluna esteja próxima</p><p>ou no fundo do poço. Qualquer mudança na pressão do</p><p>revestimento ocorre devido a alterações na pressão hidrostática</p><p>anular conforme o tubo é movido para dentro do poço.</p><p>2. A ilustração na Figura 7-26 considera que não há gás</p><p>associado influxo pistoneado, logo, não há migração.</p><p>No entanto, quase todos os kicks possuem gás e as</p><p>operações de stripping devem estar preparadas para</p><p>controlar a pressão no fundo do poço caso ocorra</p><p>migração.</p><p>POÇO EXEMPLO</p><p>psi</p><p>0</p><p>220</p><p>psi</p><p>10200</p><p>12100</p><p>Figura 7 - 25: Operações de</p><p>Stripping</p><p>Figura 7 - 26: Delocamento do Tubo</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 -29</p><p>Como a circulação não é possível, o princípio volumétrico é incorporado à operação de stripping.</p><p>Nessa situação, há duas preocupações separadas, medição cuidadosa do deslocamento do tubo, e</p><p>aplicação do Método Volumétrico para permitir o controle da pressão no fundo do poço com a</p><p>expansão do gás.</p><p>Ao planejar uma operação de stripping, não é possível considerar cada mudança geométrica no</p><p>poço, embora o gás migrando possa se mover por diferentes espaços anulares, por exemplo, acima</p><p>do BHA. Conforme mencionado, deve-se considerar a mudança de pressão potencial que</p><p>provavelmente ocorrerá quando o BHA alcançar o kick de gás. Se o comprimento vertical do gás</p><p>aumentar, ocorrerá uma diminuição na pressão hidrostática efetiva do anular, o que por sua vez</p><p>resultará no aumento da pressão do revestimento. É importante observar que esse aumento na</p><p>pressão da superfície não se dá à migração do gás.</p><p>Embora seja possível estimar a taxa de migração, não é possível garantir que a taxa permanecerá</p><p>a mesma. O topo (ou fundo) exato do gás não pode ser identificado mesmo se estivesse em uma</p><p>bolha unificada. Como o poço pode ter o espaço anular dividido em diferentes diâmetros, a pressão</p><p>hidrostática por barril de fluido irá variar, dependendo da posição da bolha. Ao selecionar um valor</p><p>de pressão hidrostática pelo volume a ser usado (psi/bbl), alguns operadores simplificam as</p><p>questões usando o espaço anular entre o BHA e o poço aberto, considerando o menor espaço</p><p>anular como o mais seguro. Outros usam uma média, ou o espaço anular mais longo. Na maioria</p><p>dos poços, as diferenças de pressão por barril entre diferentes diâmetros do espaço anular são</p><p>pequenas. Em qualquer taxa, o operador do choke deve antecipar uma mudança de pressão</p><p>significativa quando o BHA entrar na bolha de gás.</p><p>A escolha de margens de segurança e trabalho apropriadas também varia de acordo com as</p><p>características específicas do poço. Por exemplo, a pressão máxima que a formação suporta</p><p>(MAASP) é sempre uma preocupação quando há uma seção de poço aberto exposto. Não existe</p><p>uma regra fixa, mas se a MAASP for 1.200 psi, e o SICP for 800 psi, a</p><p>se estendem horizontalmente como as camadas de um bolo.</p><p>Eventos tectônicos ao longo do tempo geológico criaram diferentes formações com variadas características, como</p><p>falhas, anticlinais, sinclinais, domos salinos. Esses e outros fenômenos geológicos resultam em formações</p><p>anormalmente pressurizadas.</p><p>Embora a pressão da formação não seja realmente conhecida até que a formação seja perfurada e testada,</p><p>recentemente, modernos instrumentos, em conjunto com computadores, podem medir mudanças na pressão do</p><p>poço com grande precisão, transmitindo dados para a superfície em tempo real.</p><p>Formações com gradientes menores que 0,433 psi/pé são consideradas formações de pressões anormalmente baixas,</p><p>e não suportarão a coluna de água. Essas formações são comumente encontradas em regiões montanhosas e</p><p>representam grandes desafios à perfuração devido à perda de circulação.</p><p>FLUXO APÓS OPERAÇÕES DE CIMENTAÇÃO</p><p>A maioria dos kicks que ocorreram durante ou após operações de cimentação foram devido à redução de pressão</p><p>hidrostática durante as operações em si. Há várias causas possíveis:</p><p>Um espaçador normalmente é bombeado à frente do cimento. A densidade do espaçador ou a sua altura</p><p>no espaço anular entre o revestimento e as paredes do poço é mal calculado durante o planejamento do</p><p>trabalho.</p><p>Se a densidade do cimento for muito alta, pode ocorrer perda de circulação, o que pode levar a um kick.</p><p>Se cimento for muito leve, deve-se aplicar uma contrapressão no choke para compensar a perda de</p><p>pressão hidrostática devido à densidade do cimento.</p><p>Conforme o cimento endurece, ele desidrata. A desidratação pode causar uma redução na pressão hidrostática</p><p>efetiva para um valor no qual o poço comece a fluir.</p><p>O calor criado pelo processo de pega do cimento faz com que o revestimento se expanda. Conforme o</p><p>revestimento esfria e retorna para suas dimensões originais, pode haver um micro espaço anular entre o</p><p>revestimento e as paredes do poço (canal), oferecendo um caminho para os fluidos da formação.</p><p>O equipamento de flutuação do revestimento (casing float) pode falhar.</p><p>O preventor de blowout (BOP Blowout Preventer) não deve ser descido até que seja confirmado que o poço</p><p>não fluirá.</p><p>OBSTRUÇÕES DO POÇO</p><p>Há muitas operações na sonda que exigem a remoção de uma obstrução ou bloqueio do poço.</p><p>são conhecidos, packers ou plugues não assentados, mistura de cimento ou detritos e revestimento colapsado</p><p>são exemplos típicos. Deve-se lembrar que a pressão hidrostática do fluido de perfuração é apenas exercida no</p><p>topo da obstrução.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Causas de Kicks 1 - 10</p><p>20.000</p><p>10.000</p><p>8.000</p><p>6.000</p><p>4.000</p><p>2.000</p><p>1.000</p><p>0 20 40 60 80 100 120</p><p>Figura 1 - 11: Gráfico para Lama Cortada por Gás (gas cut mud)</p><p>Qualquer gás que tenha se acumulado no fundo do poço pode ter migrado para o bloqueio. Como o gás não</p><p>pode expandir, a pressão do gás é aproximadamente a mesma da formação. Uma boa maneira de evitar kicks</p><p>durante essas operações é alinhar e circular pelo choke ao perfurar ou triturar essas obstruções.