AULA4_EXTRA- Perfuracao-4 e Completacao

PERFURAÇÃOOBJETIVO:

As operações de perfuração visam permitir o acesso às camadas rochosas de sub-superfície para:

• Comprovar a existência de petróleo;• Permitir uma avaliação das potencialidades econômicas de

uma jazida petrolífera, através de um teste de formação a poço aberto;

• Possibilitar a produção de uma ou mais zonas do reservatório;• Viabilizar a injeção de água, gás ou produtos químicos para

otimizar a produção de um reservatório.

PERFURAÇÃO

PROJETO DE POÇO

• Se perfurarmos um poço de petróleo sem interrupção, é intuitivo que chegará uma determinada profundidade em que suas paredes desmoronarão, mesmo sendo as camadas de sub-superfície rochosas.

• Portanto, um poço de petróleo é perfurado em fases, isto é, perfura-se um determinado trecho e reveste-se com uma tubulação de aço, denominada revestimento de perfuração ou “casing”.

PERFURANDO UM POÇO• Na perfuração, as rochas são perfuradas pela rotação e

peso aplicados a uma broca existente na extremidade de uma coluna de perfuração, a qual consiste basicamente de comandos e tubos de perfuração.

• Um fluido de perfuração ou lama, para retirada dos fragmentos da rocha, é injetado por bombas no interior da coluna de perfuração através da cabeça de injeção, ou swivel, sai pela outra extremidade da coluna de perfuração onde está a broca e retorna à superfície pelo espaço anular formado pelas paredes do poço e a coluna.

PERFURANDO UM POÇO• Quando determinada profundidade é atingida, retira-

se a coluna de perfuração e um revestimento de aço com diâmetro inferior ao da broca é inserido no poço.

• O anular entre os tubos de revestimento e as paredes do poço é cimentado para isolar as rochas atravessadas, permitindo mais segurança na perfuração.

• Após a cimentação, a coluna é novamente inserida no poço, com uma nova broca de diâmetro menor do que o do revestimento.

• Esta operação de cimentação e troca de brocas se repete até atingir o término da perfuração.

TORRE OU MASTROA torre ou mastro é uma estrutura de aço especial, de forma piramidal, podendo ter mais de 45 metros de altura, pois deve deixar um espaço livre para as operações de manobra. Sustenta o peso da coluna de perfuração ou do revestimento e o transfere para a subestrutura;

• SubestruturaA estrutura é constituída de vigas de aço especial, suporta os equipamentos da sonda e compõe o espaço de trabalho.

• Fontes de EnergiaA energia de acionamento dos equipamentos da sonda, geralmente é fornecida por motores diesel. Nas sondas marítimas, quando existe produção de gás, é comum e econômico o uso de turbinas a gás para alimentação de toda a plataforma.

EQUIPAMENTOS

EQUIPAMENTOS• Bloco de Coroamento

É um conjunto estacionário de 4 a 7 polias montadas em linha num eixo suportado por dois mancais de deslizamento; localiza-se na parte superior da torre e suporta todas as cargas pelo cabo de perfuração.

EQUIPAMENTOS• Catarina

A catarina é composta por um conjunto de 3 a 6 polias móveis montadas em um eixo que se apóia nas paredes externas da própria estrutura da Catarina. Na parte inferior da Catarina encontra-se uma alça, onde é preso o gancho.O gancho contém um sistema de amortecimento interno para evitar a transmissão dos golpes, causados na movimentação de cargas, à catarina. Se movimenta ao longo da torre.

EQUIPAMENTOS• Cabeça de injeção

A cabeça de injeção ou swivel é o equipamento que separa os elementos rotativos dos estacionários pertencentes à sonda. Assim, a parte superior não se move e a inferior permite rotação. Além disso, permite a injeção do fluido de perfuração na coluna de perfuração. Existem duas formas de aplicar rotação na broca: top drive e motor de fundo.

EQUIPAMENTOS

Catarina

Gancho

Gooseneck

Swivel

SISTEMA DE ROTAÇÃO: MESA ROTATIVA e KELLY

• Mesa Rotativa

A mesa rotativa é o equipamento que transmite rotação à coluna de perfuração e permite o livre deslizamento do kelly no seu interior.Em certas operações a mesa deve suportar o peso da coluna.

• A mesa rotativa gira a master bushing; a master bushing gira a kelly bushing; a kelly bushing gira o kelly. Este por sua vez esta conectado ao topo da coluna de DP, girando-a.

• Devido ao comprimento do kelly (em torno de 12 m) só é permitida a utilização de uma junta de DP por vez. Além disso a coluna não pode ser rodada enquanto estiver sendo levantada.

Master bushing

Kelly bushing


• Kelly

O kelly transmite a rotação da mesa rotativa para a coluna de perfuração. O kelly pode ter dois tipos de seção: quadrada ou hexagonal. A quadrada é usada em sondas de terra e a hexagonal em sondas marítimas, pela maior resistência à tração, torção e flexão.


• É um motor conectado no topo da coluna, este motor elimina o uso da mesa rotativa e do Kelly. A vantagem do top drive em relação à mesa rotativa é que a perfuração pode ocorrer de três em três tubos, ao invés, de um em um na mesa rotativa.

• Outra vantagem é a retirada ou descida da coluna com rotação ou circulação de fluido, o que é extremamente importante em poços de alta inclinação ou horizontais.

SISTEMA DE ROTAÇÃO: TOP DRIVE

SISTEMA DE ROTAÇÃO: TOP DRIVE

Torre ou mastro

Bloco de coramento

Catarina

Top drive

V:\E&p-Engp\Tpp\Ee\Interno\Usu<E1>rios\Daniel\Mestrado\Aula PUC\topdrive 3.MOV

Guincho

Compesador do movimento da coluna

Tensionadores de riser

Riser

Junta telescópica

Coluna

Mantem a broca no fundo apesar do heave.

COMPENSADORES DE MOVIMENTO


Tensionadores de riser

JUNTA TELESCÓPICA

Topo do riser com junta telescópica e cabos tensionadores do riser.

Movimento da sonda

Riser abaixo da junta telescópica não sente o movimento de heave da sonda.


