PERF 2a Fluidos de Perfuracao Manha - Aula 2

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Construção de Poços de Petróleo

Perfuração

AULA 2 – MANHÃFLUIDOS DE PERFURAÇÃO E

HIDRÁULICA DE POÇO

Bibliografia para aula 2:

1. API Bulletin 13D, “The Rheology of Oil-Well Drilling Fluids”, 2nd Edition, May 1985.

2. API Report 13G, “Recommended Practice for Drilling Mud Report Form”, 2nd Edition, May 1982.

3. Bourgoyne Jr., Adam, et al; “Applied Drilling Engineering”, SPE Textbook Series, Vol. 2, 1986.

4. Moore, Preston; “Drilling Practices Manual”, 2nd Edition, PennWell Publishing Co., Tulsa; 1986.

5. Projetos de Poços de Petróleo – Geopressões e Assentamento de Colunas de Revestimentos (Luiz A.S. Rocha e Cecília T. de Azevedo) (Ed Interciência, 2007)

6. Fundamentos da Engenharia de Petróleo (José Eduardo Thomas –Organizador).

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� Fluidos de Perfuração

� Definição, Funções e Requisitos

� Propriedades Físicas

� Propriedades Químicas

� Tipos de Fluidos de Perfuração

� Fluidos Base-Água, Base-Água Inibidos, Aditivos

� Fluidos Base-Óleo, Aditivos

� Seleção de Fluidos

� Cuidados na Operação

� Hidráulica de poço

� Problemas operacionais de Poço

� Mecânica das Rochas - Geopressões (Introdução)

Agenda

Nesta aula serão vistos os conceitos básicos de fluidos de perfuração, quais as propriedades que caracterizam os fluidos e que são importantes no desempenho e efetividade do processo de perfurar o poço, que tipos de testes o mud engineer faz na sonda para o acompanhamento destas propriedades e as ações de mitigação para garantir que as propriedades permaneçam adequadas durante toda a perfuração.

Além disto, os principais sistemas de fluidos serão descritos (fluidos de perfuração à base-água e à base-óleo) e suas propriedades e aplicabilidades de acordo com suas características.

O mud engineer trabalha continuamente durante a perfuração (broca no fundo) controlando os aditivos e propriedades. Conhecer as propriedades de cada um destes aditivos faz parte do escopo deste curso.

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Fluido de Perfuração

Definição

São dispersões complexas de sólidos, líquidos e gases, usualmente constituídas de duas fases: uma dispersante (aquosa ou orgânica) e outra dispersa, cuja complexidade depende da natureza dos produtos dispersos, requisitos e funções necessárias.

.

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� Limpeza de cascalhos

� Exercer pressão contra os fluidos da formação, evitando que os mesmos entrem no poço (kick,blowout)

� Manter poço estável (mecânica das rochas) e não desmorone

� Limpar, resfriar e lubrificar broca

� Ser compatível com testes e perfilagens

� Evitar corrosão da coluna e equipamentos de superfície

Fluidos de Perfuração (Funções e Requisitos ) (1/4)

Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes, atégases. Os fluidos de perfuração devem ser especificados de forma a garantir uma perfuração rápida e segura. Assim, é desejável que o fluido apresente as seguintes características :�Ser estável quimicamente;• Estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente;• Facilitar a separação dos cascalhos na superfície;• Manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso;• Ser inerte em relação a danos às rochas produtoras;• Aceitar qualquer tratamento, físico e químico;• Ser bombeável;• Apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais equipamentos do sistema de circulação;• Facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço;e• Apresentar custo compatível com a operação.

Funções:� Limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá-los até a superfície;• Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca;• Exercer suficiente pressão hidrostática contra a formação de subsuperfície prevenindo assim que os fluidos residentes das rochas entrem no poço (evento que chamamos de kick);

•Transmitir dados para a superfície quando utilizando equipamentos do tipo MWD/PWD.

•Manter o poço recém perfurado aberto e estável até que o revestimento seja descido e cimentado.

Enfatiza-se que, além destas propriedades e funções, os fluidos de perfuração não devem:

•Ter características prejudiciais aos testes de formação posteriormente realizados. •Ser danoso a equipe e ao meio ambiente•Causar qualquer dano à formação. Nota: dano à formação resultará em perda de produtividade do poço (menor vazão)•Causar qualquer corrosão aos equipamentos de perfuração e superfície

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� Transmitir potência hidráulica a broca.

� Transmitir dados para a superfície quando

utilizando equipamentos do tipo MWD/ PWD.

� Prevenir danos à formação produtora.

� Reduzir o atrito entre a coluna de perfuração

e as paredes do poço.


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Sustentar as paredes do poço

Carrear os cascalhos

perfurados pela broca

Prevenir corrosão da coluna

e dosequipamentos

Inibir a reatividade

das formaçõesargilosas

Manter sólidos em suspensão

Evitar danos a formação produtora

Esfriar abroca

Minimizar o problema

de torque e de arraste

Garantir segurançaoperacional

Proteção ao meio ambiente


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• O fluido de perfuração NÃO deve...

– Ser danoso a equipe e ao meio ambiente

– Interferir no monitoramento do poço e

avaliação das formações

– Reduzir a produção do poço (Danificar o

Reservatório)


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SEGURANÇA SEGURANÇA MEIO AMBIENTEMEIO AMBIENTE

ESTABILIDADE DE POÇOESTABILIDADE DE POÇO

OTIMIZAÇÃO DA PERFURAÇÃOOTIMIZAÇÃO DA PERFURAÇÃO

AQUISIÇÃO DADOS GEOLÓGICOSAQUISIÇÃO DADOS GEOLÓGICOS

INTEGRIDADE DO RESERVATÓRIOINTEGRIDADE DO RESERVATÓRIO

CUSTOS COMPATÍVEISCUSTOS COMPATÍVEIS

PROJETO DE FLUIDOS DE PERFURAÇÃOPROJETO DE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

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Fluidos de Perfuração : propriedades mais usuais

- Teor de sólidos

- Filtrado

- Alcalinidades (Pm, Pf e Mf

- Forças gel

- Teores de cloreto e de bentonita

- Parâmetros reológicos

-pH- Massa Específica

QUÍMICASFÍSICAS

As propriedades de controle dos fluidos de perfuração são divididas em físicas e

químicas.

As propriedades físicas mais importantes a testar na sonda são:

-Massa específica,

-Parâmetros reológicos

-Forças gel (inicial e final),

-Filtrado

-Teor de sólidos.

As propriedades químicas mais importantes e determinadas com maior frequência nos laboratórios das sondas são:

-pH (concentração hidrogênica)

-Teores de cloreto e de bentonita

-Alcalinidades (Pm, Pf e Mf).

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Fluido de Perfuração – Propriedades físicas

� Massa específica

� Parâmetros Reológicos (ViscosidadeMarsh, Estabilidade Elétrica)

�Força gel�Parâmetros de Filtração�Teor de Sólidos

As propriedades físicas mais importantes e medidas nas sondas são a densidade, os parâmetros reológicos, as forças géis, os parâmetros de filtração e o teor de sólidos.

- Massa EspecíficaOs limites de variação da massa específica (peso) dos fluidos para perfurar uma fase são definidos pela pressão de poros (pressão atuante no fluido que se encontra no espaço poroso da rocha) (limite mínimo) e pela pressão de fratura (valor de pressão para o qual a rocha se rompe) (limite máximo) da formações expostas. Quando se deseja aumentar a massa específica do fluido adiciona-se geralmente a baritina (minério de BaSO4), que tem densidade de 4.25, bem maior que a densidade dos sólidos perfurados (2.6). Para a redução da massa específica, usa-se a água (densidade = 1.0) ou o óleo diesel (densidade = 0.82).

Obs:

A densidade (também massa volúmica ou massa volumétrica ) de um corpo define-se como o quociente entre a massa e o voleme desse corpo. O símbolo para a densidade é ρ) e a unidade SI para a densidade é kg/m³.Densidade relativa é a relação entre a densidade da substância em causa e a massa volúmica da substância de referência (a água é geralmente tomada como referência). Há uma pequena diferença entre densidade e massa específica . A massa específica, embora definida de forma análoga à densidade, contudo para um material e não um objeto, é propriedade de uma substância, e não de um objeto. Supõe-se pois que o material seja homogêneo e isotrópico ao longo de todo o volume considerado para o cálculo, e que este seja maciço. Um objeto oco pode ter densidade muito diferente da massa específica do material que os compõem, a exemplo os navios.

