Perfuração próxima a domos salinos

Estruturas salinas podem indicar a existência de acumulações de hidrocarbonetos, o que será confirmado apenas com a perfuração de um poço. No entanto, sabe-se da tarefa desafiadora que é perfurar zonas de sal devido ao seu comportamento plástico, podendo fechar o poço em questão de dias. É importante ressaltar que esse comportamento é variável e dependente da mobilidade e de algumas propriedades das rochas salinas. Halitas são menos estáveis que as anidritas, por exemplo.

De forma semelhante, ou até mais problemática, a perfuração nas proximidades de domos salinos é um grande desafio devido à área de influência deles. Alguns dos problemas encontrados estão associados à presença de gases rasos (shallow gas), à perda de correlação geológica e à instabilidade de poços nas vizinhanças dos domos.

Gases rasos situados em profundidades superiores à região de interesse exploratório, podem ser pressurizados, assim como pressurizar as formações e proximidades dos domos salinos. Isso restringe, dificulta e encarece a chegada no reservatório.
A figura abaixo ilustra essa situação.

A existência de estruturas salinas pode resultar em perda de correlação geológica, pois não se pode determinar os topos litológicos com precisão razoável, o que resulta em problemas de controle de poço. Uma zona pressurizada pode ser encontrada a uma profundidade diferente da esperada, por exemplo.

Além disso, o estado de tensões nas zonas próximas a domos salinos faz com que a tensão de sobrecarga não seja a principal, provocando instabilidade. Uma solução para esse problema inclui a perfuração de um poço direcional posicionado considerando o estado de tensão provocado. Contudo, o intervalo de influência não é muito grande, sendo os efeitos imperceptíveis para distâncias na ordem de 500 metros ou maiores que o domo.

Lucas Goulart

Diretoria de Projetos do
Portal do Petroleiro

Graduando em Engenharia de
Petróleo

Referência

ROCHA, Luiz Alberto Santos; AZEVEDO, Cecília Toledo de. Projetos de Poços de Petróleo: Geopressões e Assentamento de Colunas de Revestimentos. 2. ed. Rio de Janeiro: Interciência: Petrobras, 2009. 561 p.

Coleta de dados do reservatório por testemunhagem

É por meio da coleta de
dados do reservatório que os geólogos e os engenheiros podem estimar o seu
volume, teor de fluidos, produtividade e potencial para desenvolvimento.
Entretanto, esse processo não é apenas realizado na fase de planejamento de
desenvolvimento e avaliação do ciclo de vida do campo, mas também durante a sua
produção por meio do gerenciamento de desempenho do poço.

Basicamente, os métodos
de coleta de dados são diretos, pois proporcionam inspeção visual ou pelo menos
uma medição direta de propriedades, e indiretos, pelos quais se infere
parâmetros a partir de uma série de medições. Entre os métodos diretos estão a
testemunhagem, amostragem lateral, perfilagem de lama, amostragem de pressão de
formação, amostragem de fluidos. Já entre os métodos indiretos estão a
perfilagem com cabos, perfilagem simultânea à perfuração ou logging while
drilling
– LWD, e de dados sísmicos.

Sem os dados coletados
antes do início da produção, não é possível prever o procedimento do
reservatório sob condições dinâmicas, ou seja, nenhuma simulação significativa
poderia ser feita.

A
testemunhagem, um dos métodos referidos anteriormente, é realizada em meio às
operações de perfuração, com a utilização de um conjunto especial na tubulação
que abrange a broca e um barril de testemunhos, como pode ser visto na figura
exemplo abaixo.

Ao contrário de uma broca
de perfuração normal, que quebra a formação em cascalhos, a de testemunhos pode
ser vista como um cilindro oco com um arranjo de “cortadores externos”. Dentro
do sulco permanece um cilindro de rocha da formação que se move para dentro do
barril à medida que o processo continua. Os diâmetros dos testemunhos variam
tipicamente de 7,62 a 17,78 cm e costumam ter 27,432 m de comprimento, a
depender das condições do poço e formação.

É desejável que a amostra
seja não perturbada e contínua de testemunhos do reservatório para que
propriedades físicas possam ser estabelecidas por medições diretas em laboratório,
proporcionando descrição do ambiente deposicional, de aspectos sedimentares e
da história diagenética da sequência.

