Controle de kick e segurança em poços de perfuração

ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS

MANUAL DE CONTROLE
DE POÇOS
CATEGORIA
SUPERFÍCIE PERFURAÇÃO

0


PREFACIO

Este volume representa a terceira edição da apostila de controle de poço com opção de
E.S. C. P Superfície, utilizado nos cursos do programa WELLCAP (IADC WELL
CONTROL ACCREDITATION PROGRAM). Foram feitas as devidas adaptações na
apostila até então usada, para a abordagem de todos os tópicos exigidos. Assim
estamos apresentando um material bem legível e didaticamente mais esclarecedor. Os
treinando terão inicialmente uma revisão geral dos conceitos fundamentais importantes
para que possam compreender a aplicação dos métodos de controle. Na seqüência,
após a abordagem sobre kick e blowout, os procedimentos necessários para o
completo controle da situação. Todos os tópicos abrangidos nesta apostila visam
alicerçar os conhecimentos em controle de kick.

Procuramos expor o assunto de maneira a despertar o interesse do treinando e
conseqüentemente motivá-lo ao aprendizado. Atingindo este objetivo temos motivos
para satisfação.

Como esta nova versão ainda não sofreu um seguimento sistemático, solicitamos que
possíveis erros encontrados aqui sejam comunicados para que possam ser corrigidos
futuramente.

1


ÍNDICE

I - CONCEITOS FUNDAMENTAIS .............................................................................. 05
A - Tipos de fluidos .................................................................................................................................. 05
B-Fluido de perfuração ............................................................................................................................. 05
1. Propriedades dos fluidos de perfuração ........................................................................................ 05
a) Massa específica .......................................................................................................................... 05
b) Parâmetros reológicos. .............................................................................................................. 06
c) Força gel ...................................................................................................................................... 07
d) Salinidade .................................................................................................................................... 07
2. Propriedades do fluido após adensar ou diluir ........................................................................... 07
C - Conceitos e cálculos de pressão ........................................................................................................ 08
1. Definição de pressão ...................................................................................................................... 08
2. Conceito do tubo em "U" e coluna hidrostática. ........................................................................ 08
3. Tipo de pressão ................................................................................................................................ 09
a) Pressão hidrostática .................................................................................................................... 09
b) Gradiente..................................................................................................................................... 10
c) Pressão da formação .................................................................................................................. 11
d) Pressão na cabeça do poço ....................................................................................................... 12
e) Pressão num ponto do poço .................................................................................................... 12
f) Diferencial de pressão ................................................................................................................ 12
g) Pressão trapeada ......................................................................................................................... 13
h) Pressões em condições dinâmicas ........................................................................................... 13
i) Pressões no fundo do poço estática e dinamicamente. ......................................................... 14
j) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamente ............................................. 15
k) Pressão de absorção ................................................................................................................... 15
l) Pressão de fratura ........................................................................................................................ 15
m) Pressão gerada no pistoneio .................................................................................................... 15
n) Massa específica equivalente .................................................................................................... 15
o) Relação volume, altura e seu efeito na pressão ...................................................................... 16
p) Cálculos diversos - volume, tempo ......................................................................................... 17

II - KICK E BLOWOUT ................................................................................................... 18
1. Definição.......................................................................................................................................... 18
2. Fluxos da formação para o poço .................................................................................................. 19
A- Causa do fluxo intenciona ....................................................................................................... 19
B - Causas do fluxo não intencional ............................................................................................ 19
1. Incorreto abastecimento do poço ............................................................................................ 19
2. Pistoneio ..................................................................................................................................... 21
3. Perda de circulação ................................................................................................................... 24
4. Massa específica do fluido insuficiente .................................................................................. 24
5. Corte do fluído de perfuração .................................................................................................. 25
6. Cimentação .................................................................................................................................. 27
2


3. Pressão anormal ........................................................................................................................... 28
4. Indicadores de aumento da pressão de poros ......................................................................... 31
A - Indicadores diretos de pressão anormal ............................................................................... 31
B - Indicadores indiretos ............................................................................................................... 34
5. Detecção de kick .......................................................................................................................... 34
A -Os Indícios de kick perfurando .............................................................................................. 34
B - Indício de kick durante a manobra ........................................................................................ 36
C - Indício de kick durante uma perda de circulação ................................................................ 36
6. Importância da rápida detecção de um kick ............................................................................... 37
7. Distinção entre indicadores de kick e outras ocorrências......................................................... 37
III – PROCEDIMENTOS ................................................................................................ 38
A - Os Instrumentos de Detecção de Kick...................................................................................... 38
B - Informações Prévias ...................................................................................................................... 38
C-Flow Check. ...................................................................................................................................... 44
D - Comportamento do Fluido Invasor ........................................................................................... 45
E- Fechamento do Poço ..................................................................................................................... 48
F - Monitora mento do poço após o Fechamento.......................................................................... 53
G - Na ocorrência de uma Perda Total de Circulação ................................................................... 58
H – Manobrando ................................................................................................................................. 58
l - Treinamento do Controle de Poços ............................................................................................. 60
J - Competência da Formação............................................................................................................ 60
L - Operações de Stripping................................................................................................................. 64
M-Gás Raso .......................................................................................................................................... 67
IV - CARACTERÍSTICAS E COMPORTAMENTO DO GÁS ....................................... 68
A-Tipos de Gás .................................................................................................................................... 68
1. Hidrocarbonetos........................................................................................................................ 68
2. Gases Tóxicos ............................................................................................................................. 69
B - Efeito da Densidade do Gás ........................................................................................................ 71
C - Migração do Gás............................................................................................................................ 71
D - Expansão do Gás .......................................................................................................................... 71
E - Compressibilidade e comportamento de fases.......................................................................... 72
F - Solubilidade na Lama .................................................................................................................... 72
V - INFORMAÇÕES SOBRE O KICK. ........................................................................... 74
A - Dados na Ocorrência .................................................................................................................... 74
B - Determinação de outros dados.................................................................................................... .75
VI - MÉTODOS DE CONTROLE COM A BHP CONSTANTE .................................. 79
A - Objetivos dos Métodos de Controle .......................................................................................... 79
B - Princípios dos Métodos de Controle com BHP Constante .................................................... 79
C - Métodos de Controle .................................................................................................................... 80
1. Método do Sondador ................................................................................................................ 80
2. Método do Engenheiro ............................................................................................................ 85
3. Método Volumétrico ................................................................................................................ 86

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D - Planilha de Controle do Poço. .................................................................................................... 91
E - Procedimentos de Controle ......................................................................................................... 92
1. Como Ligar e Desligara Bomba Mantendo a BHP .............................................................. 92
2. Manuseio do Choke Durante o Procedimento de Controle ............................................... 92
3. Problemas Durante a Circulação de um Kick (situações especiais) .................................. 92
4. Considerações sobre o Uso do Diverter. ............................................................................... 96
F - Outros Métodos de Controle de Poço ....................................................................................... 97
1. Buliheading ................................................................................................................................. 97
2. Circulação Reversa Durante o Teste de Formação .............................................................. 98

VII - COMPORTAMENTO NA SAPATA ....................................................................... 98
A- Pressões na Sapata. ......................................................................................................................... 98
B-Tempo Para o Gás Atingir a Sapata .............................................................................................. 99

VIII - MARGEM DE SEGURANÇA ................................................................................ 100
Valor mínimo........................................................................................................................................ 100
Valor máximo ....................................................................................................................................... 101

IX - SITUAÇÕES ESPECIAIS.......................................................................................... 102
1. Controle de kick em poços horizontais ................................................................................. 102
2. Controle de kick em poços delgados...................................................................................... 106
3. Controle de kick em poços multilaterais................................................................................ 107
4. Ocorrência de kick havendo solubilidade do gás ................................................................ 107

X - CONCEITO DE TOLERÂNCIA AO KICK .............................................................. 108

XI - PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS PREVENTIVOS...................................... 113
1. Procedimentos na troca de turma ........................................................................................... 113
2. Perfurando.................................................................................................................................. 114
3. Manobrando ............................................................................................................................... 114
4. Perfilagem e canhoneio ............................................................................................................ 116
5. Testes de formação, testes de produção ou pescaria ............................................................ 117
6. Perda dê circulação. .................................................................................................................. 117
7. Adestramento .............................................................................................................................. .117

XII - RESPONSABILIDADE ESPECÍFICA APÓS O FECHAMENTO....................... 118
TABELAS DE CAPACIDADES .................................................................................................. 120
TABELAS DE CAPACIDADES DAS BOMBAS DUPLEX E TRIPLEX .......................... 123
TABELA DE CONVERSÃO DE UNIDADES ....................................................................... 125

BIBLIOGRAFIA................................................................................................................ 126

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CONTROLE DE KICK
I. CONCEITOS FUNDAMENTAIS
A - TIPOS DE FLUIDOS
Os tipos de fluidos mais utilizados na perfuração e completação de poços de petróleo
são:
a) À base de água
b) À base de óleo natural (OBM)
c) À base de óleo sintético (SOBM)
d) Gasosos (nitrogênio, ar ou gás natural)
e) Mistos (névoas, espuma ou fluidos aerados)
f) Pasta de cimento
g) Fluido de completacão

B - FLUÍDO DE PERFURAÇÃO
Os fluidos de perfuração tem as seguintes funções:
a) Reter os fluidos das formações impedindo influxos
b) Remover para a superfície os cascalhes cortados pela broca.
c) Limpar, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.
d) Evitar desmoronamento das paredes do poço.
e) Manter os cascalhes em suspensão quando não houver circulação.
f) Transmitir potência hidráulica à broca.
g) Evitar ataques à coluna de perfuração.