- Parâmetros ReológicosConsidera-se que o fluido segue um modelo reológico (Newtoniano, Binghaminano e Modelo de

Potência) , cujos parâmetros vão influir no cálculo de perdas de carga na tubulação e velocidade de transporte dos cascalhos. Para cada modelo reológico usado para caracterizar o fluido estão associados certos parâmetros. Ao modelo de Bingham estão associados o limite de escoamento e a viscosidade plástica. A viscosidade plástica é a medida da resistência ao fluxo devido a ação cisalhante do próprio líquido e do atrito mecânico entre os sólidos suspensos.O limite de escoamento é uma indicação da atração elétrica entre as partículas quando o fluido está em movimento. Ao modelo de potência se associam os índices de consistência (k) e o índice de comportamento de fluxo (n).

Para a medição destas propriedades é usado o viscosímetro rotativo (Viscosímetro Fann) ,como será visto mais adiante na parte de acompanhamento das operações de perfuração.

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� Parâmetros Reológicos (Viscosidade Marsh, EstabilidadeElétrica)

� Força gel

� Parâmetros de Filtração� Teor de Sólidos

- Forças GelA força gel é um parâmetro também de natureza reológica que indica o grau de gelificaçãodevido à interação elétrica entre partículas dispersas.Os fluidos de perfuração são fluidos tixotrópicos, ou seja, se “liquefazem” quando em movimento e retornam ao estado quase rígido quando em repouso. A diferença entre a força gel inicial (medida no viscosímetro com o fluido quase em fluxo) e a força gel final (medida no viscosímetro após 10 minutos de repouso) indica o grau de tixotropia do fluido de perfuração. Géis são descritos como progressivo/forte ou frágeis/fracos. Para um fluido de perfuração, o gel frágil é mais desejável. Neste caso, o gel inicial é formado muito rápido, mas se acumula com o tempo apenas ligeiramente. Este tipo de gel normalmente é facilmente quebrado e exigiria uma bomba de pressão baixa para quebrar circulação.

Obs:

• Tixotropia: Propriedade do escoamento – Viscosidade variando com o tempo.

• Gelificação: Desenvolvimento de estrutura durante a parada.Rápida e não progressiva (Picos

de pressão)

• Gel Inicial: Resposta do fluido imediatamente a parada (10 s) de manobra

• Gel Final: Resposta do fluido durante uma conexão (10 min)

- Parâmetros de filtraçãoA capacidade do fluido de perfuração em formar uma camada de partículas sólidas úmidas, denominada de reboco, sobre as rochas permeáveis expostas pela broca é de fundamental importância para o sucesso da perfuração e da completação do poço para produção Este processo é conhecido como filtração.

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� Parâmetros Reológicos (Viscosidade Marsh, EstabilidadeElétrica)

� Força gel

� Parâmetros de Filtração

� Teor de Sólidos

- Teor de sólidos

É uma propriedade controlada com rigor, pois o seu aumento implica em vários aspectos negativos, como:

· Aumento da densidade, viscosidade e força gel, implicando em maiores pressões

de bombeio (equipamentos mais robustos e caros), maiores pressões de fundo

podendo causar fratura nas rochas de subsuperfície;

· Desgaste nos equipamentos do sistema de circulação (sólidos abrasivos);

· Reboco mais espesso (estreitamento com possível prisão da coluna);

· Diminuição da taxa de penetração.

O tratamento na sonda pode ser preventivo ou corretivo. No tratamento preventivo, a

dispersão dos cascalhos é inibida quimicamente, facilitando sua remoção na

superfície (grãos maiores). No corretivo usa-se sedimentação natural (tanque de

decantação), diluição (onera o custo, já que exige o descarte de um volume de lama)

e a remoção forçada através dos equipamentos do sistema e tratamento da lama.

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Fluido de Perfuração – Processo de Filtração

• Finalidades

– Prevenir a entrada de filtrado na

formação.

– Minimizar o crescimento de

reboco - formação de um reboco

fino e de baixa permeabilidade.

– Estabilizar arenitos de formações

inconsolidadas.

– Minimizar o dano à formação.

O filtrado e espessura do reboco são dois parâmetros medidos durante as operações para

definir o comportamento do fluido quanto à filtração.

O fluido de perfuração apresenta, em frente a zona permeáveis, um influxo da fase

líquida para a formação (filtrado) devido ao diferencial de pressão poço x formação.

As partículas sólidas presentes no fluido formam um reboco em frente à rocha, cujapermeabilidade pode ser controlada e, conseqüentemente, o volume de filtrado para

a formação.

O filtrado tem alguns efeitos adversos na perfuração e por isto deve ser controlado.

Os aditivos controladores de filtrado mais comumente usados em lamas de base

água são os amidos e os polímeros derivados da celulose. A ação destas substâncias

é absorver a água livre do fluido e aumentar o volume tamponando os poros do

reboco, diminuindo sua permeabilidade.

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COMPRESSÃO / OVERBALANCECOMPRESSÃO / COMPRESSÃO / OVERBALANCEOVERBALANCEREBOCOREBOCOREBOCOFILTRADOFILTRADOFILTRADO

Mecanismo


152222222

Filtrado Estático X Dinâmico• Estático - parada da circulação - reboco cresce

com taxa decrescente e taxa de filtrado diminui com o tempo

• Dinâmico - circulação - reboco atinge uma espessura constante (erosão) e taxa de filtrado torna-se constante – Força viscosa de arraste na partícula é igual a

força devido a pressão diferencial que mantém a partícula imóvel na parede do poço

– Taxas de filtração dinâmica são superiores àestática


162222222

Efeitos da Pressão e Temperatura

• Pressão - V f α α α α ∆∆∆∆P1/2 - Entretanto, pouca influência devido grande compressibilidade (bentonita) do reboco.

Vf (500 psi) ≅≅≅≅ 1,15 Vf (100 psi)

• Temperatura.– T ↑↑↑↑ ⇒⇒⇒⇒ µµµµ ↓ ↓ ↓ ↓ ⇒⇒⇒⇒ Vf ↑↑↑↑– T ↑↑↑↑ ⇒⇒⇒⇒ floculação do fluido ⇒⇒⇒⇒ reboco de baixa

qualidade– degradação térmica dos aditivos - Filtrado HPHT


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• Durante a fase de perfuração (reboco espesso)– gera torque e arraste elevados– aumenta a possibilidade de prisão mecânica ou

por diferencial de pressão– diminui diâmetro do poço e aumenta

problemas associados a pressão de surge e swab

– interfere com a cimentação primária (aderência pasta de cimento-formação)

Problemas relativos ao filtrado:


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• Durante a fase de produção (dano à formação) – Tamponamento da formação - entrada de

sólidos e filtrado– Inchamento das argilas (adsorção de água) -

redução da permeabilidade

Problemas relativos ao filtrado:


Obs: equipamento que mede as características de filtração é chamado

“Filtro Prensa” e será visto mais adiante.

Obs:

Adsorver: adesão (fixação) de moléculas de um fluido (o adsorvido) a uma superfície sólida (o adsorvente).

Absorver: recolher em si, aspirar, sorver, sugar, embeber-se de.

O ato de absorver refere-se à ação de recolher, por exemplo, uma esponja absorve água, mas o líquido sai facilmente quando ela é espremida, o que não ocorre com a adsorção.

Na adsorção, as moléculas ou íons de uma substância ficam retidos (fixados) na superfície de sólidos por interações químicas e físicas.

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Fluidos de Perfuração : propriedades mais usuais

- Teor de sólidos

- Filtrado

- Alcalinidades (Pm, Pfe Mf

- Forças gel

- Teores de cloreto e de bentonita

- Parâmetros reológicos

-pH- Massa Específica

QUÍMICASFÍSICAS

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pH

pH = – log [H +]

Métodos : (1) papel indicador de pH(2) pH meter (potenciômetro)

0 7 14pH

Ácido Neutro Alcalino


- Potencial de Hidrogênio (pH)

O pH dos fluidos é medido, com o objetivo principal de reduzir a taxa de corrosão dos equipamentos

e evitar a dispersão das formações argilosas.