Após a retirada dos testemunhos
do poço, uma série de procedimentos são adotados para que eles fiquem intactos
e para minimizar qualquer alteração ou dano à amostra ou aos fluidos contidos.
Sua manipulação é um procedimento delicado e importante, pois mudanças em suas
propriedades originais devido à alteração de mineralogia de argila de formação,
precipitação de minerais ou evaporação de fluidos de poros causarão erros em
medições petrofísicas. O fato é que avanços tecnológicos e procedimentais têm
sido feitos objetivando diminuir fricção, invasão de filtrado, reter fluidos e
manter a integridade das rochas.

Pequenos cilindros de 5
cm de comprimento e 3 cm de diâmetro permite fazer análises rotineiras de
testemunhos, o que inclui determinar a porosidade, permeabilidade, saturação de
fluidos, massa específica de grão. Enquanto análises especiais incluem medições
através de testes elétricos, de permeabilidade relativa, de pressão capilar e
de testes de força.

Lucas Goulart

Diretoria de Projetos do
Portal do Petroleiro

Graduando em Engenharia
de Petróleo


Referência

JAHN, Frank et al. Introdução
à Exploração e Produção de Hidrocarbonetos
. 2. ed. Rio de Janeiro:
Elsevier, 2012. 491 p.

Testes de poço

image

                                 IMAGEM MERAMENTE ILUSTRATIVA


Informações importantes sobre
os fluidos contidos em uma formação são fornecidos pela perfuração e pela
perfilagem de poços, porém, são os testes de formação que confirmam a presença
de hidrocarbonetos ao colocar em fluxo uma quantidade de fluido.

Diferentemente da
perfilagem, realizada sob condições estáticas, o teste de formação ocorre em
condições dinâmicas, onde ocorre alteração da vazão e, consequentemente, da
pressão quando o poço é colocado em produção. Segundo Thomas (2004), a análise
das variáveis de fluxo e de pressão permite identificar os fluidos contidos nos
reservatórios, determinar a pressão estática, os parâmetros que definem a
produtividade do poço e o dano à formação. Além disso, obtém-se indicadores
sobre a existência de anomalias como falhas, contatos de fluidos, camadas de
permeabilidades diferentes.

De acordo com Allen &
Roberts (1981) apud  Freitas
(2016), diferentes tipos de testes de poços podem ser classificados em testes
de produção periódicos, testes de produtividade e teste de pressão transiente.

No primeiro, com o teste
de produção periódico
, sob condições normais de produção, as quantidades relativas
de óleo, gás e água podem ser determinadas e utilizadas no cálculo total da produção
do campo. Contudo, caso ocorra queda anormal na produção, o indicativo é de
produção de areia ou problemas no sistema de elevação.

Já os testes de
produtividade
envolvem uma determinação física ou empírica do fluxo de
fluido produzido versus diferencial de pressão, representando o segundo grau de
sofisticação em testes de poços. Apesar de as propriedades do fluido e permeabilidade
não serem constantes em fluxos não darcyanos abaixo do ponto de bolha, estes
são aplicados com sucesso. Podem ser utilizados como indicadores de fluxo do
poço ou para comparação de efetividade entre poços em um reservatório.

No teste de pressão
transiente,
assume-se que o reservatório está completamente selado em seus
limites externos, com uma pressão constante chamada pressão estática original.
Quando colocado em produção para a realização do teste, tal equilíbrio se rompe
e percebe-se que, à medida que se afasta do poço, há um aumento de pressão. Com
um pequeno volume de fluidos produzidos, as quedas de pressão observadas ocorrem
apenas próximas ao poço se as dimensões do reservatório forem significativas. Se
a produção for continuada, as quedas de pressão propagam-se para todo o
reservatório de forma contínua. Após um tempo, fecha-se o poço e aguarda-se a
estabilização da pressão. Portanto, a análise de pressão transiente é feita observando-se
a alteração de pressão causada pela produção ou injeção de fluidos. Interferências
no teste são provocadas por heterogeneidades do reservatório e dano ou estímulo
ao poço, por variação nas propriedades da rocha, fraturas ou inclinações nas
camadas e por mudanças nas propriedades dos fluidos.

Lucas Goulart
Diretoria de Projetos do Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia de Petróleo

Referências

Thomas, J. E. Fundamentos
de Engenharia de Petróleo
. 2 ed. Rio de Janeiro. Interciência: Petrobras,
2004.