É evidente que para um bom desempenho, o fluido de perfuração necessita apresentar
propriedades condizentes com as solicitações.

1 - Propriedades do fluido de perfuração
As propriedades do fluido de perfuração que estão mais relacionadas com controle de
kick são:
a) Massa específica
Massa específica é a massa por unidade de volume. No campo se chama comumente
de "peso específico".

É a propriedade obtida peia relação entre a massa e um vofume. Expressando isto
numa equação, para uma determinada amostra, tem-se:
 = M/V
p - massa específica
M - massa da lama contida na amostra
V - volume da amostra

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A unidade de massa específica mais utilizada é a libra massa por galão (Ibm/gal). Usa-
se costumeiramente (Ib/gal).
O controle da massa específica é um dos fatores básicos na prevenção de kick, visto
ser a propriedade responsável pela geração da pressão hidrostática. A baritina e a
hematita são aditivos utilizados para aumentar a massa específica, sendo a baritina a
que mais se utiliza.

A remoção mecânica de sólidos, seguida ou não de diluição, é usada para reduzir a
massa específica. Valores de massa específica elevados podem criar problemas na
perfuração, tais como: dano à formação, redução da taxa de penetração, prisão
diferencial e perda de circulação. Seu valor deve estar num range aceitável, sendo
acrescida de uma margem de segurança em relação à massa específica equivalente à
pressão de poros da formação esperada na fase do poço, normalmente entre 0,3Ib/gal
e 0,5lb/gal.

A massa específica também influencia as perdas de carga por fricção ao longo do
percurso do fluido de perfuração, e nos orifícios, tais como: Jatos da broca e no choke
ajusíável.

• Equivalência entre unidades:

1g/cm3 = 1kg/l = 8,33lbm/gal = 62,4lbm/pé3
1bbl = 42gal = 5,6 pé3 159 litros

A massa específica é determinada através da balança densimétrica, cujas
unidades possíveis são:

Ib/gal, Ib/pe3, g/cm3 e"psi/1000pés
A balança densimétrica deve ser frequentemente calibrada com água doce a 21 °C que
deve medir 8,33lb/gal.

Calibrando-se a balança com regularidade isto assegura resultados corretos na
determinação da massa específica do fluido. A balança pressurizada dá uma medida
mais acurada do valor da massa específica. Costumeiramente utilizada para medir a
massa específica de uma pasta de cimento.

b) Parâmetros reológicos

São as propriedades relacionadas com o fluxo do fluido no sistema de circulação. Os
mais comuns são: a viscosidade plástica, medida em centipoise e o limite de
escoamento, expresso em lb/100pe2. A viscosidade plástica depende da concentração
de sólidos no fluido de perfuração e o limite de escoamento é uma medida da interação
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eletroquímica entre os sólidos do fluido. Estes parâmetros são responsáveis pela perda
de carga por fricção no regime laminar, desempenhando um papel importante na
pressão de bombeio, num determinado ponto do poço durante a circulação e no
pistoneio hidráulico. Detectado alterações nos seus valores podem indicar uma
contaminação do fluido de perfuração por um influxo

Em termos práticos a viscosidade traduz a dificuldade que um fluido apresenta ao
bombeamento. Quanto maior for à viscosidade, maior será a pressão necessária para
bombear o fluido a uma vazão determinada, para um mesmo sistema de circulação. É
medida através de um viscosímetro rotativo ou o funil Marsh. Enquanto o viscosímetro
rotativo dá uma medida científica da viscosidade, o funil Marsh serve apenas para
fornecer dados comparativos de viscosidade entre duas amostras de fluidos de
perfuração.

c) Força gel

É uma medida da resistência em se movimentar o fluido de perfuração a partir do
repouso, expressa em lb/100pe2. Quando seu valor é alto resulta em pistoneio
elevado, dificuldade na separação do gás da lama na superfície e redução da
velocidade de migração do gás.

d) Salinidade

É a concentração de sais no fluido de perfuração. Os sais são incorporados ao fluido
de perfuração como aditivos ou como contaminantes. Neste último caso, um aumento
ou diminuição da salinidade pode indicar influxo de água salgada ou de água doce da
formação para o poço. Um aumento da salinidade do fluido de perfuração implica na
sua floculação e o conseqüente acréscimo da viscosidade, da força gel e do filtrado.

2 - Propriedades do fluido após adensar ou diluir.

Quando se adicionam materiais adensantes ao fluido de perfuração aumenta os sólidos
em suspensão e isto resulta também em alteração nas propriedades do mesmo. Isto
pode requerer, em certos casos, tratamento para restabelecer os valores adequados.
Por exemplo, necessita-se de maior força para romper a inércia do fluido, isto quer
dizer que aumenta a força gel.

A viscosidade plástica também aumenta visto que com o acréscimo do número de
partículas, cresce o atrito entre as mesmas. Como, igualmente, a força entre as
partículas se altera, tem-se um aumento do limite de escoamento.

Quando se faz à diluição na realidade aumenta-se o espaçamento entre as partículas e
conseqüentemente reduzem-se as propriedades já mencionadas.

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C - CONCEITO E CÁLCULOS DE PRESSÃO
1 - Definição de pressão
É a força aplicada por unidade de área. Em termos matemáticos, a equação é:
P = F/A
Sendo que:
P - pressão
F - força
A - área

As unidades mais usuais são:
Pascal (Newton/metro quadrado) - N/m2
Quilograma força/centímetro quadrado - kgf/cm2
Psi - libra força/polegada quadrada - Ibf/in2
Atm - atmosfera
Bar

Relação entre as unidades:

1Kgf/cm2 = 105 Pa (Pascal)
1Kgf/cm2 =14,22psi
1Atm = 14,70psi
1Atm = 1,033Kgf/cm2
1bar =1,02kgf/cm2
2 - Conceito do tubo em 'U' e coluna hidrostática

Em um tubo em 'U' é possível a existência de fluidos diferentes nos ramos, mas na
base do tubo forçosamente a pressão é a mesma. Isto implica que no ramo que contém
fluido mais denso, o nível com certeza está mais baixo.Isto é o que acontece quando
se injeta um tampão pesado na coluna antes de iniciar a retirada da mesma. O interior
da coluna e o anular forma um tubo em 'U'.

Isto significa que a pressão no fundo do poço, quando o sistema está em equilíbrio, é a
mesma raciocinando-se tanto pelo interior da coluna como pelo espaço anular. Não
importa que fluidos existam no anular e coluna. Fig.1

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Observa-se que a pressão exercida na parte final do tubo em 'U,' quando nenhuma
pressão existe na parte superior dos ramos, é apenas a pressão exercida pela coluna
de fluido existente nos mesmos. Esta coluna de fluido nomina-se: coluna hidrostática. A
pressão exercida é uma função da altura da coluna e do peso do fluido. O princípio do
tubo em U,' será muito utilizado no decorrer do curso.

3 - Tipos de pressão
a) Pressão hidrostática
É a pressão exercida pelo peso de uma coluna de fluido. Aplicando-se o conceito de
pressão, tem-se:

Ph = Peso da coluna de fluido/Área
massa específica -  = M/V
peso específico - pesp = Peso/V
aceleração da gravidade - g
Ph = g x  x Dv Psi = Ibf/in2
Ph = g x (lbf/g)/231in3 x 39,37in
Ph = 39,37/231 x  x Dv
Ph = 0,1704 x Ibf/in2
Ph = 0,17 x  (lb/gal) x Dv(m)
"Dv" na equação refere-se à profundidade vertical.