</p><p>FORMAÇÕES COM GÁS</p><p>Quando uma formação é perfurada e o gás</p><p>preso na rocha entra no fluido de</p><p>perfuração, ele é circulado para a superfície</p><p>junto com os cascalhos da rocha. Se o gás</p><p>subir a uma taxa razoavelmente estável e</p><p>for medido, é chamado gás de fundo</p><p>(background gas). Essa é uma situação</p><p>comum em operações de perfuração e</p><p>normalmente não exige muita preocupação,</p><p>além de uma ligeira redução no peso da</p><p>(gas cut). No</p><p>entanto, a taxa de penetração (ROP Rate</p><p>of Penetration) deve ser controlada para</p><p>garantir que os equipamentos de separação</p><p>de gás não sejam sobrecarregados, e que</p><p>lama com gás não seja bombeada de volta</p><p>para o poço. Se a ROP for muito alta, ou</p><p>seja, maior que a taxa de circulação, a</p><p>coluna de lama ficará carregada com gás</p><p>mais leve até que, finalmente, a pressão</p><p>hidrostática será reduzida. Assim que o gás</p><p>da formação começar a fluir para a coluna</p><p>de lama, que agora está mais leve, um</p><p>problema de controle de pressão</p><p>extremamente perigoso pode rapidamente</p><p>se desenvolver para um blowout. (Figura 1-</p><p>11)</p><p>(</p><p>OBRIEN &</p><p>GOINS, 1960)</p><p>PERFURANDO POÇOS ADJACENTES</p><p>Avanços da tecnologia de perfuração direcional tornam a perfuração de um poço já em produção bem</p><p>improvável, embora exista o potencial. É particularmente possível na realidade offshore, onde muitos poços são</p><p>perfurados a partir de uma única plataforma. A indústria possui mais de 100 anos, e milhares de poços já foram</p><p>perfurados em todo o mundo. Muitos desses poços estão inadequadamente documentados, ou não estão</p><p>documentados. Se um poço foi inadvertidamente perfurado em outro poço perfurado previamente, a pressão</p><p>no fundo do poço em cada um será alterada devido à diferença de densidade dos fluidos neles. É possível que</p><p>ambos sofram um kick.</p><p>Causas de Kicks 1- 11 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>FORMAÇÕES ALTERADAS</p><p>Algumas formações ficaram anormalmente pressurizadas devido às atividades do homem.</p><p>Uma pasta fraca de cimento pode permitir que o fluido escoe de uma zona para outra.</p><p>Blowouts subterrâneos (underground blowouts), fluindo de uma zona permeável para outra, podem</p><p>carregar uma formação mais fraca com gás.</p><p>Projetos de injeção podem carregar uma formação com água ou vapor.</p><p>Um revestimento que sofre erosão ou é danificado de outra forma pode vazar.</p><p>Formações podem fraturar de uma zona para outra, seja naturalmente ou como resultado de operações de</p><p>fratura.</p><p>RESUMO</p><p>Um blowout é um fluxo descontrolado de fluidos da formação de um poço para a superfície. Quando os fluidos</p><p>da formação entram em um poço involuntariamente, diz-</p><p>controlado pela tripulação na superfície, rapidamente se transformará em um blowout. A proteção primária</p><p>contra um kick se dá pela manutenção de uma pressão total no fundo do poço em valor igual ou maior que a</p><p>pressão da formação.</p><p>1. Qual alternativa abaixo é verdadeira com relação a blowouts em poços de óleo/gás?</p><p>A. Blowouts são atos da natureza.</p><p>B. Blowouts podem ser intencionais ou não.</p><p>C. A diferença entre kicks e blowouts é o controle.</p><p>D. Blowouts são naturais, logo, não podem ser evitados.</p><p>2. Qual das situações a seguir seria considerada um kick intencional?</p><p>A. Kicks que ocorrem durante manobras.</p><p>B. Teste da coluna de perfuração (DST).</p><p>C. Kicks que ocorrem em formações permeáveis.</p><p>D. Nenhuma das opções acima.</p><p>3. Como é expressa a medição da porosidade da rocha?</p><p>A. Como pressão (psi).</p><p>B. Em milidarcies (mD).</p><p>C. Como gradiente de pressão (psi/pé).</p><p>D. Como porcentagem do espaço de poros na rocha.</p><p>EXERCÍCIOS</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Causas de Kicks 1 - 12</p><p>4. Qual das características da rocha é necessária para um kick no poço?</p><p>A. Porosidade</p><p>B. Permeabilidade</p><p>C. Rigidez relativa</p><p>D. A e B</p><p>5. A Pressão no fundo do poço é a soma de várias pressões diferentes em um poço, dependendo da operação</p><p>presente. Qual pressão listada abaixo é o principal componente da pressão no fundo do poço?</p><p>A. Pressão hidrostática</p><p>B. Pressão de circulação</p><p>C. Pressão da formação</p><p>D. Perda de carga no anular</p><p>6. Qual é a principal causa de</p><p>seleção de uma margem de</p><p>200 psi provavelmente seria segura, pois 1.200 – 800 = 400 psi, o que fornece certa tolerância. Se</p><p>a pressão do revestimento não aumentar após algumas seções descidas, pode significar que o poço</p><p>já está perdendo fluido, e que a pressão de fratura foi excedida. Quando for estabelecido que o</p><p>poço está perdendo, a operação de stripping pode continuar drenando o volume de fluido suficiente</p><p>para igualar o deslocamento total do tubo. Nessa situação, menos fluido seria forçado para dentro</p><p>da formação e as perdas podem parar quando o gás estiver acima do ponto de fratura.</p><p>Algumas considerações básicas são feitas no seguinte exemplo:</p><p>• O preventor anular é usado para as operações de stripping.</p><p>• O influxo será considerado como um influxo de gás, logo, uma contrapressão será adicionada,</p><p>permitindo a migração e expansão como no Método Volumétrico.</p><p>• O influxo permanece em uma bolha única, ocupando toda a seção transversal do espaço anular.</p><p>• Margens de segurança e de trabalho serão adicionadas bem no início da operação. Uma média</p><p>de psi/bbl será usada para diretrizes volumétricas. Aqui a média foi determinada dividindo a</p><p>pressão da formação, 7.487 psi, pelo volume total do anular quando a coluna no fundo, 559</p><p>bbls.</p><p>Algumas considerações adicionais necessárias são: estimativa da posição da bolha, pressões</p><p>máximas permitidas, comprimento do poço aberto em relação à base do revestimento. Supõe-se</p><p>que a equipe tenha recebido ordens para fazer stripback para o fundo antes de circular o influxo de</p><p>gás para fora.</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Tópicos Especiais e Complicações 7 - 30</p><p>Durante operação de stripping de volta para o fundo, é provável que o gás migre para cima no</p><p>poço. Simultaneamente, um pouco de fluido será drenado na superfície.