FREITAS, Ariane
Andrade. Avaliação das formações através do uso do Drill-Stem Test
(DST) para poços de petróleo.
2016. 57 f. TCC (Graduação) – Curso de
Engenharia de Petróleo, Departamento de Engenharia Química e Petróleo,
Universidade Federal Fluminense, Niterói, 2016.

Veículos Submarinos Autônomos


Serviços de Inspeção, Reparo
e Manutenção, denominados IRM, são tradicionalmente baseados em operações de
navios, ROVs ou mergulhadores. No entanto, a sustentabilidade dessas operações
a longo prazo exige mais do que economias incrementais, sendo necessária a
implantação de tecnologias digitais por meio de uma abordagem mais inovadora.

Os veículos autônomos
submarinos podem potencialmente ser os olhos e ouvidos residentes no fundo do
mar, o que reduz a necessidade de uma embarcação de apoio de campo para
supervisionar todas as atividades de IRM. Este é o ponto para o qual os líderes
da indústria estão se voltando, com o objetivo de reduzir significativamente os
custos de OPEX e minimizar o impacto ambiental.

A i-Tech Services, uma empresa Subsea 7, vem desenvolvendo ativamente
sua capacidade de inspeção submarina autônoma por mais de duas décadas, e seu
sistema atual é o Veículo de Inspeção Autônoma (AIV), um veículo flutuante
muito parecido com um ROV sem amarras. Ele pode parar, realizar sua tarefa e,
então, encaixar-se em uma cesta de recuperação. A figura abaixo mostra esse veículo
em uma cesta de implantação.

Um estudo encomendado pela
Equinor à empresa para investigar um novo método de fornecer serviços de IRM em
todo o campo permitiu analisar o uso do chamado Underwater Intervention Drone (UID), ou Drone de Intervenção
Submarina, no campo de Snorre Expansion
Project
(SEP) e Snorre A (SNA),
no Mar do Norte. Tais campos foram selecionados por possuir layouts de dutos de
produção que suportam a hospedagem dos sistemas de veículos no fundo do mar. A
longo prazo, as estações de ancoragem de proteção devem ser estrategicamente
posicionadas. Conectores fornecerão energia e comunicação a essas estações e um
centro de Controle Central Onshore (OCC) gerenciará e controlará as tarefas
alocadas aos veículos. O estudo avaliou o potencial para a introdução dos referidos
veículos, bem como as lacunas técnicas que impediriam sua implantação,
objetivando recomendar um plano de desenvolvimento para os drones até o final
de 2020.

Contudo, embora a
conclusão seja de que não é possível tecnicamente implantá-lo dentro de 2 anos,
alguns problemas precisam ser resolvidos para a transformação da infraestrutura
existente e aceleração de elementos de desenvolvimento, entre eles estão a
infraestrutura de comunicação, estação de ancoragem e distribuição de energia.

Lucas
Goulart

Diretoria
de Projetos do Portal do Petroleiro

Graduando
em Engenharia de Petróleo

Referências

https://www.onepetro.org/conference-paper/OTC-28766-MS

https://www.spe.org/en/ogf/ogf-article-detail/?art=4917

Wireline Tractor


Ao longo das últimas
décadas, a indústria de petróleo e gás adaptou a técnica de perfuração horizontal,
a fim de aumentar a área de superfície em contato com o reservatório. E um dos
efeitos colaterais resultantes desta técnica é a dificuldade e o alto custo
para obter medições neste ambiente horizontal, pois a gravidade não puxará mais
as ferramentas elétricas para o fundo do poço.

A tecnologia Well Tractor
foi desenvolvida em meados da década de 1990, permitindo o acesso a poços
horizontais sem a necessidade de métodos de transporte convencionais, como drill
pipes ou coiled tubing, tanto a poço aberto como poço revestido. Portanto, é
uma ferramenta para intervenção em condições extremas, onde os cabos não são
capazes de superar a gravidade e fricção gerada em poços de alto ângulo, e até
horizontais.

O Wireline Tractor simplifica
as operações, bem como os custos e os riscos, que exigem a intervenção de um
equipamento elétrico para a execução de registros, e todas as operações
necessárias com explosivos; como canhoneios, assentamentos e cortes de tubos.

O
equipamento inclui todas as ferramentas e interfaces necessárias para a sua
operação em superfície, bem como uma gama de equipamentos de fundo para se
adaptar às diferentes condições dos poços a intervir. Seu principal componente
é um sistema de tração motorizado e de autopropulsão para superar as limitações
do cabo devido ao desvio no poço, como ilustra a figura abaixo.