Neste caso em um poço direcional que utiliza o mesmo fluido que um vertical, à mesma
profundidade vertical, ambos têm a mesma pressão hidrostática, embora tenham
profundidade medidas diferentes. Logo se constata que a pressão hidrostática é função
da massa específica e da altura do nível de fluido no poço. A queda de nível de fluido
resulta numa queda da pressão hidrostática e conseqüentemente da pressão no fundo
do poço (BHP). O mesmo acontece com a redução da massa específica do fluido.
Assim a variação na massa específica ou no nível de fluido afeta diretamente a pressão
hidrostática.

Quando se trata de gases a pressão hidrostática é calculada da seguinte maneira:

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Yg - densidade do gás em relação ao ar
Phg - pressão hidrostática do gás
PT - pressão absoluta no topo da bolha
PB - pressão absoluta na base da bolha
D — altura do gás
Z - fator de compressibilidade do gás
T - temperatura absoluta do gás, °F

Para pequenas colunas de gás pode-se estimar a pressão hidrostática da mesma com
a fórmula utilizada para os líquidos.

b) Gradiente
Gradiente de pressão é a pressão devida a uma coluna de fluido por uma unidade de
comprimento.
G = P/h

Unidades usuais: Psi/m; Psi/pe; kg/cm2/m

Equivalência entre unidades:
0,10 Kg/cm2/m = 0,433psi/pe = 1,42psi/m

O gradiente de um fluido é, portanto, dado pela seguinte expressão:
Ph.= 0,17x  x h= G = 0,17x 

Exemplo:
Observe o tubo em 'U' abaixo:

Dados:

a = 10,5Ib/Gal

b = 10,0Ib/Gal

Db = 300 metros

Calcule:
1. A altura do fluido na coluna (Da)
2. A distância da mesa rotativa ao topo do fluido na coluna
3. O gradiente do fluido na coluna e no anular
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4. Caso o gradiente da [ama na coluna fosse 1,82psi/m, qual a massa específica
deste fluido?
5. A pressão na base do tubo em kgf/cm2

Respostas:

1. 0,17 x 10,5 x ha = 0,17 x 10 x 3000 => ha = 2857,14m

2. X = 3000 - 2857,14 = 142,86m

3. Ga = 0,17x10,5 = 1,785psi/m

Gb = 0,17x 10 = 1,7psi/m

4. Ga = 1,82/0,17 = 10,7lb/gal.

5. 5100/14,22 = 358,65 kgf/cm2

Exemplo:

Determinar a pressão hidrostática de uma coluna de gás de 3300 metros, cuja
densidade é de 0,63, sabendo-se que a pressão no topo da mesma é de 3200 psi.
Sabe-se que a temperatura média do gás é de 110°F e o fator de compressibilidade
médio é de 0,84.

Resposta:

PB = (3300 + 15) x e

PB = 4313PSIA ou 4298psi

Phg = PB – PT = 4298 – 3300psi = 998psi

c) Pressão da formação (Pp)

É a pressão existente nos poros da rocha a ser perfurada. As formações são
classificadas de acordo com a variação do seu gradiente (Gp) da seguinte maneira:

1,42 psi/m < Gp < 1,53 psi/m - normal.

Gp > IjSSpsi/m - anormalmente alta.

Gp < 1,42 psi/m -anormalmente baixa.

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1,42psi/m - gradiente da água doce

1,53psi/m - gradiente da água salgada

A pressão anormalmente alta está associada, normalmente, à deposição rápida de
sedimentos reduzindo a velocidade de expulsão da água dos poros da rocha, gerando
o processo conhecido por sub-compactação. A perfuração em zonas de pressão
elevada deve cuidadosamente ser monitorada para que a pressão atuante na formação
portadora seja sempre maior que a pressão de poros desta formação.

As formações com pressão anormalmente baixa estão associadas à depleção. O
gradiente de absorção é baixo resultando em perda de circulação durante a perfuração.

d) Pressão na cabeça do poço

É a pressão registrada na superfície, podendo ser tanto no interior da coluna quanto no
anular.

e) Pressão num ponto do poço

É função da pressão atuando na superfície (Ps) e da respectiva hidrostática (Ph) até
àquele ponto.

PP = Ps + Ph
f) Diferencial de pressão

Enquanto se perfura, trabalha-se com um diferencial de pressão entre a pressão no
fundo do poço (BHP) e a pressão da formação (Pp), Fig.2. Diz-se que o diferencial é
positivo quando a pressão no fundo do poço é superior à da formação e negativo
quando o contrário ocorre. Quando o diferencial de pressão é positivo está isenta a
possibilidade de um fluxo da formação para o poço. Quando este diferencial é negativo
existe a condição para um influxo ocorrer.

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g) Pressão trapeada
Quando se tem um registro de pressão no anular ou no interior da coluna, que é
superior à necessária para contrabalançar a pressão da formação, diz-se que existe
pressão trapeada. A pressão pode ser trapeada em um poço em kick tanto pela
migração do gás como pelo fechamento do poço com a bomba ainda em movimento,
estas são as maneiras mais comuns. Na abertura de uma linha de fluxo deve-se ter os
devidos cuidados em virtude da possibilidade da existência de pressão trapeada.

h) Pressões em condições dinâmicas
Quando existe circulação em um poço, a somatória das resistências ao movimento do
fluido ao longo do seu percurso é o principal elemento que fornece a medida da
pressão de bombeio. Estas resistências são nominadas perdas de carga no sistema de
circulação. No manômetro do bengala, o registro é feito a partir deste ponto. O tubo em
'U' apresentado na Fig.3, representa, através dos seus ramos, o interior da coluna, o
anular e na base a broca.

A pressão de bombeio lida durante a circulação é o somatório destas perdas de carga
localizadas quando existe o mesmo fluido, no interior da coluna e anular. Assim tem-se:

PB = APc = Ps + Pint + Pb + Pan

PB - pressão de bombeio
APc - somatório das perdas de carga
Ps - perda de carga na superfície
Pint - perda de carga no interior da coluna
Pb - perda de carga na broca
Pan - perda de carga no espaço anular.

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Quando tem-se peso de fluidos equivalentes diferentes no interior da coluna e no
anular, a pressão de bombeio é afetada pela diferença de hidrostática, como por
exemplo, quando existe uma grande geração de cascalho. A equação geral da pressão
de bombeio ou circulação é escrita da seguinte maneira:
PB = Ps + Pint + Pb + Pan + (Pha - Phi)
Pha - Pressão hidrostática do anular
Phi - Pressão hidrostática do interior da coluna.

As perdas de carga são funções dos parâmetros reológicos, do peso específico do
fluido, do regime de fluxo, dos diâmetros da coluna e espaços anulares e da
rugosidade bem como dos diâmetros dos jatos da broca.

Exemplo de aplicação:
São dadas as seguintes perdas de carga no sistema de circulação:
Ps - 60psi
Pint - 240psi
Pb-1300psi
APan-100psi
Devido à grande quantidade de cascalho no anular a hidrostática do mesmo é
50psi acima da do interior da coluna.

Calcule:
1. A pressão de bombeio enquanto perfurando
2. A pressão de bombeio na mesma profundidade, circulando com o poço limpo

Resposta:
1. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 + 50 = 1750psi
2. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 = 1700psi

i) Pressões no fundo do poço (BHP) estática e dinamicamente
Quando não existe circulação a única pressão atuando no fundo do poço (BHP) é a
pressão hidrostática. Então:
BHP = Ph

Em condições dinâmicas deve-se considerar que a lama, após passar pelos jatos da
broca, possui uma energia suficiente para vencer as resistências ao fluxo no anular.
Neste caso a lama está pressurizada no fundo do poço, num valor correspondente às
perdas de carga do anular. A BHP, acrescida deste valor é:
BHP = Pan + Ph

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Caso a circulação esteja sendo realizada pelo choke, onde se constata uma perda de
carga localizada, Pch, então a BHP é:
BHP = Pan + Ph + Pch

j) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamente
Sem circulação, a pressão atuando na sapata, é apenas a hidrostática:

Psap = Phsap

Com circulação, a poço aberto, a pressão na sapata é:

Psap = Phsap + Pan,csg

Pan.csg — perdas de carga no anular casing

Havendo circulação pelo choke, a pressão na sapata será acrescida da perda
localizada no choke. Á equação que expressa isto, é:

Psap = Phsap + Pan,csg + Pch

k) Pressão de absorção (Pabs)
É aquela pressão que atuando numa formação faz com que a mesma inicie a absorção
do fluido de perfuração. Neste caso não houve ainda o rompimento da formação. Na
perfuração não se trabalha com a perspectiva de fraturar e sim de absorver. No
entanto, para ressaltar a importância de se está atento, considera-se a absorção como
se fosse a fratura. O controle, para que esta pressão não seja atingida, é feito pelo
monitoramento da pressão na superfície, como será visto posteriormente.