</p><p>O poço é fechado com uma pressão no revestimento de 220 psi. Ao planejar uma programação os</p><p>volumes drenados, uma margem de segurança e uma margem de trabalho são escolhidas. Nesse</p><p>exemplo, decidimos usar 200 psi como margem de segurança (devido à perda hidrostática de 100</p><p>a 150 psi associada à broca “entrando” no kick) e uma margem de trabalho de 50 psi. Em outras</p><p>palavras, o choke não será aberto para drenar fluido até que a pressão do revestimento suba para</p><p>470 psi. Durante o primeiro ciclo de drenagem, a pressão do revestimento será mantida dentro da</p><p>margem de trabalho, ou seja, entre 420 e 470 psi. É necessário medir cuidadosamente qualquer</p><p>fluido retirado do poço, e estimar sua pressão hidrostática equivalente. O drill pipe possuirá pelo</p><p>menos uma válvula de retenção (float valve), desta forma, o deslocamento total será</p><p>correspondente ao diâmetro externo completo.</p><p>1. 0,02546 bbls/pés x 93 pés = 2,37 bbls/seção: deslocamento com tubo fechado.</p><p>2. 7.486 psi ÷ 559 bbls = 13,4 psi/bbl, ou 14 psi: pressão equivalente escolhida para ajustes</p><p>volumétricos.</p><p>(Veja Capítulo 6)</p><p>3. 50 psi ÷ 14 psi/bbl = 3,57: bbls margem de trabalho equivalente em barris.</p><p>4. 4 bbls deve ser equivalente a 50 psi.</p><p>Com essas informações, um cronograma de stripping/drenagem é criado. Usando o cronograma, os</p><p>passos a seguir descrevem o procedimento quando o drill pipe passa por stripping contínuo para</p><p>dentro do poço.</p><p>1. Fazer o stripping para dentro do poço sem drenar fluido até que a pressão do revestimento</p><p>suba 250 psi (200 psi para margem de segurança e 50 psi para margem de trabalho) de 220</p><p>psi para 470 psi.</p><p>2. Assim que a pressão do revestimento atingir 470 psi, continue drenando a uma taxa que</p><p>mantenha a pressão do revestimento entre 470 e 420 psi. Após drenar o volume equivalente</p><p>a 50 psi (margem de trabalho), 4 bbls, permitir que a pressão do revestimento aumente mais</p><p>50 psi, atingindo 520 psi.</p><p>3. Conforme o tubo é descido, drenar cuidadosamente o volume correspondente ao</p><p>deslocamento do tubo (2,37 bbls por seções de 93 pés). A pressão do revestimento pode</p><p>aumentar. Se a pressão do revestimento não aumentar 50 psi após a descida, feche o choke,</p><p>e faça a conexão da próxima seção. Continue drenando apenas do deslocamento do tubo</p><p>quando a seção conectada for descida.</p><p>4. Quando a pressão do revestimento atingir 520 psi enquanto a operação de stripping continua,</p><p>manter a pressão do revestimento entre 520 e 570 psi, até um ganho de 4 bbls ser</p><p>observado. Nesse ponto, a pressão do revestimento pode aumentar novamente conforme a</p><p>bolha migra e o tubo é descido no poço.</p><p>Os passos são repetidos até que o drill pipe tenha sido descido no fundo ou o gás tenha atingido a</p><p>superfície. É importante observar que os passos citados não são recomendações, mas demonstram</p><p>a complexidade da operação, e a necessidade crítica de preparação minuciosa antes do início da</p><p>operação de stripping.</p><p>Os três gráficos a seguir (Figuras 7-27, 7-28 e 7-29) ilustram uma simulação computadorizada</p><p>usado os dados do exemplo. A Figura 7-27 ilustra a movimentação do BHA para dentro do poço</p><p>conforme o kick migra para cima. Algumas considerações foram feitas para desenvolver os</p><p>esboços. (1) A bolha está migrando a uma taxa de 250 pés/hora. (2) A operação de stripping é</p><p>feita no tubo a uma taxa de 1.000 pés/hora. (3) Cada conexão leva 2 minutos e uma seção é</p><p>movida para dentro do poço em 3,8 minutos, totalizando um tempo de stripping de 5,8 minutos</p><p>por seção.</p><p>Tópicos Especiais e Complicações 7 - 31 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Observe na Figura 7-28, que ilustra apenas o</p><p>deslocamento do tubo, que aproximadamente</p><p>em 3 horas na operação a pressão do</p><p>revestimento e a altura do kick aumentam, e</p><p>em cerca de 30 minutos começam a diminuir.</p><p>Conforme o BHA entra no gás, o comprimento</p><p>(altura) do kick aumenta, reduzindo</p><p>efetivamente a pressão hidrostática do anular.</p><p>A diminuição na pressão hidrostática é</p><p>compensada pelo aumento resultante na</p><p>pressão do revestimento. Conforme o BHA</p><p>saida bolha de gás, o kick se torna mais</p><p>curto, a pressão hidrostática da lama</p><p>aumenta, e a pressão do revestimento</p><p>diminui. Quando o gás estiver completamente</p><p>acima do BHA, o gás ocupará um espaço</p><p>anular mais largo, em torno no drill pipe.</p><p>Nesse ponto, considera-se que a altura do</p><p>kick permanecerá constante. Nenhum volume</p><p>é drenado para compensar a migração do</p><p>kick. A pressão hidrostática é constante, e a</p><p>pressão do revestimento aumenta conforme o</p><p>kick sobe em direção à superfície. É</p><p>importante entender que ocorrerá flutuação</p><p>na pressão do revestimento conforme o BHA</p><p>passa pela bolha de gás. Esse é um dos</p><p>motivos pelo qual a operação de stripping se</p><p>baseia em cálculos de volume, ao invés de</p><p>mudanças forçadas na pressão do</p><p>revestimento.</p><p>O esboço na Figura 7-28 foi feito usando 2,4</p><p>bbls/seção, conforme calculado. É</p><p>interessante observar que, se o deslocamento</p><p>fechado do tubo for arredondado para 3</p><p>bbls/seção, um ajuste aparentemente</p><p>pequeno, o poço estaria em underbalance de</p><p>150 psi enquanto a broca estiver no fundo.</p><p>O gráfico de pressão no fundo do poço x</p><p>tempo, na Figura 7-29 considera três</p><p>migrações de gás e taxas de stripping</p><p>diferentes.</p><p>BIT ONBOTTOM</p><p>MIGRATIONRATE/STRIPPINGRATE(pés/hr)</p><p>250 /1,000</p><p>500 /500</p><p>1,000 /250</p><p>STRIPPING VOLUMÉTRICO</p><p>6,800</p><p>6,750</p><p>6,700</p><p>6,650</p><p>6,600</p><p>6,550</p><p>6,500</p><p>1hr 2 hrs 3 hrs4hrs 5 hrs6hrs 7 hrs8hrs 9 hrs 10hrs</p><p>Time -Hours</p><p>FOR ILLUSTRATIVEPURPOSES:</p><p>Bleedingforpipedisplacement+capacityonly</p><p>NOBleedingforkickmigration!</p><p>BHA BEGINS TOEXIT</p><p>BOTTOM OFGAS</p><p>CASINGPRESSURE GASCOMPLETELY</p><p>ABOVEBHA</p><p>KICKHEIGHT</p><p>BHA ENTERINGGAS</p><p>BROCA ENTRANDO NO KICK</p><p>600</p><p>500</p><p>400</p><p>300</p><p>200</p><p>100</p><p>0</p><p>1hr 2hrs</p><p>Time -Hours</p><p>3hrs 4hrs</p><p>TOPBHA</p><p>BITDEPTH</p><p>KICKTOP</p><p>KICKBOTTOM</p><p>STRIPPING NO POÇO</p><p>7,000</p><p>7,500</p><p>8,000</p><p>8,500</p><p>9,000</p><p>9,500</p><p>10,000</p><p>1hr 2hrs</p><p>Time -Hours</p><p>3hrs 4hrs</p><p>D</p><p>ep</p><p>th</p><p>pistoneio (swabbing) durante uma manobra no poço?</p><p>A. Formação de argila espessa em torno da broca.</p><p>B. Paralisação das bombas.