Este sistema de tração
inclui rolamentos antiderrapantes que se encaixam bem nos diâmetros e até mesmo
aqueles que não são uniformes, garantindo o transporte da ferramenta para a
execução de seu objetivo.

Lucas
Goulart

Diretoria
de Projetos do Portal do Petroleiro

Graduando
em Engenharia de Petróleo

Referências

https://enversion.petroalianza.com/wireline-tractor/

Planejando e executando o descomissionamento


Quando se trata de controlar a
complexidade técnica e os custos, as operadoras offshore devem se preparar
adequadamente para o processo de descomissionamento. É importante incutir a “mentalidade
do descomissionamento” na equipe de projeto de capital das empresas, mesmo
sendo um desafio fazer com que ela considere o pré-investimento em descomissionamento.

Contudo, pequenas mudanças podem ser
feitas durante a fase de projeto, que teria pouco ou nenhum impacto sobre o investimento
de capital, mas proporcionaria alívio nos custos de desativação. Análises podem
ser feitas quanto à estrutura que promove e sustenta a flutuabilidade de uma
instalação, por exemplo, objetivando garantir que a tubulação para o controle da
referida flutuabilidade consistisse em uma metalurgia que sobreviveria de 20 a
25 anos. Outra possibilidade é se certificar da capacidade de geração alternativa
de energia no final da vida útil do campo ao invés de geradores de turbina a
gás. A utilização de estruturas flutuantes em águas mais profundas, no lugar
das fixas, resulta em menos custos para desmontar.

O fato é que poucas pessoas olham
para o final do ciclo de vida do poço como parte da fase de avaliação e seleção
do projeto offshore. Mesmo com a redução do escopo de desenvolvimento, as
operadoras devem ser capazes de trazer os barris usando a quantidade mínima de
instalações marítimas possíveis. Na fase de seleção, as empresas devem determinar
se uma instalação é fácil ou difícil de reimplantar. Um FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading),
por exemplo, cuja reimplementação é mais fácil, pode ser a opção mais intensiva
em capital. Outras opções são semi-submersíveis modernos e plataformas tension-leg autoestáveis. A
reimplantação de uma plataforma reduz o ciclo de quanto tempo se leva para ter
uma instalação no local, fazendo-o por menos dinheiro, embora existam diferenças
na especificação e não conseguir o desempenho ideal é possível.

É dito que este é o momento para
reutilizar instalações. A plataforma FPSO Aoka
Mizu
, abaixo, já atendeu os campos Ettrick
e Blackbird da Nexen Petroleum UK de
2009 a 2016 e agora está em reforma, atualização e extensão de vida no estaleiro
Drydocks World, em Dubai.


Opções
de descomissionamento

Quanto ao processo de descomissionamento,
três fases práticas estão presentes. A primeira consiste em abandonar o poço,
remover condutores e risers, remover
os hidrocarbonetos dos componentes e prepará-los para as operações de elevação
e remoção.  A segunda fase envolve a
desmontagem e remoção da instalação e de seus componentes. Por último, faz-se a
restauração e monitoramento do local.

A melhor opção de remoção e
disposição para cada tipo de instalação depende das legislações pertinentes, do
peso, tamanho, distância até a costa, consistência do solo marinho, condições
climáticas, custo, complexidade na execução das operações e tecnologias disponíveis.

Remoção
completa

A remoção completa da plataforma é basicamente
um processo de instalação reversa e as operações consistem em corte, içamento,
carregamento e disposição das seções, uma vez que a instalação pode ser seccionada
em partes a depender da capacidade da embarcação de reboque. De acordo com sua
localização, pode requerer a remoção até uma profundidade suficiente abaixo do
solo marinho, aproximadamente 5 metros. Uma das principais vantagens de remover
completamente a plataforma é a possibilidade de o local recuperar as condições
ambientais próximas às anteriores. Em contraponto, há o alto custo, os possíveis
danos ao ambiente marinho e a eliminação do habitat artificial criado em torno
da estrutura durante a produção do campo.