O termo pH é usado para expressar a concentração dos íons de hidrogênio em uma

solução aquosa. O pH é definido como: pH = -log [H+]

onde [H+] é a concentração do íon hidrogênio em moles/litro.

Para água pura, [H+] = [OH-] = 10-7, ou seja, pH=7. Em qualquer solução aquosa o

produto [H+] * [OH-] permanece constante, isto é, pH + pOH =14. Uma solução na

qual [H+] > [OH-] é dita ácida e quando [OH-] > [H+] ela é dita básica ou alcalina. O pH

dos fluidos de perfuração é mantido no intervalo alcalino, isto é, em valores acima de

7, para reduzir a taxa de corrosão e aumentar a eficiência dos dispersantes (evitar dispersão das formações argilosas).

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Fluido de Perfuração – Propriedades químicas

� teores de cloreto e de bentonitae a alcalinidade,

� OUTRAS:

� excesso de cal,

� teor de cálcio e de magnésio,

� concentração de H2S

� concentração de potássio .

- TEOR DE CLORETOS (ou salinidade)

A determinação da salinidade (mg/l de cloretos, mg/l de NaCl ou ppm de NaCL equivalente) do fluido de perfuração é importante para se detectar a perfuração de domos salinos ou influxo para o poço de água salgada das formações atravessadas. A determinação é feita por titulação com nitrato de prata.

Obs: Partes por milhão ou abreviadamente ppm é uma medida de concentração. Considerando a densidade das soluções aquosas = 1,00 g/mL (ou aproximado) pode usar-se as seguintes relações: ppm = mg/litro = µg/mL

- TEOR DE BENTONITA

Análise volumétrica é feita para indicar a quantidade de sólidos ativos (argilas) ou bentoníticos. Éé importante para identificar as características coloidais do sistema. O teste consiste em titular uma amostra de capacidade adsortiva das argilas.

- ALCALINIDADES

O termo alcalinidade indica a habilidade de uma solução para reagir com um ácido.

Nas sondas são determinados três tipos por método direto de titulação volumétrica:

· Alcalinidade parcial do filtrado, usando a fenolftaleína como indicador (Pf) ;

· Alcalinidade da lama, usando a fenolftaleína como indicador(Pm);

· Alcalinidade total do filtrado, usando o metil orange como indicador (Mf);

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� Base Líquido:

1. Água (potável ou salina) (Fluido Base água)

2. Óleo (diesel ou crú) (Fluido Base Óleo)

3. Óleo Mineral ou Sintético (Fluido Sintético)

� Base Gás: Mistura gás-líquido (espumas, lama aerada, etc)

Sólidos Dispersos - Partículas coloidais de vários tamanhos

Sólidos Dissolvidos - Geralmente soluções salinas

Fluidos de Perfuração (Tipos)

Contém

O principal critério de classificação de fluidos de perfuração se baseia no constituinte principal da fase contínua ou dispersante, como pode ser visto nas definições acima.

Um fluido à base-água s ão dispersões, onde o meio dispersante é uma fase aquosa e a fase dispersa é constituída por produtos sólidos é/ou líquidos. Em outras palavras, consiste de uma mistura de sólidos, líquidos e produtos químicos, com a água sendo a fase contínua da mistura. Alguns dos sólidos reagem com a água e com os produtos químicos dissolvidos e por isso são chamados “sólidos ativos”. A maioria dos sólidos ativos presentes nos fluidos à base-água é de argilas hidratáveis. Os produtos químicos adicionados ao fluido restringem as atividades dos sólidos, mantendo assim as propriedades dos fluidos dentro de faixas desejáveis ao longo de toda a perfuração. Outros sólidos presentes não reagem significativamente e, por isso, são chamados de “sólidos inativos”. Os sólidos inativos têm massas específicas variadas e, por isso, dificultam a sua análise e controle de sólidos na lama. Qualquer quantidade de óleo adicionada ao fluido à base-água deve permanecer emulsionada de maneira estável e em minúsculas gotículas descontínuas. Este tipo de mistura é chamado de emulsão óleo-em-água.

Lamas à base-óleo são emulsões, onde uma fase aquosa dispersa (solução eletrolítica) éemulsionada numa fase orgânica (Ex: HC) ou inorgânica (Ex: parafinas) dispersante. São similares em composição às lamas à base-água, exceto pelo fato de que a fase contínua é óleo orgânico (Fluido a base óleo) ou sintético (Fluido Sintético). Agora, a água adicionada é mantida em minúsculas gotículas descontínuas estáveis. Este tipo de mistura é conhecido como emulsão água-em-óleo. Outra grande diferença entre estes sistemas é que todos os sólidos são considerados inativos, pois não reagem com o óleo (quando os sólidos apresentam molhabilidade à água, o que é mais comum). Quando a taxa de água é superior a 10% em volume (caso típico dos sistemas usados no Brasil), faz-se necessário o uso de emulsificantes. Nestas lamas, todos os sólidos são considerados

inertes pois não reagem com o óleo.

Fluido à base Gás ou Ar são dispersões com alto teor relativo de gás (fluido circulante), podendo ser do tipo gás/líquido (aerado ou espuma,...) ou líquido/gás (névoa).

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Fluidos de Perfuração (Tipos de Fluidos de Perfuração)

Diferenças básicas na composição de Fluido Base Água (esquerda) e Fluido Base Óleo (direita).

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� Controle de alcalinidade e pH : cal viva, cal hidratada, bicarbonato de sódio e soda cáustica

� Bactericidas : formaldeído, soda cáustica, cal e triazina

� Redutores de cálcio - são usados para prevenir, reduzir e mitigar efeitos da contaminação pelos sulfatos de cálcio (anidrita e gesso). Mais comuns são: soda cáustica, barrilha (carbonato de sódio), bicarbonato de sódio e alguns polifosfatos

Fluidos de Perfuração (Aditivos Fluidos Base-Água)

Lime = CaO (Native Lime ou Cal). Pode também significar material contendo Ca e inorgânicos (carbonatos, óxidos e hidróxidos)

Gypsum = CaSO4 . 2 H2O (sulfato de cálcio desidratado), gesso

Starch preservatives – amido conservantes

Bicarbonato de Sódio – Na(HCO3)

Carbonato de Sódio – Na2CO3

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� Inibidores de corrosão – usados para controlar efeitos do O 2 e H2S. Cal hidratada e aminas são geralmente usadas para inibir corrosão. Fluidos base-óleo tem excelentes propriedades de inibição de corrosão

� Redutores de espuma – são usados em sistemas de fluidos salinos e salmouras saturadas, reduzindo a tensão superficial


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� Emulsificantes – adicionados ao sistema ativo de lama para criar mistura homogênea de 2 líquidos imiscíveis (óleo e água). Mais comuns: linosulfonatos modificados, ácidos graxos e derivados de amina

� Redutores de filtrado – reduzir água perdida para formação. Mais comuns: bentonitas, polímero de baixo peso molecular (CMC-ADS, carboximetilcelulose sódica), amido de milho, amido de mandioca, hidroxipropilamida (HPA). e amido pré-gelificada


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� Floculantes – usados para coalescer partículas coloidais em suspensão na lama, levando estas partículas a sedimentar. Mais comuns: sais, cal hidratada, gesso e tetrafosfato de sódio

� Espumantes – geralmente utilizados em fluidos para perfuração a ar. Agem como surfactantes para formar espumas na presença de água


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� LCM (material de combate à perda de circulação) – sólidos inertes são usados para plugar aberturas nas rochas, prevenindo assim a perda de fluidos para formação. Mais comuns: casca de nozes, flocos de mica e géis

� Lubrificantes – Utilizados para reduzir torque na broca e diminuir coeficiente de atrito. Mais comumente empregados: certos óleos e saponáceos

� Viscosificantes - argila ativada (nome comercial: bentonita), polímero de alto peso molecular (CMC-AVAS), goma xantana


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� Agentes mitigadores de prisão por pressão diferencial – reduzir atrito, aumentar lubricidade e inibir hidratação das argilas. Mais comuns são: ácidos graxos (Pipe lax, Ez-spot, Free Pipe), óleos, detergentes e saponáceos

� Controladores de folhelhos – controlam hidratação de folhelhos e desagregação das argilas: polímero catiônicos, NaCl, KCl, poliacrilamida, gesso, silic ato de sódio e linosulfonados.