í) Pressão de fratura (Pfra)
Neste caso, em face da pressão atuando numa determinada formação, a mesma atinge
o rompimento mecânico; ultrapassou a absorção. Nos trabalhos de estimulação de
poços, este limite é atingido intencionalmente.

m) Pressão gerada no pistoneio
O pistoneio é o efeito pistão no poço. Quando ocorre na descida da coluna, cria-se uma
sobre carga na formação que pode fraturá-la e provocar uma perda. Se ocorrer na
retirada da coluna promove um alívio da pressão no fundo do poço.

n) Massa específica equivalente
É a massa específica de um fluido cuja hidrostática, à mesma profundidade, é igual à
de uma situação anterior. Pode-se ilustrar isto do seguinte modo:
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Na situação (1) observa-se que o poço contém duas lamas de peso distintos. Na
situação (2) tem-se uma lama cuja hidrostática é igual à da situação (1). Então a lama
da situação (2) é equivalente àquela situação.

Conforme já foi mostrado anteriormente, quando se está circulando, a pressão atuando
no fundo do poço é acrescida das perdas de carga do anular.

Isto para o fundo do poço e para qualquer ponto no mesmo, considerando-se as perdas
de carga daquele ponto para cima. Neste momento é como se tivesse no poço uma
lama cuja massa específica resulta numa pressão hidrostática igual à pressão atuando
no fundo. Esta lama tem massa específica equivalente àquela situação. Daí o conceito
de (ECD) que é a Densidade Equivalente de Circulação. Neste caso a massa
específica equivalente é calculada da seguinte maneira:

ECD = equi = (Ph +Pa)/0,17 x Profundidade

Quando a circulação é interrompida perde-se (ECD). É o que acontece quando se faz o
flow check durante a perfuração. Quando se faz o flow check nas manobras não há
perda de (ECD).

o) Relação Volume altura e seu efeito na pressão
Quando tem-se um dado volume num revestimento ou poço aberto o mesmo é o
produto da capacidade correspondente pela altura. Suponhamos que num revestimento
tem-se uma altura "h" de fluido. O volume correspondente é:
V = h x Crev

Crev. — capacidade do revestimento.

16


A Capacidade Hidrostática (Cap. Hid), cuja unidade é psi/bbl, indica a pressão
hidrostática exercida por 1 bbl de determinado fluido, num determinado ambiente.
Ph= 0,17 x  x Dv.

No revestimento, como já visto, h = V/Crev.

Então,

Cap.Hid = Ph/V  Cap. Hid = (0,17 x )/Crev

Ph = Cap. Hid x V

A capacidade hidrostática será muito utilizada posteriormente.

p) Cálculos diversos
• Volume de um tanque

• Volume de um cilindro

17


• Capacidade volumétrica
Cap = 0,003187 x (Dp2 - Dt2)  anular
Cap = 0,003187 x D2  interior

Dt - diâmetro interno em polegadas
Dp - diâmetro externo em polegadas
Cap - em bbl/m

• Volume do anular
Van = Can x han
Can - Capacidade do anular
han - altura do anular

• Tempo de circulação
T = Vcirc/Velocidade da bomba
Vcirc — volume a ser circulado em strokes de bomba
VB - velocidade da bomba, spm

Com a fórmula acima se pode calcular:
1. Tempo total de circulação (interior + anular)
2. Tempo de circulação da superfície a broca (interior)
3. Tempo de circulação da broca a sapata.
4. Tempo de circulação da broca a superfície (anular)

lI - KICK E BLOWOUT
1 - DEFINIÇÃO
KICK - É o fluxo inesperado e indesejado de fluido da formação para o poço.

Neste caso o fluxo é controlado. Perdeu-se o controle da primeira barreira, isto é, a
ação da pressão hidrostática sobre a rocha, mas tem-se o controle da segunda barreira
que é o equipamento de segurança.

BLOWOUT - É o fluxo descontrolado de fluido da formação para o poço.

Neste caso perdeu-se o controle da primeira e da segunda barreira.

18


2 - FLUXOS DA FORMAÇÃO PARA O POÇO
O fluxo da formação para o poço pode ser: intencional e não intencional.

A - CAUSA DO FLUXO INTENCIONAL
Neste caso o fluxo é desejado, não é considerado um kick. Para que este tipo de fluxo
ocorra provoca-se uma redução da pressão atuante numa formação portadora. Isto
ocorre nas seguintes situações:
1.Teste de Formação
2. Completação

B - CAUSAS DO FLUXO NÃO INTENCIONAL
Assim como ocorre com o fluxo intencional, uma redução da pressão atuante na
formação portadora também acontece não intencionalmente. Neste caso o cenário é de
um kick. Quando tal fato ocorre com a coluna no fundo do poço, e na formação abaixo
da broca, a relação entre â BHP e a pressão de poros, Pp, desta formação é:.
BHP < Pp

BHP - pressão de fundo (Bottom Hole Pressure)

As causas mais comuns que provocam esta redução de pressão são:
1. lncorreto abastecimento do poço
2. Pistoneio
3. Perda de circulação
4. Massa específica do fluido insuficiente
5. Corte do fluido de perfuração.
6. Cimentação inadequada

A seguir será feito um comentário sobre cada uma destas causas.

1 Incorreto abastecimento do poço

Ci – capacidade interna do tubo

Ca – capacidade do anular

Crev – capacidade do revestimento

Cd – capacidade de deslocamento

Crev = Ca + Cd + Ci

19


Quando a coluna é retirada do poço sem abastecimento, o nível de fluido cai de uma
altura "h", Fig.7, que corresponde a um volume V que é exatamente o volume de aço
retirado. O cálculo deste volume em função do "h", é:

Vaço = (Can + Ci) x h = (Crev - Cd) x Dv
Vaço = L x Cd

L - comprimento do aço retirado

A redução da pressão hidrostática no fundo é:
Ph = 0,17 x m x Dv

Quando a coluna está aberta o deslocamento na descida no poço se deve apenas à
massa de aço descida no mesmo.

Quando o fluido do poço está impedido de penetrar na coluna que desce no poço
devido à existência de um inside BOP, por exemplo, o deslocamento será total.
Cdt = Cd + Ci

Exemplos:
Qual a redução de pressão no fundo do poço quando se retira 10 seções de tubos de
perfuração sem abastecer? Dados: revestimento de 9 5/8" - 36lb/pé - K55. DF de 5",
19,5lb/pé. Fluido de perfuração de 10lb/gal.
Resposta:
Crev = 0,2536bbl/m. Capacidade de deslocamento do tubo, Cd = 0,0247bb!/m.

(Crev - Cd) x h = 6,775bbl

Ph = 0,17 x 10 x 29,60 = 50psi

Qual a redução de pressão em frente a uma zona canhoneada, quando se retira 20
seções de tubing de 2 7/8" - de peso nominal de 6,5 Ib/pé de um revestimento de 7" -
23 Ib/pé? O fluido de completação tem peso de 8,4 Ib/gal e a seção é 60 pés.

Respostas:
Can + Ci = Crev - Cd

20


Can = 0,003187 x (6,3662 - 2,8752) = 0,1028bbl/m
Tubos de produção, Dl = 2,441 "(in)
Ci = 0,003187 x (2,4412) = 0,01898bbl/m
Cd = 0,003187 x (2,8752 - 2,4412) = 0,0073bbl/m

Ph = 0,17 x 8,4 x 22 = 31psi

2 Pistoneio
O pistoneio refere-se à ação pistão - cilindro da coluna de perfuração no poço. Dois
tipos de pistoneio podem aparecer na manobra da coluna de perfuração: o pistoneio
hidráulico e o mecânico. Numa retirada normal da coluna o nível do fluido de
perfuração no poço tende a baixar. Quando existe um retomo na calha, durante a
ascensão da coluna, é indicativo de que está havendo um pistoneio mecânico.