Remoção
parcial

A remoção parcial é recomendada
somente para grandes estruturas. Parte dela pode ser removida desde que
possibilite uma coluna d’água desobstruída, e sua profundidade deve estar de acordo
com as exigências legais de cada localidade. As diretrizes do International Maritime Organization
(IMO) exigem que haja uma coluna d’água livre de 55 metros para instalações
localizadas em lâminas d’água acima de 75 metros.

Removendo parcialmente suas
instalações, as operadoras podem conseguir benefícios econômicos e de
segurança, especialmente em águas afastadas da costa.

Tombamento
no local

O descomissionamento por tombamento
no local requer o tombamento de toda a subestrutura, após a remoção dos topsides, observando a existência de uma
coluna d’água livre de modo a não interferir nas atividades de pesca e navegação,
assim como ocorre na remoção parcial.

Essa operação requer elevado grau de
precisão e controle para prover segurança ao procedimento de tombamento. Cargas
explosivas são utilizadas para seccionar os membros críticos em uma sequência
controlada de cortes e, às vezes, um rebocador pode ser utilizado para fornecer
força extra para que o tombamento ocorra. É a opção mais barata, se comparada à
remoção completa, uma vez que se elimina os custos de transporte.

Utilização
alternativa

A opção de deixar a estrutura offshore no local é aceita somente em
caso de utilização alternativa. Nessa opção, a plataforma pode ser transformada
em centros de pesquisa, locais para ecoturismo, cultivo marinho, base para
fontes alternativas de energia, como a eólica, local de pesca esportiva, entre
outros. Entretanto, deve-se definir responsabilidades quanto à sua manutenção.

 

Lucas
Goulart

Diretoria
de Projetos do Portal do Petroleiro

Graduando
em Engenharia de Petróleo.

Referências

AMORIM, Tailand Oliveira de. Plataformas
Offshore: 
Uma breve análise desde a construção ao descomissionamento.
2010. 70 f. TCC (Graduação) – Curso de Tecnologia em Construção Naval, Centro
Universitário Estadual da Zona Oeste, Rio de Janeiro, 2010.

MARTINS, Cecília Freitas. O
descomissionamento de estruturas de produção offshore no Brasil. 
2015.
43 f. Monografia (Especialização) – Curso de Engenharia Ambiental, Universidade
Federal do Espírito Santo, Vitória, 2015.

ZBOROWSKI, Matt. Operators Utilize Early, Strategic Planning for
Successful Decommissioning. Journal Of Petroleum Technology.
28 fev 2018.

Descomissionamento de Plataformas


Atualmente, o Brasil possui 154 unidades estacionárias de
produção offshore (ANP, 2018) em funcionamento. Essas estruturas são projetadas
e construídas para produzirem petróleo e gás por pelo menos 20 anos. Portanto,
em algum momento, chegam à fase de abandono, com a desativação da estrutura
devido às condições técnicas, exaurimento de recurso ou inviabilidade
econômica. O abandono refere-se à etapa final da vida útil das instalações de
produção, ocorrendo tamponamento de poços produtores e remoção dos
equipamentos, sendo também denominada de descomissionamento. No entanto, o
termo descomissionamento sugere a melhor maneira de desativar as operações de
produção, com o objetivo de minimizar riscos sociais e ambientais.

As opções de
descomissionamento
para as estruturas em ambiente marinho são:

  • Remoção completa com disposição em terra;
  • Remoção completa com disposição no fundo do oceano;
  • Remoção parcial;
  • Tombamento no local;
  • Deixar a estrutura no local para utilização alternativa.

Vale ressaltar que estas opções incorrem em um grau de
impacto maior ou menor, dependendo da região e variáveis ambientais,
econômicas, sociais e políticas.

No período de exploração e produção, as estruturas que ficam
submersas tornam-se parte integrante do ecossistema submarino. A remoção delas
pode causar impactos ambientais também devido à possíveis vazamentos de óleos,
ao uso de explosivos e liberação de substâncias tóxicas. O fato é que o
processo de descomissionamento da atividade petrolífera resulta em impactos e altos
custos, representando uma etapa com baixo ou nenhum lucro.

Motivos para o
descomissionamento

Entre os principais fatores que influenciam o descomissionamento,
estão o término de vida útil da plataforma, esgotamento do poço produtor e fatores
econômicos. Contudo, mesmo não sendo possível precisar quando a estrutura chega
à sua exaustão física, sua vida útil está mais ligada ao período em que o projeto
se mantém economicamente viável do que à fadiga dos materiais. O esgotamento do
poço produtor é o momento de encerramento da produção, quando o uso de
equipamentos para estimulação aumenta os custos de exploração e inviabiliza o
poço. A análise dos principais fatores econômicos e técnicos de exploração da
reserva de petróleo e gás é feita pela operadora responsável.