V:\E&p-Engp\Tpp\Ee\Interno\Usu<E1>rios\Daniel\Mestrado\Aula PUC\tensionador de riser 2.MOV

CABINE DO SONDADOR

SISTEMA DE CIRCULAÇÃO

Tanques de lama


V:\E&p-Engp\Tpp\Ee\Interno\Usu<E1>rios\Daniel\Mestrado\Aula PUC\tanques.MOV

São três conjuntos de cilindro e pistão. A lama entra no cilindro quando o pistão se move para fora e é expelida com o movimento do pistão para dentro.

BOMBA TRIPLEX


V:\E&p-Engp\Tpp\Ee\Interno\Usu<E1>rios\Daniel\Mestrado\Aula PUC\bomba 2.MOV

Bomba triplex


Standpipe e mangueira de lama: conecta as bombas com o swivel e a coluna de perfuração

Tubo bengala (Standpipe)

Mangueira de lama

Manifold com 2 standpipes


Bell Nipple: possui saída lateral conectada a flowline, permitindo o retorno do fluido de perfuração para a fase de tratamento.


Tratamento do fluido de perfuração para remoção dos sólidos, gás e adição de produtos químicos.

Flowline

ShaleShaker Degasser

(optional)

DesanderDesilter or

Mud Cleaner

No Screen

Centrifuge

To

Suction Pit

Flowline


(optional)

DesanderDesilter or

Mud Cleaner

Centrifuge

To Suction Pit

Disposal

(optional)

Overflow UnderflowUnweighted Muds

Weighted Muds

Flowline


(optional)

DesanderDesilter or

Mud Cleaner

No Screen

Centrifuge

To

Suction Pit

Flowline


(optional)

DesanderDesilter or

Mud Cleaner

Centrifuge

To Suction Pit

Disposal

(optional)


Weighted Muds

Flowline


(optional)

DesanderDesilter or

Mud Cleaner

No Screen

Centrifuge

To

Suction Pit

Flowline


(optional)

DesanderDesilter or

Mud Cleaner

Centrifuge

To Suction Pit

Disposal

(optional)


Weighted Muds

Flowline


(optional)

DesanderDesilter or

Mud Cleaner

No Screen

Centrifuge

To

Suction Pit

Flowline


(optional)

DesanderDesilter or

Mud Cleaner

Centrifuge

To Suction Pit

Disposal

(optional)


Weighted Muds


Peneiras: separação dos sólidos mais grosseiros.


V:\E&p-Engp\Tpp\Ee\Interno\Usu<E1>rios\Daniel\Mestrado\Aula PUC\peneiras.MOV

Detalhe dos cascalhos nas peneiras


Separador de gás atmosférico


Desareiadores Dessiltadores

Hidrociclones classificados de acordo com o diâmetro do cone: desareiadores (12 in) e dessiltadores (4-6 in).


COLUNA DE PERFURAÇÃOA coluna de perfuração é responsável pela energia transmitida à broca, ou seja, peso e rotação que cortam as formações rochosas se transformando em cascalhos. Os cascalhos são transportados do fundo do poço até a superfície pelo fluido de perfuração. Então estes dois processos de perfurar e retirar os cascalhos são de responsabilidade da coluna de perfuração, que é composta por: comandos, tubos pesados e tubos de perfuração.

COLUNA DE PERFURAÇÃO• Comandos

Os comandos (Drill Collars-DC) são elementos tubulares de fabricação em aço forjado, usinados e com grande peso linear devido a grande espessura de parede. As principais funções são fornecer peso sobre a broca e dar rigidez à coluna, permitindo melhor controle da trajetória do poço. Externamente os comandos podem ser lisos ou espiralados.

COLUNA DE PERFURAÇÃO• Tubos Pesados

Os tubos pesados (Heavy-Weight Drill Pipes – HWDP) são elementos tubulares de aço forjado e usinados, onde a função principal é promover uma transição de rigidez entre os comandos e os tubos de perfuração, diminuindo a possibilidade de falha por fadiga. As principais características são: maior espessura das paredes, uniões mais resistentes e revestidas de metal duro (Hard-Facing) e reforço central no corpo do tubo revestido de metal duro.

COLUNA DE PERFURAÇÃO• Tubos de Perfuração

Os tubos de perfuração (Drill Pipes – DP) são tubos de aço sem costura, os quais recebem tratamento interno com resina para redução de corrosão e desgaste, possuem conexões cônicas nas suas extremidades recebendo o nome de tool joints, que são soldadas no seu corpo (Figura 1.14). O diâmetro externo pode variar de 2 3/8” a 6 5/8” e o comprimento nominal de 5,49 m (18 ft) a 13,72 m (45ft).

ACESSÓRIOS• Substitutos

Os substitutos (Subs) são pequenos tubos que servem para fazer conexões e movimentos de carga na coluna.

ACESSÓRIOS• Estabilizadores

Os estabilizadores Desempenham as funções de dar maior rigidez à coluna, auxiliar a manter o diâmetro do poço, pois têm o diâmetro igual ao da broca e controlam a trajetória dos poços direcionais.

ACESSÓRIOS• Escareadores

Possuem as mesmas funções dos estabilizadores, porém apresentam roletes nas lâminas para rochas mais duras e abrasivas.

• AlargadoresSão empregados para aumentar o diâmetro do poço já perfurado, seja a partir da superfície ou outro local abaixo da superfície.

FERRAMENTAS• Ferramentas de

Manuseio da ColunaAs ferramentas de manuseio são empregadas para conectar e desconectar os elementos da coluna.

Cunha

Chave flutuante

Braços

Elevador

FERRAMENTAS• Chaves Flutuantes

A chave flutuante, como o próprio nome sugere, fica suspensa na plataforma por cabos, polias e contrapeso. A função é fornecer torque para o aperto e desaperto das uniões cônicas da coluna.

FERRAMENTAS• Cunhas

São equipamentos que sustentam a coluna de perfuração acima da mesa rotativa. São utilizadas na conexão dos comandos e tubos de perfuração. Possuem mordetes que se adaptam e prendem à parede dos tubos.

• Colar de SegurançaTem a função de sustentar a coluna em caso de deslizamento, evitando a queda no poço. É anexada no topo da coluna mantendo a segurança na falha da cunha

FERRAMENTASGuincho

Chave flutuante

Torque elétrico

Mesa rotativa

MOTOR DE FUNDO

É um motor hidráulico tipo turbina ou de deslocamento positivo anexado acima da broca. O giro do motor é na parte inferior, solidário à broca. Este tipo de equipamento é largamente utilizado na perfuração de poços direcionais, ou seja, poços onde o objetivo a ser atingido não se encontra na vertical da sonda. A coluna de perfuração não gira, assim não apresenta torque, que por sua vez reduz seu desgaste.