</p><p>C. Puxar a coluna de trabalho mais rápido do que a lama pode cair abaixo da coluna.</p><p>D. Puxar excessivamente</p><p>7. Qual o nome mais comum do sulfato de bário?</p><p>A. Gel</p><p>B. Barita</p><p>C. Carbonato de Sódio</p><p>D. Bicarbonato</p><p>C</p><p>A</p><p>PÍ</p><p>TU</p><p>LO</p><p>2</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 2</p><p>CÁLCULOS DE CONTROLE DE PRESSÃO</p><p>O capítulo anterior definiu e discutiu</p><p>blowouts e as principais causas de kicks</p><p>que, se não controladas, podem levar a</p><p>blowouts. Para compreender</p><p>completamente as operações de</p><p>controle de pressão, é necessário</p><p>compreender e realizar alguns cálculos</p><p>aritméticos básicos relacionados às</p><p>pressões que são encontradas em</p><p>operações de perfuração e workover.</p><p>Neste capítulo, vários cálculos comuns</p><p>de controle de pressão são explicados.</p><p>Exemplos de poços são usados para</p><p>demonstrar as fórmulas e equações</p><p>apresentadas e exercícios para praticar</p><p>suas habilidades são encontrados no</p><p>final do capítulo. A discussão começa</p><p>com uma revisão das definições</p><p>relacionadas à pressão hidrostática.</p><p>PRESSÃO</p><p>HIDROSTÁTICA</p><p>Força (F): Qualquer coisa que tenha a</p><p>tendência de alterar o estado de inércia ou</p><p>movimento em um corpo.</p><p>Força é comumente expressa como</p><p>gravidade em direção ao centro da terra.</p><p>A unidade de medida para força usada</p><p>nesse texto é libra (lb), sendo encontrada</p><p>pela multiplicação da pressão pela área na</p><p>qual a força é exercida. (Figura 2-1)</p><p>1</p><p>2</p><p>3</p><p>Figura 2 - 1: Força</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 3 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Pressão (P): Força agindo sobre uma unidade de área.</p><p>Pressão se distribui integralmente e igualmente em todas as direções em um espaço fechado, por</p><p>exemplo, o ar comprimido nos pneus de um carro. No senso comum, pressão é normalmente</p><p>confundida com força. Considere o sondador que diz que possui pressão no standpipe de 2500 libras,</p><p>ou 40 libras de ar nos pneus do seu carro. Em ambos os casos, ele quer dizer libras por polegada</p><p>quadrada (psi), a unidade comum para a medição de pressão. Pressão é o resultado da divisão da</p><p>força total por uma unidade específica de área.</p><p>Densidade: O peso de uma substância</p><p>por determinada unidade de volume.</p><p>Nesse texto, densidade geralmente se</p><p>usada nas operações de perfuração. A</p><p>densidade do fluido de trabalho é</p><p>termos serão usados</p><p>neste texto. A unidade de medida de</p><p>densidade do fluido usada é libras por</p><p>galão (ppg pounds per gallon). Mais</p><p>uma vez, a linguagem pode causar</p><p>confusão quando o peso de lama, por</p><p>engano,</p><p>(Figura 2-2)</p><p>Profundidade Vertical (TVD True Vertical Depth): A</p><p>profundidade de um poço medida verticalmente da</p><p>superfície até o fundo do poço.</p><p>Abreviada como TVD e medida em pés, a TVD é usada nos</p><p>cálculos de pressão. (Figura 2-3)</p><p>Profundidade Medida (MD Measured Depth): O</p><p>comprimento do poço ao longo do seu curso real pelo solo.</p><p>A profundidade medida é utilizada para calcular os volumes</p><p>dos tubos e poço.</p><p>Pressão Hidrostática (PH): Pressão exercida por um</p><p>fluido em repouso. Quando um poço é aberto na superfície,</p><p>é a pressão hidrostática do fluido de perfuração que</p><p>Força = Pressão x Área F (lbs) = P (psi) x A (pol2)</p><p>Pressão = Força ÷ Área ou P (psi) ÷ A (pol2)</p><p>PARTES DA BALANÇA DE LAMA</p><p>TAMPA</p><p>PARAFUSO DA</p><p>TAMPA</p><p>VISOR DE NÍVEL</p><p>BRAÇO DA BALANÇA</p><p>PESO</p><p>COPO BASE</p><p>Figura 2 -2: Balança de Lama</p><p>Figura 2 - 3: Diferença entre TVD e MD</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 4</p><p>fornece a principal barreira contra a pressão exercida pela</p><p>formação. A PH é um produto da densidade (ppg) do fluido</p><p>de trabalho e a altura vertical (TVD) da coluna do fluido.</p><p>Gradiente de Pressão (G): Uma escala de diferenças de</p><p>pressão na qual há uma variação uniforme na pressão de</p><p>um ponto a outro.</p><p>Medida em pressão por pé vertical (psi/pés), o peso da lama</p><p>é convertido para um gradiente de pressão ao fazer os</p><p>cálculos da pressão hidrostática. O gradiente de pressão é</p><p>encontrado multiplicando o peso da lama pela constante</p><p>0,052. (Figura 2-4)</p><p>0,052 é a pressão exercida por uma coluna de fluido imaginária de 1 pé de altura, com peso de 1,0</p><p>ppg. Como 1,0 ppg de fluido exerce 0,052 psi/pé, 9,0 ppg de fluido exercem nove vezes mais para</p><p>cada pé vertical. 9,0 x 0,052 = 0,468 psi/pé. A pressão hidrostática é calculada multiplicando o</p><p>gradiente de pressão do fluido de trabalho pela profundidade vertical real do poço.</p><p>Exemplos:</p><p>1. Qual o gradiente de pressão de uma lama de perfuração que pesa 12,0 ppg?</p><p>2. Qual a pressão hidrostática no fundo do poço exercida por uma lama de 12,0 ppg em um poço</p><p>de 7800 pés de profundidade (TVD)?</p><p>3. No poço acima, qual a pressão hidrostática na sapata do revestimento, se este for assentado</p><p>a 2650 pés TVD?</p><p>Observe que a densidade do fluido e a altura vertical da coluna são diretamente proporcionais. Ou</p><p>seja, se a TVD de 7800 pés for reduzida pela metade (3900 pés), a pressão hidrostática será reduzida</p><p>para 2433,6 psi, ou metade de 4867 psi.</p><p>Uma observação sobre o arredondamento de decimais: É impossível seguir uma regra para o</p><p>arredondamento de decimais que se aplique a todos os cálculos aqui discutidos. O conhecimento prático</p><p>comum deve ser utilizado como guia. O peso da lama é geralmente, mas nem sempre, arredondado para</p><p>uma casa decimal acima (1/10) devido à escala na balança de lama. No caso de pressão, um psi é</p><p>considerado insignificante na maioria dos casos, portanto, os decimais são arredondados para o valor</p><p>G (psi/pé) = lama (ppg) x 0,052</p><p>PH (psi) = G (psi/pé) x TVD (pés) ou PH (psi) = lama (ppg) x 0,052 x TVD (pé)</p><p>Solução: 0,624 x 7800 = 4867 psi ou 12,0 x 0,052 x 7800 = 4867 psi</p><p>Solução: 0,624 x 2650 = 1653,6 arredondado para 1654 psi ou</p><p>0,45 psi por pé</p><p>Figura 2 - 4: Gradiente de Pressão</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 5 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>inteiro acima. O gradiente de pressão é, geralmente, arredondado para 3 casas decimais, como em</p><p>0,052 psi/pé.