fundamentos-de-completaao-de-poos-universidade-petrobras-ba

Prévia do material em texto

<p>FUNDAMENTOS DE</p><p>COMPLETAÇÃO DE POÇOS</p><p>Universidade Petrobras-BA</p><p>Professor: Raymundo Jorge de Sousa MANÇÚ</p><p>UN-BA / ATP-N / OP-BA - Supervisor de Elevação – Campo de Buracica</p><p>Tel: 71. 642-6907 OU Rota - 823-6907 – 75.9971-7922</p><p>mancu@ig.com.br</p><p>mailto:mancu@ig.com.br</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>ÍNDICE</p><p>Introdução....................................................................................................... 3</p><p>Tipos de Completação................................................................................... 3 – 8</p><p>(quanto a posição da cabeça, qto. ao tipo de revestimento e</p><p>quanto as zonas explotadas)</p><p>Fases de uma Completação........................................................................... 8 – 16</p><p>(instalação de equip. de segurança, condicionamento do poço,</p><p>avaliação/perfil, canhoneio, equipagem do poço e indução de surgência)</p><p>Tipos de Operações de Investimento e de Manutenção............................ 16 – 26</p><p>(avaliação, completação, recompletação, restauração, estimulação,</p><p>mudança de método, limpeza e abandono)</p><p>Operações Especiais em Poços..................................................................... 26 – 53</p><p>(canhoneio, perfilagem, squeeze-compressão de cimento, acidificação,</p><p>fraturamento, teste de formação, flexitubo, nitrogênio, gravel pack)</p><p>Fluido de Completação................................................................................. 53 – 57</p><p>Princípio da Hidrostática............................................................................. 58 - 72</p><p>Check List para Intervir em Poços de Gás................................................. 72 – 74</p><p>Procedimentos para Amortecimento de Poços completados.................... 74 – 91</p><p>(tabelas de cálculos do peso específico, gradiente de pressão e</p><p>pressão hidrpstática)</p><p>Equipamento de Superfície.......................................................................... 91 – 103</p><p>(Suspensôres-Donat, árvores de natal, acessórios e adaptadores)</p><p>Equipamento de Subsuperfície ................................................................... 103 – 116</p><p>(coluna de produção, DHSV-válvula de segurança-mar, mandril,</p><p>acessórios, sliding sleeve, shear-out, hidro-trip)</p><p>Packers Recuperável, Permanente, de Operação e de Produção............ 116 – 139</p><p>(assentamento mecânico e hidráulico)</p><p>Outros Equipamentos de Subsuperfície / Equip. de Sonda .................... 139 – 152</p><p>Tipos de Poços Revestidos........................................................................... 152– 153</p><p>Principais Métodos de Elevação (BME, GL, BCP E BCS)...................... 153 – 167</p><p>Tabelas de Conversão de Unidades e Composições de Colunas de Poço 168 – 179</p><p>Lay Out dos Poços Sob Plataformas Fixas............................................... 179 – 181</p><p>Definição, Objetivo do Let Dow no poço, cálculos e prospecto.................181 - 184</p><p>Questionário / Referências Bibliografia.................................................... 184 - 193</p><p>2</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>INTRODUÇÃO:</p><p>O ATP-N-S / IP é uma gerência da UN-BA prestadora de serviços. Ela executa os</p><p>serviços de Completação, Restauração, Estimulação e Limpeza de poços revestidos.</p><p>Estes serviços são solicitados pelo ATP-N-S/RES (poços exploratórios / pioneiros).</p><p>O ATP-N-S/RES Gerência da UN-BA que estuda , avalia e controla os reservatórios</p><p>de hidrocarbonetos. Todas as intervenções (Recompletação, restauração, avaliação ou</p><p>estimulação) que venham a modificar ou alterar determinado poço em relação ao intervalo</p><p>produtor/injetor do reservatório, só podem ser executados pelo IP, atendendo solicitação da</p><p>equipe do reservatório.</p><p>Somente as intervenções de limpeza podem ser executadas pelas gerencias</p><p>operacionais dos Ativos (OP´s), sem a interferência do RES-N/S já que, não vão ser</p><p>modificadas as condições de reservatórios do poço.</p><p>Esta apostila está gravada em CD, é uma compilação de vários trabalhos, cuja relação</p><p>está nas referências bibliográficas, como também, tivemos uma grande contribuição nesta</p><p>elaboração, dos colegas do ATP-N/IP/Taquipe, Fiscais e Encarregados das SPT’s, dos colegas</p><p>operadores e ajudante administrativo do ATP-N/OP-BA – Campo de Buracica, na digitação e</p><p>scanneamento de figuras para o curso, levantamento de tabelas, disponibilidade de manuais e</p><p>fotos, para facilitar o aprendizado dos nossos futuros colegas treinandos na área de</p><p>Completação e de Elevação de Petróleo.</p><p>Este manual não esgota o assunto, estando aberta para sugestão de melhorias e</p><p>inclusão de novos assuntos e tecnologias da área, que tem como objetivo principal</p><p>transformar o conhecimento tácito em explícito – conhecimento da organização.</p><p>TIPOS DE COMPLETAÇÃO:</p><p>QUANTO AO POSICIONAMENTO DA CABEÇA DO POÇO</p><p>As reservas petrolíferas brasileiras ficam localizadas em áreas terrestres e marítimas.</p><p>As reservas marítimas ocorrem em lâminas d’agua rasas e profundas. Disto resultam</p><p>diferenças importantes na perfuração e completação dos poços, principalmente no que se</p><p>refere aos sistemas de cabeça do poço e ao tipo de árvore de natal utilizada.</p><p>3</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Em terra, a cabeça do poço fica na superfície (no máximo a uns poucos metros do</p><p>solo). No mar, em águas mais rasas, também é possível trazer a cabeça do poço para a</p><p>superfície, efetuando-se a completação dita convencional, ou seca. Neste caso, a cabeça do</p><p>poço se apóia numa plataforma fixa que, por sua vez, é apoiada no fundo do mar. Mesmo em</p><p>águas rasas, a cabeça do poço pode ficar no fundo do mar, completando-se com árvore de</p><p>natal molhada (ANM). Em águas mais profundas, onde é inviável trazer até a superfície, a</p><p>cabeça do poço fica no fundo do mar, instalando-se ANM.</p><p>QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO</p><p>Buscando atender os requisitos básicos anteriormente citados, as completações</p><p>podem ser realizadas de acordo com os métodos a seguir discutidos. Tais métodos se referem</p><p>às configurações básicas poço-formação, aplicáveis a cada situação específica e podem</p><p>apresentar variações que os tornam bem mais sofisticados.</p><p>QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO, UMA COMPLETAÇÃO PODE</p><p>SER:</p><p>• A POÇO ABERTO;</p><p>• COM LINER RASGADO.</p><p>• COM REVESTIMENTO CANHONEADO;</p><p>4</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO</p><p>Durante a perfuração, ao se atingir a topo da zona produtora, o revestimento de</p><p>produção é descido e cimentado. Em seguida esta é perfurada até a profundidade final após o</p><p>que se coloca o poço em produção com a zona totalmente aberta. Caso seja necessário um</p><p>novo revestimento de produção poderá ser assentado posteriormente, convertendo o método</p><p>em um dos outros citados.</p><p>Obviamente, tal método é somente, aplicável a formações totalmente competentes:</p><p>os embasamentos fraturados, os calcáreos, dolomita e os arenitos muitos bem consolidados.</p><p>Também o intervalo produtor não pode ser muito espesso, a menos que a formação produtora</p><p>tenha características permo-porosas homogêneas e contenha um único fluido.</p><p>As principais vantagens do método são: maior área aberta ao fluxo; economia de</p><p>revestimento e canhoneio; minimiza o dano de formação causado pelo filtrado do fluido de</p><p>perfuração e da pasta de cimento, já que se pode usar um fluido de perfuração adequado para</p><p>perfurar a zona produtora, após o assentamento do revestimento de produção.</p><p>A desvantagem mais importante é a impossibilidade de se colocar em produção</p><p>somente parte do intervalo aberto, visto que não são poucas as vezes em que estão presentes</p><p>simultaneamente óleo, água e gás, sendo que normalmente o único interesse está na produção</p><p>do óleo.</p><p>COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO</p><p>Nesse método o revestimento de produção é assentado e cimentado acima do topo da</p><p>zona de interesse, prosseguindo-se posteriormente a perfuração até a profundidade final</p><p>prevista. Avaliada a zona e decidido completar, é descido uma coluna de tubos os quais</p><p>podem ser rasgados ou lisos, denominados “liner”, a qual ficará assentada no fundo do poço e</p><p>suspensa pela extremidade inferior</p><p>selantes, é imperioso</p><p>que se preencha aquele anular poço-revestimento com cimento, para que não haja</p><p>comunicação entre zonas por trás do revestimento.</p><p>Ao se pesquisar a cimentação, constatando-a deficiente em frente a estes trechos</p><p>críticos, é necessária a correção.</p><p>Esta correção, assim como abandono de intervalos produtores ou injetores, podem ser</p><p>realizados de várias maneiras:</p><p>ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ</p><p>É a operação que estimula um intervalo utilizando uma mistura acidificante com o</p><p>objetivo de remover danos da formação melhorando consequentemente a produtividade do</p><p>poço.</p><p>O ácido mais comumente utilizado na confecção da mistura acidificante é o HCl ( ácido</p><p>clorídrico) a 15%. Podem ser utilizados também o ácido fluorídrico (HF) e o ácido acético (</p><p>CH3 COOH ). O ácido clorídrico em conjunto com o ácido fluorídrico formam uma mistura</p><p>chamada de “Mud Acid”.</p><p>41</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>A acidificação só é recomendada para formações que não tenham baixa</p><p>permeabilidade.</p><p>O ácido regular é o HCl a 15 % em peso. Ele limpa a formação mais por dissolução do</p><p>dano do que pela remoção do mesmo. A concentração do ácido pode variar de 5 a 33%.</p><p>Normalmente utilizamos como aditivo a mistura ácida um inibidor de corrosão, pode-se</p><p>usar também um surfactante.</p><p>Diluição do HCl a 33%: para formarmos 1.000 gal de mistura ácida de HCl a 15% em</p><p>peso, serão necessários utilizar 418 galões de HCl e 582 galões de água.</p><p>A injeção deve ser feita lentamente ou por hesitação e sempre abaixo da pressão de fratura</p><p>da formação. É efetuado previamente um teste de emulsão em laboratório com óleo do</p><p>intervalo para determinar o tipo e a concentração do desemusificante.</p><p>Fases:</p><p>-pré flush ( HCl a 15% );</p><p>-MA ( mud acid );</p><p>- over flush ( HCl a 5% ).</p><p>Reações indesejáveis ou secundárias: com o uso do HF poderão vir a ocorrer outras</p><p>reações com os elementos da própria formação e que poderão também causar dano. É por isso</p><p>que se pistoneia o poço logo o tratamento a fim de se evitar o prosseguimento da reação ou se</p><p>coloca o poço para injetar, no caso de poços injetores.</p><p>Equipamentos utilizados:</p><p>- carro-bomba;</p><p>- carro- tanque;</p><p>- mangotes de sucção;</p><p>- mangueiras chiksan;</p><p>- manômetros, registradores de pressão, vazão e volumes.</p><p>Participação das equipes:</p><p>1) coletar amostra de óleo e enviar para teste de emulsão no GEFLAB. Acertar com o Eng</p><p>Fiscal a quantidade de tubos de cauda a utilizar;</p><p>42</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>2) dar a previsão da hora que o poço ficará pronto para solicitação e confirmação da</p><p>companhia pré-determinada;</p><p>3) descer coluna de operação com packer R-3 DG ou E e cauda, fixar e testar o mesmo,</p><p>conforme programação;</p><p>4) auxiliar a companhia na instalação;</p><p>5) confirmar o fiscal;</p><p>6) com o packer liberado pela Cia. Bombeará o ácido até cobrir todo o intervalo de</p><p>interesse. Em seguida o packer é fixado ou fechada a junta do mesmo, e a Cia. Fará</p><p>então a injeção do ácido;</p><p>7) concluída a injeção, desinstalar válvula e chiksan da Cia fará então a injeção do ácido;</p><p>8) concluída a injeção, desinstalar válvula e chiksan da cia. e instalar AN de pistoneio e</p><p>pistonear o poço até retirar todo o ácido gasto. Utilizar E. P.I adequado e lembrar de</p><p>descartar o ácido sem poluir.</p><p>Segurança na Operação: tanto na injeção como no pistoneio, por estarmos tratando com</p><p>produtos químicos, alguns venenosos outros que causam queimaduras, devemos nos precaver,</p><p>mantendo na locação água doce, sabão básico e colírio, além dos Equipamento E.P.I.s como</p><p>máscara, óculos, capa, para evitarmos maiores conseqüências danosas ao homem. Se alguém</p><p>vier a se queimar com o ácido, o local deve ser lavado com água doce corrente e sabão básico.</p><p>Se os olhos forem atingidos use colírio. Não deixar de providenciar na Segurança Industrial os</p><p>E. P.I.s adicionais para a equipe que irá pistonear o poço.</p><p>Como nas demais operações especiais, o fiscal anotará no B. D. O os dados básicos da</p><p>mesma e confeccionará o Relatório para a pasta do poço.</p><p>FRATURAMENTO HIDRÁULICO</p><p>É a operação que abre uma fratura na formação e a mantém aberta, com o intuito de</p><p>ultrapassar a área de dano ou melhorar a sua permeabilidade visando aumentar o índice de</p><p>produtividade do poço.</p><p>43</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Fluidos usados nos fraturamentos:</p><p>- a base de água (mais usado );</p><p>- a base de óleo(segundo mais usado);</p><p>- a base de metanol;</p><p>- a base de ácido (HCl a 15%, para calcareos-dolomitas).</p><p>A viscosidade do fluido e a perda do filtrado afetam a largura e a área da fratura.</p><p>São utilizados vários aditivos no fluido base para atender a várias necessidades,</p><p>vamos citar os principais:</p><p>- agente controlador de perda do filtrado;</p><p>- agente redutor de perdas por fricção;</p><p>- agente gelificante;</p><p>- agente ativador;</p><p>- agente quebrador;</p><p>- desemulficante;</p><p>- agente de sustentação;</p><p>O fluido base (água) deve conter pelo menos 1% de KCl (Cloreto de potássio) para</p><p>prevenir o inchamento das argilas.</p><p>È efetuado previamente em laboratório do IP</p><p>, um teste de emulsão com uma amostra do óleo do próprio intervalo a ser fraturado para</p><p>determinar o tipo e a dosagem do agente desemulficante.</p><p>O agente de sustentação (bauxita ou areia ) tem a função de manter a fratura aberta</p><p>após o bombeio. Ela pode ter granolometria de 12 – 20 ou 20 – 40 mesh.</p><p>A potência hidraúlica (HP) a ser utilizada, bem como o dimensionamento dos</p><p>volumes e aditivos é calculado no IP e constam dos programas.</p><p>A operação pode ser realizada através do tubing (coluna de produção) ou através do</p><p>revestimento. No primeiro caso utilizamos coluna de operação grau N-80, normalmente 2</p><p>7/8”EUE e packer R-3 DG ou E/EA fixado logo acima do topo do intervalo a ser fraturado.</p><p>44</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>No caso do revestimento ser de 5 ½” , costumamos utilizar 2 ou 3 tubos de diâmetro menor (2</p><p>3/8”) logo acima do packer. Abaixo deste utilizamos i niple com uma luva denteada.</p><p>No segundo caso ( através do revestimento ) utilizamos um packer mod. “C” full</p><p>bore fixado à tração a 20/30m para projetar os equipamentos de superfície das pressões</p><p>envolvidas.</p><p>Tipo de fraturamento:</p><p>- convencional: é fraturada apenas um intervalo em cada operação;</p><p>- por estágio: são fraturados 2 ou mais intervalos em uma mesma operação.</p><p>São utilizadas bolas de nylon para redirecionar o fluxo dos fluidos fraturantes;</p><p>- por entrada limitada: é um método mais moderno, permite as opções abaixo em</p><p>função da variação de vazão/pressão:</p><p>A) tratamento simultâneo de todos os intervalos;</p><p>B) tratamento simultâneo e em sequência por aumento da vazão/pressão;</p><p>C) tratamento seletivo em estágios com uso de bolas de nylon;</p><p>Fases ou etapas:</p><p>1) teste de linhas com pressão;</p><p>2) teste de injetividade e quebra da formação;</p><p>3) mistura dos aditivos em um dos tanques (pré-gel);</p><p>4) bombeio contínuo do pré-colchão, fluido carreador e deslocamento;</p><p>45</p><p>TESTE DE FORMAÇÃO</p><p>A POÇO ABERTO (TF)</p><p>O teste de formação a poço aberto é realizado durante a fase de perfuração, antes de</p><p>se revestir o intervalo. O fato de o intervalo estar aberto faz com que o teste seja curto, devido</p><p>à possibilidade de prisão da coluna (decantação de sólidos do fluido de perfuração ou</p><p>desmoronamento da formação), ao risco de entupimento da coluna e ao isolamento precário</p><p>do intervalo. Além da estimativa da capacidade de fluxo, os TF’s têm a grande vantagem de</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>possibilitar a identificação dos fluidos das formações de interesse antes da descida do</p><p>revestimento de produção.</p><p>À POÇO REVESTIDO (TFR)</p><p>É uma operação especial que visa obter informações a respeito da natureza,</p><p>quantidade e qualidade dos fluidos que o intervalo possa conter, além das pressões estática e</p><p>de fluxo, índice de produtividade, permeabilidade, dano ou barreiras estratégicas, informações</p><p>estas que auxiliarão na avaliação de formações produtoras ou orientação a estimação das</p><p>mesma.</p><p>Equipamentos utilizados: as colunas de teste podem ser próprias (IP) ou contratadas</p><p>(HALLIBURTON) e são idênticas às utilizadas em poço aberto com pequenas modificações e</p><p>claro com sizes (tamanhos) diferentes.</p><p>Os equipamentos básicos são:</p><p>- válvula testadora de múltiplos fluxos e estáticas;</p><p>- packer;</p><p>- B.P.R. (se necessário isolar zona abaixo);</p><p>- Registradores de pressão (2 ou 3);</p><p>- Porta de registradores;</p><p>- Tubos perfurados;</p><p>Equipamentos auxiliares:</p><p>- válvula auxiliar;</p><p>- sub de reversa;</p><p>- amostrador de fundo;</p><p>- by-pass;</p><p>- percurssor (jar);</p><p>- bumper (batedor);</p><p>- junta de segurança;</p><p>46</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- comandos (D.C.);</p><p>- tubos de produção ( coluna de operação);</p><p>- manifold com mangueira de sopro;</p><p>- cabeça de teste;</p><p>- Q.C.R. (medidor de fluxo crítico para gás);</p><p>- Linha de surgência;</p><p>- Tanque para armazenamento e medição de líquidos;</p><p>- Mangueiras chiksan de alta pressão;</p><p>- Bean (choke);</p><p>- Queimador;</p><p>- Gás scrubber;</p><p>Os testes podem ser simples ou convencional, testa apenas um intervalo por descida</p><p>ou seletivo, testa mais de um intervalo por descida. Neste caso utiliza dois obturadores para</p><p>empacotar a zona a ser testada.</p><p>Normalmente a coluna de teste desce seca porém, se necessário usa-se um colchão de</p><p>água para evitar colapso da coluna de produção pela ação do pH ou para servir de</p><p>amortecedor e evitar liberar o packer (formação de baixa P.E.).</p><p>A observação do anular durante o teste vai dar informações preciosas quanto à</p><p>vazamentos no packer, comando ou coluna.</p><p>Em alguns casos pode ser feito um pistoneio no 2º fluxo se o poço não surgir, à</p><p>critério da programação. Normalmente quando o óleo ou gás é produzido no teste, é feita uma</p><p>circulação reversa por questão de segurança e para evitar banho de óleo ou pistoneio com</p><p>swab durante a retirada.</p><p>De um teste de formação pode ser obtidas indiretamente as informações a seguir:</p><p>- grau API do óleo;</p><p>- densidade do gás;</p><p>- densidade da água;</p><p>- salinidade do óleo ou da água;</p><p>A interpretação de um teste tem duas fases distintas: uma qualitativa e outra quantitativa</p><p>47</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Fases de um teste:</p><p>1) montagem da ferramenta;</p><p>2) descida da ferramenta no poço;</p><p>3) tomada da P.HI.L. ( pressão hidrostática inicial da lama);</p><p>4) fixação do packer e abertura da válvula testadora para 1º fluxo;</p><p>5) fechamento da válvula testadora para 1º estática;</p><p>6) abertura da válvula testadora para 2º fluxo;</p><p>7) se o poço não surgir, opcionalmente, a critério do fiscal, pode ser pistoneado;</p><p>8) fechamento da válvula testadora para 2º estática</p><p>9) liberação do packer para tomada da P.H.F.L. ( pressão hidrostática final da lama);</p><p>10) abertura da válvula (sub) reversa;</p><p>11) circulação reversa com fluido da amortecimento;</p><p>12) retirada da coluna de teste. Coletar amostras se solicitado;</p><p>13) desconexão da coluna de teste;</p><p>Participação das equipes:</p><p>1) dar a previsão da hora que o poço estará pronto para solicitação e confirmação do IP ou</p><p>companhia;</p><p>2) montar coluna de teste segundo orientação do operador (técnico) de teste;</p><p>3) preparar instalações de superfície, linha de surgência, queimador segundo orientação do</p><p>IP;</p><p>4) descer coluna e fixar packer, ciclar válvula segundo orientação do técnico;</p><p>5) ajudar a controlar o anular durante o teset, ajudar a medir os fluidos produzidos, coletar as</p><p>amostras solicitadas identificando-as;</p><p>6) liberar o packer quando solicitado;</p><p>7) abrir o sub de reversa quando determinado;</p><p>8) efetuar a circulação reversa. Para armazenar o petróleo em sonda convencional, o ideal é</p><p>dispor de um tanque semi- reboque, inclusive é mais seguro;</p><p>9) retirar e desconectar a coluna de teste segundo orientação do técnico. Coletar as amostras</p><p>solicitadas.</p><p>48</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>OPERAÇÕES COM FLEXITUBO</p><p>Trata-se de um tubo de aço, com OD de 1” a 1 ½” ( os mais utilizados no Brasil), com</p><p>comprimento suficiente para operar em todo o poço, e que fica enrolado em um carretel</p><p>especial. O aparato completo inclui, além do carretel com o tubo, uma unidade de força, com</p><p>um motor diesel e hidraúlico, uma cabine de comando, onde se tem o controle de</p><p>comprimento ( odômetro), peso, vazão e pressão, e um equipamento de cabeça de poço, que</p><p>inclui o injetor, que é quem coloca o tubo para dentro do poço, um BOP que se fecha sobre o</p><p>flexitubo, um lubrificador e um “stuffing box”.</p><p>O flexitubo pode operar tanto em poços com quanto em poços sem coluna, sendo que</p><p>a sua grande vantagem é a não necessidade de desequipar (e nem amortecer) o poço para</p><p>operar.</p><p>Entre as operações comumente efetuadas com flexitubo, estão a indução de surgência</p><p>com nitrogênio, a divergência de produtos químicos durante as estimulações e a remoção de</p><p>areia do fundo do poço.</p><p>Ultimamente tem-se tentado implementar novas operações com flexitubo, tais como</p><p>remoção mecânica de incrustação de colunas, abandono de intervalos por cimentação, corte</p><p>de “peixes” dentro da coluna e até corte de cimento abaixo da extremidade da coluna, com</p><p>uma broca especial que se abre ao sair da coluna, é acionada por uma turbina de fundo, para</p><p>girar, e depois fecha-se para passar novamente pela coluna.</p><p>Para o segundo semestre deste ano está prevista a perfuração de três poços horizontais</p><p>com flexitubo (de 2 3/8”) no Campo de Garoupa. Será aberta uma janela no revestimento de</p><p>7” e, a partir daí, será feito o desvio com flexitubo, com o poço em “underbalance” (isto é,</p><p>produzindo) já que a formação é extremamente depletada.</p><p>NITROGÊNIO</p><p>Utilizado para aliviar o peso da coluna hidrostática, para os mais variados fins. O</p><p>nitrogênio é fornecido no estado líquido (N2 criogênico), pois só assim pode ser bombeada a</p><p>alta pressão requerida, normalmente acima de 3000psi (seria necessário um compressor</p><p>monstruoso para comprimi-lo até estes níveis de pressão).</p><p>49</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Após ser bombeado, ele passa por um trocador de calor que o aquece, passando</p><p>desta forma para o estado gasoso, sem, no entanto, perder pressão. O volume, obviamente, se</p><p>expande.</p><p>Desta forma é injetado no poço, seja através do anular ( e MGL) ou através de um</p><p>flexitubo.</p><p>No primeiro caso, inicialmente bombeia-se o gás da plataforma até o nível máximo de</p><p>pressão possível, e só então entra-se com a Unidade de N2. A utilização de N2 faz com que</p><p>não seja necessária a colocação de diversos mandris de gás lift (MGL) na coluna para a</p><p>indução de surgência do poço. Como exemplo, existem poços mais antigos na E&P-BC com</p><p>até 10. Hoje em dia, utilizam-se no máximo três.</p><p>No segundo caso, o N2 é bombeado pelo interior do flexitubo até a sua extremidade,</p><p>gaseificando o anular flexitubo x coluna de produção, diminuindo a pressão hidrostática e</p><p>permitindo a reação da formação. Note, que é imprescindível que o gás bombeado pelo</p><p>interior do flexitubo seja um gás inerte, como é o N2, por motivos de segurança: um grande</p><p>comprimento de flexitubo permanece na superfície, enrolado no carretel, e um furo poderia</p><p>ocasionar um acidente de graves proporções, se estivesse sendo bombeado, por exemplo, gás</p><p>natural.</p><p>MÉTODOS PARA CONTROLE DA PRODUÇÃO DE AREIA:</p><p>TUBOS RASGADOS (SLOTTED LINER)/ SINTER PACK/ STRATAPACK/</p><p>EXCLUDER:</p><p>A necessidade de contenção de areia surgiu com os primeiros poços para a captação de</p><p>água. A evolução destas técnicas culminou com atualização do slotted liner(fig.1.1). Estes</p><p>tubos foram adaptados para indústria do petróleo e ainda hoje são usados em poços com baixa</p><p>produtividade ou em longos intervalos produtores, incluindo-se aí os poços horizontais.</p><p>As grandes profundidades e o mau selecionamento dos grãos dos arenitos produtores</p><p>de óleo, em oposição aos poços de água, causavam erosão ou o plugeamento dos slots, o que</p><p>impediu a propagação e o desenvolvimento do método.</p><p>Atualmente, foram desenvolvidos novos tipos de equipamentos com maior área</p><p>aberta ao fluxo e aplicação específica para poços horizontais,</p><p>50</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>dentre os quais podemos destacar:</p><p>- Sinterpack-Halliburton;</p><p>- Stratapack- Pall;</p><p>- Excluder-Baker</p><p>Hughes Inteq.</p><p>TELA PRÉ-EMPACOTADA:</p><p>Consiste de dois tubos telados concêntricos tendo o espaço anular entre eles preenchido</p><p>com areia ou cerâmica. A restrição a esta técnica é a grande facilidade de plugeamento do</p><p>pacote de gravel confinado entre as duas telas, pelos finos da formação.</p><p>O único uso recomendável de tubos pré-empacotados é em poços longos intervalos</p><p>canhoneados e altamente desviados, ou horizontais.</p><p>AREIA RESINADA:</p><p>Consiste no preenchimento dos espaços criados atrás do revestimento, devido a produção</p><p>de areia com gravel pré resinado. Após a pega da resina ( a cura se dá com o tempo e</p><p>temperatura) é descida broca para remoção do excesso de gravel dentro do poço. A</p><p>aplicabilidade desta técnica se restringe a poços com pequena extensão canhoneada. Também</p><p>é recomendada para poços antigos que já produziram grandes volumes de areia.</p><p>GRAVEL PACK EM POÇOS REVESTIDOS:</p><p>É a prática mundialmente mais difundida. Consiste do preenchimento dos canhoneados e</p><p>anular tubo telado/revestimento com uma areia (gravel) de granulometria bem selecionada</p><p>formando um pacote compacto, que impede a movimentação na areia da formação.</p><p>GRAVEL PACK EM POÇOS REVESTIDOS:</p><p>Esta técnica, empregada em poço revestido, pode variar desde a simples utilização de um</p><p>único tubo telado a uma complexa completação múltipla.</p><p>51</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Discutiremos apenas os tipos de operações e técnicas mais usuais, onde após o</p><p>condicionamento do revestimento, é descido um sump packer, formando o fundo necessário</p><p>para ancoragem da coluna de gravel pack, composto de tubos telados, tubos cegos, wash</p><p>pipes, crossover tool e packer é instalado.</p><p>Após conclusão da instalação do conjunto, é feito o bombeio e deslocamento do gravel,</p><p>que conterá a produção da areia de formação.</p><p>*Vantagens (em comparação com métodos alternativos):</p><p>-mais efetivo no controle de areia em longos intervalos, em intervalos com pequenas</p><p>intercalações de folhelhos, e em zonas com alto teor de argila e slit;</p><p>-suporta a maioria das reações desenvolvidas em um tratamento químico, e não se deteriora</p><p>com o tempo;</p><p>-apresenta melhores resultados nas aplicações em poços antigos com histórico de grande</p><p>produção de areia;</p><p>- é menos afetado pelas variações de permeabilidade da formação;</p><p>*Desvantagens:</p><p>- redução do diâmetro interno do poço, pela utilização de tubos telados;</p><p>- reparos ou recompletações requerem a remoção do conjunto;</p><p>-as telas estão sujeitas a corrosão e/ou erosão devido as altas velocidades de fluxo ou a</p><p>produção de fluidos corrosivos;</p><p>- apresenta maior dificuldade no isolamento de futuros intervalos produtores de água;</p><p>GRAVEL PACK A POÇO ABERTO</p><p>INTRODUÇÃO:</p><p>Conforme discutido nos capítulos anteriores, o foco principal da operação de Gravel Pack</p><p>em poço revestido, está em empacotar completamente os canhoneados com areia Gravel de</p><p>alta permeabilidade. O Gravel Pack a poço aberto elimina completamente este problema e</p><p>reduz a operação a simples necessidade de empacotamento do anular Tela x Poço Aberto.</p><p>Devido a inexistência dos canhoneados, o fluido da formação pode ser produzido ao longo de</p><p>360 no pacote Gravel, eliminando a elevada perda de carga associada ao fluido linear através</p><p>52</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>dos túneis de canhoneados. A redução da perda de carga através do Gravel a poço aberto,</p><p>garante uma maior produção do que em Gravel a poço revestido, para uma mesma formação.</p><p>RESERVATÓRIOS CANDIDATOS A TÉCNICA DE GRAVEL PACK A POÇO</p><p>ABERTO:</p><p>Apesar das vantagens descritas acima, a técnica de Gravel Pack a Poço Aberto não é</p><p>recomendável para todos os tipos de reservatórios e formações. Uma desvantagem da</p><p>completação a poço aberto (incluindo com gravel pack), é a impossibilidade de isolamento de</p><p>intervalos devido a elevada RAO e RGO. Completações a poço revestido permitem</p><p>selecionar, através de canhoneio, somente as zonas de interesse, permitindo melhor controle</p><p>do fluxo indesejável de água ou gás. Devido a este fato, completações a poço aberto são mais</p><p>aplicavéis para reservatórios simples, com um intervalo produtor, não sendo efetivo para</p><p>completações múltiplas com água ou gás próximos.</p><p>53</p><p>FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO</p><p>São os fluidos utilizados nos poços revestidos para efetuar os trabalhos de</p><p>completação, workover e limpeza dos mesmos em condição de segurança e sem danificar a</p><p>formação.</p><p>FUNÇÕES OU CARACTERÍSTICAS:</p><p>- Deve impedir a migração do fluido da formação para o poço;</p><p>- Não deve danificar a formação;</p><p>- Deve promover o carreamento de partículas sólidas que se encontrem no poço tais</p><p>como: cimento, areia, detritos ou limalha;</p><p>- Deve ser limpo;</p><p>- Não deve ser corrosivo;</p><p>- Não deve trapear gás;</p><p>- Deve ser econômico ( barato ).</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>TIPOS DE FLUIDOS MAIS UTILIZADOS:</p><p>54</p><p>1) base água:</p><p>- água doce com 1% de kcl e desemulsificante ( 62,4 lb / pé ³ );</p><p>- água doce com cloreto de Sódio (nacl) (peso até 74,0 lb / ³ );</p><p>- água doce com Cloreto de sódio + Cloreto de Cálcio ( 75 a 82 lb / pé );</p><p>2) petróleo, de preferência da própria zona ( +_ 50 lb / pé ³ ).</p><p>3) Fluidos gelificados: água com polímero orgânico. Bem mais caro, usado</p><p>eventualmente quando ocorre grande perda com petróleo ou água adensada.</p><p>Outro recurso utilizado para estancar perdas, são os tampões de Calcita ou de Risol.</p><p>Existe tecnologia desenvolvida para a preparação e uso de outros tipos de fluidos como:</p><p>espuma, emulsões, óleos viscosificados etc.,porém, na prática estes fluidos quase não são</p><p>utilizados na UN-BA.</p><p>O “overbalance” ou diferencial de pressão que um fluido deve ter é de 15kg / cm ²</p><p>para campos ou poços de desenvolvimento e de 20kg / cm ² para poços pioneiros.</p><p>Normalmente as programações citam as pressões das formações, pelo menos a pressão</p><p>estática esperada, e já especificam o fluido a ser utilizado no poço. Se quisermos conferir,</p><p>basta calcularmos a P.H. e compará-la à P. E. para nos certificados de que o diferencial</p><p>está adequado, observe que na produção o peso específicos dos fluidos são expressos em</p><p>lb / pé ³.</p><p>PACKER FLUID: é o fluido que deve ser deixado sobre um packer ( no anular ) ao</p><p>equiparmos o poço. Este fluído deve conter inibidor de corrosão.</p><p>Todos os fluídos utilizados na produção, exceto o petróleo, são confeccionados são</p><p>confeccionados na estação de lama do GEFLAB ou seja, chegam na sonda pronto para o</p><p>uso. Já o petróleo é solicitado das estações coletoras dos campos, sendo que nem todas</p><p>elas têm instalações adequadas para tal fim.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Todo o sistema por onde o fluído passa, desde os tanques de transporte, sucção, bomba,</p><p>tanque da sonda e linhas de ataque e retorno, deverão estar bem limpos para não</p><p>contaminar o fluído e posteriormente danificar a formação.</p><p>FLUIDOS UTILIZADOS NA COMPLETAÇÃO</p><p>1 agua do mar ➔ para limpeza do poço. não pode entrar em contato em contato com a</p><p>formação produtora ( formação de prcipitados ).</p><p>2agua do mar adensada➔ para limpeza; fluido de corrente; fluido para squeeze. 3-</p><p>solução salina➔ fc padrão: água industrial + adensidade = aditivos</p><p>4 colchão de limpeza➔ a base de bentonita, para carreamento de solidos ( corte de</p><p>cimento ). não deixar entrar em contato com canhoneados.</p><p>5 colchão viscoso➔ a base de polímeros ( cellosize ). para carreamento de sólidos e</p><p>combate a perda. pode entrar em contato com canhoneados.</p><p>6 colchão lavagem➔ a base de detergente para remoção de lama a base óleo</p><p>7 tampões de perda➔ para combater a perda de circulação. fabricado a base de</p><p>polimeros ( cellosize ), resinas 9 J – 237; J – 330 ) ou agentes obturantes ( calcita ).</p><p>55</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- isolar, com maximo cuidado, o fluido limpo;</p><p>- usar graxa somente nos pinos</p><p>ADITIVOS DOS FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO</p><p>1)ADENSANTES - conferem peso ao fluido ( presão hidrostatica):</p><p>* cloreto de sódio (NaCl)</p><p>* cloreto de potássio (KCl)</p><p>* cloreto de calcio (CaCl)</p><p>2) PREVENTORES DE EMULSÃO - Evitar a formação de emulções</p><p>da água com</p><p>o óleo e vice - versa. que causam danos</p><p>elevados:</p><p>* dissovan - 2489</p><p>* surflo - HS-1</p><p>* upet- pan - 207</p><p>CUIDADOS NO PREPARO E CONSERVAÇÃO DO FLUIDO*</p><p>- fluido de completação deve ser:</p><p>. isento de detritos</p><p>. compatível com a formação</p><p>. anti-corrosivo</p><p>- lavar rigorosamente tanques e linhas;</p><p>- checar funcionamento das valvulas e drenos dos tanques com água do mar;</p><p>- impedir que pedaços de sacos, cordas, copos plasticos, pontas de cigarros,</p><p>etc., sejam atirados aos tanques de fluido;</p><p>3) ESTABILIZADORES DE ARGILAS - Evitam o inchamento da argilas as quais tam-</p><p>ponam os poros da rocha (queda na produtividade):</p><p>* cloreto de potassio (KCL)</p><p>* cloreto de amonio ( NH³ CL)</p><p>- sempre que posivel, filtrar fluido preparado em elementos de 25 micra e 2 a 5 micra</p><p>- não usar bentonita e evitar polimeros para vedar calha e valvulas</p><p>4) INIBIDOR DE CORROSÃO / BACTERICIDA</p><p>* dicromato de sodio</p><p>5) REGULADOR DE PH - AJUSTE DE ACIDEZ OU ALCALINIDADE</p><p>* soda caustica ( Na OH )</p><p>6) POLIMEROS -</p><p>* espessantes viscosificam o fluido</p><p>* hidroxi - etil celulose ( CELLOSIZE - HEC)</p><p>7) COMBATE A PERDA - resinas soluveis</p><p>* J - 330</p><p>* J - 247</p><p>56</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>TABELA DE PRODUTOS PARA FLUIDOS</p><p>57</p><p>PRODUTO UNIDADE FUNÇÃO</p><p>BENTONITA SACO 25 KGS COLCHÃO DE LIMPEZA</p><p>CARBONATO</p><p>DE CALCIO</p><p>SACO 30 KGS COBATE A PERDA</p><p>CLORETO DE</p><p>CALCIO</p><p>SACO 50 KGS ADENSANTE</p><p>CLORETO DE</p><p>POTACIO</p><p>SACO 50 KGS INIBIDOR INCHAMENTO</p><p>DE ARGILA</p><p>CLORETO DE</p><p>AMONIO</p><p>SACO 25 KGS INIBIDOR INCHAMENTO</p><p>DE ARGILA</p><p>DETERGENTE</p><p>AMONIO</p><p>TAMBOR 200 l COLCÃO DE LAVAGEM</p><p>DICROMATO</p><p>DE SODIO</p><p>SACO 40 KGS INIBIDOR DE CORROSÃO</p><p>E BACTERICIDA</p><p>DISSOVAN</p><p>2489</p><p>TAMBOR 50 l PREVENTOR DE</p><p>EMULSÃO</p><p>J - 237 BALDE 50 GAL RESINA COMBATE A</p><p>PERDA</p><p>J - 330 TAMBOR 48 GAL RESINA COMBATE A</p><p>PERDA</p><p>SODA</p><p>CAUSTICA</p><p>SACO 25 KGS CONTROLE pH</p><p>SURFLO HS -</p><p>1</p><p>BOMBONA 50 l PREVENTOR DE</p><p>EMULSÃO</p><p>UPET-PAN</p><p>207</p><p>BOMBONA 50 l PREVENTOR DE</p><p>EMULSÃO</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>PRINCIPIOS DA HIDROSTÁTICA</p><p>INTRODUÇÃO</p><p>Intuitivamente todos nós sabemos da importância dos fluidos nas operações de</p><p>petróleo, quer seja nos serviços de perfuração quanto de completação e manutenção de poços,</p><p>porém pode ser que alguns pontos sejam obscuros quanto ao seu real fundamento teórico.</p><p>Ao abordamos o tópico HIDROSTÁTICA, tentaremos fornecer resumidamente</p><p>informações que possibilite o entendimento do mecanismo de amortecimentos de poços,</p><p>através de conceitos básicos como diferenças entre peso, peso específico e densidade, coluna</p><p>hidrostática, unidades mais empregadas e relações entre peso, volume, área e pressão.</p><p>PESO E PESO ESPECÍFICO</p><p>Inicialmente conversaremos sobre a definição de peso, peso específico e densidade</p><p>para que não haja confusão quando citarmos individualmente cada um.