Fatores que promove um pistoneio:
a) Geometria do poço e tubos
b) Profundidade do poço
c) Reologia do fluido de perfuração "
d) Condições do poço e propriedade do fluido de perfuração
e) Velocidade da retirada e descida da coluna
f) Configuração do BHA

A descida da coluna de perfuração ou de revestimento produz um aumento da pressão
no fundo resultado do efeito gerador do pistoneio hidráulico, nominado surgência de
pressão (surge pressure) que a depender da velocidade excessiva pode induzir uma
perda. A retirada da coluna, se pistoneando, causará um alívio da pressão no fundo
devido o movimento ascendente da coluna através do fluido de perfuração.

Uma diminuição do peso do fluido pode induzir o pistoneio hidráulico. Esta redução
pode ocorrer devido o uso de centrífuga para remover a baritina, diluição, efeito da
temperatura sobre o fluido de perfuração etc.

21


a) Pistoneio Mecânico
Provoca a remoção da lama a partir de um determinado ponto do poço devido ao
enceramento da broca, estabilizadores ou reamer ou quando se retira uma coluna com
a borracha do packer não totalmente recolhida.

A hidrostática do interior da coluna é reduzida em virtude da redução do volume de
fluido no seu interior para preencher o espaço vazio abaixo do elemento encerado. O
efeito de sucção associado à queda de hidrostática provocará um kick. Uma vez
detectado, deve-se voltar à coluna ao fundo do poço e trabalhar na tentativa de
desobstruir o enceramento. Sempre que ocorrer o pistoneio mecânico é verificado um
aumento do drag tendo em vista que o enceramento o provoca. De modo que um
aumento do drag pode está associado ao pistoneio mecânico.

Com o intuito de se evitar o efeito do pistoneio mecânico deve-se observar se há fluxo
na retirada da coluna.

Caso haja fluxo, circular, visando à remoção dos detritos da formação que estão
promovendo o enceramento; descer a coluna até o fundo, insistindo na remoção da
causa do pistoneio. Caso estas tentativas não tenham êxito e a coluna tenha de ser
retirada, deve-se fazê-lo com a bomba. Sempre que um pistoneio for detectado na
retirada da coluna, primeiramente o poço deve ser observado. Ocorrendo fluxo o poço
deve ser fechado, sem perda de tempo. A descida, neste caso, será através de um
stripping in.

b) Pistoneio hidráulico
Este tipo de pistoneio, também conhecido por SWAB, cria uma pressão negativa que
reduz a hidrostática na formação portadora. A expressão que fornece a pressão gerada
pelo pistoneio é:

P — pressão de pistoneio (psi)
L - comprimento da tubulação (metros)
LE - limite de escoamento (lb/100 pes2)
VP - viscosidade plástica do fluido, centipoises (cp)
dt— diâmetro do poço ou diâmetro interno do revestimento (pol)
dp - diâmetro externo do tubo de perfuração (pol)
V - velocidade da manobra (m/min)
MSM - margem de segurança de manobra (Ib/gal)
Dv - profundidade vertical do poço (m)
22


MSM = 2 x P/(0,17x Dv)

É necessário que se adicione uma margem de segurança na massa específica do
fluido de perfuração para minimizar os riscos de uma ocorrência de kick devido o
pistoneio hidráulico. Como a condição mais desfavorável é o início da manobra, toma-
se esta condição para avaliação da MSM.

Pode-se diminuir a pressão gerada no pistoneio reduzindo-se a viscosidade do fluido
de perfuração a valores mínimos permitidos, também controlando a velocidade de
retirada da coluna.

Exemplo:
Qual a redução de pressão no fundo do poço e a MSM para a seguinte situação:

Profundidade do poço: 3200metros
Tubos de perfuração: 5"OD
Limite de escoamento do fluido de perfuração: 6lbf/in 2
Viscosidade plástica: 16cp
Velocidade de retirada da coluna: 38m/min

Diâmetro do poço: 8 ½”

Resposta:

Se a formação tem massa específica equivalente de 9,8lb/gal, qual deve ser a massa
específica do fluido de perfuração?

Resposta:
m = 9,8 + 0,43 = 10,2lb/gal

Perfurando-se com esta massa específica do fluido de perfuração, na retirada da
coluna a BHP = Pp + P.

23


3 Perda de circulação
A perda de circulação pode ser: total e parcial. A perda de circulação total resulta numa
diminuição do nível de lama no poço, promovendo uma redução da pressão em frente
a uma zona portadora. Caso esta pressão se torne menor que a pressão desta
formação, um kick ocorrerá. Na perda de circulação parcial o nível de fluido é mantido,
assim este tipo de perda não provoca kick. Ocorrendo este tipo de perda, após o
desligamento da bomba, o nível estático do poço poderá ou não ser mantido. Caso não
seja mantido, a depender da queda de hidrostática, poderá provocar um kick.

A perda de circulação total pode ser natural, observada em formações fraturadas;
vulgulares, carvernosas, com pressão anormalmente baixa ou depletadas. Não é
normalmente verificada em formações constituídas por folhelhos moles e areias.
Induzida, que pode ser provocada pelo excesso de pressão hidrostática, pela excessiva
perda de carga no espaço anular, pelo surgimento de pressão devido à descida da
coluna de perfuração ou de revestimento ou um trapeamento de pressão.

4 Massa específica do fluído insuficiente
Normalmente esta causa de kick está associada a formações com pressão
anormalmente alta. Na perfuração realizada nestas áreas, deve-se ter um rigoroso
controle quanto aos indicadores de pressão elevada. As técnicas de detecção e
medição de pressões anormalmente altas devem ser empregadas para que se possa
elevar a massa específica do fluido de perfuração com o intuito de se evitar um influxo.
Mesmo que a formação não tenha pressão anormalmente alta, mas havendo uma
diminuição da massa específica do fluido, um kick pode ocorrer. Os meios mais
comuns de redução da massa específica são: a remoção de baritina pelo uso de
centrífugas, a decantação de baritina no poço e nos tanques de lama, diluição e
também devido o aumento da temperatura do fluido, como acontece em poços HPHT.
Para se evitar um kick torna-se necessário aumentar a massa específica do fluido de
perfuração, mas um aumento excessivo pode resultar em absorção ou até mesmo
fratura nas formações frágeis, diminuição na taxa de penetração e aumento das
possibilidades de prisão por pressão diferencial.

5 Corte no fluido de perfuração
Quando o fluido de perfuração é contaminado por um fluido da formação, ocorre corte
da lama. isto ocasionará uma diminuição da sua massa específica. Como
conseqüência desta redução um kick pode ocorrer.

a) Corte do fluido por gás
A situação mais crítica é quando este corte é feito por gás em virtude da expansão do
mesmo quando chega na superfície, causando uma redução da massa específica do
fluido e uma conseqüente diminuição na pressão hidrostática que pode provocar um
influxo. Quando a quantidade de gás é pequena registrada apenas pelo detentor de
gás, em unidade de gás, (UG), não causará uma diminuição significativa na massa
24


específica do fluido de perfuração. Quando a quantidade de gás é suficiente para
promover o corte, embora se tenha uma massa específica do fluido que retorna do
poço muito reduzida, a pressão hidrostática do poço não reduzirá significativamente
visto que a maior expansão do gás ocorre quando o mesmo chega à superfície. A
razão disto deve-se ao fato do gás ser compressível. A hidrostática do fluido acima do
gás evita que o gás se expanda muito rapidamente. Se o volume de gás no fluido é
pequeno, mas suficiente para provocar um corte, a redução da pressão no fundo do
poço será pequena. A redução da pressão a uma determinada profundidade, devido ao
corte do fluido por gás, pode ser estimada pela seguinte equação:

m é a massa específica do fluido na entrada (Ib/gal)

mc é a massa específica do fluído no retorno (Ib/gal)

eq é assa específica equivalente do fluido (Ib/gal)

D é a profundidade vertical do poço em metros (m)

P é o decréscimo da pressão na profundidade considerada

Ph é a pressão hidrostática na profundidade considerada em (psia)

Exemplo:

Qual deve ser a redução da BHP quando em função de um corte por gás a lama
reduziu a massa específica de 11 Ib/gal para 9Ib/gal? A profundidade do poço é
3.000metros.

Resposta:

Observa-se que a redução da BHP foi pequena, não se pode dizer que o poço está em
kick. Entretanto as providências devem ser tomadas para a remoção do gás da lama
para que um kick não venha a ocorrer.

Exemplos típicos de fluídos cortados por gás e a conseqüente queda na BHP para
várias situações, pode ser visto na Fig.8.