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� Surfactantes – usados para reduzir a tensão superficial (óleo / água, água / sólidos, água / ar, etc)

� Adensantes – usados para prover peso ao fluido, aumentando sua densidade: barita, carbonato de cálcio, hematita, carbonato de cálcio e galena


312222222

Controladores de Filtrado• Polímeros

– Lignossulfonato - dispersante - reduz a viscosidade do fluido -reboco de melhor qualidade

– Amido - reduz a permeabilidade do reboco - não afetado pela salinidade do fluido. Problemas de fermentação (uso de bactericida). Degradação térmica T < 200 oF

– CMC (Carboxi-Metil-Celulose) - reduz a permeabilidade do reboco e aumenta viscosidade do filtrado - T < 300 oF

– Poliacrilato - defloculante - T < 400 oF, fluidos livres de cálcio e baixo teor de argila

• Agentes de tamponamento (diferentes distribuições granulométricas)– Carbonato de cálcio– Cloreto de sódio


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� Mais baratos

� Mais abundantes na natureza

� Menos agressivos ao meio ambiente

Fluidos de Perfuração (Fluidos Base-Água)

Os fluidos podem ser iniciais ou inibidos. São flui dos não-

inibidos (iniciais), utilizados no início dos poços , no qual as

exigências quanto as suas propriedades são mínimas, em

função da não-interação do fluido com os minerais d as rochas.

Principais fluidos iniciais:

�Fluido convencional

�Fluido nativo

�Fluido de baixo teor de sólidos

�Água doce ou água do mar

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� Misturar os produtos na sequência indicada

� Utilizar água com salinidade de no máximo 5.000 mg/ L

� Verificar dureza e teor de cálcio da água de prepar o

� Verificar a validade da argila – prazo: 06 meses


� Perfuração de poços de grandes diâmetros

� Perfuração de areias e calcários

� Confecção de tampões viscosos

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� Misturar os produtos na sequência indicada

� Utilizar água com salinidade de no máximo 5.000 mg/ L

� Verificar dureza e teor de cálcio da água de prepar o

� Verificar a validade da argila – prazo: 06 meses


� Perfuração em zonas de baixo gradiente de pressão (frágeis)

� Perfuração em zonas com perda de circulação parcial

� Fluido de baixo teor de sólidos

Fluido nativo

É o que utiliza a argila presente nas formações atravessadas pela broca, sendo necessária apenas a adição de água para manutenção da viscosidade e do peso. É um fluido de baixo custo, visto não ser necessária a adição de produtos químicos.

Fluido de baixo teor de sólidos.

Aplicações:

•Perfuração em zonas de baixo gradiente de pressão (frágeis);

•Perfuração em zonas com perda de circulação parcial.

Recomendação:

•São semelhantes às do fluido convencional.

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Fluidos Base Água• USADOS NAS FASES INICIAIS DE POÇO

– NATIVO• Água do mar + Argilas Nativas

– CONVENCIONAL• Água doce + Bentonita (20 a 30 lb/bbl)

– STA ( Salgado tratado com amido)• Água do mar qsp• Barrilha leve 0,5 lb/bbl• Bentonita 15,0 lb/bbl• Soda caustica pH 11• Amido 8,0 lb/bbl• Baritina Peso desejado

» (CUSTO 10 a 20 R$/bbl)

Fluido de Perfuração – Tipos

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Fluidos de Perfuração (Fluidos Base-Água Inibidos)

Fluido Inibido

� Inibição de natureza química ou física

� Argilas mais comuns presentes nas formações:

1. Esmectita – elevado grau de inchamento em presença de água

2. Ilita

3. Clorita

4. Caolinita – pouca reatividade com água, porém desprende-se da rocha com facilidade, causando obstrução dos poros

5. Camada mista

Fluidos inibidos

São fluidos que têm pouca ou nenhuma interação com as argilas presentes nas formações atravessadas pela broca durante a perfuração. Essa inibição pode ser de natureza química ou física.

Os fluidos inibidos são divididos em:

•Fluidos base água;

•Fluidos base orgânica.

A inibição dos fluidos base água é sempre menor do que a inibição dos fluidos base óleo. Quando se têm argilas muito sensíveis à presença de água, problemas na perfuração são frequentes, e a continuidade da operação só será possível com a utilização dos fluidos base óleo.

Os tipos de argilas mais comuns são:

•Esmectita – elevado grau de inchamento em presença de água;

•Ilita;

•Clorita;

•Caolinita – pouca reatividade com água, porém desprende-se da rocha com facilidade, causando obstrução dos poros desta;

•Camada mista.

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Principais problemas (incompatibilidade de argilas) :

� Enceramento da broca

� Anéis de obstrução no espaço anular

� Fechamento do poço

� Desmoronamento

� Prisão da coluna de perfuração

� Alargamentos do poço

Principais fluidos inibidos base água são:

1. Base cloreto de sódio tratado com polímero

2. Base cloreto de potássio tratado com polímero

3. Base cloreto de potássio com poliacrilamida

4. Base cloreto de potássio com polímero catiônico


Os principais problemas são:

•Enceramento da broca;

•Anéis de obstrução no espaço anular;

•Fechamento do poço;

•Desmoronamento;

•Prisão da coluna de perfuração;

•Alargamentos do poço.

Principais fluidos inibidos base água são:

•Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero;

•Fluido base cloreto de potássio tratado com polímero;

•Fluido base cloreto de potássio com poliacrilamida;

•Fluido a base cloreto de potássio com polímero catiônico.

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Fluidos de Base Água• USADOS NAS FASES INTERMED. E FINAIS

– STA– A BASE DE POLÍMEROS CATIÔNICOS

• Água doce ou do mar • Bentonita 2 a 5 lb/bbl• Polímero catiônico 4 a 6 lb/bbl• CMC AVAS 1 a 1,5 lb/bbl• CMC BBVAS 1 a 2 lb/bbl• Goma Xantana 1 a 2 lb/bbl• Soda caustica p/ pH 8,5 a 9,5• NaCl ou KCl p/ salin. Desejada

» ( CUSTO 50 A 80 R$ /bbl)


39

• PARA FASES INTERMED. E FINAIS– A BASE DE POLIACRILAMIDA

• Água doce ou do mar • Bentonita 2 a 5 lb/bbl• Poliacrilamida (PHPA) 1 a 2 lb/bbl• CMC AVAS 1 a 1,5 lb/bbl• CMC BVAS 1 a 2 lb/bbl• Goma Xantana 1 a 2 lb/bbl• Soda caustica p/ pH 8,5 a 9,5• NaCl ou KCl p/ salin. Desejada

» CUSTO 50 a 80 R$ / bbl

Fluidos de Base ÁguaFluido de Perfuração – Tipos

40

• PARA FASES INTERMED. E FINAIS– A BASE DE GLICOIS (formulação 1)

• Água doce qsp• KCL p/ Salinidade desejada • Goma Xantana 1 a 1,5 lb/bbl• CMC AVAS 1,0 lb/bbl • CMS BVAS 1,0 lb/bbl• Soda caustica p/ pH desejado • Glicol 3,0 % • Bactericida 0,3 lb/bbl • Antiespumante qsp• Baritina p/ peso desejado



41

• PARA FASES INTERMEDIARIAS E FINAIS– A BASE DE GLICOIS (formulação 2)

• Água doce qsp• Goma Xantana 1 a 1,5 lb/bbl• HP-Amido 4 lb/bbl• KCl p/Salinidade desejada• Poliacrilamida (PHPA) 2 lb/bbl• Glicol 3 a 6 % • CMC BVAS 0,5 lb/bbl• Bactericida 0,3 lb/bbl

• Baritina p/ peso desejado


42

Água doce ou salgada

� Água doce: perfuração na área terrestre;

� Água salgada: perfuração na área marítima em função da abundância desse fluido

� Perfuração em poços com ocorrência de perda total de circulação. Nesse caso, injeta-se fluido viscoso nas conexões para evitar sedimentação de detritos sobre a broca.