</p><p>Toda substância seja sólida, líquida ou gasosa apresenta um determinado peso a</p><p>depender da quantidade física tomada (volume). É evidente que um botijão com 1 litro pesa</p><p>menos que um contendo 20 litros do mesmo fluido.</p><p>A pergunta é: como podemos saber o peso de um determinado volume de fluido</p><p>conhecido?</p><p>Obs. Devemos esclarecer que daqui por diante quando mencionarmos a palavra fluido,</p><p>estaremos nos referindo a qualquer substância líquida ou gasosa, água, vapor, gás e petróleo</p><p>são exemplos mais diretos.</p><p>Resp. Suponhamos que gostaríamos de saber quanto pesa 1 litro de água pura</p><p>(destilada). Uma maneira prática seria leva-lo até uma balança onde leríamos 1 Kg..</p><p>Chegaríamos a conclusão que 1 litro de água pura pesa 1 Kg, conseqüentemente 1 Kg</p><p>do mesmo fluido ocupa o volume de 1 litro.</p><p>Se tomarmos agora 1 litro de petróleo “morto” e procedermos de maneira idêntica</p><p>obterão um valor diferente, muito provavelmente inferior ao da água.</p><p>Podemos então afirmar que cada substância apresenta uma relação entre o seu peso e o</p><p>seu volume: a da água destilada, como foi visto anteriormente é:</p><p>58</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>1</p><p>Kg</p><p>litro</p><p>Definimos então:</p><p>“A relação entre o peso de uma substânica e o volume ocupado pela mesma é</p><p>denominada de peso específico.”</p><p>UNIDADES</p><p>Paremos um pouco agora para falar sobre UNIDADES que é outro conceito de</p><p>fundamental importância para facilitar o entendimento da hidrostática, como de muitas outras</p><p>grandezas físicas.</p><p>No nosso dia a dia fazemos uso constantemente de palavras que serve para dar sentido</p><p>ao que falamos. Ao mencionarmos Kilograma nos vem à cabeça a idéia de peso, kilômetro</p><p>nos dá noção de distância. Digamos que você ao se dirigir ao balcão de um supermercado</p><p>onde estivesse sendo vendido leite e manteiga para comprar um desses produtos, peça ao</p><p>vendedor 1 litro (que identifica volume). Ele automaticamente saberá que o produto desejado</p><p>é leite pois manteiga normalmente é vendida a peso (grama, kilograma....).</p><p>Este é um exemplo bem direto de como determinadas grandezas são relacionadas com</p><p>nomes, sendo estes classificados como UNIDADES.</p><p>Grandezas como distância, velocidade, peso, volume, temperatura etc..., possuem</p><p>unidades que as identificam.</p><p>Então vejamos o que vem a ser isso: ao nos referirmos à distância entre 2 cidades</p><p>falamos em quilômetros, profundidade de um poço em metros, volume de um tanque em</p><p>barris, velocidade de um carro em Km/hora. É bom salientar que uma mesma grandeza</p><p>normalmente pode ser expressa em várias unidades (Ex.: unidades de comprimento – metro,</p><p>centímetro, polegada, pé, milha, etc..).</p><p>O peso específico (P.E.) também possui unidades que nos dão uma noção bem clara</p><p>sobre o que estamos explicando. Foi dito anteriormente que peso específico é a relação entre o</p><p>59</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>peso de um fluido (Kg, Lb, grama...) e o volume ocupado pelo mesmo (litro, pé³, galão,...) ou</p><p>seja:</p><p>Peso</p><p>Volume</p><p>As unidades mais utilizadas para P.E> na linguagem técnica de petróleo são: libra</p><p>(unidade de peso) por galão (unidade de volume) e libra por pé cúbico (unidade de volume).</p><p>Para deixar clara a diferença entre peso e peso específico, basta usarmos o exemplo</p><p>dado no inicio do texto, ou seja, 1 litro de água pesa menos que 20 litros, daí concluirmos que</p><p>o PESO varia com o volume porém o PESO ESPECÍFICO se mantém constante.</p><p>pe3</p><p>= 62,4</p><p>Lbs</p><p>galao</p><p>Lbs</p><p>litro</p><p>Para a água, temos: 1</p><p>Kg</p><p>= 8,34</p><p>DENSIDADE</p><p>Com o passar do tempo os cientistas sentiram a necessidade de introduzir mais um</p><p>conceito que relacionasse o peso específico dos fluidos com o peso específico de um fluido</p><p>tomado como referência, sendo a água pura a escolhida.</p><p>“A relação entre o peso específico de um fluido qualquer e o peso específico da água é</p><p>denominado de densidade”</p><p>Ou seja: d =</p><p>P.E( fluido _ qualquer)</p><p>P.E(água _ destilada)</p><p>As substâncias ditas “mais pesadas que a água“ possuem densidade maior que 1, como</p><p>é exemplo da maioria dos fluidos de completação. Já os “mais leves” como o petróleo, o gás</p><p>etc.. possuem densidade menor que 1. seria redundante dizer que a densidade da água é 1.</p><p>60</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>d =</p><p>P.E(água)</p><p>=1</p><p>P.E(água)</p><p>Façamos um exercício para fixarmos melhor este conceito:</p><p>Pergunta: Qual a densidade da água adensada de P.E 74 lb/pé³?</p><p>Resposta: d =</p><p>P.E( fluido _ qualquer )</p><p>,</p><p>P.E(água _ pura)</p><p>temos P.E do fluido = 74 lb/pé3, P.E água pura = 62,4 lb/pé³</p><p>logo,</p><p>= = 1,19</p><p>P.E(água _ pura) 62,4lb / pe3</p><p>P.E( fluido _ qualquer ) 74lb / pe3</p><p>d =</p><p>OBS: Note que só podemos calcular a densidade de um fluido utilizando a fórmula</p><p>acima se os pesos específicos do fluido e da água estiverem expressos nas mesmas unidades,</p><p>no nosso exemplo lb/pé³. Se o P.E da água adensada fosse dado em lb/galão, obrigatoriamente</p><p>teríamos que usar o P.E da água pura também em lb/galão.</p><p>Verifiquemos então:</p><p>ÁGUA ADENSADA - 74 lb/pé3 = 9,89 lb/galão; ÁGUA PURA - 62,4 lb/pé3 = 8,34</p><p>lb/galão</p><p>d =</p><p>9,89lb / galão</p><p>= 1,19</p><p>8,34lb / galão</p><p>Como era de se esperar a densidade não se alterou.</p><p>61</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>AMORTECIMENTO DE POÇOS</p><p>Surge então a pergunta: o que interessa para me saber o peso específico</p><p>das</p><p>substâncias, especialmente os dos fluidos de completação?</p><p>Vamos esclarecer primeiramente o que seja um amortecimento de poço. Ao</p><p>recebermos o programa de intervenção em um poço, nele deve constar à pressão estática do</p><p>reservatório obtida através de testes de formação ou RPE (Registro de Pressão Estática).</p><p>Sendo assim necessitamos utilizar um fluido com o peso específico adequado para que a sua</p><p>coluna hidrostática (poço cheio) venha proporcionar uma pressão maior que a do reservatório,</p><p>garantindo assim um trabalho seguro e sem maiores preocupações quanto à ocorrência de</p><p>KICKS ou BLOW OUTS.</p><p>Mas vejamos como isso realmente acontece. Ao mergulharmos em uma piscina</p><p>nadando em direção ao seu fundo, notamos que nossos ouvidos ficam sujeitos a pressões</p><p>crescentes chegando a um ponto insuportável onde temos duas opções, voltar à superfície ou</p><p>realizar a descompressão dos tímpanos. Esta é uma experiência que acredito a maioria das</p><p>pessoas já tenha passado, mas provavelmente alguns não tenham questionado a causa de tal</p><p>ocorrência. Explicaremos a seguir a relação entre peso, peso especifico, área e pressão o que</p><p>ajudará na compreensão do fenômeno narrado acima e principalmente da sistemática de</p><p>amortecimento de poços.</p><p>Inicialmente precisamos deixar claro que peso é uma força.</p><p>PESO = FORÇA</p><p>Precisaremos definir agora qual a relação entre peso e pressão.</p><p>Experimentalmente sabemos que:</p><p>ÁREA</p><p>62</p><p>PRESSÃO =</p><p>FORÇA</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Ou seja, toda força aplicada sobre uma determinada área gera uma pressão resultante.</p><p>63</p><p>Por essa fórmula concluímos que variando a força ou a área, podemos variar a pressão</p><p>exercida sobre os corpos.</p><p>Uma maneira prática de testarmos a veracidade desta fórmula é tomar um pequeno</p><p>peso (força), de 1 Kg por exemplo, um tarugo de madeira e uma faca. Apóie o tarugo sobre a</p><p>sua própria barriga colocando em seguida o peso sobre o mesmo. Imediatamente você sentirá</p><p>uma pressão sendo exercida sobre o seu abdômen que é o resultado do peso sobre a área de</p><p>contato do tarugo. Troquemos agora o tarugo de madeira por uma faca de ponta fina. Se você</p><p>tentar realizar o mesmo experimento chegará à conclusão que provavelmente a faca</p><p>o machucaria, o que é verdadeiro. O motivo disso é que ao trocar a madeira pela faca</p><p>você diminuiu a área de contato com sua barriga para o mesmo peso utilizado, e segundo a</p><p>fórmula apresentada causa um aumento de pressão.</p><p>Fica explicado também o porquê do caso da piscina. Ao nos aprofundarmos o peso da</p><p>água atuando sobre a área dos nossos ouvidos vai aumentando, com o conseqüente aumento</p><p>de pressão.</p><p>E qual a relação que existe entre o explicado e o amortecimento de poços? Eu diria</p><p>que tudo. O que fazemos na realidade ao colocarmos fluido no poço é aplicarmos uma coluna</p><p>hidrostática (altura de fluido que gera um peso equivalente) sobre uma determinada área,</p><p>gerando uma pressão que terá que ser maior que a pressão estática da formação, esta é a</p><p>chamada PRESSÃO HIDROSTÁTICA.</p><p>Verificaremos agora outro fato interessante. Olhando as figuras abaixo onde se</p><p>encontram os desenhos de 2 tanques cheios com o mesmo fluido, perguntamos: Se</p><p>conseguíssemos instalar um manômetro no fundo de ambos, qual apresentaria a maior</p><p>pressão?</p><p>Alguns talvez tenham respondido que seria o tanque número 2 devido ao seu maior</p><p>volume e conseqüentemente maior peso. Minha resposta porém seria diferente, afirmando que</p><p>na realidade a maior leitura seria do manômetro do tanque nº 1.</p><p>Qual o motivo do aparente “absurdo”? mediante contas simples provaremos que a</p><p>pressão hidrostática independe do volume, sendo função exclusiva do tipo de fluido e da</p><p>altura da coluna hidrostática.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Suponha que tenhamos dois tanques com as dimensões mostradas abaixo, cheios de</p><p>água.</p><p>1) 2)</p><p>Quais seriam as pressões exercidas sobre o fundo dos tanques?</p><p>Sei que Pressão =</p><p>Força</p><p>; Força = Peso do fluido, Área = Área do fundo do tanque</p><p>Área</p><p>Calculemos então:</p><p>Passo 1:</p><p>Peso de fluido – Para calcularmos o peso total de fluido (água) contida no tanque,</p><p>precisamos relembrar o conceito de peso específico. Ao abordarmos este tópico vimos que 1</p><p>litro de água pesava 1 Kg, ou seja, o peso específico é:</p><p>litro galao pe3</p><p>64</p><p>= 62,4</p><p>Lbs</p><p>PE = 1</p><p>Kg</p><p>= 8,34</p><p>Lbs</p><p>Sabemos também que 1 m³ = 1000 litros.</p><p>Voltemos então para os nossos cálculos:</p><p>Chegamos a conclusão que 1 m³ de água pesa 1000 gal.</p><p>Se eu souber o volume de cada tanque (m³) fica fácil sabermos o peso referente ao</p><p>fluido.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Cálculo dos volumes:</p><p>TQ (1): Altura x largura x comprimento = 1,5m x 2,0m x 5,0m = 15 m³</p><p>TQ (2): Altura x largura x comprimento = 2,0m x 1,5m x 4,0m = 12 m³</p><p>Sendo assim, o peso do fluido nos tanques é:</p><p>TQ (1): 15m3x1000Kg / m3 = 15000Kg</p><p>TQ (2): 12m3x1000Kg / m3 = 12000Kg 12</p><p>Escrevemos uma fórmula que corresponde ao que fizemos:</p><p>PESO DO FLUIDO = VOLUME DO FLUIDO X PESO ESPECÍFICO DO FLUIDO.</p><p>Com o peso respectivo dos dois tanques sabemos a força que atuará no fundo dos</p><p>mesmos.</p><p>Passo 2:</p><p>Calculo da área do fundo dos tanques:</p><p>TQ (1): Comprimento x largura = 5,0m x 2,0m = 10m²</p><p>TQ (2): Comprimento x largura = 1,5m x 4,0m = 6m²</p><p>Passo 3:</p><p>Cálculo das pressões:</p><p>Já vimos que Pressão = Força</p><p>Área</p><p>10m2</p><p>TQ (1): Força = 15000 Kg Pressão =</p><p>15000Kg</p><p>= 1500Kg / m2</p><p>Área = 10m²</p><p>TQ (2): Força = 12000 Kg</p><p>6m2</p><p>65</p><p>Pressão =</p><p>12000Kg</p><p>= 2000Kg / m2</p><p>Área = 6 m²</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Veja que apesar do TQ 1 possuir um volume maior de fluido que o TQ 2 e</p><p>conseqüentemente um maior peso, o comprimento das pressões é exatamente o inverso. A</p><p>explicação é simples, a altura da coluna hidrostática no TQ 2 é superior ao TQ 1, gerando</p><p>assim uma pressão hidrostática em níveis mais elevados.</p><p>Do exposto podemos então concluir:</p><p>“A pressão hidrostática independe do volume de fluido, sendo função exclusivamente do</p><p>seu peso específico e da altura da coluna hidrostática”</p><p>Esta é a razão pela qual 1000m de um determinado fluido em um revestimento de 7”</p><p>exerce a mesma pressão que 1000m desse mesmo fluido em um revestimento de 5 ½”.</p><p>Abramos um parêntese para falar das unidades de pressão comumente utilizadas.</p><p>Como pressão é função de uma força (peso) sobre uma área, é de se esperar que suas</p><p>unidades também o sejam. Se utilizarmos peso em Kg e a área em cm², obteremos a pressão</p><p>em Kg/cm² (unidade adotada pela Petrobrás).</p><p>AMORTECIMENTO DE POÇOS</p><p>INTRODUÇÃO</p><p>No caso de mudarmos esta unidade para: Peso em libras (lb) e Área em polegada</p><p>quadrada (pol²), teremos a pressão em lb/pol² (sistema inglês). Esta unidade é mais conhecida</p><p>com PSI (em inglês, Pounds per Square Inches).</p><p>Frisamos que existe uma gama muito grande de unidade de pressão, porém na</p><p>linguagem técnica de petróleo são as mais utilizadas.</p><p>FÓRMULAS PARA O CÁLCULO DA ALTURA DE FLUIDO E PESO ESPECÍFICO</p><p>NECESSÁRIO PARA O AMORTECIMENTO DE POÇOS</p><p>1- Sabendo a profundidade (H) em metros e o peso específico do fluido (PE) em lb/pé³,</p><p>achar a pressão hidrostática equivalente (PH) em psi.</p><p>66</p><p>PH = 0,023xPExH</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>2 Sabendo a pressão hidrostática necessária (PH) em psi e a profundidade (H) em</p><p>metros, achar o peso específico do fluido (PE) em lb/pé³ necessário para amortecer o</p><p>poço.</p><p>PE =</p><p>43,48xPH</p><p>H</p><p>3 Sabendo a profundidade (H) em metros e o peso específico do fluido (PE) em lbs/gal,</p><p>achar a pressão hidrostática equivalente (PH) em psi.</p><p>PH = 0,0158xPExH</p><p>4- Sabendo a pressão hidrostática necessária (PH) em psi e a profundidade (H) em</p><p>metros, achar o peso específico do fluido (PE) em lbs/gal necessário para amortecer o</p><p>poço.</p><p>PE =</p><p>63,29xPH</p><p>H</p><p>Obs. 1: A PETROBRÁS adota uma margem de segurança da ordem de 20 Kg/cm² (284,4</p><p>psi), ou seja:</p><p>PH = PR + 20Kg / cm2 , onde PR = Pressão estática do reservatório.</p><p>Obs. 2: Conversão de unidades 1Kg / cm2 = 14,22psi</p><p>67</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Vejamos dois exemplos de cálculo de amortecimento de poços:</p><p>1- Recebemos</p><p>da estação de lama, 2 carretas de fluido de amortecimento (água adensada),</p><p>que apresentou um peso específico de 73,7 lbs/pé³ (medido na SPT). Sabemos pelo programa</p><p>que a pressão estática do reservatório registrada no último teste de formação era 155 Kg/cm, a</p><p>uma profundidade de 1350m (zona aberta). A pergunta é: podemos utilizar este fluido para</p><p>amortecer o poço?</p><p>Resp. Cálculo da pressão hidrostática equivalente a 1350m (H) de fluido de peso específico</p><p>73,7 lbs/pé³ (PE).</p><p>Fórmula (1):</p><p>PH = 0,023xPExH = 0,023x73,7x1350= 2.288,4PSI 161Kg / cm2</p><p>Como a pressão estática do reservatório (PR) é 155 Kg/cm², pelas normas da</p><p>PETROBRÁS seria necessária uma pressão hidrostática equivalente de 155 Kg/cm² + 20</p><p>Kg/cm² = 175 Kg/cm². Sendo assim o fluido não está corretamente especificado pois 161</p><p>Kg/cm² é menor que 175 Kg/cm².</p><p>1- Determine qual é o peso específico (PE) do fluido recomendado para amortecer uma</p><p>zona a 2100m, cuja pressão estática é 220 Kg/cm².</p><p>Resp. A pressão hidrostática exercida pelo fluido deverá ser de 220 Kg/cm² + 20 Kg/cm²</p><p>(segurança), ou seja 240 Kg/Cm² = (3413 psi).</p><p>Fórmula 2:</p><p>PE =</p><p>43,48xPH ( psi)</p><p>=</p><p>43,48x3413</p><p>= 70,7</p><p>H (m) 2100</p><p>Utilizaremos um fluido de peso específico 72 lb/pé³</p><p>68</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>CÁLCULO DA CONTRA PRESSÃO A SER APLICADA NA SUPERFÍCIE</p><p>Dados: Pressão estática: PE = 130 Kg/cm²</p><p>Profundidade: D = 1200m</p><p>Revestimento de 5 ½” , 14 lb/pé</p><p>Coluna 2 3/8” EU</p><p>a) Cálculo do peso específico do fluido de amortecimento</p><p>Pressão hidrostática necessária:</p><p>PH = PE + 20Kg / cm2 = 130 + 20 = 150Kg / cm2</p><p>Verificando na tabela de fatores para cálculo do peso específico, para P em Kg / cm2 e</p><p>D = metros, achamos o fator 624,28 para o peso específico em lb/pé³</p><p>Logo:</p><p>3150Kg / cm2</p><p>= 78lb / pé</p><p>1200m</p><p>= 624x</p><p>Profundidade</p><p>Pressão</p><p>Peso _ especifico = Fatorx</p><p>Capacidade do espaço anular 5 ½” - 14 x 2 3/8” - 0,062 bbl/m - 16,13 m/bbl.</p><p>Volume total do espaço anular = 1200m x 0,062 = 74,4 bbl</p><p>Pressão exercida por um barril de fluido no espaço anular:</p><p>2</p><p>69</p><p>78lb / pè3x16,13m / bbl</p><p>= 2,016Kg / cm</p><p>624</p><p>P =</p><p>Logo 1 barril exerce no espaço anular uma pressão de 2,016 Kg / cm2 ou,</p><p>multiplicando-se por 14,22,</p><p>14,22 x 2,016 = 28,66 psi.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Se no exemplo em tela, já foram injetados 20 bbl de fluido no espaço anular, esse</p><p>volume exercerá uma pressão hidrostática de 20 x 2,016 = 40,32 Kg/Cm².</p><p>70</p><p>Para evitar o fluxo de gás da formação para o poço, deveremos exercer na superfície</p><p>uma contra pressão de</p><p>P − PH = 150 − 40,3 = 109,7Kg / cm2 ou 109,7x14,22 = 1560PSI</p><p>Obs: Sugere-se o preparo de uma tabela de volume x contra pressão. No caso em tela,</p><p>teremos:</p><p>Volume Injetado (bbl) Contra Pressão (Kg/Cm²) Contra Pressão (psi)</p><p>10 130 1849</p><p>20 110 1564</p><p>30 90 1280</p><p>40 69 569</p><p>50 49 711</p><p>60 29 853</p><p>70 9 128</p><p>75 0 0</p><p>Esta tabela fornecerá ao operador uma diretriz sobre a contra pressão a aplicar, durante</p><p>o amortecimento, após preenchido o volume da tubulação.</p><p>A prática indicará se for necessário o cálculo da contra pressão a cada 5 bbl em vez de</p><p>10.</p><p>Exemplo: Planeja-se executar uma restauração em um poço onde a pressão na cabeça é</p><p>próxima da pressão de trabalho do equipamento de superfície. Planejar o amortecimento para</p><p>minimizar a possibilidade falha.</p><p>Dados: Pressão de trabalho dos equipamentos de superfície, 5000 psi;</p><p>Pressão na cabeça: 4800 psi;</p><p>Tubulação de 2 3/8”, 4.7 lb/pé, N-80;</p><p>Canhoneio a 13795 pés;</p><p>Peso específico do fluido: 9 lb/galão.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>A solução será a de amortecer o poço pelo método de segregação ou de lubrificação, para</p><p>reduzir a pressão na cabeça a níveis seguros.</p><p>1- Estimular a pressão hidrostática fornecida por cada barril de fluido injetado: Capacidade do</p><p>tubing de 2 3/8” = 0,00387 bbl/pé = 258,4 pés/bbl. O fator, na tabela para psi, pés e lb/gal é</p><p>19,25.</p><p>19,25</p><p>258,4x9</p><p>= 120,8  120 psi /bbl</p><p>1 Instale todos os equipamentos de superfície incluindo bomba e queimadores;</p><p>71</p><p>2 Abra o bean para permitir a descarga do poço e momentaneamente reduzir a pressão do</p><p>tubing;</p><p>3 Feche o bean e bombeie o fluido de 9 lb/gal até que a pressão dinâmica do tubing alcance</p><p>4800 psi;</p><p>4 Aguarde para permitir o fluido cair dentro do tubing. O tempo variará de 15 a 60</p><p>minutos, dependendo da densidade do gás, da pressão e do diâmetro do tubing;</p><p>5 Abra lentamente o bean e descarregue o gás até que apareça o fluido de amortecimento;</p><p>6 Feche o bean e bombeie o fluido de amortecimento;</p><p>7 Continue o processo até que se obtenha uma pressão de bombeio segura.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>A figura 1 ilustra a operação:</p><p>CHECK LIST PARA INTERVIR EM POÇOS DE GÁS</p><p>1 Observar se existe registro (Amerada, TFR, DST) recente de pressão estática do poço</p><p>(pressão, data e profundidade);</p><p>2 Se o fluido de amortecimento/completação está compatível com os dados de pressão</p><p>estática e profundidade vertical do reservatório de modo a termos o seguinte</p><p>diferencial:</p><p>PH − Pe  20Kg / cm2</p><p>3 Observar se o poço absorve ou joga fora o fluido;</p><p>4 Completar o poço continuamente durante a retirada e descida das colunas, observando</p><p>o retorno de fluido pela saída de lama;</p><p>72</p><p>5- Observar se os equipamentos de superfície (bomba, BCP, válvulas, linhas, etc..) a</p><p>serem usados estão compatíveis com as pressões esperadas durante um possível</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>amortecimento. Esses equipamentos deverão ser testados com 1000 psi, no mínimo,</p><p>acima da pressão estática do reservatório;</p><p>73</p><p>6 Após qualquer descida e antes de iniciar a retirada de tubulação, circular um volume</p><p>do poço, a fim de eliminar algum gás produzido pela formação;</p><p>7 Manter na plataforma de trabalho uma válvula de segurança testada e com pressão de</p><p>trabalho no mínimo 1000 psi acima do pé do reservatório, com nipple igual a da</p><p>coluna em uso na ocasião;</p><p>8 Certificar-se de que a bomba de lama está com camisas e pistões adequados para as</p><p>pressões e se a válvula de segurança está adequadamente calibrada;</p><p>9 Não interromper as manobras para executar qualquer outra atividade, sendo imperiosa</p><p>essa interrupção, reduzi-la a um tempo mínimo, mantendo o poço cheio, conforme já</p><p>indicado no item 4. nas manobras de retirada de coluna, circular antes de reiniciar a</p><p>operação;</p><p>10 Quando não conseguir circulação no amortecimento (coluna ou anular obstruído),</p><p>canhonear através do tubing com “Tubing Punch”, para permitir a circulação e</p><p>equalização de pressões;</p><p>11 Instalar um ou mais queimadores dentro das normas de segurança vigentes, atentando</p><p>sobretudo para as distâncias e ventos predominantes;</p><p>12 Utilizar sempre bean como válvulas de restrição em lugar de válvulas do tipo gaveta</p><p>ou plug;</p><p>13 Só utilizar fluidos viscosos em último caso;</p><p>14 Informar ao setor de completação qualquer anormalidades observadas;</p><p>15 Determinar o peso específico do fluido de amortecimento antes e após as circulações,</p><p>e ao recebê-lo na área do poço;</p><p>16 Durante o pistoneio redobrar os cuidados. Não permitir que pessoas não capacitadas</p><p>executem esta operação;</p><p>17 Manter o poço sempre cheio antes, durante e após o canhoneio;</p><p>18 As circulações deverão ser feitas com restrição no retorno, isto é, por meio de válvula</p><p>de agulha (bean). Esta recomendação não se aplica a poço que absorvem fluido;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>19- Corrigir todos os vazamentos dos equipamentos de superfície;</p><p>74</p><p>20 Optar por canhoneio através do tubing especialmente quando se desconhecer a pressão</p><p>estática do reservatório ou quando mais de uma zona for aberta no poço;</p><p>21 Ter na sonda um “inside BOP” compatível com a coluna em operação;</p><p>22 Atentar para que todos os acessórios utilizados ou possíveis de serem instalados na</p><p>coluna (válvula, reduções, nipples, etc..) tenham um diâmetro interno igual ou maior</p><p>que o da coluna;</p><p>23 Usar BOP duplo, hidráulico, com as gavetas cegas abaixo das vazadas;</p><p>24 Lembrar que em caso de reação do poço, sem coluna, ele deve ser imediatamente</p><p>fechado</p><p>através das gavetas cegas e em seguida, estabelecida uma segunda “barreira”,</p><p>através de um nipple com luva na extremidade inferior e válvula no topo, fechando-se</p><p>as gavetas vazadas contra esse nipple logo acima da luva;</p><p>25 Caso se constate que o poço absorve fluido, manter na área um estoque mínimo de</p><p>fluido capaz de compensar as perdas para a formação num período de 24 horas;</p><p>26 Todos os motores (sonda e equipamentos auxiliares) deverão ter descarga úmida;</p><p>27 Verificar com explosímetro a área em torno do queimador antes de atear fogo ao</p><p>mesmo, bem como testar a explosividade nas várias partes da locação;</p><p>28 Todas as linhas (recalque, queimador) deverão ser rigorosamente ancoradas.</p><p>PROCEDIMENTOS PARA AMORTECIMENTO DE POÇOS COMPLETADOS</p><p>1.1 POÇOS BOMBEADOS:</p><p>a) Mecanicamente</p><p>- Descarregar o gás do anular e coluna;</p><p>- Completar o poço e circular reverso;</p><p>- Instalar BOP;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Pescar válvula de pé;</p><p>- Retirar coluna de hastes;</p><p>- Remover parafina e gabaritar toda a coluna até o topo da bomba;</p><p>- Retirar coluna de tubos com a bomba.</p><p>75</p><p>b) Eletricamente:</p><p>- Descarregar o gás do anular e coluna;</p><p>- Substituir a cabeça de produção por uma T-16;</p><p>- Instalar BOP;</p><p>- Remover parafina e gabaritar toda a coluna;</p><p>- Circular reverso;</p><p>- Retirar coluna.</p><p>Obs. 1: No caso de poços bombeados mecanicamente:</p><p>1º Caso – Caso o poço absorva muito, completar sempre durante a manobra;</p><p>2º Caso – Caso a válvula de pé não seja pescada, retira-se a coluna com auxilio do pistoneio;</p><p>3º Caso – O volume necessário para a circulação reversa é de uma vez e meia o volume da</p><p>coluna;</p><p>4º Caso – Caso não haja condições de circulação reversa, poderá haver duas hipóteses:</p><p>a) PARAFINA ou SCALE nos tubos, neste caso, retirar os tubos obstruídos por unidade</p><p>e os restantes por seção;</p><p>b) FLUIDO MUITO PESADO: neste caso diminui-se o seu peso. Caso continue sem</p><p>retorno, mantê-lo sempre cheio durante a manobra.</p><p>Obs. 2: No caso de poços bombeados eletricamente:</p><p>1º - De preferência utilizar água para amortecimento, possibilitando a retirada da coluna com</p><p>banho de água;</p><p>2º - Prevalece as mesmas observâncias de poços bombeados mecanicamente, exceto o item 2º</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>2. POÇOS DE GÁS LIFT:</p><p>a) Contínuo simples:</p><p>- Descarregar o gás da coluna e do anular;</p><p>- Amortecer o poço pela coluna, injetando na formação na faixa de 10 a 15 bbl</p><p>de fluido;</p><p>- Retirar árvore de natal e instalar BOP;</p><p>- Gabaritar toda a coluna;</p><p>- Abrir a junta do packer;</p><p>- Completar o anular e circular reverso;</p><p>- Desassentar o packer e retirar coluna de GL.</p><p>b) Contínuo duplo:</p><p>- Descarregar o gás do anular e coluna;</p><p>- Amortecer o poço pelas colunas curta e longa, usando o mesmo processo de</p><p>gás lift contínuo simples;</p><p>- Retirar árvore de natal e instalar BOP;</p><p>- Gabaritar ambas as colunas;</p><p>- Desencaixar o snap latch do packer superior;</p><p>- Circular reverso e retirar coluna curta;</p><p>- Completar o poço;</p><p>- Abrir junta do packer e circular reverso;</p><p>- Desassentar o packer e retirar coluna longa.</p><p>c) Intermitente simples:</p><p>- Descarregar o gás do anular e coluna;</p><p>76</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Completar a coluna com fluido de amortecimento;</p><p>- Gabaritar coluna e pescar standing valve;</p><p>- Amortecer o poço pela coluna, injetando na formação na faixa de 10 a 15 bbl</p><p>de fluido;</p><p>-</p><p>- Retirar a árvore de natal e instalar BOP;</p><p>- Abrir a junta do packer e circular reverso até eliminar todo o gás;</p><p>- Desassentar o packer e retirar a coluna de GL;</p><p>d) Intermitente duplo:</p><p>- Descarregar o gás do anular e da coluna;</p><p>- Completar a coluna longa e a curta;</p><p>- Gabaritar ambas as colunas e pescar as standing valves;</p><p>- Amortecer o poço pelas colunas curta e longa, injetando cada formação na</p><p>faixa de 10 a 15 bbl de fluido;</p><p>- Retirar a árvore de natal e instalar BOP;</p><p>- Desencaixar o snap latch do packer superior;</p><p>- Circular reverso e retirar coluna curta;</p><p>- Completar o poço;</p><p>- Abrir a junta do packer;</p><p>- Desassentar packer inferior e retirar coluna longa.</p><p>3. POÇOS SURGENTES:</p><p>a) Óleo:</p><p>- Descarregar a pressão da coluna;</p><p>- Verificar pressão da coluna e pressurizá-la com uma pressão superior a</p><p>registrada no manômetro, antes de abrir o poço;</p><p>- Abrir o poço e amortece-lo injetando de 10 a 15 bbl de fluido na formação;</p><p>- Observar o comportamento do poço, se a pressão cai a ZERO;</p><p>- Retirar árvore de natal e instalar BOP;</p><p>- Completar o anular e abrir a junta do packer;</p><p>77</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Circular reverso;</p><p>- Desassentar o packer e retirar coluna.</p><p>78</p><p>b) Gás:</p><p>- Verificar as recomendações do Check list de poços de gás;</p><p>- Queimar o gás para drenar a pressão, caso necessário;</p><p>- Completar o anular;</p><p>- Suspender a árvore de natal abrindo a junta do packer;</p><p>- Circular reverso pela junta do packer;</p><p>- Desassentar o packer e retirar coluna.</p><p>Obs.:</p><p>- Caso abaixo da árvore de natal tenha o adapter BO-2 com hanger coupling,</p><p>após o amortecimento pela coluna, suspenda-se a árvore de natal possibilitando</p><p>a abertura do packer. A partir deste procedimento poderá ser feita a circulação</p><p>reversa, eliminando-se qualquer bolsão de gás dentro do poço;</p><p>- Caso contrário, ou seja não haja o BO-2 com hanger coupling, nos poços</p><p>profundos que exijam uma pressão alta para o amortecimento, poderemos</p><p>recorrer ao canhoneio dentro da coluna de produção, logo acima do packer,</p><p>recorre-se ao “TUBING PUNCH” que é muito útil;</p><p>POÇOS DE GÁS COM COLUNA LIVRE</p><p>Utilizar os mesmos procedimentos e cuidados previstos para poços de gás com packer:</p><p>a) Instalar “beans” reguláveis no tubing e no revestimento;</p><p>b) Construir queimadores para descarregar o tubing e o revestimento. Ancorar as linhas e</p><p>os queimadores;</p><p>c) Descarregar o gás até que se obtenha uma pressão de fluxo estabilizada menor que a</p><p>pressão inicial, para facilitar o bombeio do fluido;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>d) Bombear através da tubulação de produção o fluido de amortecimento, mantendo o</p><p>bean do espaço anular todo aberto para o queimador. Este método é para evitar retorno</p><p>de gás, que se porventura o espaço anular estivesse ligado ao tanque de lama poderia</p><p>provocar um incêndio. Lembre-se que a descarga da sonda e a bomba de lama estão</p><p>próximos ao tanque de lama. Ao concluir a injeção de um volume de fluido igual ao</p><p>79</p><p>volume da coluna, reduzir a abertura do bean e aumentar a vazão da bomba, de modo a</p><p>manter uma contrapressão sobre a formação, evitando-se desse modo que o reservatório</p><p>continue produzindo, carregando o fluido e formando bolsas de gás. Assim o fluido irá</p><p>ocupando o espaço ocupado pelo gás que está sendo liberado na superfície, com vazão</p><p>controlada. Ver no anexo A, o cálculo da contra pressão, que se baseia na pressão</p><p>hidrostática fornecida pelo fluido de amortecimento no espaço anular. Para se evitar danos</p><p>à formação não devem ser exercidas contrapressões muito elevadas na superfície, para</p><p>evitar a invasão de fluido de amortecimento de formação.</p><p>POÇOS SEM COLUNA (KICK)</p><p>Ocorrendo um descontrole do poço sem a tubulação, motivado geralmente pelo fato de</p><p>não se completar o poço durante a manobra, a depender da condição das instalações de</p><p>superfície, existem 3 modos distintos de se amortecer o poço, a seguir:</p><p>a) Se as condições na superfície, permitirem a instalação da Unidade de FLEXI-</p><p>TUBO.</p><p>Esse método utiliza praticamente os mesmos procedimentos de amortecimento com</p><p>coluna livre. As diferenças estão exatamente na velocidade de bombeio, que é bem menor,</p><p>face a perda de carga em função do seu diâmetro, e na velocidade de bombeio, que não poderá</p><p>ser aumentada pela mesma razão, e porque a partir do momento em que começa penetrar</p><p>fluido no anular, há uma tendência de aumento de pressão. Para reduzir o efeito das perdas de</p><p>carga, utiliza-se um redutor de fricção associado ao fluido de amortecimento.</p><p>b) Se as condições na superfície são seguras.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Se houver nos equipamentos de superfície uma situação</p><p>segura, proceda da seguinte</p><p>maneira:</p><p>- Instalar a maior quantidade possível de queimadores, todos com válvula de</p><p>fluxo (bean);</p><p>80</p><p>- Descarregar a pressão até a menor leitura estabilizada;</p><p>- Bombear no poço o volume correspondente ao revestimento, aumentando a</p><p>vazão à proporção que diminui o valor da pressão de bombeio, naturalmente</p><p>respeitando os limites dos equipamentos;</p><p>- Abrir o poço, aguardar alguns minutos e, se não houver índices de reação, abrir</p><p>o BOP e descer a coluna o mais rápido possível;</p><p>- Caso haja indícios de reação do poço pressurizá-lo com mais ou menos uns</p><p>300 psi, fechar todas as válvulas, aguardar por 30 minutos para que haja</p><p>segregação (separação de gás e fluido), abrir o poço lentamente e descarregar</p><p>somente o gás. Não permitir retorno de fluido. Preencher o espaço que ficou</p><p>vazio pela liberação do gás. Repetir estas operações até que seja liberado todo</p><p>o gás e o poço esteja totalmente amortecido.</p><p>Obs.: Com a gaveta cega do BOP fechada, por motivo de segurança, insta-se o tubing</p><p>streep que possibilita a descida da coluna com a completa vedação entre a sua borracha e a</p><p>própria tubulação. Na extremidade da coluna, coloca-se 1 seating nipple com uma standing</p><p>valve invertida, ou INSIDE BOP, que impede o fluxo de fluido do poço para a superfície</p><p>através da coluna. Após concluída a manobra, faz-se a circulação direta e o poço estará em</p><p>condições de ser amortecido. Durante a manobra deixar o anular aberto para o tanque de</p><p>lama.</p><p>c) Método da Segregação:</p><p>Um poço de gás sem coluna poderá ser amortecido utilizando-se o processo de</p><p>segregação. Este método requer tempo e paciência, e é utilizado quando não se pode fazer</p><p>bombeio contínuo ou quando não se dispõe do flexi-tubo. Após adotadas as providências</p><p>preconizadas, proceder da seguinte maneira:</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Estimar a pressão exercida por barril de fluido injetado no poço. (Ver anexo A</p><p>e exemplo a seguir);</p><p>- Abrir o bean e bombear o fluido até atingir uma pressão próxima da pressão de</p><p>trabalho dos equipamentos que estiverem pressurizados (cabeça, válvulas,</p><p>linhas, bombas, etc...);</p><p>81</p><p>- Anotar o volume injetado e fechar o poço, aguardando a segregação do fluido.</p><p>Esse tempo varia entre 15 minutos e uma hora, a depender da densidade do</p><p>gás, pressão, diâmetro interno do revestimento ou da tubulação, se for o caso;</p><p>- Abrir o bean lentamente para que a velocidade do fluxo do gás não transporte o</p><p>fluido de volta. Descarregar lentamente o gás, não permitindo o retorno do</p><p>fluido injetado. Fechar o bean quando começar a aparecer o fluido injetado;</p><p>- Bombear fluido de amortecimento até atingir a pressão especificada no item.</p><p>Repetir os itens “c”, “d” e “e” tantas vezes forem necessárias para que se</p><p>complete o volume total do revestimento e que se tenha o poço completamente</p><p>amortecido;</p><p>- Abrir a gaveta do BOP e descer a coluna o mais rápido possível.</p><p>Obs.: Essa técnica pode ser aplicada a poços produtores de petróleo, com raras exceções.</p><p>POÇOS DE GÁS COM PACKER</p><p>Após executar as medidas preliminares, seguir a seguinte orientação:</p><p>a) Completar o espaço anular com fluido de amortecimento;</p><p>b) Verificar qual a pressão indicada no manômetro da árvore de natal e anotar;</p><p>c) Pressurizar a linha de ataque até a árvore de natal, com uma pressão capaz de vencer</p><p>aquela lida anteriormente;</p><p>d) Abrir a válvula da árvore de natal que está ligada a linha de ataque, fechar o “bean” do</p><p>queimador e recalcar o fluido, aumentando a vazão à proporção que a pressão indicada</p><p>no manômetro da bomba diminuir. Esta operação não deverá ser interrompida, para</p><p>evitar que o gás migre para cima, trazendo de volta o fluido injetado e formar bolsas</p><p>de gás; deve-se atentar porém para o inconveniente de se recalcar poço de gás que é</p><p>“corte” do fluido pelo gás;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>e) Após deslocar o volume de amortecimento, parar a bomba, abrir a válvula de descarga</p><p>da bomba e verificar se há alguma reação do poço;</p><p>f) Se houver reação do poço, mantê-lo fechado por alguns minutos, para que haja uma</p><p>segregação. Descarregar o gás e completar o tubo com fluido. Repetir essa operação</p><p>quantas vezes forem necessárias, até que o poço esteja completamente amortecido;</p><p>82</p><p>g) Retirar a árvore de natal, instalar o BOP (com 12 parafusos) e fechar a gaveta cega.</p><p>Com o nipple para deslocar o DONAT, testar a gaveta vazada;</p><p>h) Instalar um “bean ou válvula” acima daquele nipple e soltar os parafusos prisioneiros</p><p>do donat. Elevar a coluna para abrir a junta de circulação do packer e circular reverso,</p><p>uma vez e meia o volume do poço, para eliminar o gás, mantendo uma contra pressão</p><p>na superfície através de um bean.</p><p>OPERAÇÃO</p><p>PROCEDIMENTOS ANTES DO INICIO DA OPERAÇÃO</p><p>Para a realização da operação de amortecimento é necessário que se adotem medidas</p><p>preliminares objetivando tornar a operação mais segura e aumentar a eficiência da mesma,</p><p>principalmente nos poços de gás e nos poços de óleo com pressões elevadas, onde os riscos</p><p>são maiores. Essas medidas estão relacionadas abaixo:</p><p>a) Consultar a pasta do poço e anotar todos os dados do mesmo, como por exemplo:</p><p>- revestimento;</p><p>- peso;</p><p>- formação ou zona;</p><p>- coluna existente no poço;</p><p>- tipo de fluido dentro do poço.