</p><p>BALANCE x UNDERBALANCE</p><p>O capítulo anterior afirma que o gradiente de pressão normal aceito na formação em muitas áreas é</p><p>de 0,465 psi/pé que é equivalente ao peso específico da lama de 8,94 ppg (0,465 ÷ 0,052 = 8,94</p><p>ppg). O fundo do poço usado no exemplo acima é de 7800 pés TVD. Se o peso específico da lama</p><p>no poço fosse de 8,94 ppg, a pressão hidrostática (0,465 x 7800 = 3627 psi) equilibraria exatamente</p><p>uma formação normal em 7800 TVD, chamamos esta condição de balance. Se o peso específico da</p><p>lama fosse 12,0 ppg assim como no exemplo 2 acima, o poço estaria com overbalance de 1240 psi</p><p>(4867 3627 = 1240 psi). Se o peso específico da lama no poço fosse, de algum modo, reduzido</p><p>para 8 ppg, a pressão hidrostática seria de 3488 psi. O poço, então, estaria com um underbalance</p><p>de 139 psi. A diferença entre a pressão hidrostática e a pressão da formação pode ser chamada de</p><p>pressão diferencial. Se a formação fosse permeável, o poço em underbalance teria um kick, fluido</p><p>da formação entraria no poço, forçando a lama para fora na superfície.</p><p>O EFEITO DO TUBO EM U</p><p>Usando o exemplo 2 da página anterior, suponha que o sondador bombeou um fluido de 9,0 ppg até a</p><p>broca, e então desligou a bomba. O poço teria um fluido de 12,0 ppg no espaço anular (as paredes do</p><p>poço e a coluna) e 9,0 ppg de lama dentro da coluna.</p><p>O manômetro da coluna mostraria a diferença</p><p>entre a pressão hidrostática exercida por cada coluna de fluido: 4867 3650 = 1217 psi. Se uma</p><p>conexão for quebrada, lama de 9,0 ppg sairia da parte superior da coluna de perfuração com uma</p><p>grande força. Seguindo as leis da física, o fluido se move de uma área de alta pressão para uma área</p><p>de pressão mais baixa.</p><p>Observe a ilustração na Figura 2-5, o poço pode ser pensado com um tubo em U. Ou seja, dois tubos</p><p>separados, abertos e conectados na parte inferior. Esse é o princípio aplicado quando uma lama</p><p>tampão</p><p>cai, o fluido equilibra seu nível, igualando a pressão hidrostática de cada lado do tubo em U,</p><p>subida e retirada do poço. Observe que o</p><p>tamanho do poço e/ou diâmetro da coluna não tem efeito nenhum sobre a pressão hidrostática. Uma</p><p>explicação mais detalhada sobre tampões para manobras secas pode ser encontrada no Anexo C.</p><p>Coluna Fluido de maior</p><p>densidade</p><p>Efeito do Tubo</p><p>em U</p><p>Figura 2 - 5: Tubo em U</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 6</p><p>TRANSPOSIÇÃO DA FÓRMULA DE PRESSÃO HISDROSTÁTICA</p><p>Há três variáveis diretamente relacionadas à fórmula de pressão hidrostática; pressão, peso</p><p>específico da lama e altura vertical. Se duas dessas variáveis são conhecidas, a terceira pode ser</p><p>encontrada pela transposição da fórmula como detalhado abaixo.</p><p>Se a pressão e um TVD específico são dados, o peso específico da lama pode ser encontrado por:</p><p>Exemplos:</p><p>1. Se uma determinada lama exerce 1586 psi em uma profundidade vertical de 2500 pés, qual</p><p>a densidade equivalente da lama?</p><p>Se a pressão e o peso específico da lama são dados, a altura vertical equivalente pode ser</p><p>encontrada por:</p><p>2. A pressão exercida por uma coluna de lama 12,2 ppg é 1586 psi. Qual é a altura vertical</p><p>equivalente da lama?</p><p>As expressões usadas para solucionar a pressão hidrostática e suas variações serão usadas</p><p>extensivamente ao longo desse manual:</p><p>(pés)</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 7 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>PRESSÃO DE CIRCULAÇÃO (FRICÇÃO)</p><p>Quando um poço está sendo circulado convencionalmente,</p><p>através da coluna com retorno pelo espaço anular aberto,</p><p>o valor que aparece no manômetro da coluna ou standipipe</p><p>é a perda de carga ao longo do sistema àquela taxa de</p><p>bombeio específica. A pressão do standpipe não deve ser</p><p>confundida com pressão exercida ou aplicada. A pressão da</p><p>coluna é a pressão requerida para superar a perda de carga</p><p>(fricção) no sistema desde o standpipe até a flowline.</p><p>Examine a Figura 2-6. O total da perda de carga do sistema</p><p>(pressão de fricção) é de 3000 psi.</p><p>Observe que a pressão na bomba é de 3000 psi, e que a</p><p>pressão na flowline na superfície é zero. A perda de carga</p><p>nas linhas da superfície é de 100 psi, deixando 2900 psi no</p><p>manômetro do standpipe. Como esperado, a perda de</p><p>carga é maior conforme o fluido é forçado através dos</p><p>pequenos jatos da broca. Naquele momento 2600 psi são</p><p>perdidos , deixando somente 300 psi exercidos nas</p><p>paredes do poço. Na ilustração somente 10% do total da</p><p>pressão de circulação é exercida sobre o poço. O valor de 300 psi é hipotético e é somente usado</p><p>para concluir o seguinte: Quando um poço está sendo circulado convencionalmente, somente uma</p><p>pequena porção da pressão total de fricção é realmente exercida sobre o poço. A maior parte da</p><p>pressão disponível é desenvolvida conforme o fluido se move para baixo na coluna de perfuração e</p><p>fora dos jatos da broca. Isso é frequentemente confundido. O instinto natural leva à falsa suposição</p><p>de que os 2900 psi são aplicados no fundo do poço. Os 300 psi na ilustração representam a perda</p><p>de carga no anular ( P anular) no sistema nessa taxa de bombeio.</p><p>DENSIDADE EQUIVALENTE DE CIRCULAÇÃO (ECD)</p><p>Se a perda de carga no anular for conhecida, ela pode ser convertida em uma densidade equivalente e</p><p>adicionada à densidade do fluido de circulação; isso é chamado densidade equivalente de circulação (ECD</p><p>Equivalent Circulation Density).</p><p>Exemplo:</p><p>Suponha que o poço na ilustração está circulando uma lama de 11,4 ppg e que a profundidade do</p><p>poço seja de 8700 pés TVD. A P anular é de 300 psi. Qual é a ECD?</p><p>Solução: Usando a fórmula de pressão hidrostática transposta: 300 ÷ 0,052 ÷ 8700 = 0,66 ppg. 0,66</p><p>ppg é a densidade equivalente dos 300 psi a 8700 pés. A ECD é o peso específico da lama, 11,4 ppg mais</p><p>a densidade equivalente de 300 psi. Portanto o ECD é 11,4 + 0,66 = 12,06 ou 12,1 ppg. Em outras</p><p>palavras, quando a bomba é desligada e o poço está estático, a pressão sentida no fundo é a pressão</p><p>hidrostática criada pelos 11,4 ppg de lama. No entanto, quando ele é circulado na taxa usada na ilustração,</p><p>a pressão efetiva no fundo do poço é equivalente à pressão hidrostática de 12,1 ppg.