De acordo com Ruivo (2001, apud AMORIM, 2010), o processo de descomissionamento pode ser
aplicado a seis principais classes de instalações:

  • FPSOs e plataformas semissubmersíveis;
  • Torres complacentes, TLPs e Spars;
  • Estruturas de concreto e de aço;
  • Topsides;
  • Sistemas submarinos;
  • Oleodutos e linhas de fluxo;
  • Poços.

Nas plataformas do tipo FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) e Semi-Submersível,
por serem flutuantes, os custos de descomissionamento são menores do que em
plataformas fixas. A principal dificuldade nesse processo está associada à
desconexão de todas as amarrações, linhas de fluxo e risers. Em águas profundas, a remoção do sistema de ancoragem é
feita com ROVs (Remove Operated Vehicles). A solução de descomissionamento,
neste caso, encontra-se em equilíbrio entre a opção de remoção completa e
deixar no local.

Lucas Goulart

Diretoria de Projetos
do Portal do Petroleiro

Graduando em
Engenharia de Petróleo.

Referências

AMORIM, Tailand Oliveira de. Plataformas
Offshore: 
Uma breve análise desde a construção ao descomissionamento.
2010. 70 f. TCC (Graduação) – Curso de Tecnologia em Construção Naval, Centro
Universitário Estadual da Zona Oeste, Rio de Janeiro, 2010.

MARTINS, Cecília Freitas. O descomissionamento de
estruturas de produção offshore no Brasil. 
2015. 43 f. Monografia
(Especialização) – Curso de Engenharia Ambiental, Universidade Federal do
Espírito Santo, Vitória, 2015

Avaliação econômica e de desgaste de brocas de perfuração


As brocas são ferramentas que têm a
função de promover a ruptura e desagregação das rochas ou formações com o
intuito de se perfurar um poço de petróleo ou gás. Localizam-se na extremidade
da coluna de perfuração, logo abaixo do tubo de perfuração, e são fabricadas
com materiais de extrema dureza, tais como aço, carboneto de tungstênio e
diamantes.

Uma mesa rotativa, top drive ou motor de fundo fornecem o
torque necessário às operações de corte e moagem dos resíduos resultantes. Outros
componentes essenciais para o processo integram os sistemas de sustentação de
cargas, de geração e transmissão de energia e de movimentação de cargas.

Contudo, é fundamental que as
brocas sejam adequadamente selecionadas analisando os fatores que promovem o
seu desgaste para que não comprometa o programa de perfuração. Tais fatores
podem ser divididos em geológicos, de operação e de manejo e transporte. Estes
dois últimos podem ser evitados, enquanto o primeiro deve ser bem estudado para
a definição do tipo de broca a ser utilizado.

Fatores geológicos

O conhecimento geológico da
formação que será perfurada permite predizer as propriedades físicas da rocha e
constitui o mais importante fator a ser analisado. Materiais abrasivos na constituição das rochas provoca o desgaste
prematuro dos componentes estruturais da broca. A resistência específica da rocha, associada à litologia e a eventos
geológicos, tais como confinamento de rochas a grandes profundidades e
posterior soerguimento, faz com que elas sejam mais compactas do que outras na
mesma profundidade. Além disso, a cimentação dos grãos, sua forma e tamanho
também influencia na referida resistência.

Fatores de operação

Estes fatores são definidos de
acordo com a geologia e geometria do poço e podem ser modificados de acordo com
o desempenho observado. O peso sobre a
broca
é determinado até se chegar a uma taxa de penetração adequado ou até
o limite prescrito nas recomendações de operação da broca. Peso excessivo
promove o seu desgaste. A velocidade de
rotação
, expressa em rotações por minuto – RPM, deve ser determinada de
acordo com a penetração desejada. No entanto, embora em formações moles uma
velocidade maior promova maior penetração, em formações duras pode ocorrer o
contrário. Dessa forma, a velocidade de rotação da broca é analisada junto a
outros parâmetros, como as condições do sistema de rolamento, hidráulica,
proteção contra abrasão e temperatura. A
limpeza do fundo do poço
, feita pelo fluido de perfuração, é outro fator
que afeta o desgaste da broca, pois, ao mesmo tempo que remove os cascalhos,
também resfria os cortadores e os lubrifica. Já a geometria do poço, como a dos poços desviados, tem influência sobre
ela ao exigir alterações nas condições de operações, mesmo não recomendáveis às
vezes, aumentando o peso sobre a broca ou a rotação, por exemplo.