</p><p>b) Consultar o “Check List” para poços de água;</p><p>c) Instalar válvulas de agulha (beans) em uma saída lateral da árvore de natal e na cabeça</p><p>de produção para permitir descarregar o gás da tubulação e do anular sem danificar as</p><p>válvulas tipo gavetas, que não devem ser empregadas para esse fim;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>d) Construir linhas e queimadores de modo a permitir descarregar a tubulação e o espaço</p><p>anular. Atentar para as distâncias previstas nas normas de segurança;</p><p>e) Observar todos os componentes desde a descarga da bomba até o “bean” são</p><p>compatíveis com as pressões esperadas durante o amortecimento. Essas instalações</p><p>deverão ser testadas com 1000 psi (70Kg/cm²) no mínimo acima da pressão esperada</p><p>83</p><p>ou no caso de poços de gás, da pressão estática do reservatório. Eliminar vazamentos, se</p><p>forem verificados;</p><p>f) Ancorar todas as linhas de descarga do poço, bomba e queimadores, bem como a linha</p><p>de retorno para o tanque;</p><p>g) Certificar-se que a bomba está com camisa e pistões de diâmetro adequado para as</p><p>pressões esperadas. Verifique se a válvula de segurança está calibrada para a pressão</p><p>máxima esperada;</p><p>h) Calcular o volume de fluido necessário para preencher a coluna e o revestimento entre</p><p>o packer e a zona canhoneada e também o espaço anular tubing – revestimento se for o</p><p>caso;</p><p>i) Certificar-se que o volume de fluido disponível no tanque é superior a 1,5 vezes o</p><p>volume do poço;</p><p>j) Aferir a balança de lama e verificar o peso específico do fluido disponível no tanque,</p><p>calcular a pressão hidrostática que esse fluido proporcionará na profundidade do</p><p>canhoneio da zona que tiver maior gradiente de pressão. Assegurar-se que esse fluido</p><p>fornecerá um diferencial entre as pressões hidrostáticas e estática igual ou maior que</p><p>20 Kg/cm² (284 psi) (PH – PE 20 Kg/cm²);</p><p>k) Assegurar-se que os manômetros disponíveis estejam calibrados.</p><p>AMORTECIMENTO DE POÇOS DE PETRÓLEO</p><p>Esse tipo de amortecimento é análogo ao de poço de gás com coluna e packer. Após</p><p>executada as providências necessárias, proceder da seguinte maneira:</p><p>a) Descarregar o poço para o tanque da SPT ou coletora, para reduzir a pressão de</p><p>surgência;</p><p>b) Enquanto se drena a pressão do tubo, preencher o anular;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>c) Calcular o volume do tubo e do espaço entre o packer e a base do canhoneado.</p><p>Elaborar os cálculos do modo mais exato possível, para não injetar fluido na</p><p>formação;</p><p>84</p><p>d)</p><p>e) Recalcar o volume correspondente ao cálculo. Não interromper o bombeio. Certificar-</p><p>se de que as linhas não tenham vazamentos;</p><p>f) Aguardar alguns momentos para ter a certeza que o poço não reage;</p><p>g) Retirar a árvore de natal, instalar o BOP (12 parafusos) e testar a gaveta cega;</p><p>h)</p><p>Conectar um pequeno nipple com válvula ao donat, elevar a coluna, abrir a junta de</p><p>circulação e fechar a gaveta vazada. Circular o volume do poço.</p><p>AMORTECIMENTO DE POÇO DE GÁS LIFT</p><p>Para esse tipo de amortecimento, após adotar as medidas de segurança previstas no</p><p>item, sub-itens A, D, E, F, G, H, I, J e L proceder como descrito a seguir:</p><p>a) Fechar a linha de gás e instalar bean no revestimento, construir linhas ancorada para</p><p>fora da área de periculosidade e descarregar o gás do espaço anular;</p><p>b) Conectar uma mangueira de 2” para alta pressão na válvula lateral da coluna longa na</p><p>árvore de natal e também ao tanque que receberá o retorno. Devem ser tomadas</p><p>precauções para que a mangueira fique bem conectada nas duas extremidade e que</p><p>esteja afastada de arestas ou quinas vivas que possam danificá-la com a vibração;</p><p>c) Bombear no espaço anular, fluido limpo, de modo a não danificar as válvulas;</p><p>d) Abrir a válvula da coluna longa e circular, para preencher a coluna longa, observando</p><p>se o poço absorve (bebe), anotando no BDO o volume absorvido;</p><p>e) Repetir os procedimentos nos itens b, c e d para a coluna curta;</p><p>f) Caso não se consiga amortecer o poço utilizando-se os procedimentos acima</p><p>delineados, será necessário que sejam pescadas a “standing valve” da coluna que não</p><p>foi amortecida.</p><p>RECOMENDAÇÕES DE ORDEM GERAL DURANTE AS MANOBRAS</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Um poço está amortecido quando se mantém dentro dele, um nível de fluido capaz de</p><p>fornecer uma pressão estática da formação. Por este motivo, devem ser tomadas precauções</p><p>imediatas quando:</p><p>85</p><p>a) Se observar que o nível de fluido no poço está baixando ou como diz comumente, o</p><p>poço está “bebendo”. Neste caso, o poço deve ser abastecido continuamente durante a</p><p>manobra, mediante injeção continua de fluido pelo espaço anular;</p><p>- O nível de fluido dentro do poço não deve ser tão alto a ponto de acelerar a</p><p>absorção, nem tão baixo que permita a liberação de gás da formação e a reação</p><p>do poço;</p><p>- Nos poços que permitem circulação, bombear continuamente com a menor</p><p>vazão possível da bomba. Havendo produção de gás, aumentar gradativamente</p><p>a vazão até um valor que mantenha o poço amortecido;</p><p>- Nos casos excepcionais em que houver perda de circulação, será necessária a</p><p>utilização de aditivos para controlar a perda de circulação, caso o poço tenha</p><p>pressão suficiente para apresentar surgência..</p><p>b) Verificar periodicamente o tanque de retorno, com o objetivo de saber se há aumento</p><p>do volume, indicativo de produção do poço;</p><p>c) Se por qualquer motivo, a manobra for interrompida, fechar o poço e circular ou</p><p>abastecer o mesmo antes de se reiniciar a operação.</p><p>d) Verificar periodicamente o peso específico do fluido, principalmente em época de</p><p>chuvas, pois as mesmas reduzirão o peso específico do fluido.</p><p>RECOMENDAÇÕES GERAIS</p><p>a. Para poços cujos reservatórios não são conhecidos, adotar o critério para poços</p><p>de gás, ou seja, utilizar 20 Kg/cm² de “Overbalance” para cálculo do fluido de</p><p>amortecimento. Considera-se a pressão como original;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>b. Evitar descida de aparelho AMERADA após a operação de fraturamento</p><p>quando o mesmo está reagindo. De preferência, após a quebra do gel deixar o</p><p>poço produzindo por algumas horas, pois pode ser a dissipação de pressão;</p><p>c. Independente do poço ser de óleo, gás ou água, certifique-se de que o mesmo</p><p>está no peso solicitado pela sua programação, utilizando a balança de pesagem;</p><p>d. Todo pessoal ligado a programação do poço, tanto o engenheiro da</p><p>completação ou o encarregado da Sonda tem a obrigação de saber se o fluido é</p><p>ideal para o amortecimento do poço. Nunca é bom confiar no que está escrito no</p><p>programa, pois a nossa contribuição é imprescindível para se evitar que o poço</p><p>venha a reagir, solicitando antes um fluido mais pesado;</p><p>e. No caso de poço de gás, antes de sua intervenção, atentar para os itens do</p><p>Check List de poços de gás, principalmente no que consiste aos equipamentos</p><p>de superfície e da própria sonda, checando-os todos;</p><p>f. Evitar se preocupar apenas em poço de gás, deixando os poço de óleo e água</p><p>ao segundo plano. Estes podem trazer surpresas.</p><p>TABELA DE FATORES PARA CÁLCULO ESPECÍFICO</p><p>UNIDADES</p><p>G/GM³</p><p>LB/GAL LB/Pɳ</p><p>P = PSI</p><p>0,7030 P/D 5,867 P/D 43,89 P/D</p><p>D = METROS</p><p>P = PSI</p><p>2,3066 P/D 19,25 P/D 144,00 P/D</p><p>D = PÉS</p><p>P = KG/CM²</p><p>10,00 P/D 83,45 P/D 624,28 P/D</p><p>D = METROS</p><p>Correspondência de pesos específicos</p><p>1Kg / cm2 = 62,428 lb/pé³ = 8,3455 lb/gal</p><p>Correspondência de pressões</p><p>1Kg / cm2 = 14,2233 psi</p><p>Profundidade</p><p>86</p><p>Pressão</p><p>Peso _ específico = Fatorx</p><p>TABELA DE GRADIENTE DE PRESSÃO</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>PESO ESPECÍFICO PSI/ PE PSI/ M KG/ CM²/ M</p><p>G/ CM³ 0,43353 1,42233 0,1</p><p>LB/ GAL 0,051945 0,17043 0,01198264</p><p>LB/ Pɳ 0,06944 0,022783 0,00160184</p><p>Obs.: Quando se emprega o fator psi/pé, a profundidade deve ser expressa em pés.</p><p>PROBLEMAS SOBRE DERTERMINAÇÃO DO PESO ESPECÍFICO</p><p>P = pressão estática + 20 Kg/cm² (overbalance)</p><p>D = Profundidade</p><p>P = Peso específico do fluido  =</p><p>P</p><p>xC</p><p>D</p><p>Fator = C (tabela)</p><p>EXEMPLOS:</p><p>1 - P = 3200 psi</p><p>D = 1200m</p><p> = g/cm³  =</p><p>3200</p><p>x0,703 = 1,87g / cm3</p><p>1200</p><p>2 - P = 3200 psi</p><p>D = 1200 m</p><p> = lb/pé³  =</p><p>3200</p><p>x43,89 = 1,87lb / pe3</p><p>1200</p><p>3 - P = 205 Kg/cm²</p><p>D = 2050 m</p><p> = g/cm³</p><p>2050</p><p>87</p><p> =</p><p>205</p><p>x10 = 1g / cm3</p><p>4 - P = 3000 psi</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>D = 6000 pés</p><p> = lb/gal</p><p>6000</p><p> =</p><p>3000</p><p>x19,25 = 9,63lb / gal</p><p>Por esta tabela também podemos calcular a pressão hidrostática que o fluido está</p><p>exercendo sobre a formação.</p><p>Da fórmula de peso específico, temos:</p><p>P =</p><p></p><p>x Fator de onde se obtém:</p><p>D</p><p>Fator</p><p>xD</p><p>P =</p><p>EXEMPLOS:</p><p>1 –  = 1,88 g/cm³</p><p>0,703</p><p>P =</p><p>1,88x1200</p><p>= 3209 psi</p><p>D = 1200 m</p><p>C = 0,704</p><p>P = ?</p><p>2 –  = 117,17 lb/pé³ P =</p><p>117,17x1200</p><p>= 3203psi</p><p>43,89</p><p>D = 1200 m</p><p>C = 43,94</p><p>P = ? P = 3203 psi</p><p>3 –  = 1 g/cm³</p><p>10</p><p>88</p><p>P =</p><p>1x2050</p><p>= 205Kg / cm2</p><p>D = 2050m</p><p>C = 10 P = 205 Kg/cm²</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Pela Segunda tabela, podemos identicamente calcular a pressão hidrostática</p><p>exercida por um fluido.</p><p>89</p><p>EXEMPLOS:</p><p>1 –  = 1,3 gr/cm³</p><p>D = 1800 psi</p><p>F = 0,1</p><p>P = 1,3 x 1800 x 0,1 = 234 Kg/cm²</p><p>2 –  = 10,85 lb/gal</p><p>D = 5906 pés</p><p>F = 0,051945 (tabela)</p><p>P = 10,85 x 5906 x 0,51945 = 3328 psi</p><p>3 –  = 81 lb/pé³</p><p>D = 1800 m</p><p>F = 0,001602 (tabela)</p><p>P = 81 x 1800 x 0,01602 = 234 Kg/cm²</p><p>Peso específico X profundidade X fator gradiente = pressão</p><p>Pressão = peso específico X Profundidade X fator de gradiente</p><p>Esta tabela nos permite calcular a pressão hidrostática, dado o peso específico e a</p><p>profundidade.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>EFEITO DA TEMPERATURA SOBRE O PESO ESPECÍFICO DOS FLUIDOS DE</p><p>COMPLETAÇÃO</p><p>Quando submetidos a temperaturas elevadas os fluidos de completação tendem a</p><p>aumentar de volume com a conseqüente redução do peso específico dos mesmos. Em poços</p><p>profundos a redução do peso específico dos fluidos devido ao efeito temperatura, são</p><p>consideráveis e quando do dimensionamento dos fluidos, estes devem ter sua densidade</p><p>acrescida na superfície para compensar a diminuição de peso do mesmo, devido ao efeito</p><p>temperatura.</p><p>Cálculo do acréscimo de peso a ser dado no peso específico de um fluido, na</p><p>superfície, para compensar o efeito temperatura.</p><p>Dados:</p><p>g. Peso específico do fluido, necessário para amortecer o poço - E = 10,0</p><p>lb/gal</p><p>h. Temperatura de fundo = 320º F</p><p>i. Temperatura ambiente = 80º f</p><p>j. Fator de correção de temperatura, K = 0,003 lb/gal/ºF usando a equação</p><p>d80 = dt + (t – 80) K,</p><p>Onde:</p><p>dt = Peso específico do fluido necessário para amortecer o poço em lb/gal.</p><p>d80 = Peso específico do fluido a 80ºF, em lb/gal</p><p>t = Temperatura média do poço, onde t = TF + TA,</p><p>2</p><p>90</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>TF (temperatura na zona de interesse) e</p><p>TA (temperatura ambiente), em ºF</p><p>K = Fator de correção</p><p>91</p><p>k. Substituindo os valores dados na equação, obtém-se</p><p>d80 = dt + (t – 80) x K</p><p>Onde:</p><p>t = (200 + 80) = 190ºF</p><p>2</p><p>d80 = 10 + (190</p><p>– 80) x 0,003 = 10,33 lb/gal,</p><p>Logo a redução do peso específico do fluido é da ordem de 0,33 lb/gal.</p><p>Portanto para cada 1000 metros de profundidade tem-se uma redução de</p><p>hidrostática igual a 56 psi, para esta situação.</p><p>EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE</p><p>São todos os equipamentos instalados na cabeça do poço com a finalidade de conectar</p><p>e ancorar colunas de revestimento, colunas de revestimento , coluna de produção e promover</p><p>o controle de fluxo do poço.</p><p>ELES PODEM SER CLASSIFICADOS EM 7 GRUPOS COMO A SEGUIR:</p><p>1 ) cabeças de revestimento;</p><p>2 ) adaptadores para C.R. ;</p><p>3 ) cabeças de produção ;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>4 ) adaptadores para C.P. ;</p><p>5 ) suspensores ;</p><p>6 ) adaptadores para A.N. ;</p><p>7) árvores de natal.</p><p>92</p><p>- CABEÇA DE REVESTIMENTO</p><p>É o equipamento rosqueado ou soldado ao revestimento de superfície do poço.</p><p>- TEM TRÊS FINALIDADES BÁSICAS:</p><p>A) Permitir a conexão do BOP e condutor;</p><p>B) Ancorar o próximo revestimento a ser descido no poço. Pode ser o revestimento de</p><p>produção ou o revestimento intermediário. Neste caso será necessário o uso de um</p><p>“Casing head spool" ou cabeça de revestimento intermediário (bi-flangeada) que ancorará</p><p>o revestimento de produção;</p><p>C) Vedar o espaço anular entre os dois revestimentos.</p><p>Principais tipos: C-22, C-29, C-29L E CMT.</p><p>A grande maioria dos poços novos já são equipados com C.R. tipo C-22.</p><p>Especificações de uma C.R. : C.R. C-22 10 3/4'' CSG x 11-3.000 PSI com cunha 11’’ x 7</p><p>”. Refere-se a uma C.R. que poderá ser rosqueada a um revestimento de superfície de 10 3/4''</p><p>com rosca Casing (8 fios).</p><p>Tem um flange superior com passagem máxima ( bore ) de 11'' e pressão de trabalho</p><p>de 3.000 PSI. Normalmente a pressão de teste de equipamentos de superfície é o dobro de</p><p>sua pressão de trabalho. Cunha (Casing hanger)11’’x 7’’, significa que a cunha só se aloja</p><p>numa C.R. de 11’’ de “bore” e que ancorará um revestimento de 7’’ O.D.</p><p>São equipamentos fabricados pela CBV/OCT. Outro tipo de C.R. mais disponível em</p><p>poços antigos e de baixa pressão é a tipo CMT. Ela é rosqueada embaixo e possui na parte</p><p>superior um pino de 5 ½ ” ou 7’’ com rosca. Este pino é conectado à sua parte superior por</p><p>uma porca.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Adaptadores para C.R.: São equipamentos utilizados entre a C.R. e a C.P.</p><p>conectando os mesmos. Podem Ter a função de dar altura adequada ao conjunto ou para fazer</p><p>a adaptação de flanges de tamanho diferentes ou seja, quando não se dispõe de uma cabeça de</p><p>produção com flange inferior idêntico ao flange superior da C.R.</p><p>93</p><p>Podem ser de vários tipos:</p><p>- A-1: tem sempre um flange na parte inferior e um pino com rosca de revestimento na sua</p><p>parte superior ;</p><p>- A-2: possui sempre um flange na sua parte inferior e uma rosca caixa de revestimento na</p><p>sua parte superior ;</p><p>- A-3: também chamado de carretel, é sempre bi-flangeado, dá espaçamento e (ou) muda o</p><p>tamanho do flange;</p><p>-A-4: é também um adaptador bi-flangeado, porém, não dá espaçamento.</p><p>estojado e ideal para adaptações sem aumentar muita a altura.</p><p>É duplamente</p><p>Exemplos de especificação :</p><p>1 ) adaptador A-1 13 5/8” – 2.000 PSI x 7” CSG;</p><p>2 ) adaptador A-3 13 5/8” – 3.000 PSI x 11” – 3.000 PSI;</p><p>3 ) adaptador A-4 13 5/8” – 5.000 PSI x 11” – 2.000 PSI.</p><p>CABEÇA DE PRODUÇÃO:</p><p>É o equipamento utilizado sobre a C.R. ou adaptador, com a finalidade de ancorar a</p><p>coluna de produção e isolar ou permitir o acesso ao espaço anular revestimento de</p><p>produção – coluna de produção.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Elas podem ser rosqueadas ou flangeadas. Existem vários tipos de C.P. equipando os</p><p>poços da UN-BA como: T-16, “U”, CM, Hércules, TC,THA e National.</p><p>Vamos descrever as mais comumente utilizadas:</p><p>- T-16 : é uma C.P. utilizada para completação simples, pode ser rosqueada ou bi-</p><p>flangeada. Trabalha com suspensor ( donat) T-16 com ancoragem(rosca), com suspensor tipo</p><p>envolvente ( ex.: T-16 stripper packoff). É sem dúvida a C.P. mais utilizada na UN-BA, já que</p><p>atende a vários tipos de completação.</p><p>Pode utilizar uma bucha de redução que se aloja no interior do seu flange inferior</p><p>com a dupla finalidade de reduzir diâmetro e engachetar ( ex.: bucha 7” x 5 ½”).</p><p>Possui 2 saídas laterais para colocação de válvulas, tampões etc. O suspensor é</p><p>fixado ou liberado dela através da movimentação dos parafusos prisioneiros, posicionados na</p><p>lateral do flange superior da C.P.</p><p>- Universal ( “U”) : é uma C.P. dimensionada para completações duplas ( ex.: campo de</p><p>Miranga e Riacho da Barra ). Para este tipo de completação utiliza o suspensor tipo u-60 ( bi-</p><p>partido). Esta C.P. possui dois parafusos no seu corpo para alinhamento do suspensor duplo,</p><p>e parafusos prisioneiros na lateral do seu flange superior para fixação ou liberação do</p><p>suspensor.</p><p>94</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- CM : é uma C.P. rosqueada para poços de baixa pressão, já obsoleta porém, encontrada</p><p>ainda equipando poços antigos.</p><p>- Hércules : é uma C.P. especial para uso em poços equipados com</p><p>submerso, como já comentado.</p><p>bombeio centrífugo</p><p>-TC : é outra C.P. que tanto pode equipar poços de completação dupla como poços de</p><p>completação simples. Esta C.P. pode receber suspensor de ancoragem ( TC–1-A ), suspensor</p><p>tipo envolvente ( TC-1-W) e tipo engaxetamento (TC).</p><p>- National : São C.P.’s rosqueadas já obsoletas e só encontradas em poços antigos.</p><p>ADAPTADORES PARA C.P.</p><p>São equipamentos utilizados entre a C.P. e válvula de surgência ou tê de bombeio,</p><p>ou melhor, em tipos de completação que não utilizam árvore de natal.</p><p>OS PRINCIPAIS TIPOS:</p><p>95</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- B-1 : é como um A-1 de porte menor, tem um flange na sua parte inferior e uma rosca</p><p>(L.P.) na sua parte superior . É muito utilizado entre a C.P. e o tê de fluxo ou tê de bombeio.</p><p>- KTH : é um adaptador próprio para ancorar e vedar a fração exposta do último tubo de</p><p>produção nos poços injetores de água. Possui cunhas tri-partidas, borracha e uma</p><p>sobreposta para vedação. É utilizado sobre uma C.P. T-16 ou T-20 e com um donat tipo</p><p>passante ( ex.: T-16 stripper packoff ) .</p><p>SUSPENSORES ( DONAT OU DOUGH NUT ) : têm a função de ancorar as</p><p>colunas de produção alojando-se no interior da C.P. em alguns casos podem ser</p><p>envolver, ou deixar passar vedando a coluna sem ancorar a mesma. Nestes casos sua</p><p>função primordial passa a ser a vedação do anular, e a ancoragem será feita por algum</p><p>outro equipamento acima do mesmo.</p><p>TIPOS DE SUSPENSORES MAIS COMUNS</p><p>- T-16 : utilizado na C.P. T-16, tem dois grooves onde se alojam duas borrachas ou gaxetas</p><p>que promovem a vedação do anular. Possuem uma rosca inferior na qual é enroscada a</p><p>coluna de produção e outra rosca superior na qual conecta um níple para alojar ou sacar o</p><p>suspensor da C.P. Depois de alojado ele é fixado à C.P. através do ajuste dos parafusos</p><p>prisioneiros.</p><p>96</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>-T-16 stripper packoff: é um donat tipo passante para C.P. T-16, apenas veda o anular. É</p><p>utilizado em poços de injeção de água em conjunto com o adaptador KTH;</p><p>-WA4: é um suspensor tipo envolvente para C.P. T-16, também não ancora apenas veda o</p><p>anular. É utilizado em poços de gás ou alta pressão em conjunto com o adaptador BO-2 e</p><p>luva “ Hanger Coupling”) que neste caso promovem a ancoragem da coluna;</p><p>- TC-1-W: é um donat tipo envolvente para C.P - TC ;</p><p>97</p><p>- U-60: é um suspensor bi-partido ( duas peças) utilizado em C.P. universal, para ancorar as</p><p>duas colunas de uma completação dupla ;</p><p>- U-30: é um suspensor para C.P. “U” quando utilizando uma completação simples;</p><p>- U-41: é um donat envolvente para C.P. “U”. É idêntico ao WA4 / WA5 .</p><p>ÁRVORES DE NATAL – ANC / ANM</p><p>Árvore de Natal é um conjunto de válvulas que controla o fluxo do poço na superfície.</p><p>Pode ser submarina (ANM) ou convencional (ANC), que é o tipo utilizado em plataformas</p><p>fixas de produção ou em terra.</p><p>Existe a ANC tipo Bloco, onde as válvulas são instaladas no corpo da árvore (que é</p><p>um bloco) e a ANC tipo Cruzeta, que</p><p>do revestimento de produção.</p><p>As principais vantagens e desvantagens da completação com liner rasgado são</p><p>similares às do poço em frente a zona produtora e nas desvantagens o fato de resultar numa</p><p>redução do diâmetro do poço frente à zona produtora. Embora em desuso nos poços</p><p>convencionais, pode encontrar uma boa aplicação em poços horizontais.</p><p>5</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>No caso de liner com tubos lisos, o qual é cimentado, diferente portando do liner</p><p>rasgado, as vantagens e desvantagens são similares ao revestimento canhoneado. Pode ser</p><p>acrescida nas vantagens o menor custo com revestimento e nas desvantagens a mudança de</p><p>diâmetro dentro do poço, gerado dificuldades para passagem de equipamento.</p><p>COMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO CANHONEADO</p><p>Perfurado o poço até a profundidade final e avaliada a zona como produtora</p><p>comercial de óleo e ou gás, é descido o revestimento de produção até o fundo do poço, sendo</p><p>em seguida cimentado. Posteriormente é canhoneado o revestimento defronte aos intervalos</p><p>de cargas explosivas, colocando assim o reservatório produtor em comunicação com o interior</p><p>do poço.</p><p>Como grandes vantagens desse método tem-se: permite seletividade, tanto na</p><p>produção quanto na injeção de fluidos na formação; favorece o êxito das operações de</p><p>restauração; diâmetro único em todo poço;permite controlar formações desmoronáveis.</p><p>As principais desvantagens do método são: custo do canhoneio; tem sua eficiência</p><p>dependente de uma adequada operação de cimentação e canhoneio.</p><p>COMPLETAÇÃO QUANTO AO NÚMERO DE ZONAS EXPLORADAS</p><p>Sob este aspecto, as completações podem ser: SIMPLES, DUPLA OU</p><p>SELETIVA.</p><p>6</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>COMPLETAÇÃO SIMPLES</p><p>Caracteriza-se pelo poço possuir uma tubulação metálica, descida pelo interior do</p><p>revestimento de produção, da superfície até próximo à formação produtora. Esta tubulação,</p><p>acompanhada de outros equipamentos, denomina-se coluna de produção.</p><p>Este tipo de completação possibilita produzir de modo controlado e independente</p><p>somente uma zona de interesse. Duas zonas podem ser colocadas em produção pela mesma</p><p>coluna, o que não é recomendado para controle do reservatório.</p><p>COMPLETAÇÃO DUPLA</p><p>Este tipo de completação possibilita produzir simultaneamente, num mesmo poço,</p><p>duas zonas ou reservatório diferentes, de modo controlado e independente, tanta no que diz</p><p>respeito a volumes produzidos como a pressões, razões gás/óleo e óleo/água, etc. Isto é</p><p>possível instalando-se duas colunas de produção com obturadores (packers).</p><p>As principais vantagens deste método são:</p><p>• Produção e controle de vários reservatórios produzidos simultaneamente;</p><p>•Possibilidade de produção de zonas marginais que poderiam não justificar a perfuração de</p><p>poços somente para produzi-las;</p><p>• Aceleração do desenvolvimento do campo;</p><p>•Diminuição do tempo de utilização dos equipamentos e tubulações para o atingimento de</p><p>uma mesma produção acumulada do poço;</p><p>• Liberação mais rápida do investimento para novas aplicações;</p><p>• Diminuição do número de poços necessários para drenar as diversas zonas produtoras;</p><p>As principais desvantagens do método são:</p><p>•Maior dificuldade na seleção e utilização dos equipamentos, com maiores possibilidades de</p><p>problemas;</p><p>• As restaurações, embora menos freqüentes, são mais complexas;</p><p>• Maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de elevação;</p><p>7</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>COMPLETAÇÃO SELETIVA</p><p>Neste caso é descida somente uma coluna de produção, equipada de forma a permitir</p><p>a produção de várias zonas ou reservatórios seletivamente, ou seja uma por vez. Disto resulta</p><p>o perfeito controle dos fluidos produzidos em cada reservatório, bem como a facilidade</p><p>operacional de se alterar a zona em produção.</p><p>8</p><p>FASES DE UMA COMPLETAÇÃO</p><p>INSTALAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA</p><p>É a primeira fase da completação e visa possibilitar o acesso ao interior do poço, com</p><p>toda a segurança necessária, para execução das demais fases.</p><p>A cabeça de produção é um equipamento que fica conectado, através de parafusos e</p><p>flanges, à cabeça de revestimento e ao preventor de erupções, tendo como função principal</p><p>servir de apoio à coluna de produção que será descida numa fase posterior da completação,</p><p>por meio de um suspensor. Possui saídas laterais que permitem o acesso ao espaço anular</p><p>entre o revestimento de produção e a coluna de produção. O preventor de erupções (BOP) é</p><p>um equipamento instalado sobre a cabeça de produção e tem com objetivo fundamental</p><p>permitir o fechamento do poço com segurança no caso de um fluxo inesperado da formação.</p><p>CONDICIONAMENTO DO POÇO</p><p>Uma vez instalado os equipamentos de segurança, procede-se a fase de</p><p>condicionamento do revestimento de produção e a substituição do fluido que se encontra no</p><p>interior do poço por um fluido de completação.</p><p>Para o condicionamento é descido broca e raspador, através de uma tubulação</p><p>metálica, conhecida como coluna de trabalho, de modo a deixar o interior do revestimento de</p><p>produção (e liner, quando presente) gabaritado e em condição de receber os equipamentos</p><p>necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento e/ou mecânicos, deixados</p><p>no interior do poço quando se seu abandono temporário pela perfuração, bem como restos da</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>cimentação primária. O raspador é uma ferramenta com lâminas retráteis, que desce raspando</p><p>a parte interna do revestimento de produção, retirando a que foi deixado pela broca.</p><p>Geralmente o condicionamento é feito até o colar flutuante, com peso sobre broca,</p><p>rotação da coluna e vazão de circulação direta do fluido adequadas, de forma que se obtenha</p><p>uma boa eficiência no corte e no carreamento das partículas de cimento cortado pode decantar</p><p>sobre a broca, ocasionando uma pescaria. Normalmente, a cada trinta metros de cimento</p><p>cortado, é deslocado um colchão viscoso para limpeza do poço.</p><p>Imediatamente antes e após o corte dos tampões de cimento e/ou mecânicos, é</p><p>efetuado teste de estanqueidade do revestimento de produção, pressurizando-o durante dez ou</p><p>quinze minutos, para verificação da existência ou não de vazamentos (furos, conexões de</p><p>revestimento vazando, etc). Caso não se consiga pressão estabilizada e, procede-se a</p><p>localização e correção do vazamento.</p><p>O fluido de completação, geralmente é uma solução salina, isenta de sólidos,</p><p>compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, de forma a não causar nenhum</p><p>tipo de dano na formação, que restrinja a vazão do poço. Além disso, o fluido deve possuir</p><p>peso específico capaz de fornecer pressão hidrostática no interior do poço um pouco superior</p><p>à pressão estática da formação.</p><p>9</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>A substituição do fluido é feita, com o auxílio de bombas de deslocamento positivo,</p><p>circulando o fluido diretamente pelo interior da coluna de trabalho, com retorno na superfície</p><p>pelo anular.</p><p>AVALIAÇÃO DA QUALIDADE DA CIMENTAÇÃO</p><p>A cimentação destina-se a promover vedação hidráulica entre os diversos intervalos</p><p>dentro de um único intervalo permeável, impedindo a</p><p>por detrás do revestimento, bem como propiciar suporte</p><p>permeáveis, ou até mesmo</p><p>intercomunicação de fluidos</p><p>mecânico ao revestimento.</p><p>A existência de uma efetiva vedação hidráulica é de fundamental importância técnica</p><p>e econômica, garantindo um perfeito controle da origem (ou destinos) dos fluidos produzidos</p><p>(ou injetados). O prosseguimento das operações no poço sem observação deste requisito pode</p><p>gerar diversos problemas: produção de fluidos indesejáveis devido a proximidade dos</p><p>contatos óleo/água ou gás/óleo, teste de avaliação das formações incorretos, prejuízo no</p><p>10</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>controle dos reservatórios e operações de estimulação mal sucedidas, com possibilidades</p><p>inclusive de perda do poço.</p><p>Para se inferir a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de</p><p>interesse, avalia-se a qualidade da cimentação, que é função de uma série de fatores</p><p>nada mais é que várias válvulas individuais ligadas</p><p>entre si por flanges.</p><p>Podem ser rosqueadas, para poços de baixa pressão ou flangeadas para poços de</p><p>média e alta pressão. Podem ser simples quando a completação é de apenas uma coluna, ou</p><p>dupla quando equipamos o poço com duas colunas.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>ANM – Árvore de Natal Molhada</p><p>PRINCIPAIS COMPONENTES DE UMA ÁRVORE DE NATAL:</p><p>MASTER’S</p><p>Têm esse nome porque estão situadas em um ponto da ANC em que controlam todo o</p><p>fluxo do poço. Se forem fechadas, cessa todo o fluxo pela ANC. Normalmente, as ANC’S</p><p>vêm equipadas com duas válvulas masters: uma inferior, que é manual, e uma superior</p><p>acionada hidraulicamente.</p><p>A alimentação hidráulica da master é conectada a um painel lógico, que a fecha</p><p>automaticamente em caso de emergência.</p><p>WING</p><p>ANC – Árvore de Natal Convencional</p><p>98</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>São válvulas laterais que também controlam o fluxo do poço. Permitem que o fluxo</p><p>do poço seja interrompido, enquanto equipamentos operados por meio de arame, cabo elétrico</p><p>ou flexitubo são introduzidos no poço. Normalmente há wings nos dois lados da ANC, sendo</p><p>99</p><p>que por uma delas há produção ( linha de surgência ) e a outra fica em “stand-by”, para o caso</p><p>de se querer conectar uma linha para amortecer ou estimular o poço.</p><p>Na linha de surgência podem ser instaladas duas wings em série. A de dentro é</p><p>manual, tal como a master manual e, e de fora, é pneumática.</p><p>A finalidade desta válvula não ser hidráulica como no caso da master, é que, por</p><p>segurança, depende de uma outra fonte de energia e controle para ser atuada.</p><p>SWAB</p><p>É uma válvula manual tal como as masters e wings manuais, que fica localizado no</p><p>topo da ANC, acima do ponto de divergência do fluxo. Sua função é, quando aberta, permitir</p><p>a descida de ferramentas dentro da coluna de produção.</p><p>CRUZETA</p><p>Localizada no centro da A.N. , permitem o fluxo nos quatro sentidos ;</p><p>VÁLVULA MESTRA OU DE CENTRO</p><p>Localizada abaixo da cruzeta, tem a função de bloquear completamente o poço se fechada.</p><p>As A.N. de poços de gás devem possuir duas válvulas desta para maior segurança;</p><p>VÁLVULA DE PISTONEIO</p><p>É idêntica à mestra porém, está localizada acima da cruzeta;</p><p>VÁLVULAS LATERAIS</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Montadas á direita e a esquerda da cruzeta ,são utilizadas para controle da produção do</p><p>poço ou para o amortecimento do mesmo ;</p><p>NÍPLES</p><p>Têm a finalidade de interligar as válvulas e espaçar as mesmas na A.N. flangeada;</p><p>ADAPTADOR PARA MASTRO</p><p>São utilizados no tipo de A.N. com finalidade de permitir a instalação de mastro para</p><p>faca, Wire-line , canhoneio à cabo ou pistoneio, (ex.: B14A / B15A ) ;</p><p>100</p><p>VÁLVULAS ACIONADAS POR ATUADOR PNEUMÁTICO</p><p>São válvulas especiais utilizadas apenas em poços de gás para prevenir fluxo</p><p>descontrolado de gás em caso de rompimento ;</p><p>VOLANTES</p><p>São os acionadores dos eixos das válvulas do tipo gaveta ou M-20 ;</p><p>BEAN</p><p>É um equipamento opcional, pode ser instalado em uma das laterais</p><p>da A.N., com a finalidade de controlar ou restringir a produção do poço.</p><p>Em alguns casos a válvula de agulha é instalada na estação coletora ;</p><p>QUERO-TESTE</p><p>Permite medir a pressão na cabeça do poço.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Os equipamentos de superfície são padronizados pelo A.P.I. Existem tabelas que</p><p>reúnem todos os dados técnicos e medidas dos flanges como diâmetro, espessura, n° de furos ,</p><p>parafusos , porcas e dimensões, tipo de anel etc.</p><p>Normalmente o fabricante grava nos flanges a especificação dos equipamentos.</p><p>Porém, pode haver erro de gravação ou dificuldade de leitura, por ação do tempo ou corrosão.</p><p>101</p><p>Para dirimir dúvidas, tome três ou quatro medidas do flange em questão e entre</p><p>na tabela para determinar o size do mesmo. Não deixe de Ter sempre á mão estas tabelas.</p><p>Todos os poços que completarmos ou poços antigos que modificarmos os</p><p>equipamentos de superfície, deverão ter estas informações ou especificações anotadas</p><p>para arquivamento na pasta do poço.</p><p>- ANILHA ( COPO ) : São peças utilizadas para promover a vedação de entre os donat U-</p><p>60 e a A.N. dupla.</p><p>CONSIDERAÇÕES SOBRE VEDAÇÃO EM EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE :</p><p>- A vedação de uma rosca pode ser melhorada com o uso de fita teflon ;</p><p>-A vedação primária entre dois flanges é efetuada pelos grooves dos flanges e pelo anel</p><p>apropriado. Devemos portanto Ter o máximo cuidado para não danificar estas partes;</p><p>-A vedação secundária é obtida por gaxetas de neoprene ou teflon posicionadas na parte</p><p>inferior interna de alguns flanges ;</p><p>-Alguns flanges possuem um parafuso de alívio na lateral do mesmo. Sua função é permitir</p><p>aliviar alguma pressão acumulada ou permitir a injeção de teflon em pasta para melhorar o</p><p>engaxetamento ;</p><p>-As sobras de revestimento de produção deixadas pela perfuração, são cortadas deixando-se</p><p>uma pequena fração, que varia com o tipo de C.P. que será instalada.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Esta fração tem a função de efetuar a vedação secundária em contato com o</p><p>engaxetamento interno do flange inferior da C.P. ou do adaptador.</p><p>ADAPTADORES PARA ÁRVORE DE NATAL</p><p>São equipamentos que fazem a conexão entre o flange superior da C.P. e árvore de</p><p>natal, cobrindo o suspensor e viabilizando, através de gaxetas, a passagem do fluído</p><p>hidráulico de acionamento até a DHSH em alguns modelos.</p><p>OS PRINCIPAIS TIPOS SÃO:</p><p>- B-1 : é utilizado entre uma C.P. flangeada e uma A.N. rosqueada;</p><p>- B2P : é um adaptador flange – flange com estojo, utilizado entre o flange superior da C.P. e</p><p>o flange inferior de uma A.N. flangeada;</p><p>- BO2 : é um adaptador bi-flangeado utilizado entre uma C.P. e uma A.N. flange-ada. Possui</p><p>no interior de seu corpo uma rosca interna que permite o acoplamento ( hanger coupling ).</p><p>Esta luva acopla-se à coluna de produção. Este tipo de completação é utilizado em poços de</p><p>gás ou de alta pressão, visando facilitar o amortecimento do poço , já que permite abrir a junta</p><p>de circulação do packer sem desarmar o mesmo. São usados em C.P. T-16 e com donat WA4</p><p>ou Wa5. Pode ainda receber uma válvula de bloqueio interno( back pressure valve ).</p><p>Devido a sua complexidade e dificuldade de montagem, o BO-2, está em desuso na</p><p>E&P-BC. A grande vantagem deste tipo de adaptador, que na verdade só é válida para poços</p><p>surgentes, consiste em permitir desencamisamento do TSR sem a necessidade de retirar a</p><p>ANC, apenas desconectando o adaptador da cabeça de produção e erguendo todo o conjunto.</p><p>Em plataformas marítimas, não há espaço para isto.</p><p>O aparato completo inclui, além do adaptador propriamente dito, um suspensor tipo “</p><p>hanger coupling”, que é enroscado no adaptador. Abaixo dele, é conectado um sistema de</p><p>dois tubos concêntricos, em cujo anular o fluido hidráulico da DHSV passa. Em volta dele é</p><p>instalado um pack-off, que promove a vedação entre o tubo externo e a cabeça de produção.</p><p>Note que o comprimento do tubo concêntrico deve ser maior que o curso do TSR, para</p><p>permitir o desencamisamento deste. Finalmente, abaixo do tubo concêntrico é enroscada uma</p><p>luva quadrada, abaixo da qual são conectadas a coluna de produção e a linha de controle da</p><p>DHSV.</p><p>102</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>ADAPTADOR A-5S</p><p>Usado conjuntamente com um suspensor tipo“extended-neck” ( pescoço estendido),</p><p>este adaptador é de simples construção e fácil montagem. O suspensor é apoiado na cabeça</p><p>de produção, onde “o-rings” promovem a vedação, viabilizando a injeção de gás no espaço</p><p>anular. O adaptador é colocado sobre ela e parafusado. No pescoço estendido, um jogo de</p><p>gaxetas confina o fluido de controle para acionamento da DHSV, fazendo com que este</p><p>passe pelo interior do corpo do suspensor, na base do qual está conectada a linha de</p><p>controle.</p><p>Este tipo de adaptador A5-S é muito utilizado em poços surgentes ou equipados com</p><p>gás-lift.</p><p>EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE</p><p>COLUNAS DE PRODUÇÃO (TUBING)</p><p>103</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>São as colunas usadas para equipar os</p><p>poços permitindo escoar a sua produção.</p><p>Quanto ao diâmetro nominal são usados: 2 3/8, 2 7/8 e 3 ½”.