</p><p>ECD = ( P anular lama</p><p>Figura 2 - 6: Pressões de Perda de Carga durante</p><p>a Circulação</p><p>Bomba</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 8</p><p>É interessante observar que quando a circulação é reversa,</p><p>bombear através do espaço anular e com retorno pela</p><p>coluna de perfuração, a maior parte da fricção</p><p>desenvolvida é exercida sobre o poço. Isso está ilustrado</p><p>no gráfico da Figura 2-7. A perda de carga total no sistema</p><p>permanece a mesma ao bombear em qualquer direção,</p><p>mas as pressões são distribuídas diferentemente.</p><p>Circulação reversa é uma prática comum nas operações de</p><p>workover. O poço, normalmente, é revestido até o fundo e</p><p>pressões excessivas no fundo não são uma grande</p><p>preocupação como durante a perfuração de um poço</p><p>aberto.</p><p>Determinar as perdas de carga em vários pontos em um</p><p>sistema de circulação requer cálculos complexos</p><p>baseados em muitas variáveis, a maioria das quais são</p><p>desconhecidas. Atualmente, computadores são usados</p><p>para projetar programas hidráulicos que, por sua vez,</p><p>são incorporados dentro de um programa geral de</p><p>perfuração.</p><p>FIGURA 2-7: CIRCULATING PRESSURE</p><p>Algumas das considerações a serem feitas estão listadas abaixo:</p><p>O deslocamento e eficiência da(s) bomba(s).</p><p>A taxa de bombeio em barris por stroke (bbls/stk).</p><p>Os vários diâmetros através dos quais o fluido será circulado (incluindo os jatos da broca).</p><p>O tamanho e comprimento das linhas de superfície e a profundidade do poço.</p><p>O diâmetro e comprimento reais ou médios do espaço anular.</p><p>As propriedades da densidade e fluxo do fluido bombeado.</p><p>A aspereza interna dos tubos no poço.</p><p>As variações de temperatura do fluido.</p><p>Pode ser visto que somente dois desses componentes de fricção podem ser controlados pela equipe da</p><p>plataforma; a taxa de bombeio e as propriedades do fluido. Dessas duas, a taxa de bombeio é, de longe,</p><p>o de maior efeito sobre as perdas de carga totais em um determinado sistema. A relação entre a taxa de</p><p>bombeio e a perda de carga não é linear. O dobro da taxa de bombeio não significa o dobro da perda de</p><p>carga. Na verdade, uma mudança relativamente pequena na taxa vai causar uma grande mudança na</p><p>perda de carga. A relação é exponencial. A fricção vai variar aproximadamente no quadrado da mudança</p><p>da taxa. Apesar de não ser cientificamente precisa, a fórmula pode ser usada para aproximar a mudança</p><p>na perda de carga devido à alteração na taxa de bombeio.</p><p>Coluna Anular</p><p>2700 psi</p><p>0 psi</p><p>3000 psi 3000 psi</p><p>0 psi 0 psi</p><p>300 psi</p><p>Figura 2 - 7: Pressão de Circulação</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 9 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Exemplo:</p><p>1. A pressão do standpipe é de 1000 psi quando bombeando a uma taxa de 30 spm. Qual seria</p><p>a nova pressão de circulação, se a taxa de bombeio fosse aumentada</p><p>para 35 spm?</p><p>2. Se a pressão de circulação fosse 1250 psi ao bombear a 4 bpm, qual seria a pressão se a taxa</p><p>de bombeio fosse reduzida para 2,5 bpm?</p><p>Deve ser lembrado que essa fórmula pode ser usada para estimar as mudanças na fricção devido a</p><p>alterações na taxa de bombeio. Não é perfeitamente precisa devido a diversas variáveis, não menos do</p><p>que é a precisão medida.</p><p>Um cálculo simples pode também ser usado para estimar as mudanças de pressão devido às</p><p>alterações no peso específico da lama de circulação.</p><p>Exemplo:</p><p>1. A pressão do standpipe é de 2500 psi ao circular uma lama de 10,6 ppg. Qual seria a pressão</p><p>se o peso específico da lama fosse aumentado para 11,0 ppg?</p><p>Onde:</p><p>S1 é a taxa original de bombeio (strokes por minuto ,spm, ou barris por minuto,bpm)</p><p>S2 é a taxa de bombeio desejada (spm) ou (bpm)</p><p>P1 é a pressão original da bomba (psi)</p><p>P2 é a pressão final da bomba (psi)</p><p>Solução: (35 ÷ 30)2 x 1000 = 1361 psi</p><p>Solução: (2,5 ÷ 4,0)2 x 1250 = 488 psi</p><p>P2 1 2) x P1</p><p>Onde:</p><p>1 é a lama desejada ou nova</p><p>(ppg)</p><p>2 é o peso específico da lama</p><p>original (ppg)</p><p>P1 é a pressão original (psi)</p><p>P2 é a pressão nova (psi)</p><p>Solução: (11,0 ÷ 10,6) x 2500 = 2594 psi</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 10</p><p>A capacidade de bombeio em barris por stroke de uma bomba triplex pode ser determinada pela</p><p>fórmula:</p><p>2. Qual seria a redução de pressão no standpipe se o peso específico da lama fosse reduzido para</p><p>10,2 ppg?</p><p>CÁLCULOS DE VOLUME E ALTURA</p><p>A unidade comum de medida para volume usada em campo é o barril de óleo, que é igual a 42 galões</p><p>(medida dos EUA). A capacidade dos tanques, comprimento do tubo ou do próprio poço, é expressa</p><p>em barris por pé (bbls/pé). A capacidade de um tanque retangular medido em bbls/pé pode ser</p><p>calculada usando a fórmula:</p><p>5,61 é uma constante usada para converter a área do fundo do tanque em barris por pé de altura.</p><p>Exemplo:</p><p>1. Qual é a capacidade (bbls/pé) de um tanque que mede 12 pés de comprimento, 4 pés de largura</p><p>e 6 pés de altura?</p><p>Conforme afirmado anteriormente, não há uma regra padrão que possa ser aplicada para o</p><p>arredondamento de decimais. No caso da capacidade, se torna uma questão de aplicação prática. Em</p><p>um tanque grande, o volume em barris arredondado em uma casa decimal ou até mesmo um número</p><p>inteiro pode ser adequado. Em tanques menores onde uma precisão maior é desejada, duas casas</p><p>decimais podem ser indicadas. Uma boa prática, em casos onde vários volumes diferentes têm que ser</p><p>totalizados, usa-se duas casas decimais para cada volume e depois arredonda-se o valor total para</p><p>apenas uma casa decimal. No exemplo acima, o cálculo mostrado de 8,5561497 foi arredondado para</p><p>8,6, um pouco mais do que 8-1/2 bbl/pé. Se for desejado calibrar esse tanque com maior precisão,</p><p>facilmente pode-se converter as unidades em barris por polegada (bbl/pol).</p><p>2. Qual é a capacidade (bbls/pol) do tanque no exemplo 1?