Água doce ou salgada

•Água doce: perfuração na área terrestre;

•Água salgada: perfuração na área marítima em função da abundância desse fluido.

Aplicação:

Perfuração em poços com ocorrência de perda total de circulação. Nesse caso, injeta-se fluido viscoso nas conexões para evitar sedimentação de detritos sobre a broca.

43

� Inibição proveniente de cátions fornecidos pelos sa is

� Mais utilizados:

a. NaCl em função do preço mais baixo e disponibilidade

b. KCl em função do grande poder de inibição


Fluidos salgados

São fluidos cuja inibição é proveniente dos cátions fornecidos pelos sais.

Os sais mais utilizados na confecção dos fluidos salgados são: o cloreto de sódio (NaCl) e o cloreto de potássio ( KCl ). O cloreto de sódio, em função do seu preço mais baixo e da sua disponibilidade na natureza; e o cloreto de potássio, em função do grande poder de inibição apresentado por ele.

44

� Cátion Na + é responsável pela inibição das argilas

� Perfuração de formações argilosas

� Perfuração marítima, na qual o abastecimento de águ a industrial é difícil e oneroso

� Perfuração de formações com presença de sal


Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero

O sal comum (cloreto de sódio), de fórmula química NaCl, em presença de água, dissocia-se em:

Na+ e Cl-

O cátion Na+ é o responsável pela inibição das argilas presentes nas formações perfuradas.

Aplicação:

•Perfuração de formações argilosas;

•Perfuração marítima, na qual o abastecimento de água industrial é difícil e oneroso;

•Perfuração de formações com presença de sal.

45

� Cátion Na + é responsável pela inibição das argilas

� Perfuração de formações argilosas

� Perfuração marítima, na qual o abastecimento de águ a industrial é difícil e oneroso

� Perfuração de formações com presença de sal


São fluidos não-dispersos, com inibição física fornecida pelos polímeros e inibição química fornecida pelo sal. O íon potássio atua como um eficiente inibidor de inchamento e dispersão de argilas.

O sal de potássio, de fórmula química KCl, em presença de água, dissocia-se em:

K+ e Cl-

sendo o cátion Cl+ o principal responsável pela inibição das argilas presentes no poço.

46

• USADOS NAS FASES HORIZONTAIS– DRILL IN FLUIDS

• Salmoura de NaCl ou água doce qsp• Goma Xantana 1,2 lb/bbl• HP-Amido 8 lb/bbl• Oxido de Magnésio 2 a 3 lb/bbl• CaCO3 ou NaCl micronizado 30 a 40 lb/bbl• Lubrificante 2%

» (CUSTO 100 A 250 R$/bbl)


47

• USADOS EM POÇOS HPHT• Água doce • Bentonita• Poliacrilatos - Estabilizador termico• Vinilamida/vinilsulfonato - Red. de filtrado• Lignina modificada - Red. de filtrado• AMPS (Acrilamida metil propano sulfonado ) - Redutor de

filtrado • SSMA (Estireno sulfonado anidrido maleico ) - Redutor de

filtrado

Fluidos de Base Água


48

� Parafina, biodiesel e óleo diesel (em desuso)

� Ácidos graxos

� Surfactantes

� Redutores de filtrado

� Argila organofílica

� Baritina e hematita

� Cloreto de cálcio ou cloreto de sódio

� Calcários fino e médio

� Óxido de cálcio (cal viva)

Fluidos de Perfuração (Aditivos Fluidos Base-Óleo)

49

� Também conhecidos como fluidos de emulsão inversa

� Óleo fase contínua + água dispersa em minúsculas gotículas.

� Composição básica:

� Óleo sintético, óleo mineral ou parafina

� Água salgada

� Emulsificante primário

� Emulsificante secundário

� Agente de molhabilidade

� Controlador de filtrado

� Óxido de cálcio

� Argila organofílica

� Adensante

Fluidos de Perfuração (Fluidos Base-Óleo)

Os fluidos não aquosos também são conhecidos como fluidos de emulsão inversa, e são classificados em:

•Fluido base óleo diesel – fora de uso;

•Fluido base parafina;

•Fluido base éster;

•Fluido a base glicol.

Fluido base óleo

Os fluidos são ditos base óleo quando a fase contínua ou dispersante é constituída por óleo e a fase dispersa, por água salgada adicionada sob forma de minúsculas gotículas, emulsionadaspela ação tensoativa de um surfactante específico. Esses fluidos são também conhecidos como fluidos de emulsão inversa. Os demais componentes dos fluidos base óleo são: emulsificantes (primário, secundário), saponificantes e alcalinizantes, redutores de filtrado, agentes de molhabilidade, dispersantes e gelificantes e adensantes.

Estes fluidos, pela característica especial de ser uma mistura de 2 líquidos imiscíveis (óleo e água), demandam tratamentos especiais e procedimentos de teste adequados. Para manter os dois líquidos estabilizados (isto é, para manter a água dispersa sem coalescer e decantar na mistura) , um emulsificante é adicionado para formar uma interface em torno da fase dispersa que causa as gotículas de água a se repelirem, permanecendo dispersas. A efetividade do emulsificante depende da alcalinidade e de eletrolitos presentes na fase aquosa (cloretos principalmente). Depende também da temperatura do fluido de perfuração.

50

� Baixa solubilidade das formações de sal (halita, silvita, taquidrita, carnalita e anidrita)

� Atividade físico-química controlada pela natureza e pela concentração do eletrólito dissolvido na fase aquosa

� Alta capacidade de inibição em relação às formações argilosas hidratáveis

� Alto índice de lubricidade ou baixo coeficiente de atrito

� Resistência a temperaturas elevadas (400 ºF)

� Baixa taxa de corrosão

� Peso específico (7,0 até 18,0 ppg)


Principais características dos fluidos base óleo:

•Baixíssima solubilidade das formações de sal, tais como halita, silvita, taquidrita, carnalita e anidrita;

•Atividade química controlada pela natureza e pela concentração do eletrólito dissolvido na fase aquosa;

•Alta capacidade de inibição em relação às formações argilosas hidratáveis;

•Alto índice de lubricidade ou baixo coeficiente de atrito;

•Resistência a temperaturas elevadas até 400 ºF;

•Baixa taxa de corrosão;

•Amplo intervalo para variação do peso específico, isto é: 7,0 lb/ gal até 18,0 lb/gal.

51

Aplicações:

� Poços profundos com elevados gradientes geotérmicos (T>300 ºF)

� Rochas solúveis em água (tais como evaporitos e domos salinos)

� Poços direcionas e horizontais (arraste ↓)

� Rochas hidratáveis e plásticas, como folhelhos e argilitos

� Poços depletados ou baixo gradiente de fratura

� Formações danificáveis por fluidos base água

� Poços que geram ambientes corrosivos

� Liberação de coluna (pressão diferencial)


Aplicação:

•Poços profundos com elevados gradientes geotérmicos, cujas temperaturas superam 300 ºF;

•Rochas solúveis em água, tais como os evaporitos e domos salinos;

•Poços direcionas e horizontais;

•Rochas hidratáveis e plásticas, como folhelhos e argilitos;

•Poços com baixa pressão de poros ou baixo gradiente de fratura;

•Formações produtoras danificáveis por fluidos base água;

•Poços que geram ambientes corrosivos;

•Liberação de coluna.

52

Limitações do uso:

� Poço com perda de circulação

� Sondas que não possuam sistema de remoção de sólidos adequados

� Descarte dos cascalhos em locais projetados especificamente para esse fim

Principais contaminantes:

� Água

� Sólidos


53

Aplicações na Perfuração de:

• Poços profundos

• Formações ativas

• Formações solúveis (halita, silvita, etc.)