25


O gás que se incorpora à lama tem as seguintes origens:
• Toda vez que uma formação portadora de gás de baixa permeabilidade é perfurada,
o gás contido na rocha perfurada incorpora-se no fluido. É o gás de fundo ou
background. Neste caso, o corte de gás é apenas uma indicação de que um
reservatório ou de que um folhelho portador de gás foi encontrado. Ò detetor
permanece com leitura constante durante a perfuração, caso haja uma variação
para mais na leitura do mesmo a situação deve ser cuidadosamente investigada.

• Gás de manobra aparece na superfície após uma manobra mesmo antes da
conclusão do deslocamento do anular (bottoms-up) devido o efeito de migração do gás.
Pode indicar a ocorrência de um pistoneio e um ajuste na margem de manobra pode
ser necessário.

• Gás de conexão aparece na superfície após uma conexão mesmo antes da
conclusão do deslocamento do anular devido à migração do gás. Ocorre quando se
perde ECD com o desligamento da bomba podendo ser afetada ainda mais com a
redução da pressão no fundo devido ao pistoneio hidráulico quando a coluna é
suspensa. Neste caso um ajuste na massa específica do fluido de perfuração torna-se
necessário.

• Gás proveniente dos cascalhes gerados de uma formação com alta porosidade e
portadora de gás. O gás contido nos cascalhes expande-se quando trazido a
superfície, promovendo uma diminuição da BHP. As providências necessárias

26


devem ser tomadas para que um kick não ocorra. Tendo-se constatado o gás dos
cascalhes, as seguintes ações devem ser tomadas:
- Redução da taxa de penetração para diminuir o volume de gás a ser liberado dos
cascalhes gerados
- Aumentar a vazão de bombeio, se possível.
- Parar a perfuração e circular para limpeza do poço em intervalos regulares

b) Contaminação por água ou óleo
A contaminação do fluido de perfuração por esses fluidos, embora não seja uma
situação tão crítica como o gás, também causará uma redução na massa específica do
fluido de perfuração, o que poderá levar a um influxo. Assim, sua detecção na
superfície é igualmente importante.

6 Cimentação
O início da pega do cimento forma-se uma estrutura auto-sustentável que faz com que
a hidrostática da pasta se reduza à hidrostática da água de mistura, enquanto ainda
existe permeabilidade ao gás. A estrutura gel da pasta antes da pega dificulta a
transmissão da pressão hidrostática, também a redução do volume da pasta por perda
de filtrado são fenômenos que associados podem provocar uma redução na pressão
hidrostática capaz de permitir um influxo de gás através da pasta de cimento ainda não
endurecida.

Para evitar esse problema pode-se:
a) Minimizar a altura da pasta
b) Manter o anular pressurizado
c) Usar sais para aumentar a densidade da água de mistura
d) Usar pastas com tempos de pega diferenciados
e) Aumentar a massa específica do fluido antes da cimentação
f) Usar múltiplos estágios de Cimentação
g) Usar pastas com, aditivos bloqueadores de gás
h) Usar E.C.P. (Externai Casing Packer) na coluna de revestimento.

Outras causas de kick
Existem operações que poderão ser causadoras de kikc se forem incorretamente
realizadas. Pode-se citar:
• Teste de formação a poço aberto. O risco aumenta quando existe formação portadora
de gás no trecho do poço aberto. Os riscos mais comuns são:
- Fratura da formação durante a circulação reversa
- A existência de gás acumulado abaixo do packer, após a circulação reversa.
-Queda de nível do anular na abertura da válvula de circulação reversa
27


- Pistoneio causado pelo packer durante a retirada da coluna de teste
 Repetição de um teste de formação sem o correio condicionamento do poço
 Quando durante a perfuração de um poço ocorre colisão com um poço em
produção, cortando as colunas de revestimento e de produção do poço produtor. A
hidrostática do poço que está sendo perfurado poderá não ser suficiente para reter os
fluidos do poço produtor e assim um kick pode ocorrer. A norma determina que seja
interrompida a produção de um poço quando se perfura um com a mesma unidade do
poço produtor.

Ambas as situações já foram causas de blowout na indústria de petróleo.

3 PRESSÃO ANORMAL
• Causas de pressão anormal
A pressão da formação pode aumentar em função da geologia da área onde o poço
está sendo perfurado. Os poços são perfurados em áreas onde existem armadilhas
("traps") ou estruturas geológicas que possam conter óleo e gás. As mesmas estruturas
e processos que propiciam a presença de hidrocarbonetos são também os causadores
de altas pressões.

Assim não deve se constituir em surpresa quando pressões altas ou "anormais" são
encontradas durante a perfuração de poços.

A pressão da formação pode aumentar em função de várias condições geológicas
a) Falhas geológicas:
Como a pressão da formação normalmente aumenta com a profundidade, quando as
rochas profundas estão falhadas em relação às rochas rasas, elas possuem pressões
mais altas do que as normais.

A passagem por uma falha durante a perfuração pode acarretar um rápido aumento na
pressão da formação, possibilitando a ocorrência de altas pressões num curto espaço
de tempo, Fig.9.

28


Altas pressões encontradas quando perfurando próximo a domos salinos são
freqüentemente os resultados de falhas localizadas em torno do domo. Pressões
relacionadas às falhas são também muito comuns em regiões montanhosas.

b) Grandes estruturas
Anticlinais e domos salinos são dois tipos muito comuns de estruturas. A perfuração,
em busca do petróleo, é realizada nessas estruturas porque a deformação na crosta
terrestre atua como uma armadilha para óleo ou gás. Qualquer estrutura que contenha
óleo ou gás pode ter pressões anormais acima do contato óleo/água na zona do óleo
ou de gás. Fig.10.

As pressões mais altas ocorrem na parte superior do reservatório ou no topo da
estrutura, portanto, deve-se ficar na expectativa de encontrar altas pressões quando
perfurando formações permeáveis (areia ou calcários) de qualquer estrutura.

Como as grandes estruturas são as primeiras que se perfuram no programa de
exploração pioneira, a equipe de perfuração necessita ter cuidado com este
desenvolvimento de pressão.
c) Camadas espessas de folhelhos
Sempre que houver ocorrência de camadas espessas de folhelhos, poderão
desenvolver-se zonas de transição e de alta pressão dentro do folhelho.

Isto se deve às camadas espessas de folhelhos que, por serem impermeáveis,
restringem o movimento da água durante o processo de compactação. Como os
sedimentos são depositados inicialmente na superfície e com o tempo passam a situar-
se mais profundamente, maiores pressões são exercidas sobre eles a partir dos
sedimentos que vão sendo depositados acima.

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Água, gás e óleo trapeados dentro do folhelho não podem escapar suficientemente
rápido, desenvolvendo-se assim altas pressões, Fig.11.

O topo do folhelho pressurizado é muitas vezes indicado por uma capa de rocha mais
dura. Depois que a capa é perfurada, o folhelho torna-se muito mais mole, à medida
que a pressão aumenta e, como conseqüência, a taxa de penetração também
aumenta. Sempre que camadas espessas de folhelho forem encontradas, especial
atenção deve ser dada à possibilidade de se encontrar altas pressões.

Quando perfurando formações arenosas, cuidados devem ser tomados quando
folhelhos começam a aparecer. Pressões relacionadas a folhelhos podem ocorrer a
qualquer profundidade, desde a superfície até profundidades muito grandes.

d) Camadas espessas de sai

Como as camadas de sal são plásticas, elas transmitem todo o peso litostático para a
rocha subjacente. Altas pressões são sempre encontradas dentro e abaixo de
espessas camadas de sal. Massa específica de fluido de 16 a 19lb/gal é normalmente
requerida quando perfurando dentro e logo abaixo de camadas espessas de sal
encontradas a profundidades superiores a 2.000 metros, Fig.12.

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e) Arenitos intercomunicáveis
Altas pressões de formação podem ser o resultado de prévias erupções
subterrâneas. Arenitos superiores podem tornar-se superpressurizados como resultado
de uma erupção subterrânea descontrolada.

Nesse caso, o poço foi fechado com êxito, mas a pressão da zona inferior se
transmitiu para um arenito ou reservatório superior. Quando o próximo poço for
perfurado, a equipe de perfuração estará provavelmente desprevenidos para a
ocorrência de arenitos rasos portadores de alta pressão.

Em região onde se produz por processos de recuperação secundária ou terciária tais
como injeção de vapor ou combustão in situ as frentes de ondas de pressão podem
atingir patamares superiores ao da pressão normal para aquela área, Fig.13.