</p><p>São utilizados tubos com conexão NU ( non upset) em poços de produção de óleo ( ou</p><p>injeção de água) rasos e sem agentes agressivos ( H2S,CO²,etc.).Em poços profundos, utiliza-</p><p>se o tipo EU ( external upset), que tem um reforço extra na conexão. Para poços agressivos,</p><p>utiliza-se a conexão TDS ( tubing double seal ). ( figura 25).quanto ao diâmetro, dependerá</p><p>basicamente da vazão de produção(ou injeção) do poço e do revestimento ou linear dentro do</p><p>qual o tubo esteja, devido ao diâmetro externo(OD) da luva. Normalmente, utilizam-se tubos</p><p>de 2 3/8” ou 2 7/8” em liners de 5 1/2”, tubos de 3 1/2” em liners de 7” e 7 5/8” e tubos de 4</p><p>1/2” ou 5 1/2” em revestimento de 9 5/8”. Esta limitação de diâmetro é devida ao fato de, se</p><p>por caso ocorrer uma prisão de coluna, seja possível descer uma sapata de lavagem entre o</p><p>espaço anular x revestimento ( ou liner), com o objetivo de liberá-la e posterior equipamento</p><p>de pescaria para retirá-la do poço.</p><p>Quanto ao grau de aço as mais utilizadas são as J-55 e as N-80. Em alguns casos</p><p>utilizamos colunas com luvas bizeladas ( completação dupla ) e eventualmente alguns poços</p><p>são equipados com Colunas de junta integral ( ex.: 2 3/8” DSS-HT).</p><p>Consultar as tabelas do A.P.I. para obter os dados técnicos das mesmas como</p><p>diâmetro interno, resistência à tração, resistência à pressão interna e externa e diâmetro</p><p>externo das luvas.</p><p>104</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>OS PESOS UNITÁRIO UTILIZADOS SÃO:</p><p>2 3/8” NU – 4.6 lb / ft</p><p>2 3/8” EU – 4.7 lb / ft</p><p>2 7/8” NU - 6.4 lb / ft</p><p>2 7/8” EU – 6.5 lb / ft</p><p>3 ½” NU – 9.2 lb / ft</p><p>3 1/2” EU – 9.3 lb / ft</p><p>105</p><p>AS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS TUBOS DE PRODUÇÃO UTILIZADOS</p><p>NA E & P – UN-BC/BA. SÃO MOSTRADOS NA TABELA 1 A SEGUIR:</p><p>2 7/8” EU 3 1/2” EU 4 1/2” EU</p><p>Grau do aço: N – 80 N – 80 N – 80</p><p>Peso : 6,5 lb/pé 9,3 lb/pé 12,75 lb/pé</p><p>ID : 2,441” 2,992” 3,958”</p><p>Driff : 2,347” 2,867” 3,833”</p><p>OD da luva : 3,668” 4,500” 5,563”</p><p>Colapso : 11160 psi 10530 psi 7500 psi</p><p>Pressão interna : 10570 psi 10160 psi 8430 psi</p><p>Tração : 144960 lbf 202220 lbf 288040 lbf</p><p>Torque : 2800 lbf.pé 3200 lbf.pé 4000 lbf.pé</p><p>Capacidade : 0,0190 bbl/m 0,0286 bbl/m 0,0500 bbl/m</p><p>Deslocamento: 0,0074bbl/m 0,0105bbl/m 0,0146bbl/m</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>VÁLVULA DE SEGURANÇA DE COLUNA DE PRODUÇÃO - DHSV</p><p>Existem dois tipos principais: as DHSV tubing-mounted, que são conectadas</p><p>diretamente na coluna de produção e as DHSV insertáveis que são instaladas após a conclusão</p><p>do poço, com arame, em um perfil previamente conectado na coluna. A vantagem desta</p><p>última é que ela pode ser retirada e consertada sem a necessidade de desequipar o poço. As</p><p>desvantagens são menor diâmetro de passagem e maior propensão a defeitos.</p><p>O funcionamento da DHSV é simples: Ao se pressurizar a linha de controle, a pressão</p><p>atua sobe o pistão, que faz o mandril se deslocar para baixo, abrindo a flapper valve. Vê-se,</p><p>portanto, que é necessário pressão para abrir. Eventualmente, numa emergência, a linha é</p><p>despressurizada. Há então uma mola que desloca o pistão para cima, e uma outra molinha faz</p><p>com que a flapper pivoteie, fechando o poço e promovendo a sua vedação.</p><p>MANDRIL DE GÁS LIFT</p><p>É um componente da coluna de produção usada como alojamento de diversos tipos de</p><p>válvulas que promoverão a comunicação coluna-anular. Estas válvulas posem ser assentadas e</p><p>retiradas através de operações com arame.</p><p>106</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Os MGL são excêntricos, isto é, as bolsas de assentamento das válvulas são</p><p>localizadas na lateral do mandril, só sendo acessíveis com a utilização de ferramentas</p><p>especiais (desviadores). Assim, os mandris mantêm um diâmetro interno igual ao dos tubos de</p><p>produção.</p><p>OS PRINCIPAIS TIPOS DE VÁLVULAS DE GÁS LIFT:</p><p>VGL DE ORIFÍCIO</p><p>Serve para injeção de gás em coluna de elevação artificial por gás lift. Está sempre</p><p>aberta no sentido anular-coluna, e não permite passagem no sentido coluna-anular.</p><p>VGL CDE PRESSÃO</p><p>Também chamada de VGL calibrada, serve para ajudar a aliviar o peso da coluna</p><p>hidrostática durante a indução de surgência. Na coluna de produção, trabalhando como</p><p>válvula de alívio (normalmente se utiliza mais de uma VGL calibrada), fica posicionada</p><p>acima da válvula operadora (de orifício), e é calibrada para fechar a determinada pressão no</p><p>anular, quando então não mais permite o fluxo de gás através de si.</p><p>VGL CEGA</p><p>Serve para reservar uma posição estratégica na coluna para comunicação coluna-</p><p>anular. Não é possível a circulação através desta válvula, tendo a mesma de ser retirada da</p><p>bolsa do mandril para permitir a circulação.</p><p>107</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>UNIDADE SELANTE</p><p>É o equipamento descido na extremidade de um coluna, que faz a vedação da mesma</p><p>com o orifício do packer ou do suspensor de sub-superfície. Para instalá-la, basta colocar</p><p>peso, pois tem uma rosca tipo ”wicker”.</p><p>DIVIDE-SE EM TRÊS TIPOS PRINCIPAIS:</p><p>ÂNCORA</p><p>Uma vez conectada, só permite a liberação com rotação à direita ( 14 voltas).</p><p>TRAVA</p><p>Uma vez conectada, permite a liberação com tração (cerca de 10.000lb), pois não tem</p><p>um dispositivo anti-rotacional.</p><p>BATENTE</p><p>Por não ter a rosca “wicker”, não trava. Para retirá-la, basta tracionar a coluna.</p><p>108</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>TSR</p><p>O TSR (“tubing seal receptacle”) ou junta telescópica, é usado para absorver a</p><p>expansão ou contração da coluna de produção, devido à variação térmica da mesma devida às</p><p>diferentes temperaturas a que é exposta quando da produção ( ou injeção ) de fluidos. Permite</p><p>também a retirada da coluna sem haver necessidade de desassentar a cauda.</p><p>É composta basicamente de duas partes independentes: a camisa externa e o mandril.</p><p>A camisa é composta de um “top sub”, dois conjuntos de barreiras de detritos, quatro</p><p>conjuntos de unidades selantes e a sapata guia com “J-slot”. O mandril é composto de um</p><p>perfil F no topo, seguido de mandril polido e “bottom sub” com J-pino e duas sedes para</p><p>parafusos de cisalhamento.</p><p>A vedação entre os dois conjuntos ( camisa externa e mandril) é promovida pelo</p><p>conjunto de unidades selantes sobre o mandril polido.</p><p>O travamento entre os dois conjuntos, para descida ou retirada, é promovido através</p><p>do “J-slot” (na sapata guia) que se encaixa no J-pino (no “bottom sub” do mandril) e por</p><p>109</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>parafusos de cisalhamento que tanto podem ser armados para o rompimento por tração ou</p><p>compressão.</p><p>A sapata guia tem também uma extremidade tipo “overshot” na meia-pata de mula</p><p>para facilitar o reencamisamento da camisa do mandril.</p><p>O perfil F no topo do mandril tem a finalidade de possibilitar o isolamento da coluna</p><p>através do tampão mecânico e também possibilitar a limpeza dos detritos, por circulação, que</p><p>Porventura se acumulem acima do tampão antes de sua pescaria.</p><p>O “J-slot” da sapata podes ser do tipo “EASY-OUT”, “AUTO-IN” ou “AUTO-OUT”,</p><p>todos com a opção de liberação à direita ou à esquerda, o que deve ser definido em função da</p><p>aplicação.</p><p>SLIDING-SLEEVE”</p><p>A “sliding-sleeve” (ou camisa deslisante) possui uma camisa interna que pode ser</p><p>aberta ou fechada através de operações de arame, para prover comunicação anular–coluna</p><p>ou coluna anular.</p><p>A área de fluxo, normalmente, é equivalente à área de passagem da coluna de</p><p>produção.</p><p>Os diferentes tipos de camisas deslisantes existentes no mercado são bem semelhantes</p><p>quanto à sua concepção, variando apenas os tipos de elementos de vedação (gaxetas, selos</p><p>moldados, ou “ O-rings”), o sentido de abertura e fechamento (percussão para cima ou para</p><p>baixo) e a existência ou não de um perfil para assentamento de tampões mecânicos com</p><p>operações de arame.</p><p>110</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>NIPPLES DE ASSENTAMENTO</p><p>Os “nipples” de assentamento são subs que possuem um perfil de assentamento,</p><p>composto por uma área polida para vedação e uma sede de travamento. Servem</p><p>para alojar,</p><p>numa profundidade bem definida, equipamentos para controle de fluxo ou registro de dados</p><p>de poço, através de operações com arame. São especificados pelo “seal bore”, que é o</p><p>diâmetro da área polida onde as gaxetas dos equipamentos de controle de fluxo fazer a</p><p>vedação.</p><p>Normalmente são instalados na cauda de produção, abaixo de todas as outras</p><p>ferramentas. Podem, também ser instalados tantos quantos necessários, em qualquer ponto da</p><p>coluna, ressalvando-se a seletividade dos mesmos.</p><p>PRINCIPAIS TIPOS DE “NIPLES“ DE ASSENTAMENTO:</p><p>NIPPLE “R” (NÃO SELETIVO)</p><p>Possuem um batente (“no-go”) na parte inferior com diâmetro interno menor que o</p><p>diâmetro interno da área polida.</p><p>Normalmente, é utilizado em dois casos: quando a coluna requer um único “nipple” ou</p><p>como o último (mais profundo) de uma séria de “nipples” do mesmo tamanho. A utilização de</p><p>mais de um niple não seletivo na mesma coluna, somente é possível se os diâmetros internos</p><p>dos mesmos forem diferentes, decrescendo com a profundidade de instalação.</p><p>111</p><p>Os principais “nipples R” utilizados na E&P BC são mostrados na Tabela 2 a seguir:</p><p>TAM. NOMINAL CONEXÃO ÁREA POLIDA “NO-GO”</p><p>2,75” 3 1/2” 2,750” 2,697”</p><p>2,25” 2 7/8” 2,250” 2,197”</p><p>1,87” 2 3/8” 1,875” 1,822”</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>NIPPLE “F” (SELETIVO)</p><p>Não possuem “no-go”, isto é, a própria área selante serve de batente localizador.</p><p>Podem ser instalados vários “nipples” seletivos de mesmo tamanho numa mesma</p><p>coluna. Neste caso, o posicionamento do equipamento desejado é feito pela ferramenta de</p><p>descida e/ou tipo de trava do equipamento a ser instalado.</p><p>Os principais “nipples F” utilizados na E&P BC são mostrados na Tabela 3 a</p><p>seguir:</p><p>112</p><p>TAM. NOMINAL CONEXÃO ÁREA POLIDA</p><p>3,81” 4 1/2” EU 3,812”</p><p>3,75” 4 1/2”EU 3,750”</p><p>3,68” 4 1/2”EU 3,680”</p><p>2,81” 3 1/2”EU 2,812”</p><p>2,75” 3 1/2”EU 2,750”</p><p>2,31” 2 7/8”EU 2,312”</p><p>1,87” 2 3/8”EU 1,875”</p><p>1,81” 2 3/8”EU 1,812”</p><p>SHEAR – OUT</p><p>Também conhecida por sub de pressurização, é um equipamento instalado na</p><p>extremidade inferior da cauda de produção, que permite o tamponamento temporário</p><p>da mesma.</p><p>Possui três sedes, sendo a inferior tamponada. Antes da descida, é dimensionada a</p><p>pressão de rompimento da mesma e, de acordo com o cálculo, colocados tantos parafusos de</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>cisalhamento quanto necessário. Ao se pressurizar a coluna, a força atuante na sede faz com</p><p>que os parafusos cisalhem, caindo a sede no fundo do poço e liberando a passagem na coluna.</p><p>Necessitando-se tamponar novamente a “shear –out”, lançam-se as esferas no poço,</p><p>que se alojarão nas suas sedes. Para abrir ao fluxo novamente, basta pressurizar a coluna.</p><p>Uma vez rompida a sede inferior, a “shear-out” passa a funcionar como uma boca de</p><p>sino, pois tem as sua extremidade inferior biselada para facilitar a reentrada de ferramentas na</p><p>coluna da produção.</p><p>As principais dimensões da “shear-out” tripla para a coluna 3 1/2”eu (a mais utilizada</p><p>na E&P BC) são as mostradas na tabela a seguir:</p><p>Tabela 4: principais dimensões da “shear out” tripla de 3 1/2”.</p><p>ID C/SEDE NÃO ROMPIDA ID C/SEDE ROMPIDA DIÂMETRO ESFERA</p><p>Intermediária 1,800” 3,000” 2 1/8”</p><p>Superior 2,225” 3,000” 2 1/2”</p><p>113</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>HIDRO-TRIP</p><p>Tal como a “shear-out”, serve para tamponamento temporário da coluna. Porém por</p><p>ter rosca também na parte inferior, pode ser instalada em qualquer ponto da coluna. A sede no</p><p>entanto não cai para o fundo do poço, pois tem um “collet” que se expande, entrando na</p><p>reentrância apropriada para isto. Como desvantagem, não permite passagem plena na coluna</p><p>após o rompimento da sede.</p><p>O dimensionamento dos parafusos de cisalhamento e operação é semelhante à da “shear-out”.</p><p>As principais dimensões da “hidro-trip” dupla de 3 1/2”eu ( a mais utilizada na</p><p>E&P UN-BA/BC) são mostradas na Tabela 5 a seguir:</p><p>Tabela 5: principais dimensões da “hidro-trip dupla de 3 1/2”.</p><p>ID C/SEDE NÃO ROMPIDA ID C/SEDE ROMPIDA DIÂMETRO ESFERA</p><p>Inferior 2,000” 2,600” 2 1/8”</p><p>Superior 2,300” 2,700” 2 1/2”</p><p>BOCA DE SINO</p><p>Serve para facilitar a reentrada da qualquer ferramenta (descida a arame, cabo elétrico,</p><p>flexitubo, etc) na coluna de produção, por ter a sua extremidade biselada. É instalada na</p><p>extremidade inferior da coluna.</p><p>114</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>CHECK-VALVE</p><p>É uma válvula de pé, que serve para impedir o fluxo no sentido descendente. É</p><p>composta de uma sede, com uma válvula de retenção que se abre quando pressurizada de</p><p>baixo para cima e veda quando pressurizada de cima para baixo.</p><p>Serve para evitar que o poço absorva o fluido de completação presente na coluna, mantendo-a</p><p>cheia, e, em colunas com BCS, impedir o contra-fluxo pelo interior da bomba.</p><p>CRUZETA</p><p>É uma luva adaptada que tem a finalidade de limitar ou impedir a saída de ferramentas</p><p>de faca e wire-line do interior da coluna para o interior do revestimento. É utilizada na</p><p>extremidade de algumas colunas de produção;</p><p>SNAP LATCH SEAL NIPLE</p><p>É um acessório do packer k-2, utilizado na extremidade da coluna curta, tem a</p><p>finalidade de interligar, acoplar a mesma ao packer k-2;</p><p>“ D” NÍPLE</p><p>É um equipamento utilizado nos poços injetores de água quando se quer injetar em</p><p>mais de um intervalo com uma única coluna. Ele aloja o regulador de fluxo que promoverá o</p><p>direcionamento de quotas de água;</p><p>115</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>REGULADOR DE FLUXO</p><p>É um equipamento utilizado em poços injetores de água equipados com “ D” níple .</p><p>É dotado de um orifício que regula a vazão que passa através do mesmo, determinando a</p><p>quota de injeção de cada intervalo;</p><p>VÁLVULA DE DRENAGEM</p><p>É um equipamento opcional que pode vir a ser utilizado com a finalidade de drenar o</p><p>óleo no interior da coluna, durante a retirada da coluna do poço. Tem sua abertura atuada pela</p><p>ação da pressão sobre os pinos de cizalhamento da mesma ;</p><p>LUVA TAMPONADA</p><p>É uma luva de tubos 2 7/8” EU que tem uma das suas extremidades tamponada com</p><p>solda. É utilizada na extremidades da coluna em alguns tipos de equipamentos de poço;</p><p>NÍPLE DE PRODUÇÃO</p><p>É uma fração de tubo de produção e tem portanto as mesmas dimensões e características.</p><p>É utilizado para o balanceio da coluna de produção ou para separar alguns equipamentos na</p><p>composição da coluna do poço;</p><p>NÍPLE PERFURADO</p><p>É um niple de produção com orifícios. É utilizado quando necessitamos empacotar um</p><p>intervalo utilizando dois packer’s ou para descer alguma ferramenta que não tenha passagem</p><p>para fluído;</p><p>116</p><p>REDUÇÕES</p><p>São as pontas de rosca e diâmetro que podem ser necessárias para interligar os</p><p>equipamentos entre si ou com as colunas. Quando estiver equipando um poço ficar atento para</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>não descer uma redução de parede grossa ou com diâmetro interno ao da coluna do poço,</p><p>para evitar que o swab ou ferramentas de wire-line venham a topar na restrição;</p><p>PACKER’S ( OBTURADORES ): existe uma gama imensa de obturadores de produção,</p><p>vamos tentar classificar os mesmos e tecer alguns comentários sobre os mais utilizados na</p><p>UN-BA.</p><p>PACKER DE PRODUÇÃO</p><p>Tem múltiplas funções: serve para compor a primeira barreira mecânica de segurança</p><p>de espaço anular, conjuntamente com a DHSV, que cumpre o mesmo papel da coluna;</p><p>protege o revestimento (acima dele) contra pressões da Formação e fluidos corrosivos;</p><p>possibilita a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação artificial por gás</p><p>lift; permite a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (com mais</p><p>de um packer).</p><p>É posicionado de tal forma que a extremidade da coluna de produção fique a</p><p>aproximadamente 30m acima do topo da formação produtora, para permitir perfilagens e</p><p>ampliações de conhoneio though-tubing.</p><p>Eles são chamados de recuperáveis quando podemos retirá-lo do poço para efetuar</p><p>manutenção na oficina. Os permanentes são aqueles que após fixados no poço , só podem ser</p><p>removidos através de corte ou destruição dos mesmos.</p><p>117</p><p>Instrutor – Raymundo</p><p>Jorge de Sousa Mançú</p><p>OS PRINCIPAIS TIPOS DE PACKERS DE PRODUÇÃO:</p><p>PACKER RECUPERÁVEL</p><p>Normalmente de assentamento hidrostático, este tipo de packer é desassentado, apenas</p><p>tracionando-se a coluna. Após desassentado, não pode mais ser assentado sem antes sofrer</p><p>uma manutenção, já que durante o assentamento e desassentamento há a ruptura de pinos ou</p><p>anéis de cisalhamento.</p><p>Existem vários tipos e modelos de packers recuperáveis inclusive packers duplos, isto</p><p>é, que têm dois “bores”. Este tipo de packer é usado em poços com completação dupla ou</p><p>poços equipados com BCS, sendo que neste caso o cabo elétrico passa por um dos “bores”.</p><p>PACKER PERMANENTE</p><p>É um tipo de packer que, uma vez assentado, não se consegue mais recuperá-lo. Para</p><p>desassentá-lo, é necessário cortá-lo com uma broca e, geralmente, é empurrado para o fundo</p><p>do poço.</p><p>É assentado a cabo, utilizando-se uma unidade de perfilagem. Para ser assentado, é</p><p>conectado a uma “setting tool” (ferramenta de assentamento) e descido até a profundidade</p><p>apropriada. Ao se acionar, eletricamente, a “setting tool”, há a detonação de um explosivo que</p><p>cria um movimento da camisa superior para baixo, comprimindo todo o conjunto até a camisa</p><p>retentora. Este movimento expande o elemento de vedação e as cunhas contra o revestimento.</p><p>118</p><p>Quanto ao mecanismo de assentamento podem ser MECÂNICOS, quando são</p><p>fixados com giro e peso ou tração, HIDRÁULICOS quando são fixados pela ação de pressão</p><p>HIDRÁULICA OU AINDA INFLÁVEIS , seu elemento de vedação se deforma sob ação</p><p>de pressão.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Quanto ao mecanismo de ancoragem podem ser de ANCORAGEM SIMPLES</p><p>(SG OU SINGLE GRIP) possuem apenas um conjunto de cunhas ou de ANCORAGEM</p><p>DUPLA DG OU DOUPLE GRIP) possuem dois conjuntos de cunhas.</p><p>Os obturadores de assentamento mecânico podem ser subdivididos em fixados à</p><p>compressão e fixados à tração. Podem ainda ser classificados quanto ao tipo de</p><p>completação em simples quando equipa uma única coluna ou duplo quando podem</p><p>receber duas colunas.</p><p>Finalidade : Os obturadores podem ter várias finalidades, vamos citar as principais:</p><p>- Isolar ( aliviar ) a pressão hidrostática sobre o intervalo produtor;</p><p>- Proteger o revestimento de altas pressões ;</p><p>- Isolar zonas na completação dupla ou no empacotamento de zonas;</p><p>- Localizar vazamentos no revestimento;</p><p>- Efetuar dry-test;</p><p>Elementos básicos de um packer :</p><p>- Mandril ;</p><p>- Elemento de vedação ( borrachas ) ;</p><p>- Cone ( arma as cunhas ) ;</p><p>- Cunhas ( arma contra o revestimento ) ;</p><p>- Mecanismo de fricção ;</p><p>- Mecanismo de fixação ( J para armar ou liberar ) .</p><p>- Acessórios de um packer : São equipamentos ou mecanismos que alguns obturadores já</p><p>têm integrado ao seu corpo ou em outros casos são utilizados em conjunto com eles para</p><p>completar a sua função. Os mais comuns são:</p><p>119</p><p>- Junta de circulação : Permitem circular ou aliviar a pressão confinada com o Packer</p><p>armado ( assentado) ;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Hod-down : é um conjunto de cunhas auxiliar utilizada em packer’s à compressão. Sua</p><p>finalidade é atuar( armar) quando uma pressão de baixo para cima tender a liberar o</p><p>packer. Arma portanto em sentido contrário, evitando a liberação do mesmo ;</p><p>- Junta de segurança ou m. de assentamento de emergência : são mecanismos colocados</p><p>em alguns packer’s com a finalidade de facilitar a sua liberação parcial ou total, em casos</p><p>de prisão ou nos casos em que seu mecanismo normal de liberação não estiver atuando.</p><p>Pode ser um anel de cisalhamento, uma luva com rosca à esquerda ou rotinas de giros</p><p>extra associado a tração ou compressão;</p><p>- Anéis calibradores : Os chamados “gage e gauge rings”, são as peças de maior diâmetro</p><p>externo de um packer. São eles que vão primeiro topar em uma mossa ou restrinção do</p><p>revestimento de produção que impeçam a passagem do obturador.</p><p>Existem ainda outros acessórios que são utilizados em conjunto com um packer</p><p>permanente como:</p><p>- locator tubing seal assembly ;</p><p>- anchor tubing seal assembly ;</p><p>- packer plug etc.</p><p>Principais tipos de obturadores de produção :</p><p>-R-3 SG : é um packer recuperável, simples, mecânico, assentamento à compressão, possui</p><p>junta de circulação integrada. Sua finalidade é equipar poços com baixa pressão.</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>• Com giro à direita e aplicação de peso, vide tabela de acordo com o size do packer.</p><p>120</p><p>DESASENTAMENTO</p><p>• com a retirada do peso, equalização da pressão e giro à esquerda.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>-R-3 DG : é o mesmo packer anterior com hold-down integrado. Sua função é idêntica a de</p><p>um coringa ou seja, tanto pode equipar poços em completação sim-ples como pode ser o</p><p>packer inferior de uma completação dupla e ainda é utilizado como packer de operação.</p><p>Assentamento e Liberação idêntico ao R-3 SG</p><p>- G: é um packer recuperável, simples, mecânico e de assentamento à compressão.</p><p>Finalidade: equipar poços produtores rasos e de baixa pressão. Possui uma junta de segurança</p><p>integrada que é sua luva superior ou top sub a qual tem rosca à esquerda.</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>• Descer até aproximadamente 30cm abaixo da profundidade de assentamento, trazer</p><p>até o ponto de assentamento, girar a coluna para a direita, de ¼ de volta, aplicar peso.</p><p>SIZE PESO (Libras)</p><p>43 e 45 6000</p><p>46 e 47 10000</p><p>>47 15000</p><p>DESASSENTAMENTO DE EMERGÊNCIA</p><p>• Com 2.000 lb de tração e aplicação de 7 voltas à direita, libera a luva superior do</p><p>packer;</p><p>- AD-1: é um packer recuperável, simples, mecânico e de assentamento à tração. Sua</p><p>finalidade é equipar poços de injeção de água. Possui integrado, dois mecânicos de liberação</p><p>de emergência: luva à esquerda e anel de cisalhamento.</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>121</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• Desça até 30cm abaixo da profundidade de assentamento, traga o packer para a</p><p>profundidade de assentamento, depois dê a rotação na coluna para a esquerda ¼</p><p>de volta e aplique torque.</p><p>122</p><p>SIZE TRAÇÃO</p><p>43 a 45 5000 Libras</p><p>47 7500Libras</p><p>>47 15000Libras</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• Desça no mínimo 30cm, após retirada a tensão,gire a coluna ¼ de volta à direita.</p><p>• Anel de cisalhamento</p><p>• Junta de segurança : tração de 45000 a 50000 lb)</p><p>•Rosca de segurança : tração de 10000lb e rotação da coluna de 20 ou mais voltas)</p><p>Especificação : pelo diâmetro e peso do revestimento</p><p>DESASSENTAMENTO DE EMERGÊNCIA</p><p>• Com uma tração de 45.000 a 50.000 lb rompe-se o anel de cisalhamento e se o</p><p>obturador estiver com uma luva abaixo, todo o packer será recuperado. Caso não possa</p><p>tracionar 50.000 lb, tracione 10.000 lb e gire 20 voltas para a direita para liberar o top</p><p>sub( luva superior) do packer;</p><p>- K-2 DG : é um packer duplo recuperável, ancoragem simples ou dupla, de assentamento</p><p>mecânico por aplicação de peso pela coluna curta utilizado para a produção. Possui hold-</p><p>hown integrado. Sua finalidade é equipar poços produtores em completação dupla(ex.: G.L.</p><p>duplo de Miranga ). Não depende da aplicação de peso contra o packer inferior para ser</p><p>assentado, a coluna longa pode estar sob tração ou sob compressão.</p><p>OPERAÇÃO</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• Acople o packer na coluna longa com uma ou duas colunas abaixo dele;</p><p>• A cauda da coluna longa pode possuir um snap latch para encaixar em um packer</p><p>permanente inferior ou ter um packer recuperável;</p><p>• Desça o packer a profundidade desejada, assente o packer recuperável inferior ou</p><p>acople o snap latch no packer permanente;</p><p>ASSENTAMENTO:</p><p>• desça a coluna curta contendo um snap latch seal niple em sua extremidade;</p><p>• acople o seal niple no oríficio do corpo do packer K-2 puxe um pouco a coluna curta e</p><p>verifique se existe resistência devido à adaptação do seal niple;</p><p>• Aplique peso na coluna curta;</p><p>123</p><p>SIZE 45 46 47 49 e 51</p><p>Peso(lb) 6.000 6.000 6.000 12000</p><p>Isto resulta numa tração na coluna longa, no trecho acima do packer do mesmo peso aplicado;</p><p>REASSENTAMENTO</p><p>• Como os parafusos já estão cisalhados, aplicar os seguintes pesos:</p><p>SIZE 45 46 47 49 51</p><p>Peso(lb) 4.000 5.000 6.000 10.000 12.000</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• Tracione a coluna;</p><p>• Se há um pequeno diferencial de pressão abaixo do packer, o esforço desassenta o</p><p>packer antes que o snap latch desencaixe do packer o que ocorre a aproximadamente</p><p>6.000lb;</p><p>• Se o diferencial de pressão acima do packer é grande, o snap latch se liberta antes que</p><p>o packer seja desassentado. Daí, então, as pressões acima e abaixo do packer se</p><p>equalizam;</p><p>• Reeencaixe o snap latch e tracione para liberar o packer;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• Caso o packer não desassente após repetida esta operação, aplique pequeno pesocontra</p><p>a coluna longa, enquanto puxa a coluna curta;</p><p>DESASSENTAMENTO DE EMERGÊNCIA</p><p>• Remova a coluna curta;</p><p>• Aplique em torno de 20.000lb de tração na coluna longa;</p><p>• Isto vai romper um anel de cisalhamento, permitindo que um ressalto no mandril</p><p>da coluna longa encaixe na parte superior do packer;</p><p>• Pode se então puxar esta e outras partes a ela conectadas, liberando os elementos</p><p>de vedação e permitindo recuperação total;</p><p>Características operacionais</p><p>• Pode ser utilizado em conjunto com outros packers;</p><p>• Quando o peso disponível na coluna curta é pequeno, recomenda-seretirar ao</p><p>menos um dos parafusos de cisalhamento;</p><p>ESPECIFICAÇÃO</p><p>Especificação pelo size, função do peso e do diâmetro (OD) do revestimento.</p><p>OPERAÇÃO</p><p>• Acople o packer na coluna longa com uma ou duas colunas abaixo dele;</p><p>• A cauda da coluna longa pode possuir um snap latch para encaixar em um packer</p><p>permanente inferior ou ter um packer recuperável;</p><p>• Desça o packer a profundidade desejada, assente o packer recuperável inferior ou</p><p>acople o snap latch no packer permanente;</p><p>- FH : é um packer recuperável, simples, hidráulico. Possui hold-hown integrado. Sua</p><p>finalidade é equipar poços produtores, sobretudo os poços desviados. Depende de um</p><p>acessório para o seu assentamento, é um hydro trip pressure sub ou uma standing valve.</p><p>124</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• Após posicionado joga-se a esfera ou bola para fechar hydro trip e pressuriza-se a</p><p>coluna até atingir a pressão de cisalhamento dos pinos, armando o mesmo.</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• Aplique tração suficiente para romper o seu anel de cisalhamento 30.000 A 50.000</p><p>e o packer deve desarmar.</p><p>DESASSENTAMENTO DE EMERGÊNCIA</p><p>• Pode vir a ser necessário além da tração, a aplicação de torque</p><p>com power-swivel para completar a liberação do obturador.</p><p>OPERAÇÃO</p><p>• o packer FH é atuado por pressurização da coluna para que se obtenha um</p><p>diferencial no packer;</p><p>• É preciso tamponamento temporário da coluna;</p><p>• Hidro-trip pressure sub;</p><p>• Standing valve;</p><p>• Sheat out;</p><p>• Blanking plug;</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>Caso a pressão hidrostática seja maior que 1500psi</p><p>• desça o packer à profundidade de assentamento, conecte a coluna à linha de</p><p>injeção e pressurize;</p><p>• aumente a pressão na coluna, até que ela esteja 1000psi maior que a pressão do</p><p>anular, o que vai romper os pinos de cisalhamento e assentar o packer;</p><p>• depois de assentado, qualquer diferencial de pressão de baixo para cima, vai</p><p>atuar nos pistões do hold down;</p><p>• aumente mais a pressão na coluna, para que a esfera rompa a sede e vá para o</p><p>fundo, deixando a coluna com passagem plena;</p><p>125</p><p>Caso a pressão hidrostática seja menor que 1500psi</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• o packer foi projetado para ser assentado hidraulicamente em poços rasos;</p><p>• neste caso equipa-se o packer com um número adicional de parafusos de</p><p>cisalhamento que vai aumentar a pressão necessária na coluna para</p><p>2000psi;</p><p>• pressurizando a coluna até 2000psi, assenta-se o packer, prossegue-se</p><p>pressurizando a coluna, com diferencial de 35000psi, a esfera rompe a sede</p><p>da válvula da hidro-trip pressure sub;</p><p>• quando se deseja assentar mais de um packer, equipa-se o packer inferior</p><p>com 2 pinos de cisalhamento, o segundo com 5 pinos e o superior com 8</p><p>pinos, permite que os packers sejam assentados individualmente;</p><p>• o inferior assentará com aproximadamente 1000psi, o segundo com</p><p>2000psi e o superior com 3000psi de diferencial de pressão no packer;</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• o packer FH é equipado com um anel de cisalhamento de 30000lb, que será</p><p>rompido com aplicação de tração;</p><p>• em caso de emergência, o packer desassenta por rotação à direita e tração</p><p>simultânea de 50000lb;</p><p>Características operacionais</p><p>• Não requer movimento da coluna para ser assentado;</p><p>• Pode operar com pressões hidrostáticas de 12000psi a 15000psi;</p><p>• Pode ser utilizado com colunas seletivas;</p><p>- A-2 lok set : é um packer recuperável, simples, mecânico de assentamento à</p><p>compressão e tração. Ele tem dois conjuntos de cunhas que se armam em sentido</p><p>inverso. É utilizado em algumas completações de poços injetores de água. Eventu-</p><p>almente é utilizado sem borrachas no lugar de um archaor tubing.</p><p>126</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• Aplique duas voltas à direita e arrei peso. Tracione para fixar as cunhas</p><p>inferiores. Arrei peso para fixar as cunhas superiores.</p><p>127</p><p>Observações:</p><p>1) depois de fixado o packer pode ser mantido à tração, à compressão ou em ponto</p><p>neutro;</p><p>2) antes de descer o lok set, gire o seu mecanismo de arrasto ( drag block housing)</p><p>para a esquerda até que o mesmo gire louco;</p><p>3 ) não girar a coluna à direita durante a descida.</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• Com pequena tração gire a coluna á direita, seis voltas e suspenda a mesma</p><p>girando simultaneamente e vagarosamente, até liberar o packer;</p><p>-AR-1 : é um packer recuperável, simples, mecânico de assentamento à compressão. É</p><p>utilizado em completação simples como 2º packer ( obturador superior ) para empacotar</p><p>uma zona de produção ou injeção. Possui ancoragem simples ou sem ancoragem.</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>• Acima de um packer recuperável ou um packer permanente, aplique peso para</p><p>assentar e vedar.</p><p>SIZE DUREZA 80-60-80 DUREZA 90-70-90 DUREZA 95-80-95</p><p>43,45 ou 47 8.000lb 7.000lb 8.000lb</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• Suspenda a coluna, se o peso abaixo do packer for maior que 1500lb, o snap latch tem</p><p>condições de voltar a posição original. Se o peso abaixo for menor a 1500lb, é</p><p>necessário dar um ou mais puxões na coluna para que a trava (latch) volte a posição</p><p>original.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- AR-1 DG :é o mesmo packer anterior com hold-down integrado. Aplicação e</p><p>funcionamento idêntico.</p><p>- B tandem tension : é um packer recuperável, simples, mecânico de assentamento á</p><p>tração. Sua função é atuar como segundo packer (superior) de uma completação simples</p><p>com dois packer’s para injeção de água seletiva, com reguladores de fluxo. É usado em</p><p>conjunto com o A-2 lok set ou com AD-1. Não possui cunhas utilizadas para isolamento em</p><p>pesos de múltiplas zonas de injeção de água.</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>• Assenta ao aplicarmos tração para fixar o packer inferior e ao ultrapassarmos o valor</p><p>resistência dos pinos de cisalhamento colocados no mesmo para prevenir</p><p>assentamento prematuro. Sua tração é aproximadamente 10000lb.</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• Por retirada da tração e giro à direita;</p><p>-Anchor tubing : é um packer recuperável, simples e mecânico. Sua função é manter a</p><p>coluna de produção estirada em poços de bombeio mecânico profundos.</p><p>Princípio : é um compensador, não permite o retorno no sentido ascendente de uma coluna</p><p>que sofreu elongação durante o bombeio.</p><p>Fixação: basta posicionar o packer no ponto e dar nove voltas a esquerda.</p><p>Liberação: alivia-se a tração, dá-se um giro na coluna de ¼ de volta à direita, pode ser</p><p>necessário o uso de power-swivel;</p><p>- D / DA : é um packer permanente, simples, mecânico. Sua fixação pode ser efetuada à</p><p>coluna com um aplicador ou à cabo com companhia contratada.</p><p>Função : pode ser o packer inferior de uma completação dupla. Pode receber vários</p><p>acessórios ( production tubing, Dr plug etc ).</p><p>Assentamento à cabo com CIA ( companhia );</p><p>Assentamento à coluna é descido com aplicador próprio e são cumpridas várias rotinas, não</p><p>vamos citá-las devido ao desuso deste tipo de packer.</p><p>128</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Liberação:</p><p>por ser permanente, só é removido ou destruído com sapata mill , packer miling</p><p>tool ou broca mill</p><p>PESO MÍNIMO PARA ASSENTAMENTO (LB)</p><p>129</p><p>ELEMENTO</p><p>DE</p><p>VEDAÇÃO</p><p>TEMP.</p><p>(ºF) SIZE</p><p>45 47 49 51 53</p><p>80-60-80 0-200 6.000 6.000 7.000 8.000 -</p><p>90-70-90 100-275 7.000 8.000 9.000 9.000 -</p><p>95-80-95 250-350 7.000 8.000 9.000 9.000 -</p><p>70-70-70 0-150 - - - - 10.000</p><p>80-70-80 100-200 - - - - 10.000</p><p>90-70-90 200-300 - - - - 10.000</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• O obturador é dsassentado pela simples suspensão da coluna; antes de</p><p>desassentar a ferramenta deve-se pressurizar o anular se possível, para</p><p>garantir a retração dos pistões;</p><p>• Para liberar o obturador, gire para a esquerda ¾ de volta enquanto suspende a</p><p>coluna;</p><p>Características operacionais:</p><p>• As oscilações de pressão na coluna não reduzem a força dos pistões do hold down;</p><p>• Desassentamento simples: quando se suspende a coluna, a pressão através do hold</p><p>down é equalizada instantaneamente;</p><p>• Junta de circulação: permite completa circulação ao redor da ferramenta;</p><p>- Tampões mecânicos : São ferramentas utilizadas num poço para isolar ( tamponar) um ou</p><p>mais zonas temporariamente, ou definitivamente. Eles podem ser classificados em</p><p>recuperáveis ( - P.R.) ex. BPR “C” e permanente ( B.P.P.) ex.: N ou K. permanente</p><p>podem ser fixados à coluna ou à cabo.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- BPP mod. N : é utilizado em um poço com a finalidade de tamponar definitivamente uma</p><p>ou mais zonas.</p><p>Assentamento à coluna :</p><p>-conecte o conjunto aplicador /BPP a um niple perfurado e a coluna. O perfurado evitará a</p><p>flutuação da coluna durante a descida. A coluna deverá estar bem apertada ;</p><p>- iniciar a descida tomando o cuidado de não girar a coluna à direita e dar 1 volta á esquerda</p><p>na ferramenta, a cada 5 ou 10 seções descidas. Isto evitará o assentamento prematura do</p><p>BPP;</p><p>- após posicionar o BPP ( ponto de assentamento), suspenda a coluna 60cm e aplique 10</p><p>voltas à direita;</p><p>- abaixe a ferramenta 60 cm para expandir as cunhas superiores;</p><p>- tracione a coluna com as tensões abaixo indicadas;</p><p>- arrei sobre o peso da coluna ;</p><p>- volte a tracionar conforme tabela abaixo;</p><p>- para liberar o aplicador tracione a coluna 1.000 lb e aplique torque para a direita ( 300 a</p><p>400 lb / pé ) ;</p><p>- gire mais 10 voltas para a direita para desenroscar o aplicador ;</p><p>- poderá ser reencaixado o aplicador no BPP com peso de 3.000 a 5.000 lb sobre o mesmo e</p><p>liberado com tração de 8.000 a 10.000 lb.</p><p>130</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Tabela de tração para fixação de B.P.P. / C.R. à coluna</p><p>131</p><p>Rev.O.D. Size do BPP Tração mínima LB Tração máxima LB</p><p>5 1/2 ” 2AA 20.000 30.000</p><p>7 ” 3BB 20.000 30.000</p><p>9 5/8 ” 6AA 30.000 45.000</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• Por ser permanente, só pode ser removido ou destruído com o auxílio de sapata mill,</p><p>packer mill tool, broca mill ou broca convencional.