MOTOR DE FUNDOMotor de fundo steerable:

-motor hidráulico, conectado logo acima da broca;

-movimentado pelo fluxo de fluido de perfuração que circula em seu interior;

-função: transmitir rotação e torque a broca independentemente da rotação da coluna;

-possui deflexão no corpo (Bent Housing);

-utilizado para perfuração orientada ou rotativa;

-modo orientado: a coluna é simplesmente deslizada poço a dentro (sem girá-la), mantendo a direção escolhida;

-modo rotativo: a coluna inteira gira mantendo direção e o ângulo atingidos. Modo

orientadoModo

rotativo

PERFURAÇÃO DIRECIONALA perfuração direcional é o processo de perfurar um poço de

petróleo fora da vertical para atingir um objetivo desalinhado com a localização na superfície. Na prática não existe poço rigorosamente vertical, mas são controlados dentro de uma faixa até 5o e se necessário medidas corretivas são aplicadas.

A operação de desvio procede da seguinte forma: ao se atingir a profundidade de desvio ou KOP (kick-off point), retira-se a coluna de perfuração e desce-se uma nova coluna.O motor de fundo é operado pela circulação do fluido de perfuração que passa entre um estator solidário ao corpo do motor e um rotor acoplado à broca. Parte da potência hidráulica é convertida em movimento rotativo da broca, enquanto a coluna de perfuração não se movimenta. Acima do motor existe um sub torto que desvia o motor de fundo da vertical e orienta para direção desejada.

As brocas de perfuração dividem-se em dois tipos básicos:

- Brocas com partes móveis: brocas tricônicas, de dois e de um cone.

- Estrutura cortante:

- Dentes de aço: estrutura fresada no próprio cone

- Insertos: instalados em orifícios abertos no cone

- Brocas com cortadores fixos:

- Principais tipos: brocas de diamantes naturais e de diamantes sintéticos (TSP e PDC).

- Menor possibilidade de falhas.

BROCAS

Contato com a formação provoca esmagamento ou lascamento, gerando os cascalhos.

Dos jatos da broca sai o fluido de perfuração, que traz os cascalhos de volta à superfície.

Tipo de formação:

Formações mais moles: indica-se uso de dentes/ insertos mais longos - penetração profunda dos dentes.

Formações mais duras: usos de dentes/insertos mais curtos – esmagamento da rocha.

Dentes de aço Insertos

Offset = excentricidade dos eixos dos cones em relação ao eixo da broca. Gera arraste empurrando a formação para o lado.

BROCAS TRICÔNICAS

Os cortadores fixos agem diretamente na rocha por peso e abrasão. O contato com a formação, associado à rotação, provoca a raspagem da formação, gerando os cascalhos.

Do mesmo modo que nas brocas tricônicas, dos jatos da broca sai o fluido de perfuração, que traz os cascalhos de volta à superfície.

Para formações mais moles, recomenda-se poucos cortadores e de maior tamanho e para rochas mais duras, cortadores menores e em maior quantidade.

As brocas PDC apresentam alta resistência à abrasão e são utilizadas em aplicações a partir de 2,0 m/h , em formações moles até semi-abrasivas e semi-duras (em formações mais duras o calor gerado destroi a ligação entre os diamantes e o cobalto).

BROCAS DE CORTADORES FIXOS

Brocas de diamantes naturais:

Utilizadas hoje principalmente em testemunhagens ou em formações extremamente duras e abrasivas (taxa de penetração < 3,0 m/h).

Brocas de diamantes sintéticos TSP (Thermally Stable Polycrystalline): Apresentam alta resistência à abrasão e temperatura (não utilizam cobalto). Em média são utilizadas em formações abrasivas e duras com taxas de penetração < 6,0 m/h.

BROCAS DE CORTADORES FIXOS

É a porção inferior da coluna, sendo composta de: broca, sub de broca (conecta pino-pino), motor de fundo, estabilizadores, comandos, HWDP, jars e crossovers (conecta diferentes tipos de roscas e diâmetros).

Deve fornecer peso sobre a broca, resistir aos impactos mecânicos da perfuração e prover um controle direcional do poço.

Geralmente inclui um motor de fundo e equipamentos para medição durante a perfuração (LWD e MWD).

BHA

FLUIDOS DE PERFURAÇÃOOs fluidos de perfuração são misturas complexas de

sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes podem conter gases. Do ponto de vista químico, os fluidos de perfuração podem assumir aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão, dependendo do estado físico dos componentes.

Os fluidos de perfuração se classificam de acordo com o constituinte principal da fase contínua ou dispersante em: fluidos à base de água, fluidos à base de óleo e fluidos à base de ar ou gás.

FLUIDOS DE PERFURAÇÃOAs principais funções dos fluidos de perfuração são:

• Limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá-los até a superfície;

• Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o influxo de fluidos indesejáveis (kicks) e estabilizar as paredes do poço;

• Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.

GEOPRESSÕES – PRESSÃO DE POROS

Pressão de poros (pressão da formação ou pressão estática): pressão do fluido contido nos espaços porosos da rocha. Ela é função da massa específica do fluido da formação e de cargas que ela esteja suportando.

Diante de formações permeáveis, caso a pressão de poros se torne maior que a pressão dentro do poço poderá ocorrer um influxo do fluido da formação para o poço (kick). Em casos mais severos e de total descontrole, o kick pode atingir a superfície, resultando no chamado blowout.

Pressão de Poros < Pressão Hidrostática

Pressão de Poros = Pressão Hidrostática

Pressão Hidrostática < Pressão de Poros < 90% da Pressão de Sobrecarga

Pressão de Poros > 90% Pressão de Sobrecarga

Anormalmente Baixa

Normal

Anormalmente Alta ou Sobrepressão

Alta Sobrepressão

A pressão de fratura: leva à falha da rocha por tração.

A fratura pode ocorrer tanto em função da utilização de um baixo peso de fluido de perfuração, levando a uma falha devido a fratura inferior, ou por alto peso de fluido de perfuração, ocorrendo uma falha por fratura superior.