4 INDICADORES DE AUMENTO DA PRESSÃO DE POROS
Há sempre o risco da ocorrência de um kick quando se perfura em áreas onde são
encontradas pressões anormalmente altas. Existem os indicadores diretos e indiretos
de pressão anormal. Enquanto os indicadores indiretos são obtidos antecipadamente
como uma possibilidade de pressão alta, os diretos são obtidos durante a perfuração
do poço com mais precisão.

A - INDICADORES DIRETOS DE PRESSÃO ANORMAL.
Quando a pressão anormalmente alta é causada pelo fenômeno da subcompactação,
existe sempre uma zona de transição onde a pressão de poros aumenta com a
profundidade. Nestas zonas, certas propriedades das formações e do fluido de
perfuração são alteradas dando indicativos de aumento da pressão de poros. A
observação e análises dos indicadores obtidos na superfície são necessárias para que
as ações preventivas sejam tomadas para evitar a ocorrência de um kick. As formações
com pressão anormalmente alta possuem um teor de água maior que as com pressão

31


normal devido ao fenômeno da subcompactação. Os indicadores mais importantes
observados durante a perfuração são:

1. Tamanho e forma dos cascalhes

Quando se perfura zonas de alta pressão os cascalhes gerados apresentam-se na
superfície com tamanho maior, em maior quantidade e com extremidades angulares e
superfície brilhante com aparência de desmoronamento. A mudança no tamanho,
forma e quantidade dos cascalhos na peneira é uma advertência de uma mudança no
fundo do poço, o que pode estar levando a uma pressão mais alta. Devido à maior
quantidade de água nas formações de pressão alta os cascalhos gerados das mesmas
são de densidades menores que os das formações normalmente compactadas. O
aumento do tamanho do cascalho causa:

a) Aumento do torque

Isto se verifica em virtude da existência de cascalhos maiores, e os mesmos se
acumularem ao redor dos comandos.

b) Aumento do arraste

Não só o problema do arraste é observado nas conexões, mas também o aparecimento
de fundo falso. Isto ocorre em virtude da pressão nos poros, superior à hidrostática,
provocar estreitamento do poço. Por muito tempo se associou tal fato ao tipo de fluido
de perfuração utilizado, mas tem-se constatado que se deve mais à alta pressão de
poros da rocha.

2. Mudança na temperatura do fluido de perfuração

Um dos fenômenos geológico associado ao aumento da pressão das formações é um
acréscimo na temperatura das mesmas. A verificação deste aumento é feita no
aumento da temperatura do fluido de perfuração que retorna na superfície.

3. Teor de gás no fluido de perfuração

O aumento da concentração de gás de manobra e conexão medidas no detetor de gás
pode ser um forte indicativo de mudança na pressão da formação.

4. Mudança das propriedades do fluido de perfuração.

Quando a pressão de poros da formação aumenta, mais cascalhos cortados e
desmoronados se "dissolvem" no fluido de perfuração alterando suas propriedades.
Quando a rocha capeadora de um domo de anidrita ou salino é perfurada, a
32


viscosidade da lama aumentará. Isto causará incremento do filtrado e no caso do sal
aumento da salinidade do mesmo. Sempre deve se analisar as mudanças nas
propriedades do fluido de perfuração.

5. Aumento da taxa de penetração
Quando são mantidos constantes todos os fatores que afetam a taxa de penetração e
ocorre um aumento consistente deste parâmetro é provável que uma zona de transição
esteja sendo perfurada. Este incremento se deve à diminuição da diferença entre a
pressão hidrostática e a pressão de poros. Pode-se detectar o surgimento de pressão
alta calculando-se o expoente de que é uma função, dentre outros, da taxa de
penetração, da rotação da broca, do peso sobre a mesma e do seu diâmetro. A fórmula
para este cálculo é:

R - taxa de penetração (pé/h)
N - rotação da broca (rpm)
W - peso sobre a broca (Ibs)
OD - diâmetro da broca (pol)
n - massa específica equivalente à pressão normal da área (Ib/gal)
m - massa específica do fluido de perfuração em uso (Ib/gal)

Os valores do expoente de calculados para zonas de folhelhos normalmente
pressurizados são lançados num gráfico cartesiano em função da profundidade para
definir uma linha reta chamada de tendência de pressão normal, observando-se um
crescimento linear do expoente com a profundidade.

Os valores calculados para o poço em andamento são plotados para comparação com
a reta de pressão normal.
Quando uma zona de transição é encontrada, os valores calculados para o de
começam a diminuir indicando o início da pressão anormalmente alta. O desvio entre o
valor calculado e o da reta de tendência numa mesma profundidade é usado na
estimativa da pressão de poros naquela profundidade.

6. Outros indicadores
Outros indicadores podem ser utilizados para determinar o aumento da pressão:
Os fornecidos por unidades de monitoramento (mud logging).

33


Medindo-se a densidade do cascalho que retoma.

Não é recomendável depender de um único indicador porque os processos geológicos
são complexos e podem ocorrer mudanças não relacionadas com a pressão.
Entretanto, variações ocorridas em certo número de indicadores, são invariavelmente
indicadores seguros de crescimento de pressão.

B - INDICADORES INDIRETOS
Dois métodos são usados na avaliação de pressão anormal: interpretação sísmica e
perfilagem.

1. Análises sísmicas
Das interpretações sísmicas vêm as primeiras indicações de possíveis pressões
anormais. Medida do tamanho da estrutura, a profundidade e espessura de uma
camada de sal etc, podem ser usados no cálculo para estimar pressões. As pressões
encontradas em espessas camadas de folhelho podem ser identificadas e medidas
com certo grau de precisão, pois à medida que a pressão cresce a velocidade da onda
sonora diminui. As medidas sísmicas baseiam-se na velocidade de ondas sonoras.

2. Perfilagem
Em áreas onde há disponibilidade de informações de outros poços, os perfis
apresentam uma das melhores fontes de informação. Mudanças nas pressões causam
mudança bem definida nos perfis.

3. Teste de formação
Informações obtidas de outros poços da área onde foram realizados testes de
formação.

5 DETECÇÃO DE KICK
A detecção de um kick é feita através de sinais detectados na superfície . Estes sinais
são relacionados como segue:

A - INDÍCIOS DE KICK - PERFURANDO
1. Aumento da taxa de penetração.
2. Aumento do fluxo no retorno.
3. Aumento do volume de lama nos tanques.
4. Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão de bombeio.
5. Corte da lama por líquido ou gás.
6. Fluxo com as bombas desligadas.

1. Aumento da taxa de penetração
Trata-se de um aumento brusco da taxa de penetração (drilling break). Isto acontece
porque sendo a pressão da formação (Pp) maior que a pressão no fundo do poço
34


(BHP), existe um diferencial de pressão negativo, é como se a formação estivesse
explodindo. A descida da coluna é rápida não se conseguindo o desejado peso sobre a
broca. É considerado um indicador secundário de influxo, pois alterações na taxa de
penetração podem ser obtidas por variações do peso sobre a broca, da rotação e da
vazão e por mudança na formação cortada pela broca.

2. Aumento do fluxo no retorno
Tendo ocorrido o fluxo da formação para o poço o reflexo disto é observado pelo
excesso de vazão na calha. Quanto mais permeável for à formação mais rapidamente
isto se observa. Caso a formação seja muito fechada é provável que a existência do
kick seja constatada por outro indício. É considerado um indicador primário.
.
3. Aumento do volume de lama nos tanques
A injeção do fluido no poço feita pela formação resultará num aumento da vazão do
retorno em face do deslocamento da lama pelo fluido invasor no anular. Isto se refletirá
no aumento do nível de lama nos tanques. É dos mais positivos indicadores de kick,
considerando-se que não haja adição de lama nos tanques ativos durante a perfuração.
É um indicador primário de kick.

4. Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão de
bombeio.
Inicialmente a entrada do fluido invasor no poço pode causar floculação da lama e
temporariamente um aumento da pressão de bombeio. Como a circulação é contínua
este efeito logo deixa de ser significativo. O menos denso fluido da formação torna a
hidrostática do anular mais leve que a do interior da coluna, como trata-se de um tubo
em "U" isto resulta num desbalanceio, aliviando o esforço da bomba. Outros problemas
na perfuração podem igualmente exibir este sinal, como furo na coluna e queda de
jatos da broca por esta razão é considerado um indicador secundário de kick.