</p><p>- BPP mod. K : é um BPP transformado ou melhor, originalmente o “K” é um retentor de</p><p>cimento ( C.R.), porém este equipamento pode ser transformado com a colocação de um</p><p>bridging plug na sua parte inferior. Tem seu assentamento e remoção idênticos ao modelo</p><p>“N”;</p><p>- Coment retainer ( retentor de cimento ) : é um equipamento utilizado no poço com a</p><p>finalidade de fazer uma recimentação do poço nos casos em que a cimentação primária</p><p>fica muito ruim. Possui no seu interior uma válvula que é aberta com o encaixe do</p><p>aplicador com stringer, permitindo a passagem do cimento injetado. Ao desencaixar o</p><p>stringer a válvula fecha-se retendo o cimento.</p><p>A fixação do C.R. é idêntica a do BPP, assim como a sua liberação;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>FIXAÇÂO DE B.P.P. / C.R. À CABO : por utilizarem uma companhia contratada ( HLS</p><p>ou Schlumberger ) a fixação de um “ Bridge Plug ” tampão mecânico ) ou de um “ Cement</p><p>Retainer ” ( retentor de cimento ) à cabo são também consideradas operações especiais. Note</p><p>que estes equipamentos poderão ser fixados à coluna pelas equipes e sem a presença de</p><p>companhias.</p><p>Estas operações vão exigir das equipes, participação idêntica a de uma operação de</p><p>perfilarem.</p><p>Fases :</p><p>1) descida ;</p><p>2) correlação da profundidade com o P.D.C.L.;</p><p>3) fixação;</p><p>4) retirada do CCL / aplicador.</p><p>Já existe tecnologia desenvolvida para efetuar algumas das operações especiais com o</p><p>auxílio de unidades de flexitubo, como acidificação, perfilagem, canhoneio, tampão de</p><p>cimento e sobretudo limpezas de fundo ou do interior de colunas obstruídas, utilizando ainda</p><p>Nitrogênio( N2) ou fluído gelificado( jet lift ).</p><p>Devido as seu alto custo, esta unidade só é utilizada esporadicamente para algumas</p><p>limpezas. Inclusive atualmente essas unidades só estão com contrato para a plataforma ( off-</p><p>shore ).</p><p>132</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>PACKER’S ( OBTURADORES) DE OPERAÇÃO : são os obturadores utilizados para</p><p>realisar as operações especiais e de workover. Não equipam os poços.</p><p>Os mais utilizados são: mod E/EA, R-3 DG e “C” full bore.</p><p>-E / EA : é um packer recuperável, simples, mecânico e de assentamento à compressão.</p><p>Possui junta de circulação e hold-down integrados, assim como o R-3 DG é um packer</p><p>dimensionado para resistir a latas pressões e esforços.</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>• Aplique giro à direita e peso conforme o size(vide bula).</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• Com a retirada do peso, equalização das pressões e giro à esquerda.</p><p>A diferença do mod. EA para o E , é que o EA possui um bloco de fricção ( arrasto) de</p><p>maior área de atuação. Fora este detalhe, são idênticos.</p><p>- “ C ” full bore : é um packer recuperável, simples, mecânico com duplo conjunto de</p><p>cunhas que armem em sentido inverso. Pode ser fixado à compressão ou à tração. Não</p><p>possui junta de circulação integrada.</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>• Antes de descer o obturador, verifique se as cunhas superiores giram 360° ou</p><p>mais(chaveta fora da ranhura), só deve girar 270°. Desça e posicione o packer no</p><p>ponto desejado.</p><p>Gire 3/4 de volta à direita e arrei peso. Isto armará as cunhas superiores.</p><p>133</p><p>Tracione 15.000 lb para expandir as borrachas e armar as cunhas inferiores.</p><p>Desassentamento : aplique torque à esquerda e coloque peso e puxe a</p><p>alternadamente até o packer mover-se.</p><p>ferramenta</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Posição de segurança : para colocar as cunhas nesta posição, tracione 1.000 a 3.000 lb e</p><p>aplique 9 voltas à direita. Observe que após colocar o packer nesta posição, ele não poderá</p><p>mais ser rearmado no poço.</p><p>DESASSENTAMENTO DE EMERGÊNCIA</p><p>1) coloque o obturador na posição de segurança;</p><p>2)arrei peso ( 15.000 a 20.000 lb) e tracione 15.000 lb. Repita esta operação até a</p><p>ferramenta mover-se;</p><p>3) se ainda não liberou, tracione 25.000 lb para partir o anel do cone;</p><p>4) se persiste a prisão, tracione 35.000 lb para partir o anel de cisalhamento, liberando</p><p>a parte superior do packer.</p><p>Todos os obturadores e tampões aqui citados têm um size ou tamanho, que vai variar</p><p>conforme o diâmetro e o peso unitário / pé do revestimento de produção.</p><p>O fabricante fornece tabelas de aplicação com o size. Não deixe de consultar estas tabelas</p><p>para requisitar o obturador ou para conferir o size antes de descer o mesmo no poço. Só assim</p><p>teremos certeza de que o obturador irá vedar e que não irá topar antes do ponto que se quer</p><p>posicionar.</p><p>Todos os obturadores e tampões aqui citados são de fabricação da “ Baker Oil Tools</p><p>Company ” ou similar nacional. A RPBA já utilizou no passado e poderá vir a utilizar no</p><p>futuro obturadores de outros fabricantes.</p><p>Quaisquer esclarecimentos adicionais sobre estas ferramentas poderão ser obtidas no</p><p>catálogo da “ Baker”, no manual de packer’s ou diretamente na oficina de manutenção de</p><p>packer’s do UN-BA/SOP-OM.</p><p>OPERAÇÃO</p><p>• Desça o packer até a profundidade de assentamento ( a junta de circulação deve estar</p><p>aberta para que o hold down não agarre ao revestimento);</p><p>• Gire a coluna de ¾ de volta para direita e aplique peso para o assentamento;</p><p>• Em poços inclinados às vezes é difícil obter peso suficiente sobre o packer devido ao</p><p>efeito de atrito entre</p><p>o tubing e o revestimento;</p><p>134</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• Pressurizar e despressurizar o anular;</p><p>• Se o packer vaza porque se aplicou peso insuficiente, pressurizar o anular para</p><p>retração dos pistões do hold down, antes de aplicar mais peso;</p><p>Bridge plug retrievable mod.“ C” : é um tampão mecânico e recuperável mais utilizado,</p><p>para isolar temporariamente zonas, nas operações especiais e de workover na UN-BA. Ela</p><p>possui dois conjuntos de cunhas em sentido inverso. O princípio básico de seu funcionamento</p><p>é atuado por um diferencial de pressão de cima para abaixo ou de baixo para cima. O BPR</p><p>“C” possui duas válvulas que são movimentadas pela haste ou pela atuação direta da pressão</p><p>diferencial. Quando abertas estas válvulas se comunicam com um “ By-pass” que permitem</p><p>passagem de fluídos e a equalização das pressões ou posições de liberação, é o que ocorre</p><p>durante a descida ou retirada do BPR no poço.</p><p>O BPR é descido ou retirado do poço com o auxílio de um aplicador ou cabeça de</p><p>recuperação( retrieving head type washover). Esta ferramenta se acopla ao BPR através do</p><p>“ Control barhead”( dog ) da haste do mesmo. Outra função do aplicador é circular e lavar a</p><p>haste do BPR envolvendo-a quando necessário, para emoção de areia ou detritos e facilitar a</p><p>recuperação do BPR.</p><p>OPERAÇÃO</p><p>• Quando descido com cabeça de recuperação e outro packer;</p><p>ASSENTAMENTO</p><p>• Acople a cabeça de assentamento abaixo do outro packer;</p><p>• Coloque o BPR em pé, levante a ferramenta e abaixe vagarosamente a cabeça de</p><p>assentamento sobre a barra de comando da cabeça do BPR;</p><p>• Eleve a ferramenta e desça a coluna no poço, até a profundidade desejada de</p><p>assentamento;</p><p>• Eleve a coluna levemente sem torque, feito isto, aplique torque à esquerda, baixando</p><p>devagar a coluna, até que o BPR comece a pegar peso;</p><p>• Pegando peso, eleve a ferramenta uns 4 metros, mantendo torque à esquerda para</p><p>soltar o BPR;</p><p>135</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• Aplique torque à esquerda e desça a coluna aproximadamente 70cm, se o BPR não</p><p>pegar peso, é porque já está solto (se necessário efetue teste de pressão)</p><p>DESASSENTAMENTO</p><p>• Desça o aplicador até o ponto, circule para limpeza de eventuais detritos ou para</p><p>remoção de colchão se for o caso e eleve a coluna um pouco. Aguarde então a</p><p>equalização das pressões e retire a coluna com o aplicador e BPR “C”.</p><p>RECUPERAÇÃO</p><p>• Antes de iniciar a recuperação deve-se circular para remoção de areia ou detritos;</p><p>• Encaixe a cabeça de recuperação;</p><p>• Eleve lentamente, sem aplicar tração excessiva até que a pressão tenha sido</p><p>equalizada;</p><p>Tração excessiva pode danificar seriamente o BPR</p><p>Ao puxar a coluna, a válvula superior do BPR se abre permitindo a equalização de</p><p>pressão.</p><p>Se o BPR continua resistindo à traçaõ, aplique peso para abrir a válvula inferior e</p><p>permitir a equalização da pressão abaixo do BPR.</p><p>• Na retirada do BPR do poço não permita que haja rotação da coluna para à</p><p>esquerda ;</p><p>• Em emergência, uma tração ou peso sobre o BPR podem ser aplicados:</p><p>136</p><p>SIZE 28-35 41-47 49-55</p><p>Peso/tração(lb) 25.000 60.000 80.000</p><p>Características operacionais</p><p>• Simples operação, normalmente utilizado com os packers modelo: C, E e R-3;</p><p>• As borrachas em forma de copo impedem que os detritos atinjam as cunhas,</p><p>dificultando a recuperação;</p><p>• As válvulas de retenção, uma superior e uma inferior são acionadas pela haste e</p><p>possuem molas que as mantêm vedadas contra as respectivas sedes, quando o BPR</p><p>está liberado;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• Na subida do BPR a cabeça de recuperação puxa a haste consigo o que faz abrir a</p><p>válvula superior, permitindo a circulação pelo interior do mandril;</p><p>• Na descida, a cabeça de recuperação faz com que a haste abra a válvula inferior,</p><p>estabelecendo a circulação e permitindo a manobra;</p><p>Observação: restos de tampões de cimento, bauxita ou areia compactada por ação da</p><p>pressão de squeeze ou de fraturamento, podem vir a gerar dificuldade de</p><p>remoção com o aplicador. Nestes casos solicite do IP ( pescaria ) uma sapata</p><p>mill com extensão para promover a limpeza do BPR e em seguida volte a descer o</p><p>aplicador.</p><p>FUNCIONAMENTO DO MECANISMO DE JOTA</p><p>• Ao baixar a cabeça de recuperação sobre o BPR, o J-PINO vai da posição (1) para a</p><p>(2);</p><p>• O J-PINO está agora na posição neutra, baixando a ferramenta, ele se desloca para a</p><p>posição (4);</p><p>• Suspendendo novamente a coluna ele retorna a posição (3);</p><p>• Com o pino na posição (3), deve-se baixar a ferramenta, ao mesmo tempo em que</p><p>gira a coluna à esquerda para que ele passe a posição (5);</p><p>• Suspendendo a coluna cerca de 25cm, com o torque à esquerda, o J-PINO passa na</p><p>posição (5) para a posição (6), liberando a cabeça de recuperação do BPR;</p><p>CEMENT RETAINER MOD.K</p><p>É um obturador permanente podendo ser transformado em bridge plug, de assentamento</p><p>mecânico a coluna ou a cabo, ancoragem dupla, utilizado em operação.</p><p>OPERAÇÃO</p><p>• Durante a descida do CM no poço não deve girar a coluna para a direita: pode</p><p>acontecer que o packer assente antes do ponto desejado, como medida de</p><p>precaução deve-se girar a coluna de uma volta para a esquerda a cada 5 ou 10</p><p>seções descida no poço;</p><p>137</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>ASSENTAMENTO – setting tool mod. K</p><p>• Desça a ferramenta a profundidade de assentamento;</p><p>• Suspenda a coluna 60cm, isto faz com que a porca de controle gire livremente;</p><p>• Gire a coluna 10 voltas para a direita para liberar a camisa de controle;</p><p>• Desça a coluna 60cm até a profundidade de assentamento, isto vai liberar as</p><p>cunhas superiores;</p><p>• Tracione a coluna com os esforços de tração indicados;</p><p>• Com isto o mandril movimentou-se em relação as cunhas, causando o</p><p>rompimento das cunhas inferiores e o assentamento da packer e expansão das</p><p>borrachas;</p><p>• Após ao assentamento, a válvula deve estar fechada, para verificar pressurize a</p><p>coluna;</p><p>• Para abrir a válvula: desça a coluna 5cm com o setting tool;</p><p>• A válvula de controle é operada com um movimento de duas polegadas sobre o</p><p>retentor (2” para cima A, a válvula fecha, 2” para baixo: ela abre);</p><p>• Para liberar o setting tool do CM, suspenda a coluna 2” para fechar a válvula.</p><p>Mantenha a coluna levemente tracionada (1.000lb), aplique o torque para a</p><p>direita 300 a 400 lb.pé, isto vai cisalhar os parafusos de fixação e permitir que o</p><p>setting tool seja desenroscado, dê 10 voltas à direita;</p><p>• Pode-se liberar o setting tool do CM com 4 ou 5 voltas à direita e 8.000 a</p><p>10.000lb de tração;</p><p>• Após liberação da ferramenta de assentamento por rotação da coluna, ela pode</p><p>ser reencaixada no retentor aplicando-se 3.000 a 5.000lb de peso sobre o</p><p>retentor. É removida dele tracionando-se a coluna com 8.000 a 10.000lb.</p><p>OBSERVAÇÕES:</p><p>• Utilizado como BP, os cuidados requeridos durante a descida e o modo de</p><p>assentamento são os mesmos;</p><p>• Pode ser transformado em BPP, desde que a válvula seja substituída por um</p><p>tampão;</p><p>• Constituído de material perfurável, facilitando o seu corte posterior;</p><p>138</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>• È recomendável que após a tração inicial, seja aplicado o mesmo em pesos e</p><p>torne-se a tracionar a ferramenta;</p><p>• È especificado pelo size que é função do diâmetro (OD) e peso do revestimento;</p><p>SETTING TOOL MOD K</p><p>• É utilizado no assentamento e operação com o Cement Retainer Mod K;</p><p>• A ferramenta é basicamente construída de um centralizador, um mandril, uma</p><p>camisa onde se alojam as cunhas superiores, dog, control latch e stinger;</p><p>• Quando o cement retainer é transformado em BPP, o stinger é substituído por</p><p>um bottom sub;</p><p>• O setting tool é especificado pelo size, que é função do cement retainer</p><p>utilizado;</p><p>OBSERVAÇÕES</p><p>• A fricção causado pelo centralizador é quem vai manter parada a camisa</p><p>que prende as cunhas superiores do retainer, proporcionando o</p><p>assentamento. A falta de ação e o desgaste deste centralizador vai tornar</p><p>impossível o assentamento;</p><p>• Existem um sistema de vedação no stinger que evita a penetração de</p><p>cimento</p><p>no corpo do retainer.</p><p>139</p><p>PROCEDIMENTOS PARA ASSENTAMENTO DE BPP</p><p>1 – Antes de descer, com o BPP ou RETENTOR conectado à seção ou ao tubo,</p><p>pegar nas molas da ferramenta k-1 e girá-la à direita para verificar se a ferramenta está</p><p>travada ;</p><p>2 – Durante a descida, a cada 10 tubos ou seções, girar a coluna uma volta à esquerda</p><p>; 3 – Ao chegar à profundidade de assentamento, suspender 60 cm. (</p><p>isso libera porca de controle para girar livre) ;</p><p>4 – Girar dez voltas à direita para liberar as cunhas superiores da camisa de</p><p>assentamento;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>5 – Voltar ao ponto de assentamento ( isso faz as cunhas superiores caírem sobre o</p><p>cone superior ) ;</p><p>6 - Tracionar de 20.000 a 30.000 libras ( para os sizes 2AA e 3BB ) e de 30.000 a</p><p>45.000 ( para o size 6AA ) acima do peso da coluna ( isso cisalha os pinos dos cones inferior e</p><p>superior e empurra as cunhas inferior contra as superiores comprimindo a borracha );</p><p>7 – Voltar ao peso original da coluna;</p><p>8 – Tracionar 1.000 libras ;</p><p>9– Girar dez voltas à direita para liberar ferramenta de assentamento;</p><p>10 – BPP liberado.</p><p>GUIA DE ESPECIFICAÇÃO PARA BPP/RETENTOR E FERRAMENTA K-1</p><p>140</p><p>Revestimento Peso Size-Ferram.K-1 Retentor- BPP</p><p>4.1/2” 9,5 – 16,6 1AA – 1BB 1AA</p><p>5.1/2” 13 – 23 2AA 2AA</p><p>7” 17 – 35 3BB 3BB</p><p>9.5/8” 29,3 – 53,5 6AA 6AA</p><p>BIBLIOGRAFIA: Catálogo BAKER.</p><p>ELABORADO POR: Expedito Jorge de Lima – 155.777-</p><p>OUTROS EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE UTILIZADOS NAS</p><p>OPERAÇÕES :</p><p>- Coluna de operação : normalmente é uma coluna de 2 7/8” EUE, 6.5 lb/pé, grau</p><p>N-80 nova ou semi-nova, que é utilizada para efetuar as operações especiais e pistoneio do</p><p>poço. É um lote de tubos separados dos tubos que equipam o poço;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Coluna de trabalho : normalmente é uma coluna de 2 7/8” EUE 6.5 lb/pé que é</p><p>utilizada para condicionamento dos poços ( corte de cimento e limpezas de fundo etc.). Na</p><p>verdade deveria ser uma coluna de drill pipe – DP, porém, para economizar manobras e</p><p>transporte, raramente esta coluna é utilizada para esta finalidade;</p><p>- Coluna de drill pipe : São tubos de perfuração de 2 3/8”If, 6.5 lb/pé, grau “G” ou 2</p><p>7/8” IF, 10.4 lb/pé, grau G ou E, que são utilizados nas pescarias programadas ou em</p><p>condicionamento de poços prolongados;</p><p>- Coluna de lavagem : São tubos utilizados nas operações de pescaria quando</p><p>necessitamos lavar o peixe. Podem ser de 4 1/2” hydril FJ-WP para revestimentos de 5 1/2”</p><p>O.D. e 5 1/2” hydril FJ-WP para revestimento de 7” O.D.</p><p>141</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Comandos ( D.C.) : Os comandos utilizados nos trabalhos de completação e workover</p><p>geralmente são de 3 1/2” O.D. x 2 3/8 IF para revestimento de 5 1/2” O.D. e de 4</p><p>1/8” O.D. x 2 7/8” IF para revestimento de 7” O.D. Erroneamente as vezes são utilizados</p><p>comandos de 3 1/2” em revestimentos de 7” O.D.</p><p>Eventualmente pode-se utilizar comandos de 4 3/4” O.D. em revestimento de 7” ou 9 5/8”</p><p>O.D.</p><p>- Broca : Utilizamos brocas convencionais tricônicas, sem injetores e de formação</p><p>média. Eventualmente se utiliza broca de formação dura. Os diâmetros utilizados vão variar</p><p>com o diâmetro interno dos revestimentos de produção, que por sua vez varia com o peso</p><p>unitário por pé do revestimento.</p><p>Consulte uma tabela para utilizar a broca de diâmetro adequado para cada caso. Os</p><p>diâmetros utilizados para 5 1/2” são 4 1/2, 4 5/8 e 4 3/4”. Já para 7” utiliza-se 6, 6 1/8 e</p><p>142</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>6 1/4”. Em um poço novo é imprescindível que utilizemos a broca de diâmetro</p><p>adequado e de preferência nova, para não deixar rebarba no corte do colar de estágio ou</p><p>colar flutuante.</p><p>143</p><p>PRINCIPAIS TIPOS DE COLUNAS USADAS PARA CONDICIONAR</p><p>REVESTIMENTO:</p><p>1 – broca 8 1/2 ” ( 4 1/2 ” reg pin ) + raspador 9 5/8 ” ( 4 1/2” reg cx - pin ) + sub</p><p>de broca ( 4 1/2” reg cx – 3 1/2” if cx ) + dc’s 4 3/4” ( 3 1/2” if pin – cx ) + dp’s 3 1/2” if.</p><p>2 – broca 6 1/8” ( 3 1/2” reg pin ) + raspador 7” ( 3 1/2” reg cx-pin) + sub de</p><p>broca ( 3 1/2” reg cx – 3 1/2 ” if cx ) e dc’s 4 3/4” ( 3 1/2 ” if cx - pin ) – dp’s 3 1/2” if.</p><p>3 - broca de 6 ( 3 1/2” reg pin ) + sub de broca ( 3 1/2” reg cx – 3 1/2” if (cx)+ dc’s 4</p><p>3/4” + redução 3 1/2” if pin x 3 1/2” reg pin + raspador 7 ( 3 1/2” reg cx – pin ) + sub de</p><p>broca ( 3 1/2” reg cx – 3 1/2” if cx) + dc’s 4 3/4” + dp’s 3 1/2” if.</p><p>PARAMETROS DE TRABALHO COM BROCA:</p><p>1 – CORTE : PSB</p><p>(LBS)</p><p>RPM</p><p>(RPM)</p><p>80 A 60</p><p>PMAX</p><p>(PSI)</p><p>2500 6” / 6 1/8”CIMENTO C/BROCA 7000 A</p><p>20000</p><p>CIMENTO C/BROCA 20000 A 70 A 50</p><p>30000</p><p>BPP OU CR</p><p>2500 8 1/2”</p><p>BROCA ( MILL)</p><p>BPP OU CR COM</p><p>8000 75 100 6”</p><p>BROCA ( MILL) 10000 75 100 8 1/2”</p><p>FLAPPER VALVE 5000 A 70 2000 7”</p><p>10000</p><p>FLAPPER VALVE 4000 A 70 2000 5 12”</p><p>8000</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>CONDICIONAMENTO DO TOPO DE LINER:</p><p>PANCADAS → 15.000 LBS</p><p>ROTAÇÃO → 6.000 LBS – 30 / 40 RPM</p><p>PROVIDENCIAS ANTES:</p><p>VERIFICAR SIZE DO REVESTIMENTO:</p><p>BROCA</p><p>8 1/2”</p><p>6 1/8”</p><p>6”</p><p>4 1/2”</p><p>REVESTIMENTO ( lbs / pe )</p><p>9 5/8” – 47 ou 43</p><p>7” - 26</p><p>7” - 29</p><p>5 1/2” – 23</p><p>CHECAR REDUÇÕES PARA COMPOR COLUNA:</p><p>- Observar estado das roscas e espelhos de vedação.</p><p>144</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>CHECAR ESTADO DOS EQUIPAMENTOS :</p><p>- Estado da broca ( cones )</p><p>- Laminas do raspador</p><p>obs: as laminas devem ceder com o peso de uma pessoa</p><p>CHECAR NUMERO DE COMANDOS DC’S S/NECESSARIOS :</p><p>No cálculo do numero de DC’s considerar fator de flutuação e uma folga de 20%, e</p><p>mais em relação ao peso sobre a broca que será usado (assim mentem-se as linhas neutras</p><p>dentro dos comandos).</p><p>TABELA: COMBINAÇÃO DE BROCAS E REVESTIMENTOS</p><p>145</p><p>REVESTI-</p><p>MENTO OD</p><p>( POL)</p><p>PESO</p><p>LB/FT</p><p>REVESTI-</p><p>MENTO ID</p><p>DIÂMETRO DE</p><p>PASSAGEM RE-</p><p>VESTIMENTO</p><p>( DRIFT )</p><p>BIT SIZE</p><p>( POL )</p><p>STANDARD</p><p>BIT PIN</p><p>THREAD</p><p>5 11,5 4,560 4,435 4 1/4 2 3/8</p><p>5 13,0 4,494 4,369 4 1/4 API</p><p>5 15,0 4,408 4,283 4 1/4 REGULAR</p><p>5 18,0 4,276 4,151 4 1/8</p><p>5 1/2 13,0 5,044 4,919 4 3/4 2 7/8 API</p><p>5 1/2 14,0 5,012 4,887 4 3/4 REGULAR</p><p>5 1/2 15,5 4,950 4,825 4 3/4</p><p>5 1/2 17,0 4,892 4,767 4 3/4</p><p>5 1/2 20,0 4,778 4,653 4 5/8</p><p>5 1/2 23,0 4,670 4,545 4 1/2 2 3/8 API</p><p>5 1/2 26,0 4,548 4,423 4 3/8 REGULAR</p><p>7 17,0 6,538 6,413 6 1/4</p><p>7 20,0 6,456 6,331 6 1/4 3 1/2</p><p>7 23,0 6,366 6,241 6 1/4 API</p><p>7 26,0 6,276 6,151 6 1/8 REGULAR</p><p>7 29,0 6,184 6,059 6</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>TABELA: COMBINAÇÃO DE BROCAS E REVESTIMENTOS</p><p>146</p><p>REVESTI-</p><p>MENTO OD</p><p>( POL)</p><p>PESO</p><p>LB/FT</p><p>REVESTI-</p><p>MENTO ID</p><p>DIÂMETRO DE</p><p>PASSAGEM RE-</p><p>VESTIMENTO</p><p>( DRIFT )</p><p>BIT SIZE</p><p>( POL )</p><p>STANDARD</p><p>BIT PIN</p><p>THREAD</p><p>7 32,0 6,094 5,969 6</p><p>7 35,0 6,004 5,879 5 7/8</p><p>7 38,0 5,920 5,795 5 3/4</p><p>9 5/8 29,3 9,063 8,907 8 3/4</p><p>9 5/8 32,3 9,001 8,845 8 3/4 4 1/2</p><p>9 5/8 36,0 8,921 8,765 8 3/4 API</p><p>9 5/8 40,0 8,835 8,675 8 3/4 REGULAR</p><p>9 5/8 43,5 8,755 8,599 8 3/4</p><p>9 5/8 47,0 8,681 8,525 8 3/4</p><p>9 5/8 53,5 8,535 8,379 8 3/4</p><p>ALGUNS EQUIPAMENTOS AUXILIARES UTILIZADOS NA SONDA DE</p><p>COMPLETAÇÃO PARA EFETUAR OPERAÇÕES:</p><p>- RASPADOR ( CASING SCRAPPER )</p><p>É um equipamento utilizado para raspar o revestimento removendo parafina, resto de</p><p>cimento ou outras incrustações que se instalem n parede interna do revestimento de</p><p>produção. Pode ser utilizado junto com a broca ( logo acima) ou após o corte com a broca.</p><p>Eventualmente pode ser utilizado abaixo do packer para economizar manobra.</p><p>O tamanho ou size das lâminas ou navalhas do raspador varia também com o diâmetro</p><p>interno do revestimento no qual será utilizado. Consulte uma tabela para utilizar o raspador</p><p>adequado:</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>RASPADORES</p><p>- SUB – BROCA</p><p>É a sub-redução utilizada para interligar a broca aos comandos ou o raspador</p><p>aos comandos;</p><p>- Luva denteada: é uma luva de tubo de 2 7/8”EU ( 3 21/32” O.D.) que é</p><p>serrilhada em uma das suas extremidades. É utilizada na extremidade de uma coluna livre ou</p><p>na extremidade da cauda de um packer com a finalidade de facilitar a remoção de detritos ou</p><p>areia no fundo do poço ou ainda para remoção de excesso de bauxita após fraturamento;</p><p>- Swab: é o equipamento</p><p>utilizado para pistonear a coluna de operação para</p><p>definição de tipo de fluído ou para dry test. É basicamente um mandril com uma válvula (</p><p>esfera / sede ), recebe o copo de swab ( borracha com armação de arame). Deixa passar o</p><p>fluído de baixo para cima ( sentido descendente) e não passar o fluído no sentido</p><p>147</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>ascendente.Tanto o swab como o copo variam com o diâmetro interno da coluna. Existem</p><p>copos especiais para pistonear colunas equipadas com mandril/válvula de gás lift, são os</p><p>chamados copos sanfona;</p><p>- Swivel: é uma das partes do conjunto swab, é usado logo acima deste para evitar</p><p>torções no cabo de pistoneio;</p><p>- Sinker bar ( barra de peso ) : é uma haste de aço maciço utilizada no conjunto</p><p>swab. Sua finalidade é dar peso à ferramenta facilitando a descida no interior da coluna;</p><p>- Porta cabo: é o adaptador que interliga com o auxílio de uma chumbada ( chumbo</p><p>ou magnólio ) o cabo de pistoneio ao conjunto swab. O cabo de pistoneio é o tambor auxiliar</p><p>da spt e tem diâmetro de 9/16” ou 1/2”, a bobina pode ter até 3.000m;</p><p>- Caçamba: é um equipamento utilizado para limpar o fundo de poços revestidos que</p><p>não circulam. Basicamente é um cilindro ôco de aço com uma ponteira e válvula borboleta</p><p>na sua extremidade inferior e porta cabo para conexão com o cabo de pisoteio, na sua</p><p>parte superior. A operação com este equipamento é denominada de caçambeio;</p><p>- Faca: é o mesmo removedor de parafina utilizado pelas wire line. Eventualmente é</p><p>utilizado à cabo para limpar o interior da coluna de operação ou de produção;</p><p>- Desparafinador mecânico: é um equipamento em forma de helicóide, tem também</p><p>a finalidade de remover parafina no interior da coluna do poço. É também chamado de</p><p>removedor de parafina ou porco;</p><p>- Pescador de standing valve: é também uma ferramenta da wire line. Sua finalidade é</p><p>pescar a standing valve de um poço evitando a retirada da coluna com banha de óleo ou com</p><p>pisoteio, pode também facilitar o amortecimento do poço. É descido no interior da coluna à</p><p>cabo e de preferência com um jar também da wire line.</p><p>- Árvore de natal de pistoneio: é uma A.N. própria para controlar os fluxos durante a</p><p>operação de pistoneio. Ela recebe na sua parte superior o “ Oil saver” ou mastro;</p><p>148</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Oil saver: é um equipamento dividido em duas partes: a base que fica fixa na A.N. e a</p><p>móvel que poderá sair da cabeça do poço com o swab ou se fixar à base por um</p><p>acoplamento a base de esferas e pressão hidráulica. Sua finalidade é fechar o anular cabo de</p><p>pisoteio x coluna de produção, É equipado com uma borracha que pressurizada abraça o cabo</p><p>promovendo a vedação. Esta borracha é vazada e denominada de borracha de Oil saver;</p><p>- Bomba de Oil saver: é uma pequena bomba hidráulica manual que é conectada ao</p><p>Oil saver através de uma mangueira. Durante a retirada do swab do poço, acionamos a bomba</p><p>para pressurizar o Oil saver e expandir a sua borracha promovendo a vedação. Algumas SPT’s</p><p>não usam mais esta bombinha, usam a pressão hidráulica da própria SPT com as</p><p>devidas adaptações:</p><p>- Colar de segurança: utilizamos o tipo “T” da “Baash-ross” ou similar nacional;</p><p>- Chaves: Normalmente utilizamos chave hidráulica “Foster” mod. 74-92, para</p><p>enroscar ou desenroscar as colunas de produção ou operação.</p><p>Na falta de uma chave hidráulica, devemos utilizar chaves que abracem toda a</p><p>circunferência do tubo, para não causar mossa ou seja, chaves do tipo “petol”ou “kelco”.</p><p>As chaves de grifo só devem ser utilizadas em último caso (não são recomendadas) e</p><p>ainda assim, utiliza´-las no reforço do tubo. As chaves flutuantes ( BJ tipo “C”) só são</p><p>utilizadas com as colunas de drill pipe;</p><p>- Cunha: Normalmente utilizamos cunha pneumática tipo “cavins” ou “web wilson”.</p><p>Na falta destas, utilizamos as antigas “mission” para poço profundo e para poço raso.</p><p>- Elevador: Utilizamos os tipos “BJ” de várias capacidades. Os elevadores de produção</p><p>variam não só com o diâmetro das colunas, mas também, com o tipo de conexão ( rosca) das</p><p>colunas ou seja, o elevador para uma coluna de 2 3/8”EUE é diferente do elevador para uma</p><p>coluna de 2 3/8”NU.</p><p>149</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>ELEVADORES DE TUBOS</p><p>Para manobrar as colunas de drill pipe são utilizados elevadores específicos (elevador</p><p>para drill pipe com 18º taper schoulder). Tubos DSS-HT, hydril FJ-WP ou comandos são</p><p>elevados com lift sub próprios;</p><p>- Limpador de tubos: é uma equipamento utilizado abaixo da cunha com dupla</p><p>finalidade. A primeira é limpar a parede externa do tubo, evitando sujeira na plataforma e</p><p>poluição na área. A segunda é prevenir ou evitar a queda de peças soltas (parafusos, porcas,</p><p>mordentes, pinos etc.) no interior do poço, com risco da prisão das ferramentas contra o</p><p>revestimento. Sua borracha varia com o diâmetro da coluna;</p><p>- Tubing stripper : é um equipamento que veda o anular tubo de operação x revestimento</p><p>ao mesmo tempo que permite a movimentação e giro da coluna. Possui uma borracha interna</p><p>( borracha do tubing stripper) que é expandida contra a parede externa do tubo, com o ajuste</p><p>dos parafusos próprios. O diâmetro da borracha varia com o diâmetro do tubo da operação.</p><p>Seu uso é indispensável nas circulações ou cortes quando a sonda não utiliza tubo condutor;</p><p>- Elevador de hastes: é o equipamento apropriado para elevar e acunhar ( sustentar ) as</p><p>colunas de hastes que são manobradas nos poços. Trabalha aos pares de cada diâmetro;</p><p>150</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>ELEVADORES DE HASTE</p><p>-Papagaio: é o equipamento que interliga o gancho da catarina da sonda ao elevador de</p><p>hastes;</p><p>-Chaves de hastes: São chaves especiais para conectar ou desconectar as hastes de</p><p>bombeio. Para dar o aperto final ou para quebrar a conexão utiliza-se duas chaves idênticas</p><p>dentro de cada diâmetro;</p><p>-Gabarito: é uma peça metálica na forma de um torpedo. Sua função é calibrar o interior das</p><p>colunas de produção ou de operação que serão descidas no poço, ou para verificar o nível de</p><p>limpeza de uma coluna que está sendo retirada e poderá vir a ser reutilizada no próprio poço</p><p>(intervenções de limpeza). Seu diâmetro externo é próximo do diâmetro da coluna. Detecta</p><p>presença de parafina, crostas, mossas e outras obstruções;</p><p>-Power swível: é um equipamento auxiliar utilizado na SPT quando necessitamos de rotação</p><p>e torque para os trabalhos de corte de cimento, corte de BPP etc. Substitui a mesa rotativa.</p><p>151</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Utilizamos os power swivel “bowen” ou similar nacional. O modelo S 2.5 é o mais</p><p>disponível e utilizado. Em trabalhos mais pesados ( ex.: pescaria programada), utilizamos o</p><p>mod. 3.5 que dá maior torque;</p><p>-Bomba de lama: Nas SPT’s geralmente utilizamos uma bomba “ gardner denver” dúplex</p><p>5 x 8 ;</p><p>- Mangueira de ataque: Utilizamos mangueiras de aço tipo “ chiksan” de 2” x 3.000 PSI;</p><p>-Mangueiras para retorno ou circulação: UtIlizamos mangueiras de borracha de 2” x 1.100</p><p>PSI;</p><p>- Mangueiras para sucção : São de borracha e de 4”;</p><p>- BOP de tubos: utilizamos BOP hidráulico “cameron” tipo “U” com flanges de 7 1/16”-</p><p>3.000 PSI, com corpo duplo (1 gaveta cega e uma gaveta vazada). Em poços de gás ou de alta</p><p>pressão utilizamos um BOP cameron de 11” – 5.000 PSI também de corpo duplo;</p><p>-BOP de hastes: é utilizado para as manobras com colunas de hastes. É manual e acoplado</p><p>ao tê de bombeio do poço;</p><p>- Acionador de BOP: utilizamos unidades “cameron” ou “koomey”;</p><p>152</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>-Inside BOP : é uma válvula de segurança que pode ser utilizada tanto na superfície ( cabeça</p><p>do poço ), como pode ser descida conectada à coluna do poço, a depender da situação ou</p><p>necessidade. Estando no interior do poço ela só dá passagem de cima para baixo. Ao intervir</p><p>em poços de gás é obrigatório dispor na sonda de uma válvula deste tipo ;</p><p>-Válvula de segurança: é uma válvula comum tipo “hartman” de 2” LP x 3.000 PSI que</p><p>mantemos todo o tempo na plataforma</p><p>da sonda, conectada a uma redução com rosca pino</p><p>idêntica a que estivemos manobrando. Sua finalidade é fecharmos rapidamente a coluna, se o</p><p>poço reagir. Ela é também conectada à coluna em eventuais paradas por meio da manobra. No</p><p>caso do poço ser de gás esta válvula deverá ter pressão de trabalho de 5.000 PSI.</p><p>TIPOS DE POÇOS REVESTIDOS:</p><p>1. PRODUTOR DE ÓLEO: são poços que drenam o óleo contido nas zonas / intervalos</p><p>Dos reservatórios. Sua finalidade principal é produzir petróleo, poderá porém, produzir</p><p>também gás ou água associados ao óleo.</p><p>2. PRODUTOR DE GÁS: são os poços que drenam o gás contido nas zonas / intervalos</p><p>dos reservatórios. O gás produzido atende à demanda interna da companhia (ex.: rede de</p><p>gás lift) e atende os contratos de vendas a terceiros (ex.: COPENE / POLO).</p><p>3. PRODUTOR DE AGUA OU DE CAPITAÇÃO DE ÁGUA: saõ poços que produzem</p><p>água para consumo industrial ou para tratamento e injeção no reservatório.</p><p>4. INJETOR DE AGUA: são poços selecionados dentro de um determinado reservatório,</p><p>para injetar água tratada através dos mesmos, para manter ou repor a pressão interna do</p><p>reservatório (recuperação secundária).</p><p>5. INJETOR DE GÁS: são poços selecionados dentro de um determinado reservatório, para</p><p>injetar gás natural através dos mesmos, visando manter ou repor a energia natural do</p><p>reservatório (recuperação secundária).</p><p>6. DE DESCARTE: são poços utilizados para descartar fluídos indesejáveis (ex.: água</p><p>salgada produzida) visando evitar danos ao meio ambiente (poluição) ou outras</p><p>necessidades do reservatório.</p><p>7. MIXTO: são poços que produzem óleo por um intervalo e injetam água em outro, para</p><p>atender a necessidade específica do reservatório naquele ponto.</p><p>153</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>8. INJETOR DE CO2: são poços especiais que injetam o Dióxido de Carbono no</p><p>reservatório visando drenar mais óleo em outros poços da área de influência do projeto.</p><p>(recuperação terciária).</p><p>9. INJETOR DE VAPOR: são também, poços especiais que injetam vapor d’água no</p><p>reservatório visando drenar mais óleo nos poços da área de influência do projeto</p><p>(recuperação terciária).</p><p>PRINCIPAIS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL</p><p>Vamos agora tecer alguns comentários sobre os métodos de elevação artificial. Como</p><p>já comentamos anteriormente, são métodos utilizados em poços onde a energia natural do</p><p>reservatório, já não consegue por o óleo no tanque da estação coletora. Estes mecanismo</p><p>visão portanto, juntar sua energia artificial à energia natural do reservatório para permitir</p><p>produção de petróleo.</p><p>No Brasil a grande maioria dos poços necessita de algum tipo de elevação artificial e</p><p>os poços assim equipados drenam aproximadamente a metade da produção nacional de</p><p>petróleo.</p><p>OS MÉTODOS MAIS UTILIZADOS NO BRASIL SÃO PELA ORDEM AS</p><p>SEGUINTES:</p><p>- Bombeio Mecânico (BM)</p><p>- Gás Lift (GL)</p><p>- Bombeio de cavidade progressiva (BCP)</p><p>- Bombeio Centrífugo (BCS)</p><p>Vamos tentar detalhar cada um deles.</p><p>BOMBEIO MECÂNICO</p><p>É o método de elevação artificial que utiliza uma bomba alternativa instalada na</p><p>extremidade da coluna de produção, acionada mecanicamente da superfície por meio de</p><p>haste. Esta coluna é interligada na superfície à uma unidade de bombeio (UB). A U.B. tem</p><p>154</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>a função de transformar o movimento rotativo de um motor elétrico ou explosão, em</p><p>movimento alternativo na velocidade e curso desejado para acionar a bomba.</p><p>COMPONENTE (EQUIPAMENTOS) DO BOMBEIO MECÂNICO:</p><p>A) DE SUB-SUPERFÍCIE:</p><p>- Bomba alternativa</p><p>- Coluna de haste + haste polida;</p><p>- Coluna de produção (tubing)</p><p>- Anchor tubing</p><p>- Ancora de gás.</p><p>B) DE SUPERFÍCIE LIGADO AO POÇO:</p><p>- Adapter B-1</p><p>- Tê de bombeio</p><p>- Queroteste</p><p>- Válvula de prova</p><p>- Stuffing box (caixa de vedação)</p><p>C) DE SUPERFÍCIE (EXTRA POÇO):</p><p>- Unidade de bombeio</p><p>- Motor elétrico ou à explosão</p><p>- Estrutura de concreto</p><p>- Transformador</p><p>BOMBA: A função da bomba é admitir os fluido do poço e eleva-los até a superfície.</p><p>Seus principais componentes são:</p><p>- Camisa cilíndrica</p><p>- Pistão metálico oco</p><p>- Válvula de passeio ou de exaustão</p><p>- Válvula de pé ou de admissão</p><p>- Niple de assentamento</p><p>- Niple de extensão superior</p><p>155</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Niple de extensão inferior</p><p>- Pescador</p><p>O principio de funcionamento da bomba é simples. No curso ascendente o pistão está</p><p>se deslocando para cima e a válvula de passeio está fechada carreando óleo para o interior</p><p>da coluna, por sua vez a válvula de pé está aberta admitindo óleo do poço para o interior</p><p>da bomba. No curso descendente a situação se inverte ou seja, o pistão se desloca para</p><p>baixo e a válvula de passeio estará aberta e admitindo óleo do interior da bomba, já a</p><p>válvula de pé estará fechada para não haver perda de fluido no sentida bomba-poço.</p><p>PISTÃO: Os pistões mais usados são os metálicos com ranhuras. A folga entre o pistão e</p><p>diâmetro interno da camisa é muito pequena e são medidas em milésimos de polegada. Os</p><p>valores mais comuns são: -0.001, -0.002, -0.003, -0.004, e -0.005. Estes valores</p><p>indicam o quanto o pistão é menor em diâmetro interno da camisa.</p><p>CAMISA: As camisas das bombas tubulares podem ser inteiriças (TH) ou de camisa</p><p>seccionada (TL).</p><p>VÁLVULA DE PASSEIO: Está localizada no interior do pistão.</p><p>VÁLVULA DE PÉ: Fica fixa na camisa alojada no niple de assentamento.</p><p>NIPLE DE ASSENTAMENTO: Fica abaixa da camisa e do niple de extensão inferior.</p><p>Sua função é alojar a válvula de pé.