As conseqüências operacionais são desmoronamentos ou a perda de fluido de perfuração para a formação, conhecida por perda de circulação.

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h

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H

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GEOPRESSÕES – PRESSÃO DE FRATURA

A janela operacional: determina o range de variação permitido para a pressão exercida pelo fluido de perfuração dentro do poço, de forma a manter a integridade deste, respeitando as pressões de poros, fratura e colapso.

GEOPRESSÕES

O revestimento de um poço de petróleo tem a finalidade de proteger as paredes do poço e, pode apresentar diferentes configurações. O processo de evolução iniciou-se com as alvenarias, passando para proteções de madeira, depois para tubos de ferro fundido até algumas décadas atrás e finalmente chegando aos tubos de aço especial.

O poço é perfurado em fases, as fases dependem das zonas a serem perfuradas e da profundidade final do poço. Um poço pode variar de 3 a 4 fases, podendo chegar a 8 em alguns casos. As fases se concluem com a descida de uma coluna de revestimento e sua cimentação.

O revestimento contribui para uma parcela expressiva do custo de uma perfuração de um poço de petróleo, 15 a 20% no mar e podendo chegar a 50% em terra. Algumas das principais funções das colunas de revestimento são:• Prevenir o desmoronamento das paredes do poço;• Evitar a contaminação da água potável dos lençóis freáticos mais próximos à superfície;• Permitir o retorno do fluido de perfuração à superfície;• Prover meios de controle de pressões dos fluidos, permitindo aplicação de pressão adicional desde a superfície, etc.

REVESTIMENTOS

REVESTIMENTOS

Assentamento com base na janela operacional: a seta vertical indica o máximo peso de fluido que pode ser utilizado na perfuração de cada fase. A utilização de um valor de peso de fluido maior que este limite, levará a fratura da formação no ponto mais fraco. Nesta profundidade, o revestimento deve ser assentado, permitindo que a formação seja protegida e que um peso adequado de fluido para a fase seguinte possa ser utilizado.

Dep

th

Pressure Gradients

Poros

Fratura

Poros+

Margem

Dep

th

Pressure Gradients

Poros

Fratura

Poros+

Margem

Fase do poço: determinada pelo diâmetro da broca que está sendo utilizada na perfuração.

Poço típico: fases de 36”, 26”, 17 ½”, 12 ¼” e 8 ½”. Após uma fase ser finalizada é descido o revestimento, sendo realizado assim o assentamento da sapata do revestimento.

A definição da profundidade da sapata depende da janela operacional do poço, da trajetória, de critérios de assentamento e da experiência do profissional na área.

CABEÇA DE POÇOA cabeça de poço é constituída de diversos equipamentos que permitem a ancoragem e vedação das colunas de revestimento na superfície.

CABEÇA DE POÇO

Alojador de baixa pressão: desce junto ao revestimento condutor, com a função de sustentá-lo e servir de sede para o assentamento do alojador de alta pressão. Os furos permitem o retorno da cimentação do revestimento de 20”.

Alojador de alta pressão: usualmente especificado nos diâmetros internos de 18 ¾” ou 16 ¾” e pressão de trabalho de 10.000 ou 15.000 psi, desce soldado a extremidade superior do revestimento de superfície de 20” ou 13 3/8” (poço slender).

Deve sustentar o revestimento de 20” e possuir internamente sedes para receber os suspensores dos revestimentos com diâmetros de 13 3/8”, 9 5/8” e 7”.

Externamente e no topo, o housing de alta pressão exibe um conector, padronizado com um perfil denominado Vetco H4, que irá servir como conexão para o BOP e outros equipamentos que futuramente serão descidos.

CABEÇA DE POÇO

CABEÇA DE POÇO

O conjunto composto por todos os alojadores e suspensores formarão o que chamamos de cabeça de poço submarina.

CABEÇA DE POÇO

Nas operações de perfuração offshore utilizando sondas flutuantes, os equipamentos são instalados no fundo do mar, distantes das plataformas. Devido a estas distâncias e à necessidade de abandono rápido do poço em caso de emergência, avanços foram dados no sentido de tornar as operações mais seguras e confiáveis.

O fato das sondas flutuantes poderem mudar de locação requer, seja por questões de logística ou por razões de segurança, um ponto de desconexão da estrutura junto ao fundo do mar. A solução adotada foi criar um sistema de cabeça de poço submarino, onde tanto os elementos de suporte de carga como os de vedação sejam instalados remotamente a partir da superfície. O BOP é instalado sobre esta cabeça de poço e é controlado da superfície através de uma linha umbilical. A ligação entre o BOP e a sonda é feita através do Riser de Perfuração, sem apoios intermediários, tracionado na superfície pelo sistema de tensionadores.

SISTEMA DE SEGURANÇA

O BOP é um equipamento submarino projetado para resistir aos esforços, aos quais está submetido. É composto basicamente por gavetas vazadas, gaveta cisalhante, válvula anular, linhas de choke e kill e válvulas associadas. Existe ainda um sistema de acionamento remoto e acumuladores de fluido de acionamento, que permitem o controle das principais funções (abertura e fechamento das válvulas) a partir da superfície.

O Lower Marine Riser Package (LMRP) é um equipamento acoplado ao BOP por um conector. O LMRP pode ser rapidamente desconectado do BOP pelo sistema remoto, quando por motivo de ocorrência de emergências, permitindo assim o abandono seguro do poço.

Na ocorrência de influxo ou erupção, o BOP é fechado e o fluido de perfuração passa a retornar pela linha de choke.

Os comandos enviados da superfície podem ser hidráulicos ou elétricos multiplexados por meio de ligação física com o BOP, utilizando mangueira ou cabo elétrico.

Existe ainda um sistema de acionamento acústico, que atua em caso de falha do sistema feito por ligação física. Em águas profundas, a desconexão de emergência do LMRP pode ser feita por um simples toque de botão na superfície, de maneira rápida e segura.



Sistema Diverter:

• Sistema de controle de baixa pressão de fluxo.

• Desvia fluidos efluentes do poço ou riser do piso de perfuração a favor dos ventos para fora da embarcação.

• Não é projetado para fechar o poço ou deter o fluxo do mesmo.

Equipamentos de Segurança de

Cabeça de Poço (ESCP).