• Poços direcionais, horizontais e delgados

Fluido Sintético


54

� Alto grau de inibição

� Baixíssima taxa de corrosão

� Estáveis acima de 350ºF (parafinas)

� Alto grau de lubricidade

� Amplo intervalo de densidade 7,0 – 20,0 lb/gal

� Não dissolve formações salinas

� Toxidade e biodegradabilidade função da fase óleo

Fluido Sintético - Características


55

� Dificuldade de detecção de hidrocarbonetos

� Incompatível com alguns perfis.� Maior possibilidade de contaminação por água.

� Limitação dos tipos de perfis� Indisponibilidade em caso de perda

� Maior custo inicial

Fluido Sintético - Desvantagens


56

Fluidos de Emulsão Inversa• A BASE DE ÓLEO DIESEL

• FORA DE USO desde o final da década de 80 para atender aos critérios de proteção ao Meio Ambiente.

• FLUIDOS SINTÉTICOS• A BASE DE ÉSTER• A BASE DE ÉTER• A BASE DE OLEFINAS• ALDEIDOS• LINEAR ALQUIL BENZENO• PARAFINAS


57

Fluidos Sintéticos (atuais)• COMPOSIÇÃO BÁSICA

• Parafina qsp Razão S/A 70/30• Emulsionante 6 a 10 lb/bbl• Cal viva 2 a 4 lb/bbl• Argila Organofílica 3 a 6 lb/bbl• Redutor de filtrado 4 a 6 lb/bbl• Modificador reológico 0,5 a 2 lb/bbl



58

• PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS• A BASE DE PARAFINA C13 + / C14 +

• ALTA LUBRICIDADE• ALTA INIBIÇÃO• BOM PODER DE CARREAMENTO• ALTA RESISTENCIA A CONTAMINANTES

• TEMPERATURA • SAIS, ETC.

• NÃO AGRESSIVO AO MEIO AMBIENTE• BAIXA TOXICIDADE• ALTA BIODEGRADABILIDADE (75% em 28 dias)

Fluidos Sintéticos (atuais)


59

• APLICAÇÕES• POÇOS DE LONGO ALCANCE (ERW)• POÇOS DE ALTA INCLINAÇÃO• POÇOS HORIZONTAIS• POÇOS COM HPHT• PERFURAÇÃO DE INTERVALOS SALINOS

Fluidos Sintéticos (atuais)


60

Fluidos a Base de Ar• AR PURO OU GÁS

• Utiliza ar puro seco ou um gás. • Densidade máxima de 0,3 lb/gal

• NÉVOA• É uma dispersão grosseira de um líquido

em um gás. É formada pela injeção de uma pequena quantidade de liquido ( água + espumante) no fluxo de ar do sistema de circulação


61

• ESPUMA • É uma dispersão grosseira de um gás em um

líquido. A fase continua é constituída por uma membrana que envolve as bolhas de ar ou gás.

• Atinge ótima capacidade de carreamento a partir da relação volume de líquido/volume total entre 0,02 e 0,05

• FLUIDO AERADO• É formada a partir da injeção de ar ou um gás no fluxo

continuo do fluido para redução da densidade em sistema fechado.

• Limite mínimo de densidade 3,0 lb/gal.

Fluidos a base ar


62

Fluidos de Perfuração - Seleção

Os fluidos à base-água são os mais utilizados. Fluidos à base-óleo são em geral mais caros e requerem cuidados mais restritos quanto à poluição. Seu uso é normalmente restrito a formação com temperatura muito elevada (HPHT) ou formações afetadas negativamente pelo fluido à base-água (por exemplo, folhelhos do pós-sal da Bacia de Campos).

O uso de fluidos à base de gás é limitado a formações competentes e impermeáveis. O uso de ar, gás ou mistura gás/líquido está restrito aos campos onde as formações são muito duras e a taxa de penetração tende a ser muito baixa e onde as formações apresentam pressões de poros muito baixas. Sistemas de fluidos à base de mistura gás/líquido são usados em situações especiais (por exemplo, na perfuração under-balance para melhorar eficiência de carreamento de cascalhos).

.

63

Critérios básicos de seleção do fluido:

– Tipo de formação a ser perfurada (argilosidade,

evaporitos,...)

– Temperatura, Pressão e característica das rochas (k,

pe, pfratura, etc)

– Tipo de completação e método da avaliação da formação produtora (perfilagem, testes, etc)

– A qualidade da água disponível

– Considerações de meio-ambiente (por exemplo, é proibido uso de fluido à base de óleo diesel em operações marítimas)

– Análise de poços correlatos

– Custos

Fluidos de Perfuração - Seleção

64

O que são poços correlatos ? • São os poços mais próximos à locação

onde será perfurado o poço a ser projetado, em que há uma expectativa de similaridade litológica.

Poços Correlatos

Fluidos de Perfuração – Seleção por poços correlatos

65

Houve êxito na perfuração dos correlatos ? • Sim. Verificar se os tipos de fluidos

utilizados, formulação, propriedades e recomendações dos correlatos podem ser aplicados no poço em questão.

Poços Correlatos


66

Houve êxito na perfuração dos correlatos ? • Não. Verificar a necessidade de modificação

do tipo de fluido e adequação da formulação e das propriedades. Incluir recomendações para prevenir os problemas ocorridos nos correlações.

Poços Correlatos


67

PROBLEMAS DE POÇO• ENCERAMENTO• LIMPEZA DE POÇO• PERDA DE CIRCULAÇÃO• PRISÃO• KICK • TOPADA DE PERFIL• ALARGAMENTO EXCESSIVO• HIDRATOS• H2S E CO2

Análise dos Poços Correlatos


68

• TIPO DE POÇO• PERFILAGEM• TESTEMUNHAGEM • TEMPERATURA DE FUNDO• TESTE DE ABSORÇÃO• INCLINAÇÃO• TIPO DE COMPLETAÇÃO• ÓLEO PESADO• PRESSÕES DE RESERVATÓRIO• PRESSÕES ANORMAIS• DEPLEÇÃO DE ZONAS PRODUTORAS• MEIO-AMBIENTE

Dados PreliminaresFluidos de Perfuração – Seleção por poços correlatos

69

12,413 3/824568903

9,92012198903

14,59 5/839168692

12,613 3/824908692

9,62013068692

13,09 5/833319201

12,813 3/820289201

Valor (lb/gal)

SapataProf. Vert . (m)

L.A. (m)

POÇO

Teste de Absorção


70

1. DEFINIÇÃO DOS FLUIDOS POR FASE

2. DEFINIÇÃO DAS FORMULAÇÕES E PROPRIEDADES

• TESTES DE LABORATÓRIO

• HISTÓRICO

• SIMULADORES

3. PROCEDIMENTOS E RECOMENDAÇÕES

4. CONTINGÊNCIAS

Elaboração do Projeto de Fluidos


71

FASES INICIAIS (30”, 26”, sem retorno):

• POUCA INIBIÇÃO QUÍMICA

• RAPIDEZ

• BOA CAPACIDADE DE LIMPEZA

Definição dos Fluidos


72

FASE INTERMEDIÁRIA (17 ½” e 12 ¼”)• LUBRICIDADE

• ALTA INIBIÇÃO

• ALTAS TAXAS

• LIMPEZA REQUISITOS



73

FASES FINAIS (8 ½”, 6 1/8”, ...)• LUBRICIDADE

• ALTA INIBIÇÃO - QUALIDADE DE POÇO

• NÃO PROVOQUE DANO

• FÁCIL REMOÇÃO DO REBOCO



74

� Tempo de Manobra� Prisão de coluna� Back reaming e circulação� Aspecto do cascalho� Caliper

Indicadores de Qualidade do Poço

Fluido de Perfuração – Cuidados na perfuração

75

CALIBRADO

ALARGADO

Qualidade do Poço


76

TOPADA DE PERFIL

Qualidade do Poço


77

• OVERBALANCE MENOR POSSÍVEL• BAIXO FILTRADO• CONCENTRAÇÃO E GRANULMETRIA

ADEQUADA DE OBTURANTE• LUBRICIDADE• LIMPEZA• CALIBRE DO POÇO• REMOÇÃO DO REBOCO

• ÁCIDO• QUEBRADOR ENZIMÁTICO• QUEBRADOR QUÍMICO

Cuidados na Perfuração do Reservatório


78

Single pore blocking

Gradual blocking Bridging

Dano à Formação – Bloqueio dos Poros


79

• Margem de Segurança de Riser (MSR)

– Definição

É o acréscimo de peso que o fluido tem que ter para manter a pressão de fundo acima da pressão de poros em uma situação de desconexão de emergência do riser.