Fatores de manejo e transporte

Estes se referem aos cuidados que
devem ser tomados durante o transporte e manuseio das brocas, não importando o
tipo de broca, de cones ou de diamante.

Avaliação econômica

O método mais aceito para o cálculo do custo de perfuração é o custo por metro,
usando a seguinte equação:

Onde:

  • C = custo por metro perfurado
    ($/m);
  • B = custo da broca ($);
  • R = custo de operação da sonda de
    perfuração ($/h);
  • T = tempo de perfuração (h);
  • Tm = tempo de manobra (h);
  • Tc = tempo de conexão (h);
  • M = metros perfurados (m).

Percebe-se que as brocas
representam apenas uma fração do custo total, porém, são um dos elementos mais
críticos para se calcular o aspecto econômico da perfuração. O custo de uma
broca de diamante pode ser significativamente maior do que o de uma broca
tricônica. Desta forma, seu uso só se justifica com base em seu rendimento.

A referida equação é válida para
qualquer tipo de broca e pode ser utilizada para se conhecer o custo por metro
perfurado após o término da primeira seção ou antes do início da operação.
Também pode ser feita uma comparação de custos usando brocas distintas para se
saber vantagens econômicas de cada uma. No entanto, o custo previsto para uma
broca só deve ser comparado com o custo real de outra broca empregada para
perfurar a mesma região sob condições similares, ou seja, em poços de
correlação.

Lucas
Goulart

Diretoria
de Projetos do Portal do Petroleiro

Graduando
em Engenharia de Petróleo

 

Referências

PLÁCIDO, J. C. R & PINHO, P. Brocas de Perfuração de
poços de petróleo. Rio de Janeiro, 2009.

THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo.
Interciência: Petrobras. 2. ed. 271 p. Rio de Janeiro, 2004.

Portal Marítimo. Detalhes das brocas de perfuração.
Disponível em:

<http://www.portalmaritimo.com/2016/11/04/brocas-de-perfuracao-conheca-alguns-detalhes/&gt;

Preventores


Dentre os sistemas que um poço de petróleo necessita para
operar da forma planejada, destaca-se o sistema de controle de poço. O
convencional é constituído por Equipamentos de Segurança de Controle de Poço
(ESCP) e de equipamentos complementares que mantêm a segurança durante a
perfuração, por meio de prevenção, detecção e controle dos influxos
provenientes da formação para o interior do poço. Entre as principais funções
desse sistema estão: permitir o fechamento do poço na ocorrência de influxo
(kick); bombear fluido para o interior do poço; permitir o controle das
pressões enquanto o fluido invasor é expulso.

Um desses equipamentos de segurança é o preventor anular,
uma válvula que permite o fechamento do poço em qualquer situação. Ele opera em
colunas de diferentes seções: circular, quadrada e hexagonal; e até mesmo sem
coluna, embora não seja uma operação recomendável como rotina. Além disso, a
coluna pode sofrer pequenos movimentos sem que o elemento vedante seja danificado.
O mesmo é constituído por um alojador superior e um adaptador inferior, um
elemento vedante, anel de adaptação e um pistão.

Os preventores de gaveta são encontrados em conjuntos de até
três gavetas, que podem ser dos seguintes tipos:

Gaveta vazada:
esta permite o fechamento do anular do poço ao redor de uma coluna de diâmetro
específico para o qual foi projetada.

Gaveta variável: diferentemente
da anterior, esta pode atuar em tubulações de diferentes diâmetros.

Gaveta cega:
possui a função de fechar e selar o poço quando não há ferramenta dentro dele.

Gaveta cega
cisalhante
: é um tipo especial de gaveta cega que provoca o corte da coluna
e o consequente fechamento do poço. Contudo, a mesma deve ser instalada sempre
acima de uma gaveta vazada de tal forma que, numa operação de corte, a coluna
possa ser apoiada na gaveta vazada por meio do tool joint, evitando sua queda
no poço.