Diverter

BOP

Plataforma Jack-up:

O sistema diverter deve ser utilizado nas primeiras fases do poço, pois as formações não apresentam resistência suficiente para suportar as pressões geradas com o poço fechado utilizando o sistema BOP.

O uso do BOP pode levar a fratura das formações, e caso seja encontrado um reservatório de gás raso, a fratura pode comunicá-lo com o fundo do mar, podendo levar ao afundamento da plataforma por crateramento.

Top Drive

Gás Raso

Anular 29 ½ x 2M

Linha de ataque

Flow line

C-29L

Linha de alívio 14”

Linha de alívio 14”

20”

Lente de are ia

Painel de acionamento

ES CP DE SUPERFÍCIE DIVERTER

Mud line

Vento


Diverter

Em poços pioneiros, onde não se tem conhecimento da área e há possibilidade de se encontrar zonas de pressão alta na fase inicial do poço, é instalado um dispositivo que promove a vedação do anular do poço, junto à mesa rotativa, chamado Diverter. Ele permite o redirecionamento do fluxo para os flowlines, onde é tratado, evitando que lama e cascalho sejam expelidos na mesa rotativa em caso de invasão de gás no anular. Este sistema é dimensionado para resistir à alta velocidade de impacto de areia e cascalho, mas não à alta pressão. Seu controle é projetado de modo a abrir os flowlines automaticamente quando o diverter é fechado.


Linha de alív io 10”

Linha de alív io 10”

DIV

LMRP

STACK

Riser Booster Line

DIVERTER FLUTUANTE

JF

Mud line

BJ

JT

Vento Painel de

acionamento do Diverter Unidades flutuantes:

A migração de fluido para a superfície devido a fratura da formação com o uso do BOP pode afetar a flutuabilidade da plataforma ou causar a instabilidade da cabeça de poço.


Junta de Riser e Conectores

O riser de perfuração é formado por vários trechos de tubos, juntas, que são conectados por flanges ou conectores localizados nas extremidades dos risers. Cada tubo apresenta normalmente diâmetro de 21 polegadas e comprimento de 40, 50, 70 ou 80 pés, mas existem comprimentos menores para ajustar o tamanho desejado.

Devido à sua geometria, os flanges ou conectores localizados nas extremidades das juntas geram altas concentrações de tensão. Por causa disto, essa região da junta é alvo de análise na verificação do dano à fadiga e, na maioria dos casos, a região do conector é quem determina a vida à fadiga do riser.


Linhas de Choke e Kill

As linhas de choke e kill são projetadas para resistirem altas pressões causadas por kicks ou blowouts, que se originam do influxo de fluidos indesejáveis partindo do poço para o espaço anular entre o riser de perfuração e a coluna de perfuração, já que as colunas de riser não possuem resistência para o controle de kicks ou blowouts. O procedimento para o controle do poço é o seguinte: fecha-se o BOP, o fluido passa a circular pela linha de choke e, então, o fluido adensado é bombeado pela linha de kill para auxiliar a retirada do fluido indesejado até atingir o controle.


• BOPBlowout Preventer (BOP), é um conjunto de válvulas que permite fechar o poço. O acionamento é feito na ocorrência de um kick, fluxo indesejado do fluido contido numa formação para o interior do poço.


• BOPSe este fluxo não for controlado eficientemente poderá se transformar num blowout, ou seja, poço operando sem controle. As conseqüências de um blowout podem ser: dano aos equipamentos da sonda, acidentes pessoais, perda parcial ou total do reservatório, poluição e dano ao ambiente, etc.


BOPO BOP é formado por

uma série de válvulas de gavetas, acopladas umas sobre as outras, com configuração definida para vedação em torno das diversas colunas de trabalho no poço. Além das gavetas de tubo, há a gaveta cega ou cisalhante, capaz de cortar a coluna de trabalho e vedar o poço em caso de descontrole. Também há no topo do BOP a válvula anular ou válvula esférica, formada por um elemento resiliente, capaz de vedar ao redor de diferentes diâmetros de tubo.

Lower Marine Riser Package (LMRP)

O conjunto completo do BOP é montado em uma grande estrutura que pode pesar até 200 t no ar. Em caso de emergência, uma vez fechado o poço, é possível desacoplar a parte superior do BOP, conhecida como LMRP.

Este procedimento é utilizado na situação em que a sonda de perfuração, com posicionamento dinâmico, não consegue manter sua posição, ou por ação de condições ambientais extremas, seja por falha em sistema de controle da plataforma. Neste equipamento, estão os módulos de controle, que são alimentados por um umbilical eletro-hidráulico, que é posicionado externamente ao riser e conectado aos painéis de controle na superfície.


FlexJoints

Para atenuar o momento fletor atuante na base do riser, uma flexjoint é montada no topo do LMRP e conectada ao riser . A flexjoint é formada por um elemento metálico articulado, que tem por função proteger o elemento flexível e resistir à tração a que normalmente está submetida esta seção do riser. O elemento flexível interno provê vedação e continuidade entre os dois elementos articulados da junta, permitindo que haja um deslocamento angular entre os eixos dos dois elementos, mantendo a estanqueidade. Também são instaladas flexjoints na interface entre o diverter e a junta telescópica e em algumas sondas também entre a junta telescópica e a primeira junta de riser.


Jumper Lines

Para fazer a conexão das linhas de choke, kill e outras linhas auxiliares do riser com os respectivos acessos nos manifolds na sonda, há a necessidade de introdução de um elemento com flexibilidade para absorver os deslocamentos verticais da junta telescópica. Normalmente é usada uma mangueira de alta pressão e no BOP, os deslocamentos angulares da flexjoint, são absorvidos com o uso de um loop helicoidal de aço incorporado ao lower marine riser. Estes elementos são as jumper lines.


Flutuadores (módulos de empuxo)

A tração máxima do riser ocorre no topo, assim, os módulos de flutuação são anexados ao riser para diminuir a tração requerida na superfície. Os módulos de empuxo podem ser fabricados de espuma sintática. Apesar de trazer grandes vantagens, deve-se tomar cuidado com o aumento da força de arrasto devido à corrente, pois esta força é diretamente proporcional ao diâmetro total do riser, incluindo o módulo de empuxo. Alguns destes flutuadores chegam a reduzir o peso submerso da junta em mais de 90%.