</p><p>Cap. Bombeio = 0,000243 x (diâmetro do liner, pol)2 x comprimento do liner (pol) x eficiência (%)</p><p>Solução: (10,2 ÷ 10,6) x 2500 = 2406 psi</p><p>Capacidade (bbls/pé) = L x C ÷ 5,61</p><p>Onde:</p><p>L é a largura do tanque (pés)</p><p>C é o comprimento do tanque (pés)</p><p>Solução: 12 x 4 ÷ 5,61 = 8,6 bbls/pé</p><p>Solução: 8,6 ÷ 12 = 0,7 bbls/pol</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 11 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>A fórmula seguinte pode ser usada para determinar a capacidade de um tubo que tenha um diâmetro</p><p>interno (ID) medido em polegadas.</p><p>Exemplo:</p><p>1. Qual é a capacidade de um poço perfurado por uma broca de 8-1/2 polegadas?</p><p>Note que a resposta apresenta até 5 casas decimais, o que é comum quando se lida com capacidades</p><p>cilíndricas.</p><p>2. Qual o volume total em 2500 pés de um poço aberto de 8-1/2?</p><p>A fórmula é precisa desde que o ID seja constante ao longo do cilindro. O drillpipe, tubulação, e</p><p>revestimento usados nas operações de perfuração têm pontos de conexão, ou tool joints, e</p><p>dependendo do tipo de conexão, o verdadeiro diâmetro interno e externo não é consistente ao longo</p><p>do tubo. A melhor maneira de obter uma precisão da capacidade e valores do deslocamento de aço</p><p>para os tubos é consultar uma das muitas tabelas disponíveis na indústria. Essas tabelas listam as</p><p>capacidades para tubos específicos, ambos com ou sem tool joints. Uma mudança relativamente</p><p>pequena no ID pode causar uma grande alteração na capacidade e, portanto, no volume total. Isso</p><p>pode ser demonstrado usando a fórmula.</p><p>3. Compare os volumes contidos em 1000 pés dos seguintes tamanhos nominais do tubo usando o ID:</p><p>Solução:</p><p>Tubo de 2-3/8, ID de 1,995</p><p>Tubo de 2-3/8, ID de 2,259</p><p>Revestimento de 5, ID de 4,408</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 12</p><p>O volume anular em um poço é determinado pela subtração da capacidade e do deslocamento do aço</p><p>do tubo interno pela capacidade do tubo externo. A fórmula abaixo pode ser usada para estimar a</p><p>capacidade anular:</p><p>Exemplo:</p><p>Qual é a capacidade anular calculada de um poço aberto de 8-1/2 contendo um drillpipe de 4,5</p><p>polegadas?</p><p>Embora essa capacidade possa ser mais ou menos precisa em profundidades rasas, tool joints e</p><p>conexões podem fazer uma diferença considerável nos poços profundos. É recomendado que tabelas</p><p>sejam usadas para resultados mais precisos.</p><p>Exemplo:</p><p>1. Um poço de 8-3/4 está sendo perfurado usando um drill pipe de 4,5 polegadas. Qual é a</p><p>capacidade anular entre o poço aberto e o dril pipe?</p><p>Solução:</p><p>Das tabelas; a capacidade de um poço de 8-3/4 é de 0,07437 bbls/pé. O deslocamento do aço para um</p><p>tubo de 4,5 polegadas, Range II drill pipe, 16,6 libras por pé (ppf), com tool joints é de 0,00663 bbls/pé.</p><p>A capacidade do drill pipe com tool joints é de 0,01421 bbls/pé. O volume anular é encontrado</p><p>subtraindo-se o deslocamento do aço mais a capacidade do tubo da capacidade anular.</p><p>2. Qual é o volume total de 2500 pés do espaço anular entre o drill pipe e o poço aberto?</p><p>A fim de determinar o número de strokes da bomba requeridos para deslocar o volume calculado, o</p><p>volume deve ser dividido pela capacidade de bombeio, em barris por stroke (bbls/stk). Bombas de</p><p>sonda são bombas de deslocamento positivo, que significa que elas entregam um volume constante</p><p>a cada stroke da bomba.</p><p>Anular bbls/pé = (ID2 OD2) ÷ 1029,4</p><p>Onde:</p><p>ID (inside diameter) é o diâmetro interno do tubo externo (pol)</p><p>OD (outside diameter) é o diâmetro externo do tubo interno (pol)</p><p>Solução:</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 13 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>A capacidade de bombeio exata a uma eficiência de 100% é determinada pelo comprimento do</p><p>pistão (stroke) e pelo tamanho da camisa da bomba e pode ser encontrado em várias tabelas. As</p><p>bombas da sonda nunca trabalham a 100% de eficiência devido à um degaste normal e sucções</p><p>imperfeitas. Bombas triplex de ação única com sucções supercarregadas por centrífugas, atingem</p><p>100% quando novas válvulas são instaladas. Bombas duplex com ação dupla são menos eficientes.</p><p>A eficiência da bomba deve ser checada de tempos em tempos, bombeando-se um volume</p><p>conhecido de fluido e depois comparando-se os strokes reais requeridos para a capacidade de</p><p>bombeio teórica, de acordo com as tabelas.</p><p>Exemplo:</p><p>1. Uma bomba triplex com um pistão de 12 polegadas e camisa de 6 polegadas. Sua capacidade</p><p>teórica a 100% de eficiência é de 0,1050 bbls/stk. É decidido bombear exatamente 50 bbls do</p><p>tanque de manobra. Teoricamente, quantos strokes devem ser requeridos para bombear 50</p><p>bbls?</p><p>2. Suponha que na realidade 500 strokes foram requeridos para bombear os 50</p><p>bbls. Qual é a</p><p>eficiência da bomba?</p><p>A capacidade da bomba, a 95% de eficiência, é de 0,1050 x 0,95= 0,0998 bbls/stk. O tempo</p><p>requerido para bombear um volume dado é encontrado dividindo o total dos strokes da bomba pela</p><p>taxa de bombeio em strokes por minuto (spm).</p><p>3. Usando os dados acima, quantos strokes e quanto tempo será necessário para deslocar 75 bbls</p><p>bombeando a 30 spm?</p><p>A capacidade e o deslocamento tubos podem ser usados ao determinar as mudanças na altura do</p><p>fluido, assim como no volume. Suponha que um poço tenha um revestimento de 9-5/8, 47 ppf, e</p><p>está cheio de lama de 11 ppg. Se 1000 pés de um drill pipe de 4,5 pol, com um deslocamento de</p><p>aço de 0,00663 bbls/pé, é descido aberto nas duas extremidades, 6,63 barris serão forçados para</p><p>Solução:</p><p>Total de strokes (stks) = bbls ÷ bbls/stk, portanto:</p><p>50 ÷ 0,1050 = 476 strokes para bombear 50 bbls. A eficiência da bomba é</p><p>determinada dividindo-se os strokes reais pelos strokes teóricos vezes 100.</p><p>476 stks ÷ 500 stks x 100 = 95,2 %</p><p>Total de minutos = Total dos strokes da bomba (stks) ÷ taxa de bombeio (stks/min)</p><p>Solução:</p><p>75 ÷ 0,0998 = 752 stks</p><p>752 ÷ 30 = 25 min</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 14</p><p>fora na superfície, (1000 x 0,00663). Da mesma forma, se 1000 pés do tubo fossem</p><p>removidos do poço, o nível da lama cairia, como se 6,63 bbls de lama fossem removidos do</p><p>espaço anular. Isso ilustra a manobra a</p><p>Se o tubo fosse descido com a extremidade fechada, a lama deslocada seria a combinação do</p><p>deslocamento do aço do drill pipe (0,00663 bbls/pé) mais sua capacidade interna (0,01421 bbls/pé),</p><p>ou seja, 0,00663 + 0,01421= 0,02084 bbls/pé. Portanto, 1000 pés do tubo forçariam 20,84 bbls</p><p>para fora do poço ou o nível do fluido no revestimento cairia o equivalente a 20,8 bbls quando o tudo</p><p>fosse retirado do poço. A capacidade do revestimento é de 0,07321 bbls/pé. Isso ilustra a manobra</p><p>O comprimento (ou altura) do fluido deslocado pode ser encontrado dividindo volume total (bbls)</p><p>pelo espaço anular adequado (bbls/pé).