</p><p>NIPLE DE EXTENSÃO SUPERIOR: Fica no topo da camisa, sua função é aumentar o</p><p>curso da bomba e servir de câmara de decantação de detritos.</p><p>NIPLE DE EXTENSAO INFERIOR: Fica logo abaixo da camisa, tem a mesma função</p><p>do superior.</p><p>156</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>PESCADOR: É acoplado ao final do pistão, serve para pescar (enroscar à direita) a</p><p>válvula de pé, evitando desta forma banho de óleo ou pistoneio durante a retirada do poço.</p><p>A bomba alternativa pode ser do tipo tubular quando a camisa é descida na coluna</p><p>de tubos e o pistão metálico é descido na coluna de hastes, ou pode ser do tipo insertável,</p><p>onde só é descido na coluna de tubo um niple de assentamento e as demais partes (camisa,</p><p>pistão e válvulas), que formam um só conjunto, são descidos na coluna de hastes. Este</p><p>conjunto será alojado na coluna de tubos no niple de assentamento.</p><p>COLUNA DE HASTES: Tem a função de transmitir o movimento alternativo da</p><p>unidade de bombeio à bomba. As hastes utilizadas têm um diâmetro nominal de 1/2, 5/8,</p><p>7/8 e 1". Podem ser utilizadas colunas com diâmetros combinados. Quanto à resistência</p><p>ou tipo de material podem ser de grau "C", "D", PLUS ou "K". a tensão de ruptura dos</p><p>graus C e D são respectivamente de 90.000 lb, K=85.000 lb e a PLUS=155.000. Tem um</p><p>tamanho padrão de 25 ou 30 pés são rosqueados em ambas as extremidades, sendo</p><p>enroscada em uma das extremidades.</p><p>As hastes exigem alguns cuidados especiais para o seu transporte e manuseio, vamos</p><p>cita aqui alguns:</p><p>- Manusea-las de maneira a não causar empenamentos, mossas ou danos nas roscas,</p><p>empenos ou torções;</p><p>- Só retirar os protetores de rosca na hora de utilizar as hastes;</p><p>- Não armazenar as mesmas no solo da área, devem ser armazenadas em estaleiros (</p><p>vários cavaletes) de maneira a não formar barriga, e próximo do local de uso (cabeça</p><p>do poço);</p><p>- Não armazenar ou jogar equipamentos pesados sobre elas;</p><p>- Não martelar as conexões (danificada);</p><p>- Evitar montar as roscas das mesmas;</p><p>- Limpar as roscas antes das conexões;</p><p>- Eliminar as hastes maiores de 7m ( estão alongadas);</p><p>157</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Tração máxima (LB) por tipo de haste (para não deforma-la):</p><p>158</p><p>5/8" - 18.500</p><p>3/4" - 26.500</p><p>7/8" - 36.000</p><p>1" - 47.100</p><p>HASTE POLIDA: É a última haste instalada na coluna de haste e conectada ao cabresto</p><p>da unidade de bombeio. São feitas de aço inox ou em aço carbono, seu diâmetro pode ser</p><p>de, 1", 11/8, 11/4 e 11/2" e o seu comprimento pode variar a depender do diâmetro de 8 a</p><p>22 pés.</p><p>COLUNA DE PRODUÇÃO(tubing):</p><p>tais como</p><p>geometria do poço, qualidade do cimento, parâmetros de injeção e centralização do</p><p>revestimento centralização.</p><p>Caso seja comprovada a não existência de vedação hidráulica se procede a correção</p><p>da cimentação primária, efetuando canhoneio (furos no revestimento) e a compressão do</p><p>cimento nos intervalos deficientes. A decisão quanto a necessidade ou não da correção de</p><p>cimentação é uma tarefa de grande importância e deve ser tomada com máxima de segurança</p><p>possível, pois a operação, principalmente no caso de poços marítimos.</p><p>Para se avaliar a qualidade da cimentação são utilizados perfis acústicos, que medem</p><p>a aderência do cimento ao revestimento e do cimento á formação. Em função da interpretação</p><p>dos perfis obtidos se decide quanto a necessidade ou não de correção da cimentação.</p><p>PERFIL CBL/VDL</p><p>O sistema usado para perfilagem acústica é composto basicamente por um</p><p>transmissor, um receptor e um aparelho de medição. O transmissor é acionado por energia</p><p>elétrica, emitindo pulsos sonoros de curta duração que se propagam através do revestimento</p><p>cimento e formação, antes de atingir dois receptores: um a 3 pés e outro a 5 pés do</p><p>transmissor. Aí são reconvertido em sinal elétrico e enviado para um medidor na superfície,</p><p>através de cabos conectores.</p><p>11</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>O perfil CBL (controle de aderência da cimentação) registra a amplitude em mV, da</p><p>primeira chegada de energia ao receptor que está a 3 pés. A atenuação produzida pela</p><p>aderência do cimento ao revestimento depende da resistência à compressão do cimento, e do</p><p>diâmetro e espessura do revestimento, e da percentagem da circunferência cimentada.</p><p>O perfil VDL (densidade variável) registra a onda detectada pelo receptor que está a</p><p>5 pés e apresenta-a, qualitativamente, durante um período de 1 ms (começando a 200us e</p><p>acabando a 1200us) as partes positivas da onda aparecem em escuro, e as negativas em claro;</p><p>a cor cinza corresponde à amplitude zero.</p><p>A boa aderência cimento revestimento é detectada pela presença de valores baixos de</p><p>no perfil CBL, enquanto a boa aderência cimento formação é detectada pela ausência de</p><p>sinal de revestimento e presença de sinal de formação no perfil VDL.</p><p>O revestimento livre produz altos valores no perfil CBL e, no perfil VDL, um</p><p>característico padrão de faixas paralealas, retas, claras e escuras, as luvas são reconhecíveis</p><p>em ambos os perfis.</p><p>CANHONEIO</p><p>Uma vez avaliada a qualidade da cimentação e confirmada a existência de um bom</p><p>isolamento hidráulico entre os intervalos de interesse, a etapa seguinte é a do canhoneio.</p><p>É uma operação que tem por finalidade colocar a formação produtora em contato</p><p>com o interior do poço revestido, através de perfurações, com potentes cargas explosivas.</p><p>Estas perfurações penetram na formação algumas polegadas após atravessarem o revestimento</p><p>12</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>e o cimento, criando canais de fluxo por onde se processa a drenagem dos fluidos contidos no</p><p>reservatório.</p><p>As cargas explosivas são dispostas e alojadas de forma conveniente em canhões.</p><p>Uma vez estando o canhão posicionado em frente ao intervalo desejado é acionado um</p><p>mecanismo de disparo que detona as cargas explosivas. Estas cargas são devidamente</p><p>moldadas de forma a produzirem jatos de alta energia, com velocidades de até 6000m/s, que</p><p>incidindo numa pequena superfície do revestimento geram pressões da ordem de 4.000.000</p><p>PSI e promovem a perfuração no revestimento, cimento e formação.</p><p>Aos canhões utilizados podem ser de vários tipos, sendo necessário uma seleção</p><p>adequada para cada situação. Existem canhões que são descidos com cabo elétrico por dentro</p><p>do revestimento (convencional), canhões descidos por dentro da coluna de produção (through</p><p>tubing) e canhões enroscados com a coluna de tubos (TCP / tubing conveyed perfuration).</p><p>Os canhões convencionais e TCP têm diâmetro maior que os que descem pelo</p><p>interior da coluna de produção, permitindo o uso de cargas maiores, e conseqüentemente</p><p>maior poder de penetração.</p><p>Uma série de parâmetros relacionados com a geometria de canhoneio tem influência</p><p>significativa no índice de produtividade do poço, tais como: densidade de jatos</p><p>9perfurações/(unidade de comprimento), profundidade de penetração, defasagem entre os</p><p>jatos (0°, 90°, 120° e 180°), distância entre o canhão e o revestimento e o diâmetro de entrada</p><p>do orifício perfurado.</p><p>13</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>O canhoneio pode deixar parte dos furos obstruídos e causar dano na formação,</p><p>resultante da ação compressiva dos jatos, comprometendo o índice de produtividade do poço.</p><p>Quando se utiliza canhoneio pelo interior da coluna ou do tipo TCP este dano pode ser</p><p>minimizado, realizando a operação com pressão hidrostática no interior do poço inferior a</p><p>pressão estática da formação. Desta forma se obtém um fluxo imediato pelos orifícios</p><p>perfurados, desobstruindo-os. As operações com canhão convencional são realizadas com</p><p>diferencial de pressão no sentido poço/formação, por motivos de segurança.</p><p>EQUIPAGEM DO POÇO</p><p>Nesta etapa, o poço recebe equipamentos de sub-superfície (coluna de produção) e de</p><p>superfície (árvore de natal).</p><p>A coluna de produção pe constituída basicamente por tubulação metálica removível</p><p>(tubulação de produção), onde ficam conectados uma série de outros componentes, sendo</p><p>descida pelo interior do revestimento de produção com as seguintes finalidades básicas :</p><p>conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, proteger o</p><p>revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S, etc) e pressões elevadas e possibilitar a</p><p>circulação de fluidos para o amortecimento do poço em intervenções futuras.</p><p>A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores, tais</p><p>como: localização do poço (terra o mar), regime de produção de fluidos (surgente ou elevação</p><p>artificial), tipo de fluido a ser produzido, necessidade de contenção da produção de areia</p><p>associada aos hidrocarbonetos, vazão de produção, número de zonas produzindo</p><p>(completação simples, dupla ou seletiva), etc.</p><p>Os equipamentos mais encontrados nas colunas de produção são: obturador, válvula</p><p>de segurança de sub-superfície e suspensor de coluna de produção. Uma composição ótima de</p><p>coluna, levando-se em conta os aspectos de segurança, técnico/operacional e econômico, é</p><p>obtida questionando-se sempre a validade da utilização de um equipamento em uma</p><p>determinada posição.</p><p>O obturador (packer) é capaz de vedar o espaço anular entre a coluna e o</p><p>revestimento de produção, tendo com finalidades básicas: auxiliar a coluna na proteção do</p><p>revestimento de produção contra pressões elevadas e fluidos agressivos, isolar trechos</p><p>danificados do revestimento com vazamento, possibilitar a completação dupla e seletiva e</p><p>aumentar a eficiência dos métodos de elevação artificial. Uma da s formas de classificá-los, se</p><p>14</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>refere ao mecanismo de assentamento, podendo ser mecânicos ( por tração ou compressão</p><p>imposta pela coluna de produção), ou hidráulicos/hidrostáticos (diferencial de pressão interior</p><p>da coluna) anular.</p><p>O suspensor da coluna de produção é o componente que se localiza na extremidade</p><p>superior da coluna, ancorando-a na cabeça de produção nas completações secas, ou no</p><p>alojador da alta pressão, no caso de completação molhada.</p><p>O suspensor fornece vedação entre a coluna e o revestimento de produção. Nas</p><p>completações secas o acesso ao anular se dá pelas saídas laterais da cabeça de produção,</p><p>sendo que pelo suspensor se dá o acesso ao interior da coluna. Nas completações molhadas,</p><p>onde a cabeça do poço fica no fundo do mar o acesso à coluna e ao anula se dá, na vertical,</p><p>pelo suspensor, visto que o alojador de alta pressão (housing) não dispõe de saídas laterais.</p><p>Após a descida e ancoragem da coluna de produção, o preventor de erupções (BOP)</p><p>é retirado e se procede a instalação da Árvore de Natal.</p><p>Árvore de Natal é um sistema composto de um conjunto</p><p>São usados tubos com diâmetro nominal de 2</p><p>3/8, 2 7/8, ou 3 1/2" O.D. a depender do revestimento e da produção esperada.</p><p>ANCHOR TUBING: É um packer próprio para ancorar a coluna de B.M. só é necessário</p><p>em poços profundos onde o alongamento da coluna é maior.</p><p>ÂNCORA DE GÁS: Pode vir a ser usada abaixo da bomba. Sua função é separar o gás</p><p>produzido para o anular, evitando interferencia ( perda de eficiêcia) no funcionamento da</p><p>bomba.</p><p>ADAPTADOR B- 1: É um adaptador para cabeça de produção, próprio para uso em</p><p>poços de bombeio mecânico, tem uma rosca pino superior na qual se conecta o tê de</p><p>bombeio ou o B.O.P. de hastes.</p><p>TÊ DE BOMBEIO: É conectado na sua parte inferior ao B - 1 e na prte superior ao</p><p>"Stuffing box". Suas saídas laterais se conectam a linha de produção e à valvula de prova.</p><p>QUEROTESTE: É um pequeno adaptador para receber um manômetro.</p><p>VÁLVULA DE PROVA: É uma pequena válvula conectada ao tê, permite verificar se</p><p>está havendo fluxo ou produção durante o bombeio ou teste do poço.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>STUFFING BOX ( caixa de vedação): É o equipamento conectado na parte superior</p><p>do tê de bombeio. Seu engachetamento envolve a haste polida promovendo a vedação. O</p><p>engaxetamento pode ser feito de borracha nitrílica, viton ou cordões grafitados.</p><p>UNIDADE DE BOMBEIO (B.M.): Tem a função de transformar o movimento</p><p>rotativo do motor em movimento alternativo. Como a U.B. está interligada à haste polida</p><p>através do cabresto, esse movimento é transmitido para a bomba.</p><p>Para a operação de SPT em poços que já tem U.B. instaladas, pode ser necessário dobrar a</p><p>cabeça da ub., retirar a cabeça da UB ou em caso mais esporádicos, afastar a UB.</p><p>Foram selecionados e padronizados 10 tipos ou tamanhos de UB, com curso máximo de</p><p>36 a 144".</p><p>MOTOR: A função do motor é movimentar a UB. Pode ser elétrico se a área já for</p><p>eletrificada ou à explosão.</p><p>159</p><p>ESTRUTURA DE CONCRETO: É uma estrutura utilizada em alguns campos entre o</p><p>solo da área e a UB.</p><p>ESPECIFICAÇÃO (classificação) DAS BOMBAS: As bombas são especificada de</p><p>acordo com a classificação do A. P.I. (vide tabela na pag. ).</p><p>ORDEM DE DESCIDA (EQUIPAMENTO DE UM POÇO).</p><p>1) Âncora de gás (se for o caso);</p><p>2) Anchor tubing (se for o caso);</p><p>3) Niple de assentamento;</p><p>4) Niple de extensão infeerior;</p><p>5) Bomba tubular (camisa);</p><p>6) Niple de extensão superior;</p><p>7) Redução (se for o caso);</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>8) Tubos de produção;</p><p>9) Redução (se for o caso)</p><p>10) Donat.</p><p>COLUNA DE HASTES:</p><p>1) Pistão metálico com pescador;</p><p>2) Hastes ( se a coluna for combinada, descer as de menor diâmetro primeiro e utilizar as</p><p>reduções devidas), sub's (se dispor para o balanceio);</p><p>3) Instalar tê de bombeio;</p><p>4) Instalar stuffing box;</p><p>5) Redução se nescerario e haste polida;</p><p>6) Clips (grampo).</p><p>GÁS LIFT (G.l..)</p><p>É o método de elevação artificial que utiliza gás natural para reduzir a</p><p>densidade do óleo no poço ou para arremessá-lo a superfície com o impacto de uma</p><p>bolsa de gás.</p><p>TIPOS DE GÁS LIFT:</p><p>- gás lift contínuo;</p><p>- gás lift intermitente;</p><p>- auto gás lift;</p><p>No gás lift contínuo o gás é injetado continuamente na coluna, através de uma</p><p>válvula instalada no interior de um mandril. O gás mistura-se ao óleo gaseificando o mesmo e</p><p>reduzindo a sua densidade. Os poços assim equipados possuem uma linha de gás natural</p><p>comprimido, conectada a uma das saídas laterais da cabeça de produção.</p><p>160</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>No gás lift intermitente o gás é injetado intermitentemente. È instalado na linha de</p><p>gás um aparelho intermitor e o tempo de injeção de gás. Quando injetado vai abrir a válvula</p><p>operadora ( calibrada com uma determinada pressão ) e também alojada em um mandril,</p><p>arremessando para a superfície a coluna de óleo que se acumulou no interior da mesma no</p><p>intervalo de injeção.</p><p>No Auto gás lift: Utiliza-se o gás produzido de uma outra zona do poço, acima do</p><p>intervalo produtor de óleo, neste caso não depende da alimentação externa de gás.</p><p>Componentes ( equipamentos ) utilizados no gás lift:</p><p>A) de sub superfície:</p><p>- cruzeta (limitador da coluna );</p><p>- seat niple (niple de assentamento);</p><p>- standing valve (válvula de pé);</p><p>- mandris com válvulas;</p><p>- packer;</p><p>- coluna de produção;</p><p>B) de superfìcie:</p><p>- A.N.;</p><p>- Bean;</p><p>- Intermitor/motor valve;</p><p>- Linha de gás;</p><p>- Estação de compressores (para comprimir o gás).</p><p>A cruzeta tem a função de limitar (impedir) a saída do interior da coluna para o revestimento,</p><p>de faca ou outros equipamentos e ferramentas de “wire-line”.</p><p>O niple de assentamento tem a função de alojar a standing valve.</p><p>O válvula de pé tem a função de auxiliar o “kick-off” (partida do poço de gás lift).</p><p>161</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Os mandris são utilizados para alojar as válvulas do gás lift. Os tipos mais usados</p><p>são MM ou MG para completação simples e KBM ou KBMG para completação dupla.</p><p>Quando descidos no poço são numerados de cima para baixo como 1º, 2º, 3º mandril etc.</p><p>As válvulas se alojam nos mandris e sua função é dar passagem para os fluidos</p><p>apenas no sentido anular para a coluna. Podem ser de orifício (ex.: DKO ou RDO ), ou de</p><p>pressão (ex.: BK-1 ou R-20). Chamamos válvula operadora ou mandril operador, a válvula</p><p>instalada no último mandril da composição. Todos os demais acima dele, não atuam durante a</p><p>operação do poço. A função deles é atuar durante o “kick-off” do poço.</p><p>O “kick-off” ou partida: É efetuada após equipar e testar o poço. O anular e tubo</p><p>estarão cheios de fluido de amortecimento. Ao ser aberta a linha de gás conectada ao anular, a</p><p>pressão do gás vai expulsando o fluido contido no anular e o tubo à proporção que as válvulas</p><p>dos mandris vão se abrindo de cima para baixo, drenando todo o fluido da coluna até abrir a</p><p>válvula operadora (última). Neste estágio o poço entrará em funcionamento e todas as outras</p><p>válvulas acima já estarão fechadas por possuírem pressão de calibragem maior do que a</p><p>operadora.</p><p>162</p><p>O packer tem a função de isolar o espaço anular do intervalo produtor.</p><p>O bean ou válvula de agulha é utilizado para regular ou restringir o fluxo do poço</p><p>dando uma contra pressão. Pode ser instalado na A.N. ou na estação coletora.</p><p>O intermitor é instalado na linha de gás de um poço de gás lift intermitente, sua</p><p>função é regular automaticamente os intervalos e a duração da injeção de gás no poço.</p><p>A estação de compressores recebe o gás produzido das estações coletoras ou gás já</p><p>processado pela planta de gasolina natural e comprime o mesmo utilizando imensos</p><p>compressores.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>BOMBEIO DE CAVIDADE PROGRESSIVA (B.C.P.)</p><p>É o metodo de elevação artificial que utiliza-se de uma bomba de cavidade progressiva</p><p>para bombear o óleo do poço para a superfície.</p><p>O principio do sistema é baseado num conjunto rotor-estator ou seja, na rotação de um</p><p>rotor, posicionado no nível diâmico do poço. O estator é descido na extremidae da coluna</p><p>de tubos e o rotor é descido acoplado a uma coluna de hastes (a mesma do BM). Na</p><p>superfíssie um motor elétrico com um redutor promove a rotação necessaria, para acionar</p><p>o motor. O sistema não necessita de válvulas. A vazão da bomba ( rotor + estator) é</p><p>diretamente proporcional à sua rotação.</p><p>São fornecida bombas que dão vazão maxima de 5 a 300m³/d com contra-pressão</p><p>máxima de 60 a 250 kg/cm², a depender do modelo e fabricante.</p><p>COMPONENTES (equipamentos) NECESSÁRIOS:</p><p>A) de sub-superfície:</p><p>- estator (parafuso helicoidal de rosca dupla);</p><p>- Rotor ( parafuso helicoidal de rosca simples);</p><p>- Pino limitador ( limita a passagem do rotor no estator);</p><p>- Coluna de haste;</p><p>- Sub's (frações) de haste;</p><p>- Coluna de produção (tubing);</p><p>- Crivo (opcional);</p><p>- Tubo de aterrisagem (opcional);</p><p>- Reduções para hastes.</p><p>B) DE SUPERFICIE:</p><p>- Cabeça de sustentação e acionamento (motor elétrico, redutor, polias, protetor e eixo);</p><p>- Cabo elétrico;</p><p>- Quadro de comando elétrico;</p><p>163</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Transformador;</p><p>- Adaptador</p><p>B - 1;</p><p>- Tê de bombeio;</p><p>- Niple;</p><p>ORDEM DE DESCIDA (instalação) EM UM POÇO;</p><p>1) Âncora de gás (se for o caso);</p><p>2) Âncora de torque</p><p>3) Estator;</p><p>4) Tubos de produção (tubing);</p><p>5) Redução (se for o caso);</p><p>6) Donat.</p><p>COLUNA DE HASTES:</p><p>1) Rotor;</p><p>2) Redução</p><p>3) Hastes;</p><p>4) Sub's;</p><p>5) Tê de bombeio;</p><p>6) Niple;</p><p>7) Redução para o eixo;</p><p>8) Cabeça de sustentação e acionamento;</p><p>OBSERVAÇÕES COMPLEMENTÁRES BASEADO NA BOMBA GEREMIA:</p><p>- Dar o aperto ( torque) adequadro na coluna de produção, para evitar o desenroscamento</p><p>da mesma durante o bombeio (produção) e utilizar sempre tubos com rôsca EU, pois</p><p>suporta maior torque;</p><p>164</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO (B.C.S):</p><p>É o método de elevação artificial que utiliza uma bomba centrífuga de múltiplos</p><p>estágios acoplada a um motor elétrico, para bombear óleo do poço para a superfície.</p><p>É um método que só pode se utilizado em poços de alto nível dinâmico e produção</p><p>superior a 30 m3/d ou 315 BBL/d. Tem uma larga continuidade operacional, maior que dois</p><p>anos em média.</p><p>COMPONENTES E EQUIPAMENTOS DO MÉTODO:</p><p>A) DE SUB-SUPERFÍCIE:</p><p>- coluna de produção;</p><p>- válvula de retenção: utilizada um tubo acima da bomba, sua função é não deixar</p><p>o óleo retornar numa eventual parada. O retorno giraria a bomba em sentido</p><p>inverso podendo danificá-la;</p><p>- válvula de descarga: é usada logo acima da bomba, sua função é drenar o óleo</p><p>contido na coluna para o anular durante a retirada da coluna, evitando desta forma</p><p>o banho de óleo ou a parada da manobra para pistonear e secar a coluna;</p><p>- seção de entrada: é acoplado logo abaixo da bomba com a função de sucção (</p><p>admissão) nos poços onde não há presença de gás livre.; Substitui portanto o</p><p>separador;</p><p>- bomba: é do tipo centrífugo de múltiplos estágios, trabalha submersa no fluído</p><p>que se deseje produzir. Foram padronizadas as bombas de série 400 ( 4” OD OD p/</p><p>rev. de 51/2” ) e série 500 (5” OD p/ rev. de 7”). As vazões variam de 50 a 1.170</p><p>m³/d. Cada estágio é formado de um impelidor e um difusor;</p><p>- separador de gás: tem a função de separar o gás do óleo, já que o gás livre reduz</p><p>a eficiência do bombeio. Funciona com a sucção ( admissão) da bomba;</p><p>- protetor: tem múltiplas funções, vamos citar as principais:</p><p>A) fazer a conexão da bomba do motor ( eixos e carcaças );</p><p>B) selar (evitar) a entrada de fluído do poço para o interior do motor;</p><p>C) equalizar a pressão interna do motor com a pressão dos fluídos produzidos.</p><p>- motor elétrico: tem a função de movimentar a bomba. É trifásico, dipolo e</p><p>indutivo, tem várias potências. Foram padronizados os motores da série 450 ( 4,5”</p><p>165</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>OD p/ rev. de 51/2”) e série 540 ( 5,5” OD p/ rev. de 7”). Eles giram com 3.000</p><p>rpm com 50 ciclos e a 3.500 rpm com 60 ciclos.</p><p>166</p><p>- guia do motor: é descido acoplado ao motor tem a função de proteger o motor de</p><p>choques durante a descida ou retirada do poço;</p><p>- ânodo de sacrifício: é utilizado para prevenir a corrosão do equipamento. É</p><p>instalado na base do motor. Normalmente são fabricados em liga de alumínio.</p><p>- sensor de pressão e temperatura (psi): tem a função de tomar a pressão e a</p><p>temperatura e mandar estas informações a superfície através do próprio cabo</p><p>elétrico. É conectado ao motor;</p><p>- cabo elétrico: é um cabo trifásico que tem como isolante o polipropileno ou</p><p>etileno-polipropileno e como proteção aço galvanizado. Sua função é transmitir da</p><p>superfície até o motor a energia necessária para o funcionamento do mesmo;</p><p>- cabo chato: é o mesmo cabo anterior adaptado ( construído de forma achatada ),</p><p>para permitir o seu posicionamento ao lado do conjunto bomba-motor, que tem</p><p>diâmetro externo ( OD ) avantajado em relação ao diâmetro interno ( ID) do</p><p>revestimento de produção;</p><p>- Braçadeiras ( cintas): tem a função fixar ( prender) o cabo elétrico contra a</p><p>coluna;</p><p>- protetor de cabo: são peças de borracha que transpaçam ( abraçam ) o tubo e o</p><p>cabo centralizando em relação ao revestimento, evitando o arrasto do cabo contra o</p><p>revestimento, evitando o arrasto do cabo contra o revestimento. Recomenda-se o</p><p>seu uso em poços desviados;</p><p>- calhas: tem a função de proteger o cabo chato;</p><p>B) EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE:</p><p>- cunha: trata-se de uma cunha bi-partida especial para manobrar com o cabo</p><p>elétrico sem danificá-lo. Tem uma abertura que evita o esmagamento do cabo;</p><p>- alicates: são do tipo selador, esticador, e cortador. Tem a função de instalar e</p><p>desinstalar as braçadeiras;</p><p>- carretel: é a bobina onde armazena o cabo elétrico antes de descer no poço ou</p><p>durante a retirada;</p><p>- cavaletes: são o suporte para instalação na área do poço do carretel;</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- polia de amortecimento: é instalada na torre da SPT, como as de companhias de</p><p>canhoneio. Tem a função de auxiliar a condução do cabo elétrico no sentido</p><p>carretel – poço ou vice-versa;</p><p>- caixa de junção: fica localizada entre a cabeça do poço e o quadro ( caixa ) de</p><p>comando. Tem a finalidade de ventilar o cabo elétrico, evitando que algum gás que</p><p>penetre no cabo, vá até o quadro de comando com risco de uma explosão;</p><p>- quadro de comando ( caixa de controle elétrico ): contém os relês, amperímetro</p><p>registrador etc. É dividida em duas partes: média tensão e baixa tensão;</p><p>- transformador: fica posicionado entre a rede elétrica e o quadro de comando. É</p><p>trifásico e imerso em óleo ( poços de terra ). Sua finalidade é transformar a tensão</p><p>da rede para a tensão do motor;</p><p>- cabeça de produção: para este tipo de bombeio é utilizada uma C.P. especial, a</p><p>tipo hercules da OCT/CBV;</p><p>- donat: é um suspensor também específico para C.P. hercules e para o B.C.S.</p><p>Alcunha a fração exposta do último tubo de produção e tem espaço próprio para a</p><p>passagem do cabo elétrico. Tem ainda uma borracha que promove o</p><p>engaxetamento.</p><p>ORDEM DE DESCIDA ( EQUIPAMENTO ) NO POÇO:</p><p>1) sensor de T. e P. ( se for o caso);</p><p>2) ânodo de sacrifício ( se for o caso);</p><p>3) motor com guia;</p><p>4) protetor;</p><p>5) seção de entrada ou separador;</p><p>6) bomba;</p><p>7) válvula de descarga;</p><p>8) um tubo de produção;</p><p>9) válvula de retenção;</p><p>10) tubos de produção;</p><p>11) donat.</p><p>Observações adicionais:</p><p>167</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>A) chamamos conjunto a todos os componentes de sub-superfície descidos ou</p><p>retirados do poço;</p><p>168</p><p>B) durante a montagem/ desmontagem do conjunto ( inclusive emendas dos cabos) a</p><p>equipe terá orientação direta do técnico do IP e da equipe BCS- Fabricante.</p><p>C) O IP também, providencia e solicita o transporte de todos os equipamentos</p><p>necessários.</p><p>D) É necessário portanto que o IP seja contactado antes da colocação da sonda no</p><p>poço, para programação das engrenagens ou providências devidas, além da</p><p>previsão da hora do início ou final da descida ou retirada para acompanhamento</p><p>por parte do técnico.</p><p>E) Ele acompanha também os teses e define a liberação da sonda do poço;</p><p>F) Elevar ou descer a coluna com conjunto com velocidade moderada para não</p><p>danificar o cabo elétrico;</p><p>G) A sonda deverá estar rigorosamente centralizada no poço;</p><p>H) Na retirada tomar cuidado para que as cintas cortadas não caiam no poço;</p><p>I) Um componente da equipe se encarregará de movimentar o carretel durante a</p><p>descida ou retirada da coluna;</p><p>J) A cabeça hercules não acopla BOP. Substitua a C.P por outra durante a</p><p>intervenção;</p><p>K) Em caso de arrasto ( drag ) ou sintoma de prisão, principalmente durante a retirada,</p><p>não forçar, contacte imediatamente com o IP ( pescaria ).</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>TABELAS</p><p>1. BALANCEAMENTO DE COLUNA DE HASTES COM BCP</p><p>169</p><p>Após eliminar a flambagem das hastes, elevar a coluna de</p><p>hastes .</p><p>Nomenclatura da</p><p>bomba Total a ser elevado em ( cm )</p><p>Código Petrobrás Código Medida do espaço Alongamento das Hastes Total a ser</p><p>Evi-Oil morto da bomba por pressão de bombeio elevado</p><p>T-20-01-080 14-GP-20 48 7 55</p><p>T-20-04-080 14-GP-30 47 8 55</p><p>T-25-10-080 14-GP-40 50 30 80</p><p>T-20-06-080 14-25-200 40 20 60</p><p>T-20-25-080 14-40-800 50</p><p>30 80</p><p>T-25-60-080 14-40-2100 50 50 100</p><p>T-20-01-100 18-GP-20 48 8 56</p><p>T-20-04-100 18-GP-30 47 8 55</p><p>T-25-10-100 18-GP-40 50 30 80</p><p>T-20-10-100 18-35-400 50 30 80</p><p>T-25-20-100 18-40-600 50 20 70</p><p>T-25-50-100 18-40-1500 50 50 100</p><p>T-25-40-120 24-40-1200 50 50 100</p><p>T-20-02-150 28-20-60 40 20 60</p><p>T-20-04-150 28-25-125 40 20 60</p><p>T-20-10-150 28-35-300 50 30 80</p><p>T-25-15-150 28-40-500 50 30 80</p><p>T-25-20-150 28-45-700 50 30 80</p><p>Tabela de Packers</p><p>Revest. Pêso Size</p><p>5 1/2"</p><p>13,0 / 15,5 45 B</p><p>15,5 / 20,0 45 A4</p><p>7"</p><p>20,0 / 23,0 45 A2</p><p>23,0 / 26,0 47 B4</p><p>26,0 / 29,0 47 B2</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Tabela de Brocas</p><p>Size Pêso Clearence Size</p><p>Revest. Lb / pé Broca</p><p>5 1/2"</p><p>13,0 0,294 4 3/4"</p><p>14,0 0,262 4 3/4"</p><p>15,5 0,200 4 3/4"</p><p>17,0 0,142 4 3/4"</p><p>20,0 0,153 4 5/8"</p><p>23,0 0,170 4 1/2"</p><p>7"</p><p>17,0 0,288 6 1/4"</p><p>20,0 0,206 6 1/4"</p><p>23,0 0,116 6 1/4"</p><p>26,0 0,151 6 1/8"</p><p>29,0 0,184 6"</p><p>32,0 0,094 6"</p><p>35,0 0,129 5 7/8"</p><p>38,0 0,170 5 3/4"</p><p>9 5/8"</p><p>29,3 0,313 8 3/4"</p><p>32,3 0,251 8 3/4"</p><p>36,0 0,171 8 3/4"</p><p>40,0 0,210 8 5/8"</p><p>43,0 0,130 8 5/8"</p><p>47,0 0,181 8 1/2"</p><p>53,5 0,160 8 3/6"</p><p>170</p><p>Tabela para corte de revestimento</p><p>Revest. Equipamento Altura/corte</p><p>5 1/2" Cabeça de prod. s/ adaptador 4 1/2"</p><p>7" Cabeça de prod. s/ adaptador 5 1/2"</p><p>9 5/8" Cabeça de prod. s/ adaptador 6 1/2"</p><p>5 1/2" Cabeça de prod. c/ adaptador 8 1/2"</p><p>Ä 4 - 2.000 x 3.000 psi</p><p>5 1/2" Cabeça de prod. c/ adaptador 9 1/2"</p><p>A 4 - 5.000 psi</p><p>7" Cabeça de prod. c/ adaptador 9 1/2"</p><p>A 4 - 2.000 x 3.000 psi</p><p>7" Cabeça de prod. c/ adaptador 10 1/2"</p><p>A 4 - 5.000 psi</p><p>9 5/8" Cabeça de prod. c/ adaptador 10 1/2"</p><p>A 4 - 2.000 x 3.000 psi</p><p>9 5/8" Cabeça de prod. c/ adaptador 11 1/2"</p><p>A 4 - 5.000 psi</p><p>5 1/2" Adaptador A-1 todas psi 4 1/2"</p><p>7" Adaptador A-1 todas psi 5 1/2"</p><p>9 5/8" Adaptador A-1 todas psi 6 1/2"</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Relação de flanges de Cabeça de produção</p><p>Size Pressão Diam. Espess. Nº Dimensão Anel</p><p>Pol, PSI Pol. Pol. Paraf. pol.x pol.</p><p>7 1/6" x 1.000 12" 1 15/16" 12 7/8"x 6 1/4' R-45</p><p>7 1/16"x 2.000 14" 2 3/16" 12 1" x 7' R-45</p><p>7 1/16"x 3.000 15" 2 1/2" 12 1 1/8"x 8' R-45</p><p>7 1/16"x 5.000 15 1/2" 3 5/8" 12 1 3/8"x 10 3/4' R-46</p><p>9" x 1.000 15 1/2" 2 3/16" 12 1" x 7' R-49</p><p>9" x 2.000 16 1/2" 2 1/2" 12 1 1/8"x 8' R-49</p><p>9" x 3.000 18 1/2" 2 13/16" 12 1 3/8"x 9' R-49</p><p>9" x 5.000 19" 4 1/16" 12 1 5/8" x 12' R-50</p><p>11"x 1.000 17 1/2" 2 7/16" 16 1 1/8"x 7 3/4' R-53</p><p>11"x 2.000 20" 2 3/16" 16 1 1/4" x 8 3/4' R-53</p><p>11"x 3.000 21 1/2" 3 1/16" 16 1 3/8"x 9 1/2' R-53</p><p>11"x 5.000 23" 4 11/16" 12 1 7/8"x 13 3/4' R-54</p><p>11"x 10.000 20 3/4" 5 11/16" 12 2 15"x 5/8' R-91</p><p>13 5/8"x 1.000 20 1/2" 2 9/16" 16 1 1/4"x 8 1/2" R-57</p><p>13 5/8"x 2.000 22" 2 13/16" 20 1 1/4"x 9' R-57</p><p>13 5/8"x 3.000 24" 3 7/16" 20 1 3/8"x 10 1/4" R-57</p><p>13 5/8"x 5.000 26 1/2" 4 7/16" 16 1 5/8"x 12 1/2' BX-160</p><p>13 5/8"x 10.000 30 1/4" 6 5/8" 20 1 7/8"X 17 1/4" BX-159</p><p>16 3/4"x 2.000 27" 3 5/16" 20 1 1/2"x 10 1/4' R-63</p><p>16 3/4"x 3.000 27 3/4" 3 15/16" 20 1 5/8"X 11 3/4' R-66</p><p>16 3/4"x 5.000 30 3/8" 5 1/8" 16 1 7/8"x 14 1/2" BX-162</p><p>16 3/4"x 10.000 34 5/16" 6 5/8" 24 1 7/8"x 17 1/4" BX-162</p><p>21 1/4"x 2.000 32" 3 7/8" 24 1 5/8"x 11 3/4' R-73</p><p>21 1/4"x 3.000 33 3/4" 4 3/4" 20 2"x 14 1/2' R-74</p><p>21 1/4"x 5.000 39" 7 1/8" 24 2"x 18 3/4' BX-165</p><p>21 1/4"x 10.000 45" 9 1/2" 24 2 1/2"x 24 1/2' BX-166</p><p>171</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Tabela de densidade e pressão</p><p>Grau Densidade Gradiente Flutuação</p><p>API Lb / gal lb / pé³ Psi/pé</p><p>P 50 6,499 48,62 0,336 0,900</p><p>E 45 6,683 49,99 0,347 0,897</p><p>T 40 6,878 51,45 0,357 0,894</p><p>R 35 7,085 53,00 0,368 0,891</p><p>O 30 7,304 54,64 0,379 0,888</p><p>L 25 7,537 56,38 0,391 0,884</p><p>E agua 8,337 62,36 0,433 0,872</p><p>O 8,600 64,33 0,466 0,868</p><p>8,800 65,82 0,457 0,865</p><p>9,000 67,32 0,467 0,862</p><p>9,200 68,82 0,477 0,859</p><p>9,400 70,31 0,488 0,856</p><p>9,600 71,81 0,498 0,852</p><p>9,800 73,30 0,509 0,849</p><p>10,000 74,80 0,519 0,846</p><p>10.200 76.30 0,529 0,843</p><p>10.400 77.79 0,540 0,840</p><p>10.600 79,29 0,561 0,834</p><p>11.000 82,28 0,571 0,831</p><p>NU EU 11.200 83,78 0,581 0,828</p><p>2 3/8" 4,6 4,7 11.400 85,27 0,592 0,825</p><p>11.600 86,77 0,602 0,822</p><p>2 7/8" 6,4 6,5 11.800 88,27 0,612 0,819</p><p>12.000 89,76 0,623 0,816</p><p>3 1/2" 9,2 9,3 13.000 97,24 0,675 0,800</p><p>14.000 104,72 0,727 0,785</p><p>Com esta tabela podemos calcular:</p><p>Pressão hidrostática = Prof.(pé) x gradiente de pressão(psi/pé)</p><p>Pêso da coluna na catarina, com poço cheio de fluido .</p><p>Comp. da coluna (pés) x pêso específico (lb / pé) x flutuação</p><p>172</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Capacidades e Alturas</p><p>Revest. Pêso/pé Tubo Revest. Anular Anular+tubo CA /</p><p>pol. lb / ft pol. BPM - MPB BPM - MPB BPM - MPB CT</p><p>5 1/2"</p><p>14.0</p><p>2 3/8"</p><p>0,080 - 12,49 0,062 - 16,13 0,075 - 13,39 4,9</p><p>15.5 0,078 - 12,81 0,060 - 16,66 0,073 - 13,75 4,7</p><p>17.0 0,076 - 13,14 0,058 - 17,12 0,071 - 14,06 4,6</p><p>20.0 0,073 - 13,73 0,055 - 18,25 0,068 - 14,77 4,3</p><p>14.0</p><p>2 7/8"</p><p>0,054 - 18,58 0,073 - 13,73 2,8</p><p>15.5 0,052 - 19,29 0,071 - 14,12 2,7</p><p>17.0 0,050 - 20,05 0,069 - 14,52 2,6</p><p>20.0 0,046 - 21,62 0,065 - 15,38 2,4</p><p>7"</p><p>20.0</p><p>2 3/8"</p><p>0,133 - 7,53 0,115 - 8,71 0,128 - 7,84 9,1</p><p>23.0 0,129 - 7,74 0,111 - 8,99 0,124 - 8,07 8,7</p><p>26.0 0,126 - 7,96 0,108 - 9,30 0,120 - 8,29 8,5</p><p>29.0 0,122 - 8,22 0,104 - 9,61 0,117 - 8,57 8,2</p><p>20.0</p><p>2 7/8"</p><p>0,107 - 9,38 0,126 - 7,96 5,7</p><p>23.0 0,103 - 9,74 0,122 - 8,22 5,5</p><p>26.0 0,099 - 10,09 0,118 - 8,47 5,2</p><p>29.0 0,095 - 10,47 0,114 - 8,77 5,0</p><p>9 5/8"</p><p>36.0</p><p>2 3/8"</p><p>0,254 - 3,95 0,236 - 4,24 0,248 - 4,03 18,6</p><p>40.0 0,249 - 4,02 0,231 - 4,34 0,243 - 4,11 18,2</p><p>43.5 0,244 - 4,09 0,226 - 4,42 0,239 - 4,18 17,8</p><p>47.0 0,240 - 4,16 0,222 - 4,50 0,235 - 4,26 17,5</p><p>36.0</p><p>2 7/8"</p><p>0,227 - 4,40 0,246 - 4,06 12,0</p><p>40.0 0,222 - 4,50 0,241 - 4,14 11,7</p><p>43.5 0,218 - 4,59 0,237 - 4,22 11,5</p><p>47.0 0,214 - 4,67 0,233 - 4,29 11,3</p><p>2 3/8" OD: 0,0127 BPM / 78,74 MPB 3 1/2" OD: 0,0286 " / 34,99</p><p>2 7/8" OD: 0,0190 " / 52,63 " 3 1/2" IF OD: 0,0280 BPM / 35,71</p><p>173</p><p>Comandos mais usados pelas SPTs</p><p>Size Rosca I.D. O.D. Pêso lb/pé Pêso unit.</p><p>2 3/8" IF 1 1/2" 3 1/2" 26.7 801 lbs</p><p>2 3/8" WO 1 3/4" 3 1/2' 24,5 735 lbs</p><p>2 7/8" IF 1 3/4' 4 1/8" 37,2 1.116 lbs</p><p>2 7/8 " WO 2" 4 1/8" 34,7 1.041 lbs</p><p>3 1/2" Reg. 1 1/2" 4 3/4" 54,3 1.629 lbs</p><p>3 1/2" IF 1 3/4" 4 3/4" 52,1 1.564 lbs</p><p>Especificação de coluna ( IF )</p><p>2 3/8" IF 6,65 lb / pé 9,89 kg / m</p><p>2 7/8" IF 8,85 lb / pé 10,19 kg / m</p><p>3 1/2" IF 8,35 lb / pé 12,42 kg / m</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Diâmetro de elevadores para tubos de produção</p><p>NU EU</p><p>2 3/8" topo - 2 15/32 = 62,74 2 3/8" topo 2 11/16" = 68,33</p><p>base - " = " base 2 15/32" = 62,74</p><p>2 7/8" topo - 2 31/32 = 75,44 2 7/8" topo 3 3/16" = 81,03</p><p>base - " = " base 2 31/32" = 75,44</p><p>3 1/2" topo - 3 19/32 = 91,19 3 1/2" topo 3 27/32" = 97,54</p><p>base - " = " base 3 19/32" = 91,19</p><p>174</p><p>Cálculo de Slack-off ( cm )</p><p>Pêso sobre Profundidade 2 3/8' 2 7/8" 3 1/2"</p><p>Packer / lb ( m )</p><p>6.000</p><p>150 2,9 1,9 1,3</p><p>200 3,9 2,6 1,7</p><p>250 4,9 3,2 2,1</p><p>300 5,8 3,9 2,5</p><p>7.000</p><p>400 9,1 6,1 4,0</p><p>600 13,6 9,1 5,9</p><p>800 18,2 12,1 7,9</p><p>1.000 22,7 15,2 9,9</p><p>8.000</p><p>1.200 31,2 20,8 13,6</p><p>1.400 36,4 24,3 15,9</p><p>1.600 41,6 27,7 18,1</p><p>1.800 46,8 31,2 20,4</p><p>2.000 52,0 34,7 22,7</p><p>2.200 57,2 38,1 24,9</p><p>2.400 62,4 41,6 27,2</p><p>2.600 67,6 45,1 29,5</p><p>2.800 72,8 48,5 31,7</p><p>3.000 78,0 52,0 34,0</p><p>Para se calcular o Slack-off, o comprimento em ( cm ) é :</p><p>Comprimento da coluna ( m ) x 3,28 x P. x C. : 1.000,000</p><p>P = Pêso que se deseja colocar sobre o packer ( lbs )</p><p>C =</p><p>2 3/8" 2 7/8" 3 1/2"</p><p>0,99 0,66 0,43</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Caracteristicas de Tubings</p><p>Diâmetro Grau Pêso Diâmetro Drift Conexão Colapso Pressão Tração Capacidade Diâmetro</p><p>ext. pol. do aço lb / pé int. pol. pol. psi int. psi lb BPM nominal</p><p>2 3/8" J-55</p><p>4,6 1,995 1,901 NU 8100 7700 49450 0,0127 2"</p><p>4,7 1,995 1,901 EU 8100 7700 71730 0,0127 2"</p><p>N-80</p><p>4,6 1,995 1,901 NU 11780 11200 71930 0,0127 2"</p><p>4,7 1,995 1,901 EU 11780 11200 104340 0,0127 2"</p><p>2 7/8" J-55</p><p>6,4 2,441 2,347 NU 7680 7260 72580 0,0190 2 1/2"</p><p>6,5 2,441 2,347 EU 7680 7260 99660 0,0190 2 1/2"</p><p>N-80</p><p>6,4 2,441 2,347 NU 11170 10570 105570 0,0190 2 1/2"</p><p>6,5 2,441 2,347 EU 11170 10570 144960 0,0190 2 1/2"</p><p>3 1/2"</p><p>J-55</p><p>9,2 2,992 2,867 NU 7400 6980 109370 0,0286 3"</p><p>9,3 2,992 2,867 EU 7400 6980 142460 0,0286 3"</p><p>N-80</p><p>9,2 2,992 2,867 NU 10530 10160 159090 0,0286 3"</p><p>9,3 2,992 2,867 EU 10530 10160 207270 0,0286 3"</p><p>175</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Tabela de Conversão - 1</p><p>Volume em peso</p><p>Galões de HCL a 33% : 1.000 x 4,420 = toneladas</p><p>Galões de HCL a 15% : 1.000 x 4,068 = toneladas</p><p>Galões de HCL a 7,5% : 1.000 x 3,927 = toneladas</p><p>Galões de HCL a 5% : 1.000 x 3,878 = toneladas</p><p>Galões de HCL agua : 1.000 x 3,785 = toneladas</p><p>Galões de diesel : 1.000 x 3,085 = toneladas</p><p>Barris de agua : 1.000 x 158,98 = toneladas</p><p>Barris de diesel x 0,12957 = toneladas</p><p>Sacos de Cimento x 20 = toneladas</p><p>Volume em volumes</p><p>Galões de agua : 1.000 x 3,785 = metros cúbicos</p><p>Barris de agua x 0,15898 = metros cubicos</p><p>Ucar pac's ou areia ( 100 lbs ) : 100 x 2,83 = metros cúbicos</p><p>Ucar pac's ou areia ( 50 lbs ) : 100 x 1,415 = metros cúbicos</p><p>Sacos de areia ( 50 kg ) : 100 x 3,12 = metros cúbicos</p><p>Sacos de cimento : 100 x 3,321 = metros cubicos</p><p>Metros cúbicos de cimento x 30,111 = sacos de cimento</p><p>Metros cúbicos x 264,17 = galões</p><p>Metro cúbico x 6,2897 = barris</p><p>Metro cúbico x 35,314 = pés cubicos</p><p>Barris x 5,6147 = pés cúbicos</p><p>Barris x 42 = galões</p><p>Galões x 3,785 = litros</p><p>Galões : 1.000 x 3,785 = metros cúbicos</p><p>Galões : 100 x 2,381 = barris</p><p>Litros x 0,26717 = galões</p><p>Pés cúbicos : 100 x 2,8315 = metros cúbicos</p><p>Pés cúbicos x 28,315 = litros</p><p>Pés cúbicos x 0,1781 = barris</p><p>Pés cúbicos x 7,4805 = galões</p><p>176</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Tabela de conversão - 2</p><p>Pêso em peso</p><p>Libras x 0,45359 = quilograma</p><p>Quilograma x 2,2046 = libras</p><p>Libras de areia ou Ucar's : 1.000 x 0,4536 = tonelada</p><p>Pressão em pressão</p><p>Quilograma / cm² x 14,22 = libra / pol.