Cabos Tensionadores

Para evitar a flambagem do riser, é necessário mantê-lo sempre tracionado. Isto pode ser feito em parte pelos módulos de empuxo (flutuadores), mas a maior parte cabe ao sistema de tracionamento. A força de tração é exercida por cabos de aço ligados a um anel fixado logo abaixo do elemento deslizante, ou seja, no topo do cilindro externo da junta telescópica. Os cabos são distribuídos ao longo do anel e uma mesma tração, uniforme é aplicada. A tração nos cabos é exercida por cilindros hidráulicos lineares com câmara ligada a uma bateria de grande volume de garrafas de alta pressão de ar comprimido de modo que o deslocamento não provoque alteração significativa na tração. Os cabos são ligados aos cilindros por sistemas de polias que compatibilizam o curso admissível da junta telescópica com o curso dos pistões.


OPERAÇÕES• Alargamento e Repassamento

O alargamento, como o próprio nome sugere, é o processo de aumentar o diâmetro do poço com uma broca maior ou com um alargador localizado acima da broca. O repasse é usado quando por algum motivo ocorre estreitamento do poço, assim, necessitando passar a broca mais uma vez. • Conexão, Manobra e Circulação

A conexão é a união de um tubo de perfuração a outro, pois à medida que o poço vai sendo perfurado, tubos vão sendo conectados e içados ao poço.

A manobra completa corresponde à descida ou a retirada da coluna. Um exemplo seria a retirada de toda a coluna de perfuração na troca de uma broca. Geralmente a coluna é montada ou desmontada em seções de três em três tubos.

A circulação é a passagem de fluido de perfuração pelo interior da coluna a partir da superfície e o retorno é feito pelo espaço anular. A broca é mantida pouco acima do fundo do poço enquanto os cascalhos são levados até a superfície através do espaço anular pelo fluido.

• Perfilagem a Poço Aberto - É o processo que ocorre após a perfuração de uma fase do poço para determinar o perfil do poço, ou seja, a imagem visual, em relação a profundidade, de uma ou mais características ou propriedades das rochas perfuradas (resistividade elétrica, tempo de trânsito de ondas mecânicas, radioatividade natural ou induzida, etc). Os perfis são obtidos através do deslocamento contínuo de um sensor de perfilagem (sonda) no interior do poço.

• Pescaria - Quando um objeto cai, se parte ou fica preso no interior de um poço, na indústria do petróleo dá-se o nome de “peixe”, este processo de retirada do “peixe” interrompe as operações normais de perfuração e é chamado de “pescaria”. Alguns exemplos de pescaria são: quebra, aprisionamento ou queda da coluna de perfuração, ruptura da broca, queda de acessórios de perfuração, etc. • Testemunhagem - É a retirada de uma amostra real da subsuperfície de uma formação rochosa, chamada testemunho, para obter informações referentes à geologia, engenharia de reservatórios, completação e perfuração, porosidade, textura, permeabilidade, saturação de óleo e água, etc.

OPERAÇÕES

OBJETIVOS• PREENCHER O ESPAÇO ENTRE O REVESTIMENTO E

A PAREDE DO POÇO

FUNÇÕES • PROVER O ISOLAMENTO HIDRÁULICO ENTRE AS

DIFERENTES ZONAS PERMEÁVEIS• SUPORTAR A COLUNA DE REVESTIMENTO,• PROTEGER O REVESTIMENTO CONTRA FLUIDOS

AGRESSIVOS.

CIMENTAÇÃO

Ferramentas para assentamento e cimentação de revestimentos:• Sapata flutuante (fill up): permite o fluxo de fluido de baixo para cima;

• Colar flutuante: recebe os plugs de fundo e de topo durante a cimentação. Possui sistema anti-rotacional que ajuda no seu corte no retorno à perfuração.

• Centralizador: visa a distribuição uniforme do cimento;

Sapata flutuante Colar flutuante Centralizador

CIMENTAÇÃO

Cabeça de cimentação: aloja a esfera e o dart para desassentamento dos plugs de fundo e de topo respectivamente. Permite a injeção da pasta e dos tampões por dentro da coluna.

CIMENTAÇÃO

Válvula equalizadora Plug de topo

Válvula equalizadora: fica na running tool. Os plugs permitem passagem de pressão de baixo para cima, mas vedam de cima para baixo. A válvula permite a equalização das pressões abaixo dos plugs e acima destes, impedindo a formação de uma câmara pressurizada;

CIMENTAÇÃO

Cimentação do revestimento de 20”:

Pata de elefante: tubo fechado com furos para o jato de cimento ser lateral, havendo uma distribuição uniforme;

Coluna de assentamento 5”

Housing 16 ¾”

Cauda de Cimentação 5”

Pata de elefante

Biqueira de borracha

Ferramenta de assentamento (RT)

Revestimento 20”

Sapata fill up


Housing 16 ¾”


Pata de elefante



Revestimento 20”

Sapata fill up


Housing 16 ¾”


Pata de elefante



Revestimento 20”

Sapata fill up

CIMENTAÇÃO

Cimentação dos revestimentos intermediário e de produção:

Plug de fundo: acionado com esfera

Colchão a frente

Cimento

Plug de topo: acionado com lançamento de dart

Colar flutuante

Fluido de deslocamento

CIMENTAÇÃO

Completação de Poços

Conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou gás de forma segura e

econômica

Quanto ao posicionamento da cabeça do poço:

- Completação seca: poços terrestres ou marítimos em lâmina d’água rasa (plataforma fixa apoiada no fundo do mar).

- Facilita intervenções no poço.

- Completação molhada: poços marítimos.

TIPOS DE COMPLETAÇÃO

Quanto ao número de zonas:

(a) Simples: 1 única coluna de produção produzindo somente 1 zona de interesse.

- Múltipla: permite produzir ao mesmo tempo 2 ou mais zonas diferentes, através de uma ou mais colunas de produção.

(b) Seletiva: 1 coluna de produção que permite produzir 2 zonas em conjunto ou uma das zonas alternativamente.(c) Dupla: produção de 2 zonas independentes através de 2 colunas.

(a) (c)(b)


- Quanto ao revestimento de produção (1) a poço aberto: para formações consolidadas.