</p><p>Exemplo:</p><p>1. Foi mostrado acima que um drill pipe de 4,5 pol foi descido aberto em um revestimento de 9-</p><p>5/8, e 6,3 bbls foram deslocados para fora do poço. Qual altura 6,63 bbls ocupariam no espaço</p><p>anular revestimento/drill pipe aberto?</p><p>2. Qual altura 20,8 bbls ocupariam no espaço anular revestimento/drill pipe fechado?</p><p>3. Qual é a perda na pressão hidrostática ao retirar o drill pipe</p><p>4. Qual é a perda na pressão hidrostática ao remover o drill pipe exemplo 2 acima?</p><p>Barris (bbls) ÷ barris por pé (bbls/pé) = pés</p><p>Solução:</p><p>o deslocamento do drill pipe: 0,07321- 0,00663 = 0,06658 bbls/pé.</p><p>Aplicando a fórmula acima: 6,3 ÷ 0,06658 = 94,6 pés</p><p>Solução:</p><p>deslocamento e</p><p>Solução: 11,0 x 0,052 x 397 = 227 psi</p><p>Solução: 11,0 x 0,052 x 356 = 204 psi</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 15 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>diz respeito ao controle de pressão e a importância crucial de se monitorar o abastecimento ao</p><p>manobrar para fora de um poço.</p><p>As duas fórmulas abaixo podem ser usadas para determinar a queda na pressão hidrostática</p><p>(psi/pé) que resulta da retirada hado</p><p>Exemplo:</p><p>1. Levando em conta os dados do poço abaixo, qual é a queda na pressão hidrostática (psi/pé)</p><p>Dados:</p><p>lama: 11,0 ppg</p><p>Capacidade do Revestimento: 0,07321 bbls/pé</p><p>Deslocamento do fluido Tubo: 0,00663 bbls/pé</p><p>Capacidade do drill pipe: 0,01421 bbls/pé</p><p>2. Qual é a queda na pressão hidrostática (psi/pé) como um resultado da manobra</p><p>psi/pé = (G fluido x deslocamento do drill pipe) ÷ (capacidade do revestimento deslocamento do drill pipe)</p><p>psi/pé = [G fluido x (deslocamento do drill pipe + capacidade do drill pipe)] ÷ (capacidade do espaço anular)</p><p>Solução:</p><p>Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover Cálculos de Controle de Pressão 2 - 16</p><p>PRESSÃO NO FUNDO DO POÇO (BHP)</p><p>Pressão no fundo do poço (BHP Bottomhole Pressure) é definida como a soma de todas as pressões</p><p>exercidas sobre o fundo de um poço. Quando um poço está em estática, aberto na superfície, a</p><p>pressão no fundo do poço é igual à pressão hidrostática. Embora a pressão hidrostática represente</p><p>a maior parte da pressão no fundo do poço, há outros componentes, dependendo do cenário.</p><p>Figura 2 - 8: Calculando a Pressão no Fundo do Poço (BHP)</p><p>Exemplo:</p><p>Se um poço é fechado na superfície com o BOP e a bomba é usada para aplicar pressão no poço</p><p>fechado, a pressão no fundo do poço seria o valor da pressão hidrostática mais a pressão</p><p>aplicada. BHP = PH + Pressão aplicada</p><p>Se o poço está sendo circulado convencionalmente durante a perfuração, uma parte da pressão</p><p>total de circulação é exercida sobre o poço, a perda de carga no anular ( anular). Nesse caso</p><p>a pressão no fundo do poço será a pressão hidrostática mais a anular. BHP = anular</p><p>Se um poço é fechado e está sendo circulado através de um orifício restrito (como um choke),</p><p>a contrapressão mantida pelo choke, lida no manômetro do espaço anular (pressão do</p><p>revestimento) é também um componente da pressão no fundo do poço. BHP = HP + anular +</p><p>Pressão do Revestimento.</p><p>PRESSÕES DE FECHAMENTO</p><p>Imagine que durante a perfuração a equipe observou alguns dos sinais de aviso de kick (veja o</p><p>Capítulo 3). O sondador seguiu os procedimentos, determinou que o poço estava fluindo e fechou o</p><p>BOP. Uma vez que o poço esteja seguramente fechado, existem 2 manômetros disponíveis que</p><p>refletem a condição do poço. Suponha que não haja uma válvula de retenção (float valve) na coluna</p><p>de perfuração. O manômetro utilizado para ler a pressão de circulação durante o bombeio registra,</p><p>agora, a Pressão de Fechamento através do Drill Pipe (SIDPP) e é exibido no painel remoto do choke.</p><p>Poço fechado com SIDPP e SICP Circulação Normal Circulação do Kick</p><p>Bomba</p><p>BHP = PH + Pressão Aplicada</p><p>Bomba</p><p>BHP = PH + P anular</p><p>Bomba</p><p>BOP</p><p>Stack</p><p>BHP = PH + P anular + Pressão no</p><p>Revestimento</p><p>Cálculos de Controle de Pressão 2 - 17 Controle de Pressão para Operações de Perfuração/Workover</p><p>Como o espaço anular está fechado e uma válvula na lateral do BOP foi aberta para o manifold do</p><p>choke, a pressão anular também pode ser lida no painel do choke. Ela é chamada de Pressão de</p><p>Fechamento através do Revestimento (SICP).</p><p>Depois de um curto período de tempo as pressões estabilizam e os dados seguintes são</p><p>registrados:</p><p>Peso específico da lama 12,5 ppg</p><p>Ganho do tanque 16 bbls</p><p>TVD 10000 pés</p><p>SIDPP 520 psi</p><p>SICP 820 psi</p><p>Poço Aberto/ BHA Espaço Anular 0,029 bbls/pé</p><p>Essa situação pode ser analisada utilizando o princípio do</p><p>Tubo em U discutido anteriormente. Imagine que o Tubo em</p><p>U seja separado, um lado representando o drill pipe e o outro</p><p>o espaço anular, com o influxo da formação próximo ao</p><p>fundo. A pressão hidrostática exercida pelo fluido no drill</p><p>pipe é de 12,5 x 0,052 x 10000 = 6500 psi. A pressão da</p><p>formação opondo-se à pressão hidrostática está exercendo</p><p>520 psi a mais do que os 6500 psi da pressão hidrostática.</p><p>Portanto, a pressão da formação é 6500 + 520 = 7020 psi.</p><p>Lembrando a definição da pressão no fundo do poço como a</p><p>soma de todas as pressões exercidas sobre o fundo de um</p><p>poço, a pressão no fundo do poço, nesse caso, é igual a 7020</p><p>psi. Nessa condição estática, fechada, com o influxo no</p><p>fundo do poço, a pressão no fundo do poço no lado do drill</p><p>pipe do tubo em U é igual à pressão da formação, conhecido como</p><p>Balance Point, ou Ponto de Equilíbrio.</p><p>O SIDPP indica quanto de pressão hidrostática a mais é necessária para equilibrar</p>