80

É o valor que deve ser acrescentado ao peso específico do fluido para compensar a redução da pressão hidrostática no fundo, em caso de desconexão do riserem sonda “DP” em que ocorre a perda do fluido de perfuração do interior do riser.

Margem de Segurança de Riser


81

RISER

P2

FUNDO MAR

P1

MSR = P2 -P1



82

EXEMPLO: LÂMINA DÀGUA / MR = 1000 m

TOPO DO RESERVATÓRIO = 3000 m

PRESSÃO DO RESERVATÓRIO = 4590 psi1) Qual seria o peso específico do fluido se não lev asse em consideração a

margem de segurança de riser, mantendo-se o overbal ance de 400 psi ?

4990 psi = 0,17 x 3000 x P1

P1 = 9,8 lb/gal

2) Qual deve ser o peso do fluido, considerando um overbalance de 400 psi sobre a formação e a possibilidade de ocorrência de uma desconexão do riser?

4990 psi = 0,17 ( 1000 m x 8,6 lb/gal + 2000 m x P2 )

P2 = 10,4 lb/gal

3) Qual a margem de segurança do riser para a condiç ão de overbalance de 400 psi ?

MSR = 10,4 – 9,8 = 0,6 lb/gal



83

Como efetuar a limpeza do poço?

• Transmitir potência hidráulica à broca (relativamente fácil)

• Uso da viscosidade

• Evitar decantação dos cascalhos durante paradas e perdas de circulação

• Uso de uma vazão adequada


84

Manter os sólidos em suspensão quando não há bombeio:

• Para que se possa estimar o tempo de retorno (dado muito importante para a geologia) e, principalmente, evitar prisão de coluna

• Tixotropia

- quando parado – altíssima viscosidade

- quando bombeado – baixa viscosidade


852222222

Processo de queda da partícula

Fr – FORÇA DE ATRITO

E - EMPUXO

Pe – PESO

S – ÁREA DE PROJEÇÃO

FFrr + EE = PPee


86

Retirada de Cascalho• Velocidade de queda de uma

partícula:

- Propriedades da partícula: forma, rugosidade, tamanho, densidade.

- Propriedades do fluido: densidade e parâmetros reológicos

( )fssed

grv ρρ

η−=

2

9

2

Baseado na Lei de Stokes, como podemos melhorar a limpeza do poço ?


87

333,0333,0

667,0

.

.)(175

µρρρ

f

epfss

DV

−=

Transporte de sólidos

Equação que vamos usar em nosso curso


882222222



892222222


POPOÇÇOS VERTICAISOS VERTICAIS

Vt

Vsed

Va• Velocidade de Transporte:

• Razão de Transporte:

a

t

V

VRT =

sat VVV −=


902222222

Transporte de sólidosPOPOÇÇOS INCLINADOS E HORIZONTAISOS INCLINADOS E HORIZONTAIS

• Devido à componente V sed.senθ, haverátendência de deposição de cascalhos e conseqüente segregação quando do arraste dos mesmos. Por isso, define-se uma razão de transporte generalizada:

• Cf – concentração volumétrica de sólidos na alimentação;• CVT – concentração volumétrica de sólidos no anular;• fA – fator de correção de área = área de fluxo / área da seção transversal.

CVTf

CRTG

a

f

.=

θcos.sat VVV −=


91

Carreamento de Cascalhos

• Variáveis de interesse

– padrão de escoamento– altura do leito– velocidade de transporte– concentração de sólidos– razão de transporte generalizada


92

Retirada de Cascalho• Para que haja limpeza do poço a velocidade de

sedimentação dos cascalhos deve ser inferior à velocidade do fluido sendo bombeado.

• Surge então, o termo conhecido como razão de transporte:

• Rt da ordem de 0,5 ou menos são inaceitáveis em fluxo vertical.O que acontece com a eficiência da retirada do cascalho no riser ? Porque isso acontece ?

sedat vvv −=

−=

=

a

sed

a

tt v

v

v

vR 1


93

• Aumento do peso específico do fluido devido à presença de sólidos no anular:

ρa = ρL (1-Cs) + ρsCs



94

• ExemploUm poço vertical com profundidade final de 2600m está

preenchido com um fluido de perfuração de peso específico de 12 lb/gal. A perda de carga total do anular é de 155 psi. A concentração de sólidos média no poço é de 3%. Sabe-se que a formação atravessada apresenta, em média, uma densidade de 22,5 lb/gal. Calcule o ECD de fundo nas seguintes condições:

a) Sem levar em conta a presença de sólidos no anularb) Levando em conta a presença de sólidos no anular.


95

• Soluçãoa) Sem sólidos

h

PECD

.17,0asv∆+= ρ

260017,0

15512

xECD +=

gallbECD /35,12=


96

• Soluçãob) Com sólidos

Mas ρa = ρL (1-Cs) + ρsCs

ρa = 12 (1-0,03) + 22,5 x 0,03ρa = 12,32 lb/gal

h

PECD

.17,0asv∆+= ρ

260017,0

15532,12

xECD +=

gallbECD /67,12=


97

• Cálculo aproximado da concentração de sólidos com base na taxa de penetração:

ROP (taxa de penetração) em m/hD (diâmetro do poço) em polegadasQ (vazão de fluido) em gal/min

Q

DROPxCs

2.002229,0=



98

• ExemploCalcule a concentração aproximada de sólidos em um poço de 12 ¼ pol, com uma ROP de 30 m/h e uma vazão de 800 gpm.

Q

DROPxCs

2.002229,0=

800

)25,12.(30002229,0

2

xCs =

%25,1=sC


99

• Exemplo

Calcule a máxima taxa de penetração para que a concentração de sólidos não exceda 5 % em um poço de 8 ½ pol com uma vazão de 500 gal/min.

Q

DROPxCs

2

002229,0⋅=

2.002229,0

.

D

QCROP s=

hmROP /155=

2)5,8.(002229,0

500.05,0=ROP


100

• ExemploUm poço vertical (profundidade final de 5220 m) está sendo

perfurado em águas profundas, onde a janela operacional (limitada pela pressão de póros e a pressão de fratura) ébastante estreita. O ECD de fratura na sapata (localizada a uma profundidade de 4200 m) é de 11,4 lb/gal. O peso do fluido usado é de 10,2 lb/gal e as perdas de carga no anular revestido são de 290 psi. A formação atravessada apresenta uma densidade média de 21,8 lb/gal.

a) Calcule a máxima concentração de sólidos para não fraturar a sapata.

b) Calcule a máxima taxa de penetração permitida para uma vazão de 400 GPM sabendo que o diâmetro da fase é de 12 ¼ pol.


101

• Soluçãoa) Acréscimo de ECD devido às perdas de carga:

�

Logo, o peso específico máximo do fluido no anular deve ser de 11 lb/gal(11,4 – 0,4).

h

PECD

.17,0)( asv∆=∆ gallbECD /40,0

4200.17,0

290)( ==∆

sssL CC .)1(max ρρρ +−=

Ls

LsC

ρρρρ

−−= max


102

• Solução (cont.)

Ls

LsC

ρρρρ

−−= max

2,108,21

2,1011

−−=sC

%9,6069,0 ==sC


103

• Solução (cont.)b)

2)25,12.(002229,0

400.069,0=ROP

Q

DROPxCs

2.002229,0=

2.002229,0

.

D

QCROP s=

hmROP /82=


104

Retirada de Cascalho

• Então fica claro que uma remoção do cascalho depende da velocidade de fluido (Que parâmetros

afetam a velocidade do fluido?) e da velocidade de sedimentação (O que afeta a velocidade de sedimentação?)


105

Melhorando a limpeza do poço:

• Aumentar a velocidade do fluido- Aumentar a vazão- Modificar a geometria do poço

• Diminuir a velocidade de sedimentação- Aumentando a viscosidade do fluido

- Reduzindo o diâmetro dos cascalhos- Diminuindo a diferença entre os pesos específicos- Diminuindo a gravidade

Todas as opções acima são possíveis? Quais são as mais prováveis de serem trabalhadas?