- Maior área aberta ao fluxo, menor custo, sem dano da cimentação- Falta de seletividade

(2) com liner rasgados- Melhor sustentação das paredes- Maior custo, mudança de diâmetro

(3)(1) (2)

(3) com revestimento ou liner canhoneados- Seletividade da

produção, diâmetro único

- Alto custo (revestimento e canhoneio), dano da cimentação


ÁGUA

GÁS

ÓLEO

FLUIDO DEPERFURAÇÃO

TAMPÃO DECIMENTO

O poço pode ser completado imediatamente após a perfuração ou pode ter sido abandonado temporariamente.

COMPLETAÇÃO

SONDA DE COMPLETAÇÃO

HOUSING

TAMPÕES DECIMENTO

CABOS GUIA

POSTESGUIA

Permitindo o acesso ao interior do poço...

Completação molhada: instalação dos cabos guia e retirada da capa de abandono.

Cabeça de revestimento

Cabeça de produção


Completação seca: instalação da cabeça de produção.

Completação seca em lâmina d’água rasa:Tie Back – no mar, em águas rasas, pode-se trazer a cabeça de poço até a superfície prolongando-se os revestimentos que estavam ancorados nos equipamentos no fundo do mar


Instalação do BOP


CABOS GUIA

TAMPÕES DE

CIMENTO

BOP

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

BROCA

DRILL PIPE

RASPADOR

CONDICIONADORDE TOPO LINER

Condicionamento do revestimento de produção

Condicionamento = descida de coluna com broca e raspador para gabaritar o interior do revestimento.

Troca do fluido de perfuração pelo fluido de completação.

É uma solução salina utilizada em todas as operações de completação, com a finalidade de

garantir o controle do poço, devendo apresentar as seguintes funções:

- Controlar as pressões de subsuperfície;- Proteger os equipamentos contra a corrosão;- Não devem induzir qualquer dano a formação

produtora.

Fluido de completação

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

CANHÃO

JATOS

CCL

CABOELÉTRICO

Canhoneio da zona produtora

Diferencial de pressão:Diferencial de pressão:UnderbalanceUnderbalanceOverbalanceOverbalance

Descida do canhão:Descida do canhão:Canhão convencional – descido Canhão convencional – descido através de cabo, por dentro do através de cabo, por dentro do revestimento.revestimento.

Canhão TCP (Tubing conveyed Canhão TCP (Tubing conveyed perforator) – desce enroscado perforator) – desce enroscado na própria coluna.na própria coluna.

Canhão a cabo através da Canhão a cabo através da coluna de produção.coluna de produção.

ÓleoÓleo

Entrando em contato com a formaçãoGeometria do canhão-Densidade de jatos- Penetração dos jatos- Defasagem entre jatos- Diâmetro do orifício

Teste da formação produtora

Completação provisória do Completação provisória do poço para avaliação do poço para avaliação do potencial produtivo da potencial produtivo da

formação testada:formação testada:

- Isola o intervalo a ser Isola o intervalo a ser testado.testado.

- Estabelece um Estabelece um P entre P entre poço e formação.poço e formação.

- Promove através da válvula Promove através da válvula de fundo períodos de fluxo de fundo períodos de fluxo

(medição da vazão na (medição da vazão na superfície) e estática.superfície) e estática.

- Registro contínuo das Registro contínuo das pressões de fundopressões de fundo

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

VÁLVULADE TESTE

P & T PACKER

VÁLVULA DECIRCULAÇÃO

AMOSTRADOR

Coluna de produçãoFinalidades da coluna de produção:Finalidades da coluna de produção:

-Conduzir fluidos até a superfície, Conduzir fluidos até a superfície, garantindo estanqueidade.garantindo estanqueidade.- Permitir instalação de Permitir instalação de equipamentos para elevação equipamentos para elevação artificial.artificial.-Possibilitar a circulação de fluidos Possibilitar a circulação de fluidos para amortecimento do poço.para amortecimento do poço.

Pode ter cauda permanente, Pode ter cauda permanente, permitindo em futura intervenção, a permitindo em futura intervenção, a retirada da parte superior, retirada da parte superior, mantendo os intervalos mantendo os intervalos canhoneados isolados.canhoneados isolados.

DESCIDA DOS ESQUIPAMENTOS

DE FUNDO DE POÇO

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

TSRPACKERHIDRÁULICO

SLIDING SLEEVESTANDING VALVE +NIPPLE R

Equipando o poçoTSR (junta telescópica): absorve TSR (junta telescópica): absorve expansão/contração da coluna e permite retirada expansão/contração da coluna e permite retirada da coluna sem desassentar packer e cauda.da coluna sem desassentar packer e cauda.

Packer: veda espaço anular entre revestimento e Packer: veda espaço anular entre revestimento e coluna (protege o revestimento, possibilita gas-lift coluna (protege o revestimento, possibilita gas-lift e produção seletiva).e produção seletiva).-Recuperável (mecânico, hidráulico) Recuperável (mecânico, hidráulico) - Permanente (cabo elétrico)Permanente (cabo elétrico)

Sliding sleeve (camisa Sliding sleeve (camisa deslizante): pode ser aberta ou deslizante): pode ser aberta ou fechada por cabo para prover fechada por cabo para prover comunicação anular – coluna. comunicação anular – coluna. Pode colocar em produção ou Pode colocar em produção ou isolar zona entre packers.isolar zona entre packers.

Nipple R + standing valve: sub Nipple R + standing valve: sub alojando standing valve alojando standing valve impedindo fluxo de cima para impedindo fluxo de cima para baixo.baixo.

RETIRADA DA COLUNA DE TRABALHO

Equipando o poço

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

CAMISADO TSR

STANDING VALVE +NIPPLE R

MANDRILDO TSR

DESCIDA DA COLUNA DE PRODUÇÃO E INSTALAÇÃO

DO TUBING HANGER

Equipando o poço

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

MANDRIS DEGAS LIFT

DHSV

Mandris de gas lift: alojam as Mandris de gas lift: alojam as válvulas que permitem a circulação válvulas que permitem a circulação de gás do anular para dentro da de gás do anular para dentro da coluna.coluna.

DHSV (Down hole safety valve): DHSV (Down hole safety valve): fica em torno de 30 m abaixo do fica em torno de 30 m abaixo do fundo do mar e tem a função de fundo do mar e tem a função de fechar o poço em casos de fechar o poço em casos de emergência. Possui mola tendendo emergência. Possui mola tendendo a fechá-la. É mantida na posição a fechá-la. É mantida na posição aberta através de linha de controle aberta através de linha de controle permanentemente pressurizada.permanentemente pressurizada.