Gaveta
supercisalhante:
já este tipo de gaveta promove apenas o corte do tubo,
tais como drill pipe alguns tipos de revestimento, sem promover a vedação do
poço. Pode ser empregada em tubos de até 13 3/8” de diâmetro.

Alguns componentes do preventor de gavetas, com o detalhe de
uma gaveta cega cisalhante e duas gavetas vazadas, são mostrados na figura
abaixo.


Lucas Goulart

Diretoria de Projetos
do Portal do Petroleiro

Graduando em
Engenharia de Petróleo

Referências

ROCHA, Luiz Alberto Santos; AZEVEDO,
Cecilia Toledo de. Projetos de Poços de Petróleo: Geopressões
e Assentamento de Colunas de Revestimentos. 2. ed. Rio de Janeiro:
Interciência: Petrobras, 2009. 561 p

Perfurando Zonas de Sal

Estruturas de sal apresentam taxa de
deformação superior à das demais estruturas rochosas normalmente encontradas em
um poço de petróleo, apresentando uma propriedade particular de fluxo plástico,
ou seja, tende a fluir como um fluido. Justamente por isso, a perfuração em
trechos de sal, ou evaporitos, frequentemente constitui um grande desafio e
exige um minucioso planejamento do poço.

A depender dos minerais constituintes dos evaporitos, a referida taxa de
deformação pode variar significativamente, sendo imperceptível em alguns casos,
e, em outros, capaz de fechar o poço em questão de dias. As anidritas, por
exemplo, são mais estáveis e oferecem menores riscos à perfuração do que as
halitas por possuírem uma menor taxa de deformação, como pode ser analisado na
figura abaixo.

No entanto, além da composição
mineralógica, a mobilidade ou fluência do sal depende da profundidade de
soterramento, temperatura da formação, quantidade de água, presença de
impurezas (argila, por exemplo) e da intensidade com que as tensões são
aplicadas sobre o corpo salino. O fato de a temperatura e o gradiente de
sobrecarga aumentarem a mobilidade do sal faz com que sais localizados em
profundidades maiores apresentem reduzida estabilidade.

A detecção de zonas de sal durante a
perfuração é importante para que se possa evitar alguns problemas e definir
estratégias que permitam o avanço da operação, e pode ser efetuada pela
observação do comportamento de alguns parâmetros.

** As mudanças na taxa de penetração
da broca podem indicar a perfuração de trechos de sal. Por serem muito duras,
as anidritas reduzem a velocidade de perfuração, chegando a valores menores que
um metro por hora. Por outro lado, as halitas são mais facilmente perfuráveis e
são identificadas por taxas de penetração altas, chegando a valores superiores
a dez metros por hora.

** A ausência de cascalhos pode ser
outro indicativo de zonas de sal. A utilização de fluido de perfuração
inapropriado, como fluido à base água não saturado, faz com que o sal seja
dissolvido e não haja cascalhos a serem carreados para a superfície.

** O aumento do conteúdo de cloreto
no fluido de perfuração é um indicativo, pois o sal perfurado pode ser
incorporado ao fluido.

Na perfilagem, variações nos perfis
elétricos podem ser observadas, tais como:

** Alteração nos valores de
densidade da formação: Em geral, a densidade do sal varia de a , bem inferior que a
dos outros sedimentos. Como pôde ser visto na figura anterior, a exceção é a
anidrita.

** Alteração no perfil de
resistividade: Geralmente ocorre um aumento nos valores de resistividade. Tal
perfil está associado à resistividade dos fluidos contidos nos poros das rochas.
Como os sais apresentam porosidade próxima a zero, ocorrem valores altos.

** Alteração no caliper do poço: Esse perfil permite a medição do diâmetro do
poço. Uma redução no diâmetro pode indicar o fechamento das paredes devido à
mobilidade do sal, enquanto o aumento do diâmetro pode ocorrer devido à
dissolução do sal.

Um exemplo de dissolução de sal e o
consequente aumento do diâmetro do poço pode ser visto na figura abaixo, na
região da halita.


Lucas
Goulart

Diretoria
de Projetos do Portal do Petroleiro

Graduando
em Engenharia de Petróleo

Referências

ROCHA, Luiz Alberto Santos; AZEVEDO,
Cecilia Toledo de. Projetos de Poços de Petróleo: Geopressões
e Assentamento de Colunas de Revestimentos. 2. ed. Rio de Janeiro:
Interciência: Petrobras, 2009. 561 p