² ( psi )</p><p>Libra / pol.² ( psi ) : 100 x 7,031 = Kg / cm²</p><p>Vazão em vazão</p><p>Barrris / minuto x 0,15898 = metros cubicos / minuto</p><p>Barris / minuto x 228,94 = metros cubicos / dia</p><p>Galões / minuto x 5,451 = metros cubicos / dia</p><p>Metros cubicos / minutos x 6,2897 = barris / minutos</p><p>Metros cubicos / dia x 0,18345 = galões / minutos</p><p>Metros cubicos / dia : 1.000 x 4,36679 = barris / minuto</p><p>Pêso especifico</p><p>Libra / galão x 0,1198 = grama / cm³ ( S.G. )</p><p>Libra / galão x 7,4805 = libras / pé cubico</p><p>Libra / pé cubico : 100 x 1,6018 = grama / cm³ ( S.G. )</p><p>Libra / pé cubico x 0,1337 = libra / galão</p><p>G / cm³ ( S.G. ) x 62,428 = libra / pé cúbico</p><p>G / cm³ ( S.G. ) x 8,3454 = libras / galão</p><p>Salinidade</p><p>Parte por milhões ( PPM ) : 10.000 = percentagem ( % )</p><p>Percentagem ( % ) x 10.000 = PPM</p><p>mg / 1 x 0,3505 = lbs / 1.000 bbl</p><p>mg / 1 : ( S.G.) = BPM</p><p>177</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>POÇOS EQUIPADOS COM TUBOS EM FIBRA DE VIDRO</p><p>178</p><p>Poço injetor de água; completação simples; revestimento 5 ½” 13 – 20 lb/pé</p><p>Arvore de natal simples roscada 2000 psi x 3” LP</p><p>Adaptador A-1 2000 psi 7 1/16” x 3” LP</p><p>Cabeça de produção T-16 2000 psi x 7 1/16”</p><p>Suspensor T-16-T 7 1/16 x 2 7/8” EU</p><p>Tubo curto em fibra de vidro 2 7/8” EU pin – pin x 2 pés</p><p>Tubos em fibra de vidro 2 7/8” EU cx-pin x 30 pés</p><p>Redução cx 2 7/8” EU x 2 3/8” EU com pintura interna em epóxi</p><p>Conector On-Off Lynes OD 3,88” 2 3/8” EU com pintura interna em epóxi</p><p>Tubo curto 2 3/8” EU cx-pin 4 pés com pintura interna em epóxi</p><p>Packer FH 45 ID 1,995” 2 3/8” EU com pintura interna em epóxi</p><p>Seating nipple cx-pin 2 3/8” EU com standing valve 2”</p><p>Redução cx 2 3/8” EU x 2 7/8” EU com pintura interna em epóxi</p><p>Tubo em fibra de vidro 2 7/8” EU cx-pin 30 pés</p><p>Boca de sino 2 7/8” EU</p><p>POÇO INJETOR DE ÁGUA; COMPLETAÇÃO SIMPLES; REVESTIMENTO 7” 20 –</p><p>26 LB/PÉ</p><p>Arvore de natal simples roscada 2000 psi x 3” LP</p><p>Adaptador A-1 2000 psi 7 1/16” x 3” LP</p><p>Cabeça de produção T-16 2000 psi x 7 1/16”</p><p>Suspensor T-16-T 7 1/16” x 2 7/8” EU</p><p>Tubo curto em fibra de vidro 2 7/8” EU pin-pin 2 pés</p><p>Tubos em fibra de vidro 2 7/8” EU cx-pin 30 pés</p><p>Informes tecnicos</p><p>Pressão interna- 2.750 psi</p><p>Pressão de colapso- 3.000 psi</p><p>Tração permanente – 25.000 lbs</p><p>Tração momentânea- 50.000 lbs</p><p>Torque – 185 lb/pé</p><p>Profundidade máxima- 1.310 metros</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Conector On-Off Lynes OD 4,63 2 7/8” EU com pintura interna em epóxi</p><p>Tubo curto 2 7/8” EU cx-pin 4 pés com pintura interna em epóxi</p><p>Packer FH 47 ID 2,416” 2 7/8” EU com pintura interna em epóxi</p><p>Seating nipple cx-pin 2 7/8”EU com standing valve 2”</p><p>Tubo em fibra de vidro 2 7/8” EU cx-pin 30 pés</p><p>Boca de sino 2 7/8” EU</p><p>179</p><p>Material para instalação dos tubos em fibra</p><p>Elevador TA 3 ½” NU</p><p>Cunha ( com mordentes gastos )</p><p>Chaves de cinta RIDGID 5</p><p>Graxa lubrificante Jet Lube TF-15</p><p>Escova em aço</p><p>Saponáceo em pó</p><p>POÇOS EQUIPADOS PARA GÁS E OLÉO DUPLO</p><p>COLUNA LONGA</p><p>Suspensor TC 7 1/16” x 2 3/8” EU com sede BPV 2”</p><p>Tubos 2 3/8” EU N-80 com luva rebaixada</p><p>Redução 2 3/8” EU x 2 3/8” NU</p><p>Tubo 2 3/8” NU J-55 com luva rebaixada</p><p>Packer duplo hid. GT com receptáculo selante de 10 pés 2 3/8” NU x 2,68 e cabeça guia-47</p><p>Redução 2 3/8” NU x 2 3/8” EU</p><p>Tubos 2 3/8” EU N-80 com luvas rebaixadas</p><p>Sliding Sleeve 2 3/8” EU x 1,87”</p><p>Redução 2 3/8” EU x 2 7/8” DSSHT</p><p>Arvoré de natal dupla flangeada</p><p>2 1/16” x 2 1/16” – 5.000 psi com valv.</p><p>Gaveta e HI-LO</p><p>Adaptador</p><p>AD 7 1/16”x 2 1/16” – 5.000 psi</p><p>Cabeça de produção TC-60</p><p>11” x 7 1/16” - 5.000 psi</p><p>Obs: Ao descer a coluna longa , vai na</p><p>cauda do packer mod –GT</p><p>equipamentos , pertencentes à</p><p>coluna curta .</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Locator Tubing Seal GBH 22-80-32 2 7/8” DSSHT com espaçadores selante com 10 pés .</p><p>Packer Permanente DB 84-32 4.094”</p><p>Extenção Selante 80-32 4.094 com 10 pés</p><p>Redução 4.094 x 2 3/8” EU</p><p>Tubo 2 3/8” EU N-80 com luvas rebaixadas</p><p>Landing Nipple D 1,81 x 2 3/8” EU</p><p>Tubo curto 2 3/8” EU x 12 pés</p><p>Seatting nipple “A” 1.437 x 2 3/8” EU</p><p>Standing Valve 1 ½”</p><p>Tubo curto 2 3/8” EU x 8 pés</p><p>Hidro-Trip 2 3/8” EU com 8 pinos</p><p>Boca de sino 2 3/8” EU</p><p>180</p><p>POÇOS EQUIPADOS PARA GÁS E OLÉO DUPLO</p><p>COLUNA CURTA</p><p>Suspensor TC-60 7 1/16” x 2 3/8” EU com sede para BPV 2”</p><p>Tubos 2 3/8” EU N-80 com luvas rebaixadas</p><p>Slinding Sleeve 1.87 x 2 3/8” EU</p><p>Redução 2 3/8” EU x 2 3/8” NU</p><p>Snap Latch S 2,68 x 2 3/8” NU com 10 pés</p><p>Abaixo do Packer GT</p><p>Tubo curto 2 3/8” NU x 4 pés</p><p>Seatting nipple “A” 1.81 x 2 3/8” NU</p><p>Standing valve 2”</p><p>Tubo curto 2 3/8” NU x 2 pés</p><p>Boca de sino 2 3/8” NU</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>LAY OUT DOS POÇOS SOB PLATAFORMAS FIXAS</p><p>Existem duas concepções básicas para as plataformas fixas da E 7 P-BC; na primeira,</p><p>os poços perfurados e completados por uma Sonda Modulada (SM), instalada sobre a jaqueta</p><p>de produção (plataformas de Namorado 1 & 2, Cherne 1&2, Enchova, Pampo e alguns poços</p><p>de Garoupa). Na segunda, os poços foram pré perfurados em um template por uma sonda</p><p>Semi-Submersível (SS) ou por uma plataforma Auto-elevável (PA), foi lançada uma jaquet</p><p>sobre o template, instalada uma Sonda de Produção Marítima (SPM), efetuado o "Tie-Baack"</p><p>desde o fundo do mar até a superfície e posteriormente completados os poços (Plataformas do</p><p>Pólo NE - Vermelho 1, 1 & 3, Carapeba 1,2 & 3 e Pargo - e os primeiros poços perfurados em</p><p>Garoupa.</p><p>Nos poços perfurados pelas SM's, procede-se como a seguir: a fase de superfície, o</p><p>condutor de 30", é cravado com bate estaca, diretamente no solo marinho.</p><p>Logo após é perfurada a fase de 17 1/2" e descido o revestimento de 13 3/8", podendo ser</p><p>cimentado até a superfície ou não. É então instalada a cabeça de revestimento intermediária.</p><p>A próxima fase é perfurada com broca de 12 1/4" e o revestimento descido é de 9 5/8".</p><p>É então instalada a cabeça de produção.</p><p>Eventualmente, para poços mais profundos ou para aqueles que atravessam Formações</p><p>com Pest muito diferentes, pode haver a necessidade de se perfurar mais normalmente uma</p><p>fase, com broca de 8 1/2", quando é descido um revestimento de 7", que normalmente não</p><p>vem até a superfície (chamado liner), sendo ancorado e cimentado na base do revestimento de</p><p>9 5/8".</p><p>Existem ainda casos onde ainda se perfura uma fase com broca de</p><p>6 1/8", descendo</p><p>descendo-se um liner de 5".</p><p>Quando uma PA é utilizada, um template (gabarito) é colocado no leito marinho, e a</p><p>seqüência operacional é semelhante à uma SM, tanto para a descida de revestimento quanto</p><p>para as cabeças de perfuração. O BOP também fica na superfície. A diferença básica é que</p><p>utiliza-se um sistema que permite desconectar do fundo do mar até a superfície os</p><p>revestimentos, possibilitando então a retirada da PA da locação para o posterior lançamento</p><p>da jaqueta de produção.</p><p>181</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Após o lançamento da jaqueta e a montagem da SPM, os revestimentos dos poços são</p><p>prolongados até a superfície, operação conhecida por "Tie Back", para a instalação da cabeça</p><p>de poço (carretéis de revestimentos e cabeça de produção) de superfície definitiva.</p><p>Para os poços perfurados por SS, também utiliza-se um template colocado no leito</p><p>marinho.</p><p>O fundo do oceano é então jateado, e o condutor de 30" "enterrado". Fura-se a fase</p><p>seguinte com broca de 26" , com retorno dos cascalhos direto para o mar, descendo a seguir o</p><p>revestimento de 20", que tem acoplado à sua extremidade superior uma cabeça de poço</p><p>submarina. Este revestimento é totalmente cimentado. A seguir é descido o BOP (Blow Out</p><p>Preventer) submarino, que é aclopado à cabeça de poço. As fases seguintes são perfuradas do</p><p>mesmo modo e na mesma seqüência relatada acima para os poços perfurados por SM's e PA's.</p><p>A diferença é que todos os revestimentos são descidos e acoplados no interior da</p><p>cabeça de poço, no fundo do mar.</p><p>182</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>LET DOWN DA SONDA DE PERFURAÇÃO</p><p>É a diferença em metros da altura da mesa rotativa da sonda de perfuração com</p><p>a altura da boca do ante-poço em relação ao nível do mar.</p><p>Ex: Altura da mesa rotativa em relação ao nível do mar do prospecto do poço = 244 m</p><p>Altura da boca do ante-poço em relação ao nível do mar = 239 m</p><p>Let down de perfuração = 5 m.</p><p>LET DOWN DE OPERAÇÃO DA SONDA DE COMPLETAÇÃO</p><p>É a diferença em metros da altura do let down da sonda de perfuração e da</p><p>altura das cunhas hidráulica da sonda de completação em relação a base do ante-poço.</p><p>183</p><p>Ex: Altura do let down da sonda de perfuração</p><p>Altura da plataforma de trabalho da sonda de completação (cunha)</p><p>= 5 m</p><p>= 3,6 m</p><p>Let down de operação = 1,4 m.</p><p>O objetivo é trazer o PONTO ZERO de profundidade do poço para a mesa</p><p>rotativa da sonda de perfuração ou para as cunhas hidráulica da sonda de</p><p>completação, alcançando-se assim com precisão, as profundidades solicitadas nos</p><p>programas de perfuração ou de posicionamento de equipamentos nas sondas de</p><p>completação nas suas operações especiais.</p><p>LET DOWN DE PRODUÇÃO DA SONDA DE COMPLETAÇÃO/LIMPEZA</p><p>É a diferença em metros da altura do let down de perfuração e da altura do</p><p>flange da cabeça de produção em relação a boca do ante-poço.</p><p>Ex: Ex: Altura do let down da sonda de perfuração</p><p>Altura do flange da cabeça de produção até a boca do ante-poço</p><p>= 5 m</p><p>= 0,8 m</p><p>Let down de produção = 4,2 m.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>O objetivo da medida do let dow na preparação de uma composição para</p><p>equipar um poço para produção, é trazer o PONTO ZERO para a base do ante-poço</p><p>PROSPECTO DE PERFURAÇÃO E LITOLOGIA DO POÇO</p><p>184</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>185</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Universidade Corporativa - UN-BA</p><p>AVALIAÇÃO DO APRENDIZADO DO CURSO DE COMPLETAÇÃO DE POÇOS</p><p>Instrutor : Raymundo Jorge de S.Mançú - Supervisor de Elevação</p><p>Tel:823-6907 / 6910 Chave : WSCG</p><p>Cel: (75) - 9971 - 7922 - UN-BA / ATP-N / OP-BA</p><p>QUESTIONÁRIO (Avaliação de Participação = 2 pontos)</p><p>(Curso de Completação/Operações Especiais/Fluidos/Equip.Sup. e Sub-Sup/Let Down )</p><p>1º) Defina Completação de poço?</p><p>R:</p><p>.</p><p>2º) Quais os Tipos de Completação quanto a Posição da Cabeça de Produção, ao tipo de</p><p>revestimento e ao nº de zonas explotadas?</p><p>R: Quanto ao Posicionamento da Cabeça de Produção podem ser: e</p><p>.</p><p>Quanto ao Revestimento podem ser: , e</p><p>.</p><p>Quanto ao nº de zonas explotadas podem ser: , ou</p><p>.</p><p>3º) Quais as Seis Fases de Uma Completação de Um Poço?</p><p>R: , ,</p><p>, ,</p><p>, .</p><p>186</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>4º) Defina Operações de Investimento e Manutenção?</p><p>R : Investimento -</p><p>.</p><p>Manutenção -</p><p>.</p><p>5º) Cite quais são as operações em Poços, de Investimento e de Manutenção?</p><p>R = Operações de Investimento :</p><p>, e .</p><p>Operações de Manutenção : , ,</p><p>, ,</p><p>, , .</p><p>6º) Defina com suas palavras os seguintes Tipos de Operações em Poços ?</p><p>- Recompletação</p><p>=</p><p>- Avaliação =</p><p>- Restauração =</p><p>- Estimulação =</p><p>187</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- Mudança de Método de elevação =</p><p>- Limpeza =</p><p>- Abandono de Poço Definitivo =</p><p>- Abandono de Poço Provisório =</p><p>7º) Quais os tipos de Operações Especiais executadas em poços, solicitadas nas Operações de</p><p>Investimento e de Manutenção ?</p><p>R : , , ,</p><p>, , ,</p><p>, e .</p><p>8º) Para que serve o Fluído de Completação ?</p><p>R:</p><p>9º) Cite algumas funções ou Características do fluído de Completação?</p><p>R:</p><p>188</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>10º) Quais os cuidados no preparo e conservação do Fluído de Completação?</p><p>R:</p><p>11º) O que é o “Overbalance” da Pressão Hidrostática calculada? E quais as classes de</p><p>pressão do Overbalance para Poços Maduros e Poços Pioneiros ?</p><p>R :</p><p>Para Poços Maduros= kgf / cm²</p><p>Para Poços Pioneiros= kgf / cm²</p><p>12º) Cite alguns tipos de Fluídos mais Utilizados na Completação?</p><p>R :</p><p>13º) Defina Peso específico do Fluído e quais as unidades de peso e volume mais utilizados?</p><p>R : PE = Peso</p><p>Volume</p><p>=</p><p>Unidades : a) / b ) /</p><p>189</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>14º) Qual a diferença entre Peso e Peso específico ?</p><p>R : Peso -</p><p>.</p><p>Peso Específico -</p><p>.</p><p>15º) Defina densidade de um Fluído? e Qual a densidade da Água ?</p><p>R :</p><p>Densidade da Água é Igual a .</p><p>16º) Por que devemos saber o peso específico das substâncias, especialmente os dos Fluídos</p><p>de Completação?</p><p>R:</p><p>.</p><p>17º) Defina Pressão Hidrostática?</p><p>R:</p><p>18º) A pressão Hidrostática independe do , sendo função</p><p>exclusivamente do seu (peso e área) e da altura da</p><p>. E qual a unidade de pressão mais utilizada na</p><p>Petrobras .</p><p>190</p><p>R :d = P.E (Fluído Qualquer)</p><p>PE . ( Água destilada ( 62,4 Lb/pe3)</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>19º) Quais as fórmulas para calcular a pressão hidrostática e o peso específico do fluído</p><p>necessário para amortecer o Poço?</p><p>PH = a x b x c a =</p><p>b = lb / pe³</p><p>c = m .</p><p>191</p><p>PE = a x b a =</p><p>c b = Psi (lb / pol²)</p><p>c = m .</p><p>20º) Qual a Fórmula para calcular a pressão de 01 barril de um determinado Fluído no espaço</p><p>anular?</p><p>P = a x b a = lb / pe3</p><p>c b = m / bbl .</p><p>c = .</p><p>21º) A estação de Lama enviou 02 carretas de fluído de amortecimento (água adensada) para</p><p>um poço pioneiro , com PE=73,7 lbs/pe3 ( medida na SPT), segundo o programa de</p><p>completação / limpeza a pressão estática ( pe ) ou pr é igual a 155 kgf/m2 a uma</p><p>profundidade de 1350 m (zona aberta ) .</p><p>Rev = 5 ½” x 14 lb/pé e col 2 3/8 EU.,</p><p>( 0,062 bbl/m e 16,13m/bbl ) p/anular ).</p><p>Pergunta-se :</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>a) Qual a pressão hidrostática de uma coluna de produção de 1350m (H) de fluído, com peso</p><p>específico =73,7lbs / pe³ (fator =0,023)</p><p>(1kgf/cm²=14,22 psi)</p><p>b) Podemos utilizar este fluído para amortecer o Poço? Por que?</p><p>c) Qual a pressão do fluído para amortecer este poço com segurança?</p><p>Pe + 20kg / cm² (overbalance) = kgf/cm²</p><p>d) Qual o peso específico ideal para amortecer este poço com Pe=155 kgf /cm² + 20 kgf/cm2</p><p>(overbalance). (Fator = 43,48) (1 kgf / cm2 = 14,22 psi)</p><p>22º) Qual o Objetivo do Let Down de Perfuração?</p><p>R :</p><p>23º) Calcule o Let Down da Sonda de perfuração,o Let down de Operação e de Produção da</p><p>Sonda de Completação? (Sendo BAP = 203 m , MR = 208 m , Alt. da Cunha = 3 m e alt. do</p><p>Flange da Cabeça de Produção igual a 0,70 cm).</p><p>192</p><p>PH = 0,023 x PE (lbs / pe³) x H (m) = psi: ÷ 14,22 = kgf / cm²</p><p>PE = 43,48 x PH ( psi) = lb / pe³</p><p>H (m)</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Let Down de</p><p>Sonda de Perfuração = alt.da MR ( m ) - alt.do BAP ( m) ( em relação ao nível</p><p>do mar)</p><p>R: m.</p><p>Let Down de Operação da Sonda de Completação = Let Down de Perfuração ( m) –</p><p>( alt.da Cunha de Tubos - BAP)</p><p>R: m.</p><p>Let Down de Produção = Let Down da Sonda de Perfuração (m) - (alt . do flange da cabeça</p><p>de produção em relação ad BAP).</p><p>R: m.</p><p>24º) Quais os tipos de equipamentos de Superfície: Cabeça de Revestimento, Adaptadores,</p><p>Cabeça de Produção, Suspensores e Árvore de Natal que você conhece?</p><p>R:</p><p>.</p><p>25º) Quais os tipos de equipamentos de fundo ( subsuperfície) que você conhece, mais</p><p>utilizadas para operar e completar Poços ?</p><p>R:</p><p>.</p><p>26º) Qual a função do Packer e da Válvula DHSV na Coluna de Produção?</p><p>R : Packer -</p><p>.</p><p>Válvula DHSV -</p><p>.</p><p>193</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS:</p><p>-THOMAS.José Eduardo, organizador. Fundamentos de Engenharia de Petróleo.- Rio</p><p>de Janeiro: Editora Interciência: Petrobras, 2001 – Universidade Corporativa da</p><p>Petrobras.</p><p>-CALMETO, João C.N.; Quiroga, Marcelo H.V.: “Completação de Poços”,</p><p>Apostola E&P-BC.</p><p>-Apostila de Fundamentos de Completação, Restauração e Estimulação de Poços –</p><p>Engº José Luiz de Paula – 2002.</p><p>- Apostila de Completação de Poços – Engº Paulo Ramandiê Ferreira Set – 1993.</p><p>- Apostila de Equipamentos de Poços – Engº Carlos Francisco Sales de Souza- 2002</p><p>-Apostila de Técnicas de Canhoneio em Poços de Petróleo – Engºs Luiz Carlos B.</p><p>Bianco e Ronaldo Vivente – 2002.</p><p>- Apostila Canhoneio- Eng João C. B. Campos;</p><p>- Apostila Perfilagem de Produção- Eng Sylvia T. B. de Oliveira, Eng Fernando R.</p><p>de Menezes;</p><p>- Apostila Acidificação- Eng João C. B. Campos;</p><p>- Apostila Teste de Formação- Eng Admar J. de F. Machado, Eng Eládio M.</p><p>Lima;</p><p>- Manual de Instalação e Serviço das Bombas BCP’S;</p><p>- Apostilas de Elevação de Petróleo – BM/BCP/BCS - Supervisor de Elevação-UN-</p><p>BA - Raimundo Jorge de S. Mançú - 2002;</p><p>- Apostila Fluídos de Completação- Eng Maximino J. de B. Ribeiro, Eng Zadson</p><p>de A Franco;</p><p>- Apostila Equipamentos de Superfície- Eduardo C. Moreira, Eng Ney T. ª</p><p>Machado;</p><p>- Catálogo de Baker Oil Tools</p><p>194</p><p>https://pdfcoffee.com/fundamentos-de-completaao-de-</p><p>poos-universidade-petrobras-ba-pdf-free.html</p><p>Diapositivo 1</p><p>Diapositivo 2</p><p>Diapositivo 3</p><p>Diapositivo 4</p><p>Diapositivo 5</p><p>Diapositivo 6</p><p>Diapositivo 7</p><p>Diapositivo 8</p><p>Diapositivo 9</p><p>Diapositivo 10</p><p>Diapositivo 11</p><p>Diapositivo 12</p><p>Diapositivo 13</p><p>Diapositivo 14</p><p>Diapositivo 15</p><p>Diapositivo 16</p><p>Diapositivo 17</p><p>Diapositivo 18</p><p>Diapositivo 19</p><p>Diapositivo 20</p><p>Diapositivo 21</p><p>Diapositivo 22</p><p>Diapositivo 23</p><p>Diapositivo 24</p><p>Diapositivo 25</p><p>Diapositivo 26</p><p>Diapositivo 27</p><p>Diapositivo 28</p><p>Diapositivo 29</p><p>Diapositivo 30</p><p>Diapositivo 31</p><p>Diapositivo 32</p><p>Diapositivo 33</p><p>Diapositivo 34</p><p>Diapositivo 35</p><p>Diapositivo 36</p><p>Diapositivo 37</p><p>Diapositivo 38</p><p>Diapositivo 39</p><p>Diapositivo 40</p><p>Diapositivo 41</p><p>Diapositivo 42</p><p>Diapositivo 43</p><p>Diapositivo 44</p><p>Diapositivo 45</p><p>Diapositivo 46</p><p>Diapositivo 47</p><p>Diapositivo 48</p><p>Diapositivo 49</p><p>Diapositivo 50</p><p>Diapositivo 51</p><p>Diapositivo 52</p><p>Diapositivo 53</p><p>Diapositivo 54</p><p>Diapositivo 55</p><p>Diapositivo 56</p><p>Diapositivo 57</p><p>Diapositivo 58</p><p>Diapositivo 59</p><p>Diapositivo 60</p><p>Diapositivo 61</p><p>Diapositivo 62</p><p>Diapositivo 63</p><p>Diapositivo 64</p><p>Diapositivo 65</p><p>Diapositivo 66</p><p>Diapositivo 67</p><p>Diapositivo 68</p><p>Diapositivo 69</p><p>Diapositivo 70</p><p>Diapositivo 71</p><p>Diapositivo 72</p><p>Diapositivo 73</p><p>Diapositivo 74</p><p>Diapositivo 75</p><p>Diapositivo 76</p><p>Diapositivo 77</p><p>Diapositivo 78</p><p>Diapositivo 79</p><p>Diapositivo 80</p><p>Diapositivo 81</p><p>Diapositivo 82</p><p>Diapositivo 83</p><p>Diapositivo 84</p><p>Diapositivo 85</p><p>Diapositivo 86</p><p>Diapositivo 87</p><p>Diapositivo 88</p><p>Diapositivo 89</p><p>Diapositivo 90</p><p>Diapositivo 91</p><p>Diapositivo 92</p><p>Diapositivo 93</p><p>Diapositivo 94</p><p>Diapositivo 95</p><p>Diapositivo 96</p><p>Diapositivo 97</p><p>Diapositivo 98</p><p>Diapositivo 99</p><p>Diapositivo 100</p><p>Diapositivo 101</p><p>Diapositivo 102</p><p>Diapositivo 103</p><p>Diapositivo 104</p><p>Diapositivo 105</p><p>Diapositivo 106</p><p>Diapositivo 107</p><p>Diapositivo 108</p><p>Diapositivo 109</p><p>Diapositivo 110</p><p>Diapositivo 111</p><p>Diapositivo 112</p><p>Diapositivo 113</p><p>Diapositivo 114</p><p>Diapositivo 115</p><p>Diapositivo 116</p><p>Diapositivo 117</p><p>Diapositivo 118</p><p>Diapositivo 119</p><p>Diapositivo 120</p><p>Diapositivo 121</p><p>Diapositivo 122</p><p>Diapositivo 123</p><p>Diapositivo 124</p><p>Diapositivo 125</p><p>Diapositivo 126</p><p>Diapositivo 127</p><p>Diapositivo 128</p><p>Diapositivo 129</p><p>Diapositivo 130</p><p>Diapositivo 131</p><p>Diapositivo 132</p><p>Diapositivo 133</p><p>Diapositivo 134</p><p>Diapositivo 135</p><p>Diapositivo 136</p><p>Diapositivo 137</p><p>Diapositivo 138</p><p>Diapositivo 139</p><p>Diapositivo 140</p><p>Diapositivo 141</p><p>Diapositivo 142</p><p>Diapositivo 143</p><p>Diapositivo 144</p><p>Diapositivo 145</p><p>Diapositivo 146</p><p>Diapositivo 147</p><p>Diapositivo 148</p><p>Diapositivo 149</p><p>Diapositivo 150</p><p>Diapositivo 151</p><p>Diapositivo 152</p><p>Diapositivo 153</p><p>Diapositivo 154</p><p>Diapositivo 155</p><p>Diapositivo 156</p><p>Diapositivo 157</p><p>Diapositivo 158</p><p>Diapositivo 159</p><p>Diapositivo 160</p><p>Diapositivo 161</p><p>Diapositivo 162</p><p>Diapositivo 163</p><p>Diapositivo 164</p><p>Diapositivo 165</p><p>Diapositivo 166</p><p>Diapositivo 167</p><p>Diapositivo 168</p><p>Diapositivo 169</p><p>Diapositivo 170</p><p>Diapositivo 171</p><p>Diapositivo 172</p><p>Diapositivo 173</p><p>Diapositivo 174</p><p>Diapositivo 175</p><p>Diapositivo 176</p><p>Diapositivo 177</p><p>Diapositivo 178</p><p>Diapositivo 179</p><p>Diapositivo 180</p><p>Diapositivo 181</p><p>Diapositivo 182</p><p>Diapositivo 183</p><p>Diapositivo 184</p><p>Diapositivo 185</p><p>Diapositivo 186</p><p>Diapositivo 187</p><p>Diapositivo 188</p><p>Diapositivo 189</p><p>Diapositivo 190</p><p>Diapositivo 191</p><p>Diapositivo 192</p><p>Diapositivo 193</p><p>Diapositivo 194</p><p>Diapositivo 195</p><p>de válvula que permite o</p><p>controle do fluxo de fluido do poço, com segurança, durante a sua vida produtiva. No caso de</p><p>completação seca é instalada sobre a cabeça de produção, denominada Árvore de Natal Seca</p><p>ou Convendional, e em completações molhadas, sobre o alojador de alta pressão, recebendo o</p><p>nome de Árvore de Natal Molhada.</p><p>INDUÇÃO DE SURGÊNCIA</p><p>É o conjunto de operações que visa reduzir a hidrostática do fluido de completação a</p><p>um valor inferior à pressão estática da formação, de um modo que o poço tenha condições de</p><p>surgência.</p><p>Pode ser dividida em quatro grupos: indução através das válvulas de gás-lift, indução</p><p>através de flexitubo, indução pela substituição do fluido da coluna por outro fluido menos</p><p>denso e pistoneio.</p><p>Os dois primeiros métodos trabalham com a gaseificação do fluido do interior da</p><p>coluna como forma de diminuir sua hidrostática. No primeiro, o gás é injetado inicialmente no</p><p>anular do poço, passando para o interior da coluna, de forma controlada, através de</p><p>equipamentos especiais chamados de válvulas de gás-lift. No segundo método o gás é injetado</p><p>por uma tubulação metálica flexível que é descida pelo interior da coluna de produção. O</p><p>terceiro método trabalha com a substituição do fluido de completação por outro fluido mais</p><p>15</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>leve (diesel ou nitrogênio). O quatro método trabalha com a retirada mecânica do fluido de</p><p>completação por um copo especial, que durante a sua descida pelo interior da coluna, com um</p><p>cabo de arame, permite que o fluido passe para a parte superior, e durante sua retirada veda na</p><p>parede interna da coluna, expulsando o fluido da parte superior, funcionando como um pistão.</p><p>16</p><p>TIPOS DE OPERAÇÕES EM POÇOS</p><p>Normalmente, toda operação efetuada em um poço após a sua perfuração e chamada de</p><p>COMPLETAÇÃO. Na verdade, completação é apenas uma das várias operações existentes.</p><p>Estas se dividem basicamente em dois grupos: INVESTIMENTO e MANUTENÇÃO.</p><p>OPERAÇÕES DE INVESTIMENTO</p><p>É o conjunto de operações efetuadas durante a primeira intervenção em uma</p><p>determinada Formação atravessada por um poço, após a conclusão dos trabalhos de</p><p>exploração e perfuração, visando a sua avaliação e posterior produção e/ou injeção de fluídos.</p><p>Podem ser operação de AVALIAÇÃO, COMPLETAÇÃO e RECOMPLETAÇÃO.</p><p>AVALIAÇÃO</p><p>Atividade executada visando definir os parâmetros da formação (permeabilidade,</p><p>dano, etc), verificar a procedência dos fluídos e o índice de produtividade (IP) ou injetividade</p><p>(II) dos poços.</p><p>AS PRINCIPAIS SÃO: TFR, TP, RP ou MP.</p><p>T R F – TESTE DE FORMAÇÃO A POÇO REVESTIDO</p><p>Durante a perfuração de um poço, pode-se (e almeja-se) encontrar indícios de rochas</p><p>portadores de óleo e/ou gás, que necessitam ter o seu potencial devidamente avaliado. O teste</p><p>mais completo (e complexo) é o TRF. As figuras 1 a 5 a seguir ilustram simplificadamente as</p><p>operações que são realizadas em um poço desde o final da perfuração até que este esteja para</p><p>a execução do teste.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>É então descida uma coluna especial no poço composta de diversos equipamentos,</p><p>dentre os quais destacamos os registradores de pressão e temperatura, o packer de operação,</p><p>os amostradores, a válvula para fechamento do poço no fundo, e as válvulas para circulação.</p><p>O poço é colocado em fluxo, pelo interior da coluna, visto que o packer isola o espaço anular</p><p>coluna de teste x revestimento do poço: mede-se então na superfície a Vazão de Líquido</p><p>(QLíquidos), Vazão de Gás (QGás) (determinando-se na RGL - Razão Gás Líquido – ou seja,</p><p>quantos m3 de gás foram produzidos para cada m3 de líquido aferido – note que tal gás</p><p>geralmente encontra-se dissolvido no sei do óleo produzido: a Razão Gás-Óleo – RGO – é</p><p>uma outra referência – significando quantos m3 de gás foram produzidos para cada m3 de óleo</p><p>aferido), BSW (% de água e sedimentos presentes no volume de líquidos produzidos): durante</p><p>o fluxo, os registradores estarão medindo a Pressão de Fluxo (Pwf) e a Temperatura. Note que</p><p>existe uma Pwf para cada valor de QLíquidos medida na superfície, somente havendo sentido</p><p>em referir-se a uma determinada Pwf quando associa-se a esta a sua Vazão correspondente –</p><p>exemplo: caso um poço esteja produzindo com uma determinada Vazão, com um “choke” na</p><p>superfície de 1/2", ao restringir-se esta abertura do “choke” para 1/4" a vazão deverá</p><p>DIMINUIR, e a pressão de fluxo lida no registrador no fundo irá AUMENTAR. Se, ao</p><p>contrário, abrir o "choke” de 1/2" para 3/4", a vazão deverá AUMENTAR, e a pressão de</p><p>fluxo lida no registrador no fundo irá DIMINUIR – tal fato é explicado pelo fato de, quando</p><p>menor a abertura do “choke”, maior a perda de carga observada, o que irá refletir-se também</p><p>no fundo do poço.</p><p>Durante o fluxo, os amostradores de fundo, que descem abertos, são fechados,</p><p>trapeando amostras dos fluídos produz dos pela Formação. Aciona-se então a válvula para</p><p>fechamento no fundo, iniciando então o período de Estática. Nesse período os registradores</p><p>estarão medindo um crescimento de pressão: caso o poço fosse mantido um longo período</p><p>fechado, esta Pressão tenderia à Pressão Estática do Reservatório (Pest). Mas, mesmo que a</p><p>Pest não seja atingida no período em que o poço foi mantido fechado, é possível extrapolar os</p><p>valores lidos e determinar a Pest. Ao final do TRF, as válvulas para circulação são abertas,</p><p>permitindo o deslocamento do óleo + gás da coluna por fluído de completação, amortecendo</p><p>então o poço, permitindo a posterior retirada da coluna de teste com segurança.</p><p>O IP – Índice de Produtividade – é o parâmetro que indica de forma simples e direta o</p><p>potencial de um determinado poço.</p><p>17</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>IP = QLÍQUIDO / Pest-Pwf</p><p>O IP representa a vazão de líquidos que podem ser reduzidas para uma determinada</p><p>queda de pressão em frente aos canhoneados. As unidades adotadas na PETROBRAS são:</p><p>para QLíquidos, m3/d e para Pressão, kgf/cm2. Exemplo: se um determinado poço tem um IP =</p><p>10(m3/d) / (kgf/cm2), significa que ele é capaz de produzir 10 m3/d para cada queda de 1</p><p>kgf/cm2 de pressão em frente aos canhoneados. Se (Pest – Pwf) = 20 kgf/cm2, este poço</p><p>produzirá 10 * 20 = 2000 m3/d.</p><p>Similarmente, o II – Índice de Injetividade – representa a vazão de fluídos que podem</p><p>ser injetados para um determinada diferencial de pressão (Pwf – Pest) em frente aos</p><p>canhoneados.</p><p>TP – TESTE DE PRODUÇÃO</p><p>É semelhante ao TRF, porém o fechamento do poço ocorre na superfície, não existindo</p><p>a necessidade de uma coluna especial para o teste. Os registradores são descidos e</p><p>posicionados no fundo do poço com arame.</p><p>Como fluxo em um poço de petróleo é multifásico (líquido + gás), o fato de fechar-se</p><p>o poço na superfície faz com que a pressão lida nos registradores de fundo seja influenciada</p><p>pela compressibilidade do gás que é liberado do seio do óleo, que posiciona-se na parte</p><p>superior da coluna por segregação gravitacional, gerando o efeito conhecido como</p><p>ESTOCAGEM.</p><p>Existe um tempo maior de fechamento do poço e técnicas especiais para a</p><p>interpretação das cartas de fundo.</p><p>RP – REGISTRO DE PRESSÃO</p><p>É feito somente o registro da pressão de fundo, sem, contudo, colocar o poço em</p><p>fluxo.</p><p>18</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>MP – MEDIÇÃO DE PRODUÇÃO</p><p>É feita somente a medição da vazão (e seus parâmetros, tais como BSW, RGO, etc.),</p><p>sem, contudo, haver registro de pressão.</p><p>19</p><p>COMPLETAÇÃO</p><p>Entende-se por completação um conjunto de operações, realizadas após o término</p><p>dos trabalhos de perfuração, visando colocar o poço em produção.</p><p>São as seguintes, as operações em referência executadas segundo critérios técnicos,</p><p>econômicos e de segurança: instalação dos equipamentos de segurança para controle do poço;</p><p>condicionamento do revestimento de produção e do fluido nele contido; verificação da</p><p>qualidade da cimentação primária realizada pela perfuração, quando da instalação do</p><p>revestimento de produção. Canhoneio - (perfurações) na zona de interesse, para que se</p><p>comunique</p><p>reservatório com o interior do revestimento de produção, permitindo o fluxo de</p><p>fluidos; instalação de equipamentos no interior do poço, para garantir a produção de forma</p><p>segura e eficiente; instalação dos equipamentos de superfície; e indução de surgência, onde a</p><p>hidrostática do poço é reduzida a valores inferiores a pressão estática da formação .para que o</p><p>poço entre em fluxo.</p><p>Para que a completação possa ser realizada de forma otimizada, é de fundamental</p><p>importância um excelente inter-relacionamento com as áreas de geologia, reservatório e</p><p>elevação artificial de petróleo.</p><p>Uma característica das reservas petrolíferas é que as mesmas ficam localizadas,</p><p>indistamente, tanto em áreas terrestres como em áreas marítimas. Disto resulta importantes</p><p>diferenças na maneira como um poço é completado, principalmente no que se refere a cabeça</p><p>do poço, onde se localiza um importante conjunto de válvulas que tem por função o controle</p><p>do poço, denominado árvore de natal. A árvore de natal ficando submersa (Árvore de Natal</p><p>Molhada) caracteriza-se a completação molhada, caso contrário (Árvore de Natal</p><p>Convencional) caracteriza-se a completação seca ou convencional.</p><p>Em terra, a cabeça do poço fica no máximo a uns poucos metros do solo. Portanto,</p><p>não há perigo de que forças ambientais venham a dobrar ou fazer vibrar a parte do poço que</p><p>emerge do solo. Nestes poços as operações de completação são executadas por equipamentos</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>similares aos da perfuração, porém de menor capacidade, denominados de Sondas de</p><p>Produção Terrestre (SPT). Estas sondas são, geralmente, veículos auto-transportáveis dotados</p><p>basicamente de motor, guincho e mastro telescópico.</p><p>Grande parte da literatura de Engenharia de Petróleo ensina que uma boa</p><p>completação é aquela onde são observados os seguintes aspectos: de segurança, técnico,</p><p>operacional e econômico.</p><p>Sob o aspecto de segurança, um poço necessita pelo menos de duas barreiras de</p><p>segurança durante a sua vida (perfuração completação e produção).</p><p>Defini-se barreira de segurança como um sistema independente, dotado de uma certa</p><p>confiabilidade, formado por um conjunto solidário de elementos, capaz de manter sob</p><p>controle o fluxo de um poço de petróleo. A segurança de um poço de petróleo é a condição</p><p>proporcionada pelo conjunto de barreiras de segurança presentes no poço. As duas barreiras</p><p>de segurança devem ser independentes, isto é, a falha de qualquer componente pertencente a</p><p>uma barreira não pode comprometer a outra, salvaguardando o poço contra o descontrole. A</p><p>obrigatoriedade, por norma da Petrobrás, de duas barreiras para o controle do poço, faz com</p><p>que, a qualquer falha observada em um componente de uma barreira, se intervenha no poço</p><p>para o seu reparo ou substituição.</p><p>Quanto aos aspectos técnico e operacional, deve-se buscar uma completação de</p><p>forma a maximizar a vazão de produção (ou injeção) sem danificar o reservatório, tornar a</p><p>completação a mais permanente possível, de forma que idealmente poucas ou nenhuma</p><p>intervenção seja necessária até o fim da vida produtiva do poço.</p><p>Deve ainda minimizar o tempo necessário para executar os trabalhos de intervenção</p><p>a mais simples possível.</p><p>Para que se tenha uma completação bastante econômica, devem ser considerados os</p><p>seguintes aspectos: técnico, operacional e de padronização. Os aspectos técnico e profissional</p><p>trazem benefícios econômicos pois maximizam a produção de óleo e minimizam o tempo e a</p><p>freqüência das intervenções, minimizando conseqüentemente o custo com sonda, que é um</p><p>dos custos mais elevados numa intervenção. A padronização dos equipamentos utilizados nos</p><p>poços reduz os custos com estoques.</p><p>Após a completação inicial do poço, se faz necessário uma série de operações,</p><p>denominadas de manutenção da produção visando corrigir problemas nos poços, fazendo</p><p>voltar a vazão ao nível normal ou operacional, as quais estão tratadas na parte final deste</p><p>capítulo.</p><p>20</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>RECOMPLETAÇÃO</p><p>Esta operação é executada em poços que podem produzir em mais de uma formação</p><p>geológica.</p><p>A recompletação é um conjunto de atividades executadas visando colocar uma nova</p><p>zona de interesse em produção ou injeção.</p><p>Ao atingir um nível mínimo de produção diária, a zona produtora é abandonada, e</p><p>existindo outra zona de interesse no mesmo poço, a mesma é colocada em produção.</p><p>O nível mínimo de produção diária é função de uma série de fatores, tais como: custo</p><p>do barril de petróleo no mercado mundial, custo operacional para extrair o petróleo, razão</p><p>água/óleo (RAO), razão gás/óleo (RGO), entre outros.