106

Parâmetros de perfuração e limpeza do poço

• Fatores que influenciam na limpeza do poço:

- Tipo de broca

- Tamanho e forma dos cascalhos

- Diferencial de pressão- Rotação- Peso sobre broca (taxa de penetração)


107

Indicativos de limpeza inadequada

• Pouca quantidade de sólidos na linha de retorno ou nas peneiras

• Grandes oscilações de torque e drag

• Elevação da pressão de bombeio e do ECD

• Frequente necessidade de repasse e de reperfuração

• Ameaças de prisão de coluna

• Mudança de taxa de penetração é um indicativo adequado?


108

� Fluidos apresentam comportamento tixotrópico ao iniciar-se circulação

� Modelos Bingham e Power-Law só funcionam após o fluido ser cisalhado por um tempo

� Todo o anular pode ter que ser deslocado antes de se estabelecer um regime permanente

� A pressão inicial de bombeio pode ser muito alta!


109

� Aumento significante de ROP pode ser conseguido com a seleção adequada dos jatos da broca

� Em formações competentes, jatos auxiliam limpeza, melhorando ROP (ataque eficiente da rocha)

� Em formações macias, jatos ajudam a desintegrar a rocha, aumentando ROP

� Parâmetros de otimização dos jatos:

� Velocidade dos jatos

� Potência hidráulica dos jatos

� Força de impacto dos jatos


110

� Quando a coluna é puxada, anular restrito provocarápistoneio do fundo do poço (swab pressure)

� Quando a coluna édescida, anular restrito provocará aumento da pressão no fundo do poço (surge pressure)


111

� Velocidade de decantação de partículas sólidas

� Depende das propriedades do fluido de perfuração, parâmetros de circulação e das características dos cascalhos

� A otimização da velocidade de queda de partícula é um parâmetro levado em consideração na especificação, fabricação e operação dos fluidos

� Ao parar bombeio, velocidades muito altas de queda de partículas podem carregar muito o anular, provocando problemas operacionais


112

� Tipos de Perda de Circulação:

� Parciais

� Totais

� Causas de Perda de Circulação:

� Naturais (fraturas naturais, rochas de alta permeabilidade, depleção)

� Induzidas (surge, deficiência limpeza anular)


Problemas causados com os fluidos durante a perfura ção

a) Perda de circulação ou perda de retorno

É a perda do fluido de perfuração ou da pasta de cimento para os espaços porosos, fraturas ou cavernas da formação, durante as operações de perfuração.

Os tipos de perda de circulação são:

•Parcial – quando, em condições normais de bombeio, retorna somente uma parte do fluido de perfuração que foi injetado;

•Total – quando, em condições normais de bombeio, não há retorno do fluido de perfuração que foi injetado.

Existem diferentes causas das perdas de circulação, dentre elas destacam-se:

Naturais

•Presença de cavernas;

•Infiltração em rochas de alta permeabilidade;

•Ocorrência de fraturas naturais.

Induzidas

•Peso do fluido superior ao gradiente de fratura da rocha;

•Bloqueio do espaço anular por argilas .

113

� Combate à Perda de Circulação:

� Tampão de material de perda (LCM)

� Tampão de cimento

� Tampão de cimento com bentonita

� Tampão de silicato com cloreto de cálcio

� Aumento da viscosidade do fluido

� Redução do peso do fluido


Os métodos utilizados ao combate das perda de circulação são:

•Tampão de material de perda;

•Tampão de cimento;

•Tampão de cimento com bentonita;

•Tampão de silicato com cloreto de cálcio;

•Aumento da viscosidade do fluido;

•Redução do peso do fluido.

114

� Prisão de Coluna

� Acunhamento

� Desmoronamento

� Prisão por diferencial de pressão

� Chaveta


b) Prisão da coluna

Durante a operação de perfuração, a coluna de perfuração pode ficar presa, ocasionalmente, o que impede o seu movimento para cima e/ ou para baixo.

A coluna de perfuração poderá ficar presa por :

•Acunhamento;

•Desmoronamento;

•Prisão por diferencial de pressão;

•Chaveta.

115

� Ocorrências de Prisão de Coluna

� Durante descida da coluna após troca de broca

� Durante queda de objetos estranhos no poço

� Quando há desmoronamento

� Durante o fechamento do poço

� Durante a retirada da coluna com arraste elevado (Drag)

� Quando ocorre pressão hidrostática elevada


A prisão da coluna ocorre:

•Durante descida da coluna após troca de broca;

•Durante queda de objetos estranhos no poço;

•Quando há desmoronamento;

•Durante o fechamento do poço;

•Durante a retirada da coluna com arraste elevado (Drag);

•Quando ocorre pressão hidrostática elevada.

Desmoronamento – queda das paredes do poço.

•Areia;

•Folhelho.

Fechamento – redução do diâmetro na parte superior d o poço.

•Inchamento de argila;

•Presença de sal.

116

� Prisão de Coluna por Diferencial de Pressão


Diferencial de pressão – consiste na fixação da coluna à parede do poço devido a uma força causada pela diferença de pressão entre a coluna hidrostática do fluido e a pressão de poros da formação. Ocorre geralmente em frente a formações porosas e permeáveis (arenitos) e em fluidos com alto filtrado e espessura de reboco.

117

� Prisão de Coluna por Diferencial de Pressão

� Pressão hidrostática muito elevada (peso da lama muito alto)

� Baixa pressão de poros da formação (zonas depletadas)

� Zona muito espessa e permeável, com área de contato com a coluna muito grande

� Grande espessura de reboco, o que aumenta a área efetiva de prisão

� Drill pipe com diâmetro muito grande, aumentando novamente a área efetiva de prisão

� Reboco com alto coeficiente de atrito


Diferencial de pressão – consiste na fixação da coluna à parede do poço devido a uma força causada pela diferença de pressão entre a coluna hidrostática do fluido e a pressão de poros da formação. Ocorre geralmente em frente a formações porosas e permeáveis (arenitos) e em fluidos com alto filtrado e espessura de reboco.

118

� Prisão de Coluna por ∆∆∆∆p (Prevenção)

� Reboco com baixa densidade, baixo filtrado, pouco espesso, slick(escorregadio)

� Forma do tubo

� Peso de lama adequada

� Atenção aos fatores de risco e às indicações de prisão (características das formações, depleção, drag, velocidade anular, etc)


119

� Prisão de Coluna por ∆∆∆∆p (Diagnósticos) - a maior indicação de potencial para o problema de prisão por diferencial de pressão é o aumento de drag, após conexão / survey:

Verificar se formação exposta épermeável

Verificar overbalance hidrostático (sem circulação)

Verificar espessura reboco

Verificar velocidade anular

Verificar litologiaHá indicações de prisão?

Verificar ROP antes da conexão ou survey

Poço adequadamente limpo antes da conexão ou survey?

Verificar “lag time”Formações expostas problemáticas?

RESPOSTASPERGUNTAS


120

� Prisão de Coluna por ∆∆∆∆p (Remediação)

� Posicionar lubrificante na profundidade da prisão ( que também dissolva o reboco)

� Esta remediação dependerá da localização precisa do ponto de prisão


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Uma coluna de 4000 ft está presa num poço vertical. Utiliza-se DP 5-1/2", 19,5 lbm/ft. Calcule a profundidade de prisão se o sondador aplica um overpull de 100.000 lbf, marca o tubo na mesa (F1). E depois, aumenta o overpull (F2) em 20.000 lbf e verifica um alongamento da coluna de 3 polegadas.


Exemplo: Uma coluna de 4000 ft está presa num poço vertical. Utiliza-se DP 5-1/2", 19,5 lbm/ft. Calcule a profundidade de prisão se o sondador aplica um overpull de 100.000 lbf, marca o tubo na mesa (F1). E depois aumenta o overpull (F2) em 20.000 lbf e verifica um alongamento da coluna de 3 polegadas.

PERF 2a Fluidos de Perfuracao Manha - Aula 2

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