TUBINGHANGER

RISER DECOMPLETAÇÃOT.H.R.T.

PERFIL DORISER DE

COMPLETAÇÃO

DESCIDA DA COLUNA DE PRODUÇÃO E INSTALAÇÃO DO TUBING HANGER

Instalando TH

Riser de completação: Riser de completação: assenta TH e ANM.assenta TH e ANM.

ASSENTANDO TAMPÃO NO “BORE” DE PRODUÇÃO DO

TUBING HANGERSONDA DE COMPLETAÇÃO

VÁLVULA DEDUPLA VEDAÇÃO

PERFIL DOTUBING HANGER

TAMPÃO

DHSV

Tubing hanger: Alojado no housing Tubing hanger: Alojado no housing de alta pressão ou na base de alta pressão ou na base adaptadora de produção (BAP).adaptadora de produção (BAP).

Suporta o peso da coluna de Suporta o peso da coluna de produção e veda para a superfície produção e veda para a superfície o anular entre a COP e o o anular entre a COP e o revestimento de produção.revestimento de produção.

Orifício de 4” - acesso a coluna de Orifício de 4” - acesso a coluna de produção, 2” - acesso ao anular, 1 produção, 2” - acesso ao anular, 1 ou 2 orifícios para passagem de ou 2 orifícios para passagem de fluido hidráulico de acionamento fluido hidráulico de acionamento da DHSV e um 3da DHSV e um 3oo orifício para orifício para conexão de cabo elétrico utilizado conexão de cabo elétrico utilizado no PDG. no PDG.

Instalando TH

BOP

RETIRANDO BOP PARA INSTALAÇÃO

DA ÁRVORE DE NATAL


TAMPÃO

Retirando BOP

INSTALAÇÃO DA ÁRVORE DE NATAL


RISER DECOMPLETAÇÃO

ANM

SUPERFÍCIE

Descendo árvore de natal

Conjunto ANM

Arvore de Natal

DHSV

XO

S1

S2

W1

W2

M1 M2

BAP

ALOJADOR

CONECTOR DAANM

T.HANGER

ANEL DE VEDACAO

CONECTOR DAS LINHASDE FLUXO E CONTROLE

LINHAS DE FLUXO

BLOCO DE VALVULAS

TREE CAP STABS HIDRÁULICOSDA TRE CAP

VDV

FLOW LINE

UMBILICALDE CONTROLE

Produção com injeção de gás pelo anular:

Válvulas abertas M1, W1, M2 e W2.

A abertura das válvulas M1 e W1 permite a passagem do óleo e a abertura das válvulas M2 e W2, a injeção de gás no anular.

As válvulas S1 e S2 não são controladas pela plataforma de produção, permanecendo fechadas para se evitar acidentes;

Instalando Tree Cap

E o equipamento que transfere o comando da ANM da sonda para a UEP.

O umbilical hidráulico que vem da UEP interliga-se com a tree cap, que através de seu circuito hidráulico permite que a UEP acione as válvulas da ANM.

UEP com controle Sonda com controle

G 0 2 2 8

Conexão das linhas de fluxo

Seqüência operacional típica (ANM GLL com MCV):-Retirada da capa de abandono e jateamento da cabeça do poço;- Instalação da base adaptadora de produção (BAP);- Instalação do BOP submarino;- Execução das operações de completação, internas ao poço;- Instalação do suspensor de coluna de produção (TH)- Retirada do BOP;- Instalação da ANM;- Instalação da capa da árvore (TREE CAP);- Lançamento e conexão do módulo de conexão vertical diretamente na BAP.

Indução de surgencia


FLEXITUBO

ÁGUA

GÁS

ÓLEOPWF

PE

VÁLVULAS DEPRESSÃOFECHADAS

VÁLVULA DEORIFÍCIO

Alívio da pressão hidrostáticaInjeção de gáspistoneio

Poço em produção


INJEÇÃO DEGÁS

“TREE CAP”

PRODUÇÃODE ÓLEO

Controle de areiaProblemas da produção de areia:

-Deposição no interior do poço- Erosão dos equipamentos de superfície- Desmoronamento da formação- Perda de isolamento

Causas:- Formações inconsolidadas- Elevado Draw Down- Depleção do reservatório – aumento da tensão efetiva.

IMPEDIR PRODUÇÃO DE AREIA

COM MÍNIMA REDUÇÃO

DA PRODUTIVIDADE

DO POÇO

RETENÇÃO MECÂNICA

PROCESSOS QUÍMICOS

GRAVEL PACK

Métodos para o controle de areia

- Vazão restrita

- Areia resinada: preenche espaços criados atrás do revestimento devido a produção de areia. Bombeio de pasta de areia resinada através da coluna, sendo a pasta squeezada para a formação. A pasta resulta em meio poroso de boa permeabilidade, servindo de filtro para a areia da formação.

- Stand Alone: algum tipo de tela ou liner posicionado na frente do intervalo produtor. Arenitos devem ser homogêneos, com pouco teor de finos, funcionando como gravel natural. Mau selecionamento do arenito pode causar redução da permeabilidade da formação. Elevada velocidade de fluxo pode ocasionar erosão.


-Telas expansiveis: opção para poço aberto. Vantagem: maior diâmetro interno. Contem a areia de reservatórios friáveis/inconsolidados dispensando o uso de gravel packing.

- Gravel a poco revestido: mais utilizada em poços verticais. Preenche canhoneados e anular tubo telado – revestimento com areia, formando pacote compacto. A tela contem a areia do gravel, e esta contem a areia da formação. Controle de areia efetivo em intervalos com intercalações. Dano pode reduzir permeabilidade do pacote original.


Controle de areia- Gravel a poço aberto: mais utilizado em poços horizontais. Preenchimento do anular telas-poco aberto com gravel. A tela deve conter a areia da formação. Maior área aberta ao fluxo. Requer reservatórios com arenito uniforme, sem contatos O/A e G/O próximos.

- Fracpack: Para poços revestidos e de baixa inclinação. Geração de fratura hidráulica preenchida com propante seguida de operação de gravel pack a poço revestido. Ultrapassa zona danificada do poço, ganho de produtividade...

Controle de areia

Shrouds

Meios filtrantes

AULA4_EXTRA- Perfuracao-4 e Completacao

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