</p><p>O abandono geralmente se dá através de um tampão mecânico ou através de uma</p><p>compressão de cimento nos canhoneados. Na seqüência se recondiciona o poço para o</p><p>canhoneio da nova zona produtora.</p><p>OPERAÇÕES DE MANUTENÇÃO</p><p>Entende-se por manutenção da produção o conjunto de operações realizadas no poço</p><p>após a sua completação inicial, visando corrigir problemas de forma que a vazão retorne ao</p><p>nível normal ou operacional.</p><p>PODEM SER CLASSIFICADAS EM: recompletação, restauração, mudança de método</p><p>de elevação, estimulação, avaliação, limpeza e abandono.</p><p>AS PRINCIPAIS CAUSAS GERADORAS DE INTERVENÇÕES SÃO:</p><p>- Baixa produtividade</p><p>- Produção excessiva de gás</p><p>- Produção excessiva de água</p><p>- Produção de areia</p><p>- Falhas mecânicas na coluna de produção ou revestimento.</p><p>21</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>AS OPERAÇÕES DE MANUTENÇÃO PODEM SER:</p><p>AVALIAÇÃO</p><p>Operacionalmente, é idêntica à avaliação de investimento. A diferença é que naquele</p><p>caso, o poço avaliado era recém perfurado e nem necessariamente foi completado. Visto que a</p><p>própria operação de avaliação é que definiria se este era produtivo ou não. Na manutenção,</p><p>o poço já é produtor (ou injetor) e a operação de avaliação é realizada para monitoramento do</p><p>poço ou reservatório. Também pode ser TFR, TP, RP ou MP.</p><p>Para a obtenção dos parâmetros da formação e o índice de produtividade ou</p><p>injetividade são realizados teste de produção (TP), teste de formação a poço revestido (TFR),</p><p>registro de pressão estática e dinâmica, etc.</p><p>Para verificação da natureza e procedência dos fluidos são corridos perfis de</p><p>produção a poço revestido e analisados os fluidos produzidos nos testes (TP e TFR).</p><p>RESTAURAÇÃO</p><p>É a intervenção com o objetivo de fazer algum tipo de operação no reservatório, tal como</p><p>ampliação de canhoneados ou recanhoneio, isolamento de algum intervalo, injeção de anti</p><p>incrustante, etc...ou seja, há uma alteração nas condições mecânicas do poço.</p><p>A restauração é um conjunto de atividades que visam restabelecer as condições</p><p>normais de fluxo do reservatório para o poço (retirada de dano de formação ), eliminar ou</p><p>corrigir falhas mecânicas no revestimento ou na cimentação, reduzir a produção excessiva de</p><p>gás (alta RGO) ou água (alta RAO).</p><p>ELEVADA PRODUÇÃO DE ÁGUA</p><p>A produção de óleo, com alta RAO (grande volume de água produzida), não é</p><p>interessante, visto que há um custo associado a produção, separação e descarte da água. Se a</p><p>zona produtora é espessa, pode se tamponar os canhoneados com cimento ou tampão</p><p>mecânico, e recanhonear apenas na parte superior, resolvendo o problema temporariamente.</p><p>Uma elevada RAO pode ser conseqüência de:</p><p>22</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>•Elevação do contato óleo/água devido ao mecanismo de reservatório (influxo de água) ou à</p><p>injeção de água, isto pode ser agravado pela ocorrência de “cones” o “fingering”;</p><p>• Falhas na cimentação ou furos no revestimento;</p><p>• Fraturamento ou acidificação atingindo a zona de água.</p><p>O aparecimento de água é normal em um reservatório com influxo de água ou sob</p><p>injeção da mesma. Algum dia tem-se que produzir água para recuperar petróleo. Quando há</p><p>permeabilidade estratificada (variação de permeabilidade vertical ao longo da zona) este</p><p>problema se torna mais complexos, devido ao avanço da diferencial da água, conhecido como</p><p>“fingering”.</p><p>Tanto o cone de água quanto o fingering,</p><p>são fenômenos altamente agravados pela</p><p>produção com elevada vazão.</p><p>Quando a elevada RAO não é devida a esses dois fenômenos, pode-se suspeitar ou</p><p>de dana no revestimento ou de fraturas mal dirigidas.</p><p>Um dano no revestimento pode ser solucionado por uma compressão de cimento ou</p><p>por isolamento com obturadores e/ou tampões mecânicos. Já uma fratura mal dirigida é um</p><p>problema de difícil solução.</p><p>ELEVADA PRODUÇÃO DE GÁS</p><p>Uma razão gás/óleo muito elevada pode ter como causa o próprio gás dissolvido no</p><p>óleo, o gás de uma capa de gás ou aquele proveniente de uma outra zona ou reservatório</p><p>adjacente. Esse último caso é produto de um falha no revestimento, de uma estimulação mal</p><p>concretizada ou falha na cimentação.</p><p>A produção excessiva de gás pode ser contornada temporariamente, recanhoneando-</p><p>se o poço apenas na parte inferior da zona de interesse.</p><p>Um cone de gás é mais facilmente controlado pela redução da vazão do que o cone</p><p>de água. Isto se deve a maior diferença de densidade entre o óleo e o gás do que entre o óleo e</p><p>a água. O fechamento do poço temporariamente é uma técnica recomendada para a retração</p><p>do cone de gás ou água.</p><p>23</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>FALHA MECÂNICA</p><p>Detectando-se um aumento da razão óleo/água e se suspeitar de um provável</p><p>vazamento no revestimento a água produzida deve ser analisada e comparada com a água da</p><p>formação, confirmando ou não a hipótese de furo no revestimento.</p><p>Entre as falhas mecânicas pode-se citar: defeitos na cimentação, vazamento no</p><p>revestimento, vazamento em colar de estágio, etc.</p><p>A localização do vazamento pode ser feita com perfis de fluxo, perfis de temperatura</p><p>ou teste seletivos de pressão usando obturador ou tampão recuperável.</p><p>VAZÃO RESTRINGIDA</p><p>Um poço que esteja produzindo com uma vazão menor do que a esperada necessita</p><p>de restauração. Esta restrição na vazão pode ser causada por dano de formação,</p><p>tamponamentos dos canhoneados e/ou na coluna, emulsões.</p><p>Uma produtividade limitada, muito freqüente, é causada pela redução da</p><p>permeabilidade em torno do poço. Este fenômeno denomina-se dano de formação. Para</p><p>resolver este problema, são usados o recanhoneio, a acidificação de matriz e o fraturamento</p><p>de pequena extensão.</p><p>A acidificação de matriz é a injeção de um ácido na formação com pressão inferior a</p><p>pressão de quebra da formação, visando retirar algum dano de formação. Logo após uma</p><p>acidificação o ácido deve ser removido da formação, o que evita a precipitação de produtos</p><p>danosos à mesma, oriundos das reações químicas.</p><p>No caso de emulsões, a melhor solução é um tratamento com sulfactantes (redutores</p><p>de tensão superficial).</p><p>ESTIMULAÇÃO</p><p>A estimulação é um conjunto de atividades que objetiva aumentar o índice de</p><p>produtividade ou injetividade de um poço em um reservatório.</p><p>O método mais usado é o fraturamento hidráulico que pode ser definido como um</p><p>processo no qual um elevado diferencial de pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é</p><p>aplicado contra a rocha reservatório, até a sua ruptura. A fratura, que é iniciada no poço, se</p><p>24</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>propaga através da formação pelo bombeio de um certo volume de fluido, acima da pressão</p><p>de fraturamento.</p><p>Para se evitar que a fratura induzida feche ao cessar o diferencial de pressão</p><p>aplicado, é bombeado um agente de sustentação (normalmente areia selecionada), junto com o</p><p>fluido de fraturamento. Assim se cria um caminho preferencial de levada condutividade, o</p><p>qual facilitará o fluxo de fluidos do reservatório para o interior do poço, ou vice versa.</p><p>Além de incrementar o índice de produtividade dos poços, o fraturamento pode</p><p>contribuir para o aumento da recuperação final das jazidas, no caso de formações bastante</p><p>fechadas (baixa permeabilidade). Em reservatórios de alta permeabilidade, o fraturamento</p><p>pode aumentar a vazão dos poços, contribuindo assim para melhorar o fluxo de caixa do</p><p>investimento, tendo no entanto, muito pouca influência no fator de recuperação.</p><p>É a operação cujo objetivo é aumentar a produtividade (ou injetividade) de um</p><p>poço, através de tratamentos químicos, tais como:</p><p>25</p><p>-</p><p>-</p><p>- injeção de um ácido ou solvente orgânico para aumentar a transmissibilidade da</p><p>formação.</p><p>tratamentos mecânicos, como fraturamento da rocha para aumentar a sua</p><p>permeabilidade localizada.</p><p>em última análise, não deixar de ser uma restauração.</p><p>MUDANÇA DE MÉTODO DE ELEVAÇÃO</p><p>Intervenção que tem como objetivo a substituição de um método de elevação por outro</p><p>poço (de poço surgente para equipado com BSW, por exemplo). É um caso particular de</p><p>limpeza.</p><p>Quando a vazão está sendo restringida devido a um sistema de elevação artificial</p><p>inadequado ou com defeito, basta substituí-lo. Normalmente os poços são surgente durante o</p><p>período inicial de sua vida produtiva, passando a requerer um sistema de elevação artificial</p><p>após algum tempo de produção.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>LIMPEZA</p><p>A limpeza é um conjunto de atividades executadas no interior do revestimento de</p><p>produção visando substituir ou remover os equipamentos de subsuperficie, objetivando um</p><p>maior rendimento técnico e econômico.</p><p>Como exemplo de problemas geradores de intervenções para limpeza, podem ser</p><p>citados: furo em coluna de produção, vazamento no obturador, reposicionamento de</p><p>componentes da coluna de produção, vazamentos em equipamentos de superfície, entre</p><p>outros.</p><p>ABANDONO DE POÇO - PODE SER:</p><p>- DEFINITIVO - quando o poço não será mais utilizado</p><p>- PROVISÓRIO - quando há a previsão ou a possibilidade de retorno ao poço no</p><p>futuro.</p><p>26</p><p>OPERAÇÕES ESPECIAIS EM POÇOS</p><p>Chamamos de operações especiais o canhoneio, a perfilagem de produção, o squeeze,</p><p>o teste de formação em poço revestido, o faturamento hidráulico, e a acidificação.</p><p>São operações solicitadas nas programações de completação, avaliação, restauração,</p><p>recompletação e estimulação de poços e envolvem equipamentos especiais, normalmente</p><p>contratados, além de exigir técnicas altamente especializadas para realização e fiscalização</p><p>das mesmas.</p><p>Vamos tentar dar uma visão de geral da finalidade de cada uma delas e da participação</p><p>das equipes de SPT / Sonda nas mesmas.</p><p>CANHONEIO:</p><p>A função do canhoneio é perfurar o revestimento, o cimento que há entre o revestimento</p><p>e a formação e ainda by-passar a zona de invasão de filtrado que ocorre durante a perfuração,</p><p>que é danificada. Feito isso, ainda tem que penetrar algumas polegadas na rocha produtora.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>A idéia mais comum é que o canhoneio é feito pelo disparo de projeteis contra o</p><p>revestimento. Isto não ocorre. Na verdade, o canhão é formado por cargas moldadas que, ao</p><p>serem detonadas, não explode pura e simplesmente mas, devido à geométrica de sua</p><p>construção, concentram toda a sua potência em uma única direção, acarretando um jato de</p><p>espantosa velocidade e pressão.</p><p>OS PRINCIPAIS TIPOS DE CANHONEIO SÃO:</p><p>CONVENCIONAL</p><p>São montados dentro de recipientes que as isolam do fluido do poço, à pressão</p><p>atmosférica. Desta forma, não são afetadas por elementos químicos dentro do poço. Além</p><p>disto, por terem estes recipientes grandes diâmetro, consegue-se um arranjo mais favorável,</p><p>com as cargas mais próximas da parede do revestimento, disparando em todas as direções e</p><p>com maior densidade, isto é, um maior número de jatos por comprimento de revestimento.</p><p>THROUGH-TUBING</p><p>É um canhão montado para descer por dentro da coluna de produção, inclusive, em</p><p>alguns casos, sendo disparado de dentro desta.</p><p>27</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>A principal vantagem é que não é necessário desequipar o poço para efetuar uma</p><p>ampliação de canhoneio, além de se poder canhonear em "underbalance"(com o poço em</p><p>produção, por exemplo). Isto permite uma limpeza instantânea dos orifícios, pela produção</p><p>imediata do poço, antes que o ferro fundido do revestimento e a rocha vitrificada fiquem</p><p>aderidas aos orifícios, dificultando a produção do poço.</p><p>Como desvantagem, normalmente,</p><p>consegue-se baixas densidades de tiro ( o que pode</p><p>ser contornado canhoneado-se mais de uma vez no mesmo intervalo) e os tiros saem todos no</p><p>mesmo sentido. Eventualmente, também, as cargas que se consegue descer pela coluna são</p><p>muito pequenas, de baixa potência.</p><p>TCP</p><p>O sistema TCP ("tubing conveyed perfurating") é descido na extremidade de uma</p><p>coluna de tubos, sem limitação do comprimento dos canhões, que são de grande diâmetro e</p><p>possuem alta densidade de disparos. Pode ser descido tanto por uma coluna de trabalho, com</p><p>um packer de operação mecânico, quanto já na coluna de produção definitiva.</p><p>Uma vez que podem ser disparados sob diferencial negativo de pressão</p><p>("underbalance"), combinam a vantagem dos disparos pela coluna ("throughtubing"), isto é,</p><p>limpeza imediata dos orifícios recém abertos, acrescido a alta densidade e fase de tiros. A</p><p>desvantagem é que são extremamente caros.</p><p>São operações efetuadas pelas companhias contratadas “ Schlumberger “ e ” HLS “</p><p>com a fiscalização de um Engenheiro de produção ligado à completação.</p><p>O canhoneio pode ser realizado com três finalidades distintas:</p><p>- Produção;</p><p>- correção da cimentação primária;</p><p>- produção com fraturamento por entrada limitada.</p><p>A operação normalmente é realizada através do revestimento porém poderá ser</p><p>realizada através do tubo de produção, especialmente quando de espera alta pressão, ou para</p><p>se prover de uma melhor condição de segurança operacional.</p><p>28</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>O controle de profundidade do canhoneio é obtido à partir da correlação de</p><p>profundidade de uma curva de um perfil de poço aberto ( ex.: elétrico indução) com uma</p><p>curva de Raios Gama (G.R.) de um perfil radioativo corrido com o poço já revestido. O G.R.</p><p>é corrido juntamente com o C.C.L. (Casing Colar Locator) ou localizador de luvas do</p><p>revestimento. Juntamente com o canhão é descido no poço um C.C.L. que localiza as luvas do</p><p>revestimento e correlaciona (amarra) a profundidade com as luvas do G.R. – C.C.L., ficando</p><p>desta forma a profundidade amarrada aos intervalos que foram selecionados tendo como base</p><p>o perfil de poço aberto.</p><p>Quando o poço é novo (completação) e não se dispõe do perfil G.R. – C.C.L., a</p><p>programação solicita a corrida do G.R. – C.C.L. em conjunto com o perfil CBL-VDL (avalia</p><p>a qualidade da cimentação primária) e posteriormente é efetuado o canhoneio para correção</p><p>de cimentação ou para produção, a depender do resultado do C.B.L.-V.D.L.</p><p>Em poços já completados e que já dispõem do GR-CCL, a operação é mais rápida e</p><p>pode ser concluída com apenas uma descida.</p><p>Para o canhoneio são necessários um caminhão com o painel de instruções, operação</p><p>e controle (os mais modernos são dotados de computador), cabo elétrico, porta-cabo, CCL e</p><p>canhão. São utilizados ainda, roldanas, stuffing-box, BOP à cabo, correntes, cabo para o</p><p>aterramento, adaptador para o flange disponível na cabeça do poço ou mastro para canhoneio</p><p>através da coluna. O uso do BOP de cabo da companhia fica à critério do Eng.º Fiscal da</p><p>Produção, de acordo com o risco inerente à operação.</p><p>PRINCÍPIO BÁSICO DO CANHONEIO</p><p>Uma pequena corrente elétrica sai do painel de controle do caminhão, segue pelo</p><p>cabo elétrico, aciona uma espoleta que queima um cordão detonante até acionar a carga</p><p>ou jato, deflagrando o mesmo.</p><p>No canhoneio convencional (através do revestimento) são utilizados canhões</p><p>recuperáveis de 4” OD. com comprimento de 2, 3 ou 5m. Os jatos são montados no canhão e</p><p>interligados pelo cordão detonante. Podem ser descidos 1, 2 ou mais canhões</p><p>simultaneamente para efetuar o canhoneio denominado de seletivo, ou seja, canhonear vários</p><p>intervalos (um de cada vez) numa mesma descida.</p><p>Os canhões não recuperáveis são utilizados nas operações pelo interior da coluna, as</p><p>cargas são posicionadas em cordoalhas que se desintegram durante o disparo.</p><p>29</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>A carga é um explosivo de alta resolução, é montado (construído) em forma de cone</p><p>e tem o mesmo princípio da bazuca. Tem uma velocidade de 30.000 pés/s e causa um impacto</p><p>de 4.000.000 lb./pol². O Hyper Jet II” abre um diâmetro de aproximadamente 0,46” e tem uma</p><p>penetração de aproximadamente 16”. Já o "Unijet" ( através coluna) abre um diâmetro de</p><p>aproximadamente 0,34" e tem uma penetração de 5,11". A densidade de tiro mais utilizada é</p><p>de 4 tiros/pé = 13 tiros/m. Em casos especiais é utilizada densidade de 2 tiros/pé (ex.:</p><p>canhoneio para correção de cimentação ou canhoneio para "frac" de entrada limitada).</p><p>O cabo elétrico é de 9/16" de diâmetro e tem resistência normal à tração de 15.000 lb.</p><p>Possui ainda um ponto fraco que rompe com 4.500 lb.</p><p>Participação da equipe na operação:</p><p>Cabe à equipe:</p><p>- Condicionar o poço para a operação ou seja, descer raspador e circular os</p><p>detritos porventura existentes no fundo do poço;</p><p>- Dar a previsão de que hora o poço estará disponível para a operação, para permitir</p><p>a solicitação e confirmação da companhia previamente determinada;</p><p>- Manter o poço cheio com fluido de amortecimento ( com Over Balance</p><p>adequado) limpo, antes, durante e após a operação;</p><p>- Instalar e desinstalar as roldanas conforme orientação de preposto da companhia;</p><p>- Confimar ao Eng.º Fiscal da produção a previsão de poço pronto;</p><p>- Fornecer ao técnico da companhia ou ao Eng.º Fiscal, todos os dados técnicos</p><p>e condições mecânica do poço;</p><p>- Ficar em contato com o Eng.º Fiscal durante a operação para eventuais necessidades.</p><p>Cuidados Gerais para o Canhoneio:</p><p>- Desligar todos os rádios da área inclusive os de veículos durante a operação (</p><p>risco de detonação na superfície);</p><p>- Não se aproximar dos canhões durante a montagem dos mesmos ( risco de</p><p>detonação se houver erro na seqüência);</p><p>30</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>- A Companhia deverá retirar o canhão do poço após disparo, com</p><p>velocidade moderada para não pistonear ( agitar) o poço;</p><p>- No caso do poço entrar em kick após ou durante o canhoneio, combinar com o</p><p>Eng.º Fiscal a providência a ser tomada, como fechar o BOP de cabo, retirar o</p><p>cabo, retirar cabo e canhão ou fechar gaveta cega do BOP da sonda.</p><p>Após a conclusão da operação o Eng. Fiscal anotará no B.D.O. (Boletim Diário</p><p>de Operação) da SPT/SC os dados básicos da operação. Será também por ele</p><p>preparado um relatório de operação que será encaminhado para a paste do poço e</p><p>servirá também, para confirmar a fatura da companhia.</p><p>PERFILAGEM DE PRODUÇÃO</p><p>A perfilagem de produção é feita através de perfis corridos após a descida do</p><p>revestimento de produção e completação inicial do poço, visando determinar a efetividade de</p><p>uma completação ou as condições de produtividade (ou injetividade) de um poço.</p><p>Chamamos de perfilagem as operações de corrida de perfis em poços revestidos</p><p>efetuados pelas companhias contratadas "Schlumberger" e HLS".</p><p>Vamos fazer uma descrição sucinta dos tipos de perfis mais utilizados nos trabalhos do</p><p>Ativo e suas principais facilidades.</p><p>P.L.T. (Production logging tool): Este pode fornecer os seguintes perfis: continuous</p><p>flowmeter, gradiomanômetro, densidade, hidrolog e temperatura.</p><p>Com as seguintes finalidades:</p><p>-O Perfil Continuous flowmeter – define a contribuição de cada intervalo aberto do poço na</p><p>vazão total de produção (ou de injeção).</p><p>-O Perfil Gradiomanômetro – registra continuamente a densidade da mistura de fluido</p><p>dentro do poço em função da profundidade, através da medição de pressão em dois pontos</p><p>distintos, afastados de dois pés. Sua resolução é de cerca de 0,01 g/cm³.</p><p>31</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Caso o poço esteja produzindo somente dois fluidos (óleo e água, óleo e gás, ou gás e</p><p>água), é possível determinar a contribuição e percentagem de cada fluido em cada intervalo</p><p>aberto para produção, correndo-se simultaneamente o perfil flowmeter e o perfil</p><p>gradiomanômetro.</p><p>-O Perfil de Densidade (fluid density meter) – Apresenta a densidade do fluido que passa</p><p>por dentro da própria ferramenta (amostra de 4” por ½” de diâmetro) através</p><p>de um sistema</p><p>radiotivo semelhante ao dos perfis que medem a densidade da formação a poço aberto. A</p><p>resolução é melhor que 0,02 g/cm³.</p><p>-O Perfil Hidrolog – Indica a percentagem de água presente na mistura. O perfil é calibrado</p><p>para fluxos bifásicos, fornecendo imediatamente os valores da percentagem de água.</p><p>-O Perfil de Temperatura – É utilizado para registrar a temperatura do fluido do poço. O</p><p>estudo de anomalias de temperatura pode fornecer diversas indicações, tais como, intervalos</p><p>produzindo ou recebendo fluidos, localização de vazamentos, topo do cimento, altura de</p><p>fraturas, etc.</p><p>T.D.T. (Thermal decay time log): O TDT é utilizado para traçar um perfil qualitativo das</p><p>saturações dos fluidos existentes no reservatório. Um outras palavras, determina os contatos</p><p>gás-óleo e óleo-água.</p><p>G.R.-C.C.L. (Raios Gama- localizador de luvas do revestimento) : como já comentamos</p><p>anteriormente é o perfil utilizado para amarrar ou correlacionar as profundidades de poço</p><p>aberto com as profundidades do poço revestido, permitindo efetuar os canhoneios na real</p><p>profundidade desejada. Pode vir a ser útil também, para ajudar a constatar canalização</p><p>(passagem de água) de um intervalo para outro por trás do revestimento de produção.</p><p>C.B.L.-V.D.L ( Cement Bond Log-Variable Density Log): é um perfil específico para</p><p>avaliar a qualidade da cimentação primária. Através da interpretação deste perfil se verificará</p><p>se os intervalos que se pretende produzir num determinado poço estão bem isolados que</p><p>contenham fluídos indesejados (ex.: água, gás).</p><p>32</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>É um perfil sonoro ou seja, emite um sinal acústico e capta a resposta deste sinal, sua</p><p>sonda possui um transmissor e dois receptores. O princípio básico do perfil é a medição da</p><p>atenuação da amplitude da onda sonora emitida ou seja, se o cimento está bem aderido a</p><p>parede do revestimento e a parede da formação, o sinal voltará bastante atenuado. Se não</p><p>houver boa aderência o sinal será captado com grande amplitude indicando má cimentação.</p><p>Baseia-se também, no tempo de trânsito da onda sonora. Pode detectar topo real do cimento,</p><p>revestimento livre, canalização e micro anel ou microânulos. Normalmente se corre o mesmo</p><p>sob pressão de 1.000 psi e outra seção sem pressão para facilitar a identificação do</p><p>microânulos ou de canalização.</p><p>C.E.T. (Cement Evaluation Tool): é outro perfil de avaliação da qualidade da cimentação.</p><p>Mais moderno, avançado e caro que o anterior.</p><p>A ferramenta (sonda) permite para o exame circunferencial (radial) do revestimento em</p><p>cada profundidade. Mede a impedância acústica detrás do revestimento, mede a resistência do</p><p>cimento a compressão, mostra mais facilmente as canalizações. Apresenta ainda o diâmetro</p><p>interno do revestimento (caliper eletrônico), pode constatar ou localizar deformações</p><p>(ovalização), desgaste ou corrosão do revestimento. Pode mostrar ainda um tubo de peso</p><p>diferente descido erroneamente no poço.</p><p>A ferramenta é um dispositivo ultra-sônico de alta freqüência, possui 8 transdutores</p><p>(atuam como transmissor e receptor). Outra vantagem em relação ao CBL-VDL é que a</p><p>ferramenta não é afetada por microânulos.</p><p>Microânulos é um espaço pequeno de água entre o revestimento (parede externa) e o</p><p>cimento, que se produz quando a pressão dentro do revestimento é liberada após a pega do</p><p>cimento. Tem espessura estimada de 0,1 mm.</p><p>PERFIL NEUTRÃO (Neutron Through - Tubing):este perfil pode ser utilizado</p><p>periodicamente para tentar detectar depleção do reservatório com conseqüente entrada de gás</p><p>no intervalo completado, visando acompanhar a expansão da capa de gás do mesmo.</p><p>PERFIL MEDIDOR DE FLUXO (Contínuos Flowmeter): este perfil pode ser usado para</p><p>medir um fluxo contínuo no interior do poço X profundidade através de um rotor de</p><p>palhetas.</p><p>33</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>PERFIL DENSIDADE OU F.D.L. (Fluid Density Log): este perfil mede a densidade do</p><p>fluído que passa pelo interior da ferramenta através de um sistema radioativo semelhante aos</p><p>dos perfis que medem a densidade da formação.</p><p>Alguns destes perfis são corridos através da coluna de produção ou injeção, não</p><p>necessitando essencialmente da presença de uma sonda no poço.</p><p>PERFIL ULTRA-SÔNICO (CEL OU PEL)</p><p>A figura abaixo apresenta um desenho esquemático de uma ferremnta utilizada para a</p><p>obtenção do perfil CEL (cement evaluation log). Diferentemente do CBL, que registra um</p><p>valor médio dos 360° de poço a sua volta, o perfil CEL proporciona boa resolução circular,</p><p>uma vez que oito transdutores são dispostos de forma helicoidal em diferentes azimutes, de tal</p><p>forma que cada um avalie 45° da circunferência. Na figura são também mostrados o mapa da</p><p>cimentação por trás do revestimento, onde as zonas escuras indicam boa cimentação,</p><p>enquanto as zonas em branco indicam má cimentação, e duas curvas auxiliares</p><p>representativas da resistência compressiva máxima (CSMX) e mínima (CSMN) do cimento</p><p>atrás do revestimento.</p><p>O PERFIL ULTRA-SÔNICO – USIT (UltraSonic Imager Tool)</p><p>As ferramentas USIT são as mais recentes desenvolvidas pelas companhias de</p><p>perfilagem para avaliar a qualidade da cimentação. Apresentam um único transdutor, que gira</p><p>a 7,5 rps, cobrindo todo o perímetro do revestimento, e emite 18 pulsos ultra-sônico por</p><p>34</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>revolução. O princípio de funcionamento é similar ao das ferramentas de CEL descritas</p><p>anteriormente.</p><p>CIMENTAÇÃO - CORREÇÃO DA CIMENTAÇÃO PRIMÁRIA</p><p>A cimentação primária, isto é, a cimentação entre o revestimento e a formação, é feita</p><p>durante a perfuração, logo após a descida do revestimento. Em completação e manutenção de</p><p>poços, as operações de cimentação ocorrem normalmente quando se deseja abandonar um</p><p>intervalo ou quando se deseja corrigir a cimentação primária.</p><p>COMPRESSÃO DE CIMENTO (Squeeze):</p><p>É o processo de comprimir a pasta de cimento, colocada no anular revestimento-poço</p><p>em frente aos furos que se deseja isolar. Pode ser a baixa pressão, quando a pasta é</p><p>desidratada no fundo a uma pressão inferior a pressão de fratura da formação, ou a alta</p><p>pressão, quando a desidratação da pasta é a uma pressão maior que a de fratura. Tanto um</p><p>quanto o outro método podem ser aplicados por tampão balanceado ou injeção direta. Em</p><p>todos estes casos, o procedimento usado é o da hesitação, que consiste em aplicação</p><p>intermitente e crescente de pressão, separados por intervalos pré determinados de tempo, para</p><p>permitir a desidratação da pasta.</p><p>Como também, a operação que venda ou isola furos de canhoneados do poço que</p><p>estejam produzindo fluídos indejados, utilizando uma pasta de cimento.</p><p>A maior parte das operações atende a esta finalidade porém, ocorrem outras aplicações:</p><p>- correção da cimentação primária;</p><p>- recimentação (com uso de C.R );</p><p>- correção de furo ou vazamento no revestimento;</p><p>- abandono definitivo de intervalos ( Block Squeeze );</p><p>- abandono temporário ou definitivo do poço.</p><p>35</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Equipamentos contratados utilizados pelas companhias “Halliburton” ou “Sebep”.</p><p>- unidade ( caminhão – bomba );</p><p>- bulk ( caminhão com cimento ).</p><p>A pasta é misturada na hora da operação e é composta de cimento a granel classe</p><p>“G” com água doce e aditivos:</p><p>- redutor de filtrado;</p><p>- anti-espumante;</p><p>- retardador de pega ( se for o caso);</p><p>- acelerador de pega ( se for o caso);</p><p>- dispersante.</p><p>Um teste prévio de consistometria efetuado em laboratório, indicará quais aditivos a</p><p>utilizar e qual a proporção dos mesmos, inclusive a densidade adequada da pasta.</p><p>O princípio básico do Squeeze é a perda do filtrado da pasta, que são absorvidos pelos</p><p>poros da formação até a formação do reboco que promove a vedação dos furos dos</p><p>canhoneios.</p><p>Quanto maior a permeabilidade da formação, mais rapidamente a pasta de cimento</p><p>perderá o filtrado e formará o reboco, com conseqüente perda de bombeabilidade da pasta.</p><p>Um teste de injetividade deve ser realizado antes de definir a quantidade de pasta a ser</p><p>utilizada</p><p>em função da injetividade obtida. Pode ser necessária também, a limpeza prévia dos</p><p>furos com um pistoneio ou injeção de um colchão de ácido ( HCl a 15% ).</p><p>A quantidade mínima de cimento utilizada é de 20 sacos para revestimento de 5 ½”</p><p>OD. E 30 sacos para 7” OD.</p><p>O isolamento de intervalos baixo do que será squeezado é feito com um B>P>R> “C”</p><p>e um colchão de bauxita/ areia de proteção sobre o mesmo. O isolamento de intervalos acima</p><p>é feito através de um packer. Caso não haja intervalos acima, pode-se dispensar o uso de</p><p>packer, o fechamento para pressurização se fará com o fechamento da gaveta vazada do BOP</p><p>ou com o alojamento do Donat na cabeça de produção.</p><p>36</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Quanto ao método de bombeio as compressões podem ser classificadas em duas</p><p>categorias a saber:</p><p>1) Bombeio a baixa pressão ou por hesitação.</p><p>Fases:</p><p>A) teste de injetividade com fluído de amortecimento;</p><p>B) bombeio de água doce a frente;</p><p>C) mistura e bombeio do cimento;</p><p>D) bombeio de água doce atrás;</p><p>E) deslocamento da pasta com fluido de amortecimento;</p><p>F) retirada dos tubos da pasta;</p><p>G) circulação reversa para limpeza dos tubos;</p><p>H) compressão / injeção / hesitação da pasta;</p><p>I) circulação reversa do excesso de pasta;</p><p>Este tipo de Squezze é o mais utilizado na UN-BA e atende as finalidades de isolar</p><p>canhoneios, isolar furo no revestimento, corrigir cimentação sem uso de retentor de cimento e</p><p>para tampões de abandono de poço.</p><p>2)bombeio contínuo: é o método menos utilizado. Pode ser o “Block Squezze” ou</p><p>compressão de cimento à alta pressão, com quebra (fratura ) da formação. Essa operação só é</p><p>recomendada em princípio para intervalos do poço que tenha mais interesse, já que danifica a</p><p>formação.</p><p>Fases:</p><p>A) teste de injetividade e quebra da formação com fluido de amortecimento;</p><p>B) mistura, bombeio e deslocamento da pasta de cimento;</p><p>C) liberação do packer e circulação reversa para limpeza da coluna;</p><p>37</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>O bombeio contínuo é também utilizado nas recimentação.</p><p>Uma recimentação ocorrerá quando eventualmente a cimentação primária do poço fica</p><p>muito ruim. Ela é efetuada com a fixação de um “Cement Retainer” ( retentor de cimento) que</p><p>é fixado logo acima do intervalo canhoneado para tal finalidade.</p><p>Em seguida, descemos uma coluna com “Stinger” (ferramenta que abre a válvula do retentor).</p><p>A) encaixar o Stinger no C.R. e efetuaar o teste de injetividade com fluido de</p><p>amortecimento e com pressão abaixo da pressão de quebra;</p><p>B) mistura bombeio e deslocamento da pasta de cimento;</p><p>C) desencaixar Stinger e circular reverso para limpeza da coluna; as compressões de</p><p>cimento são verificadas quanto à quantidade pelos testes de pressão e “Dry-test” (teste</p><p>seco).</p><p>O “dry-test” consiste em pistonear o intervalo squezzado. Se o mesmo secar o</p><p>resultado é positivo, se abastecer o resultado é negativo e a operação deve ser</p><p>repetida.</p><p>Vamos tecer alguns comentários sobre a participação da equipes na operação. Note</p><p>que no Squezze ocorre uma maior participação do Engº Fiscal e da equipe do que nas</p><p>demais operações especiais, o que pode dar lugar a pequenas variações da maneira de</p><p>realizar o trabalho. Considere-se ainda que as rotinas finais vão depender do que</p><p>ocorrer durante a operação. Note também, que algumas das rotinas aqui citadas para</p><p>SPT, terão que sofrer adaptações para serem executadas por uma sonda convencional.</p><p>O ideal é conversar bastante com o Engº Fiscal para se inteirar do tipo e modo da</p><p>operação o planejamento prévio das Adaptações necessárias para a execução da</p><p>operação de maneira que toda a equipe esteja integrada e sincronizada no decorrer da</p><p>operação.</p><p>1) Caso haja intervalo aberto abaixo, descer B.P.R mod. “C” da Baker e fixar o</p><p>mesmo no ponto programado. Efetuar colchão de bauxita para proteção do</p><p>mesmo.</p><p>2) Tentar manter o poço cheio com fluido de amortecimento. Circular reverso para</p><p>eliminar bolsas de gás (se for o caso).</p><p>38</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>3) Providenciar água doce (se não houver na sonda). Preparar linhas se sucção,</p><p>alimentação da unidade e retorno de fluido e cimento.</p><p>4) Dar previsão de que hora o poço ficará pronto para que seja solicitada e</p><p>confirmada a companhia previamente solicitada.</p><p>39</p><p>5) Descer coluna com packer R-3 DG ou E/EA e cauda. Cauda são pós - tubos que</p><p>ficarão abaixo do packer (combinar previamente com Engº a quantidade de tubos</p><p>a utikizar) e posicionar a extremidade da coluna a 2m abaixo da base do intervalo</p><p>a ser “squezzado”.</p><p>6) Confirmar ao Engº Fiscal poço pronto/Cia. Instalada.</p><p>7) Auxiliar o pessoal da companhia no que for necessário para a instalação.</p><p>8) Durante a operação um homem deverá permanecer todo o tempo na bomba de</p><p>lama, para atender as solicitações do operador da Cia. Par alimentação da unidade</p><p>com água doce ou fluido de amortecimento.</p><p>9) Fixar packer para T.I ou fechar junta de circulação se o mesmo já estiver armado.</p><p>10) Após T.I. abrir junta de circulação ou liberar packer.</p><p>11) Após mistura, bombeio e deslocamento da pasta, desconectar mangueiras e retirar</p><p>os tubos que o fiscal determinar. Reinstalar mangueiras.</p><p>12) Efetuar circulação reversa para limpeza dos tubos. Será necessário fechar a gaveta</p><p>vazada do BOP se não estiver com um “tubing stripper” instalado.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>13) Fixar packer para pressurização, abrir antes o BOP.</p><p>14) Após a injeção, desarmar packer para remoção do excesso de cimento com auxílio</p><p>de circulação reversa, até o ponto determinado ou a bomba da sonda a critério do</p><p>fiscal. Ficar atento para não jogar cimento no tanque ou poluir a área com fluido</p><p>de amortecimento.</p><p>Esta remoção é feita com pressão abaixo da pressão final de squezze, com vazão moderada e</p><p>reciprocando (repassando) ou girando a coluna. Nas SPT’s esta circulação é feita com tubo</p><p>bengala, mangueira de borracha de 2” e swivel acoplado a uma seção fixa para agilizar o</p><p>trabalho.</p><p>40</p><p>Recomendações adicionais para remoção do excesso de pasta</p><p>- se houver disponibilidade, usar como cauda tubos fibra de ou alumínio;</p><p>- pode ser usada uma luva denteada na extremidade da cauda;</p><p>- se for circular toda pasta fazê-lo até 20m abaixo da base do canhoneio;</p><p>- não circular toda a pasta em frente a zona de gás;</p><p>- ficar atento ao tempo de bombeabilidade da pasta para evitar prender a coluna no cimento;</p><p>-após o retorno de todo o cimento que se quer remover, prosseguir a circulação com fluido de</p><p>amortecimento para limpeza ( 1,5 a 2 vezes o volume da coluna).</p><p>15) O próximo passo agora será testar o sequezze por pressão e Dry-test se foi</p><p>removida toda a pasta ou manobrar e descer broca e raspador para cortar o restante</p><p>do cimento, se não foi circulada toda a pasta.</p><p>Como nas demais operações o fiscal anotará no BDO os dados básicos da operação e</p><p>elaborará o relatório para a pasta de dados técnicos do poço.</p><p>Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú</p><p>Formação danificada ou de baixa permeabilidade tem que ser submetidas a uma estimulação</p><p>para remoção deste dano ou para melhorar a drenagem do óleo no sentido formação–poço,</p><p>aumentando o índice de produtividade dos poços.</p><p>Causas e tipos de danos</p><p>A invasão da lama de perfuração na formação danifica a mesma. Fluido da completação</p><p>contaminado (sujo) também causa dano a formação. Alguns óleos e contato com a água</p><p>formam emulsão, pode ocorrer à deposição de minerais ou ainda o inchamento da argila</p><p>sensíveis em contato com água doce .</p><p>O principal objetivo desta operação é garantir o isolamento entre uma zona de óleo e</p><p>uma zona de água. Isto porque, sendo o petróleo mais leve que a água, o natural é que ele</p><p>subisse até a superfície e, se não o faz, é porque existe uma camada impermeável sobre ele.</p><p>Como o petróleo ocorre em vários intervalos, este são todos intercalados com rochas selantes,</p><p>existindo água acima e abaixo delas. Ao se perfurar um poço, a broca usada é sempre maior</p><p>que o revestimento descido aquela fase e, ao se atravessar as camadas</p>