5. Corte da lama por líquido ou gás
Quando o fluido mais leve da formação é injetado no poço a massa específica do fluido
de perfuração é afetada, isto é, a massa específica decresce. Diz-se então que houve
um corte. Sempre que um kick ocorre isto se verifica, no entanto, nem sempre que se
tem lama cortada por gás na superfície significa obrigatoriamente que um kick está
ocorrendo. Ocorrendo um corte de gás causado pelo gás contido nos cascalhes
gerados pode também indicar que um influxo é iminente caso as providências já
comentadas não sejam tomadas. Sempre que houver um corte de água e uma
conseqüente alteração na salinidade da lama indicam um kick de água, neste caso é
um indicador primário. Verificando-se na superfície um corte do fluido de perfuração
quer seja por gás, óleo ou água as ações positivas devem ser imediatamente tomadas.

35


6. Fluxo com as bombas desligadas
Desligando-se as bombas a BHP decresce num valor correspondente às perdas de
carga do anular. Isto facilitará ainda mais a entrada do fluido invasor no poço. O
contínuo deslocamento da lama pelo fluido da formação se refletirá na calha. O poço
fluindo com as bombas desligadas é um indicador primário de kick. Outras
possibilidades de ocorrer este sinal, sem ser um kick, seria quando a lama no interior
da coluna é consideravelmente mais pesada que no anular ou o deslocamento de um
tampão pesado na coluna.

B - INDÍCIOS DE KICK DURANTE A MANOBRA.
Considerado um indicador primário. A falta de um acompanhamento criterioso dos
volumes nas manobras já resultou na presença de um blowout.

1. Poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado.
Na retirada da coluna o poço deve aceitar o volume de lama correspondente ao de aço
retirado. Deve haver um controle rigoroso disto na superfície o que é feito através de
um trip tank (tanque de manobra) e preenchimento de planilha. Se aceitar menos lama,
é sinal que a formação está injetando no poço. Durante um pistoneio mecânico tal fato
se verifica, o que é uma causa de kick e não indício.

2.O poço devolvendo mais lama que o volume de aço descido.
Pode acontecer do kick somente ser notado durante a descida da coluna ao fundo do
poço. Quando da descida da seção no poço, o mesmo flui em virtude do deslocamento
da lama pela tubulação. Caso esteja ocorrendo um kick o poço flui continuamente e
não só no momento da descida da seção. Constatando-se tal fato, uma das seguintes
coisas deve ter ocorrido:
1. Durante a retirada da coluna deve ter ocorrido um pistoneio.
2. Na descida pode-se ter induzido uma perda, com a conseqüente diminuição do nível
de lama no poço e isto ter provocado um influxo da formação. A chamada sobre
pressão (surge pressure).
3. O Poço não foi corretamente abastecido, provavelmente na retirada dos comandos.

Os procedimentos correios devem ser adotados para o controle do poço.

É bom ressaltar que é igualmente necessária a monitoração do volume na descida da
ferramenta, através do tanque de manobra.

C - INDÍCIOS DE KICK DURANTE UMA PERDA DE CIRCULAÇÃO.
A recuperação do nível de lama no poço após sua diminuição pode ser um indício de
kick. Por ter entrado um fluido mais leve no poço a pressão atuante na formação, em
que ocorreu a perda, pode não ser suficiente para que continue a absorver e então o
nível é recuperado. É um indicador secundário visto que pode ser apenas a devolução
da formação que absorveu em face a um trapeamento.
36


6 IMPORTÂNCIA DA RÁPIDA DETECÇÃO DE UM KICK.
Detectando-se o mais rápido possível um kick e tomando-se as providências
necessárias será muito mais fácil o seu controle por que:

Minimiza-se:
a) O tamanho do kick
b) As pressões lidas no choke
c) As perdas de tempo nas operações de controle.

Por outro lado a demora na detecção de um kick ou na tomada das providências
requeridas para o seu controle pode resultar em sérias conseqüências, tais como:
a) Transformação do kick num blowout
b) Liberação de gases venenosos na área
c) Poluição do meio ambiente
d) Incêndio

7 DISTINÇÃO ENTRE INDICADORES DE KICK E OUTRAS OCORRÊNCIAS
1. Ganho de lama nos tanques
• Causas para que isto aconteça:
a) Adições na superfície. Pode ocorrer por fabricação, tratamento ou transferência de
fluido de perfuração.
b) Fluxo da formação - neste caso um kick está ocorrendo.

2. Diminuição do nível de lama nos tanques
As causas para que isto ocorra são:
a) Controle de sólidos. A remoção dos mesmos na superfície resulta no decréscimo
do nível de lama nos tanques.
b) Descarte de lama. A retirada da lama dos tanques, para o dique ou estação.
c) Perda de circulação. Neste caso perdeu-se lama para a formação. Tratando-se de
uma perda total corre-se o risco de um kick.

3. Mudança na taxa de penetração
As razões para que haja uma variação na taxa de penetração são:
a) Aumento na taxa de penetração como função do peso sobre a broca, da formação,
da rotação da mesa e na vazão da bomba.
b) Formação de pressão elevada resulta num rápido incremento da taxa. É um indício
de kick.
c) Quando a variação na taxa se deve a uma mudança na formação isto ocorre
gradativamente.

37


III - PROCEDIMENTOS
A - INSTRUMENTOS DE DETECÇÃO DE KICK.
Os instrumentos de monitoramento detectam eletronicamente quando um kick está
acontecendo. Eles são acionados pelos indícios de kick já comentados. Para que haja
segurança na sua operação eles devem ser corretamente ajustados. Eles detectam:
1. Nível de lama nos tanques
a) Totalizador de volume

Monitora o nível de lama de um até 6 tanques, através de sensores eletrônicos. Acusa
ganho ou perda, numa variação de até 1bbl.

b) Indicador de nível de lama nos tanques
Acusa a variação de volume fora do range de ajuste, mas não indica o volume ganho
ou perdido.

2. O retorno de lama
É ativado por um sinal vindo do sensor instalado na linha de retorno (flow line) e indica,
pela movimentação da pá, a percentagem de retorno de fluxo. Não mede vazão indica
a variação na vazão de retorno. O ajuste é feito para um valor máximo e mínimo.

3. Nível de lama no tanque de manobra
O monitoramento de "enchimento" do poço fornece os meios para acompanhar o
comportamento do fluido de perfuração durante as manobras. Utiliza-se muito, em vez
de um medidor eletrônico, uma escala calibrada para cada 5 seções de drill pipes e a
cada seção de comandos, com o sistema de bóia.

4. A presença de gás sulfídrico (H2S).
A presença do gás no instrumento enegrecerá uma faixa de papel que é comparada
eletronicamente com uma faixa branca e a diferença em brilho mostrará uma diferença
de potencial, que será registrada em termos de ppm de gás. Este é um sistema
utilizado.

B - INFORMAÇÕES PRÉVIAS
São aquelas informações necessárias para um controle de kick e que devem ser
registradas rotineiramente. São elas:
1. Máxima pressão permissível no choke, baseada na pressão do último teste do BOP
e na resistência à pressão interna do revestimento.
2. Máxima pressão permissível no choke baseada na pressão de absorção da
formação mais fraca estaticamente.
3. Máxima pressão no choke em condição dinâmica
4. Pressão de bombeio máxima na circulação do kick com o gás acima da sapata
38


5. Capacidades dos tubos, comandos e espaços anulares
6. Capacidade de deslocamento e eficiência volumétrica das bombas de lama.
7. Vazão reduzida de circulação e a correspondente pressão.
8. Volume total de lama em atividade no sistema.

• Comentários sobre as informações prévias
1 - Máxima pressão permissível na superfície. Manômetro do Choke:
a) A última pressão de teste do BOP (PTBOP).
b) 80% da resistência à pressão interna do último revestimento descido
(Pmax,csg).

Pmax,csg = 0,80 x Rpi

Rpi - Resistência à pressão interna do revestimento - tabelado.

Pmax,eq = Min. (PTBOP; Pmax,csg)

Pmax,eq - pressão máxima de equipamento
c) Máxima pressão capaz de promover a absorção na formação mais fraca em
condição estática. (Pmax,st,f)

Considerando a formação mais fraca na posição da sapata, tem-se:
Pmax,st,f = Pabs - Phsap = 0,17 x abs x Dvs - 0,17 x m x Dvs

Pmax,st,t= 0,17 x Dvs x (abs - m)

Pabs - pressão de absorção na formação mais fraca (psi)

abs - massa específica equivalente de absorção (Ib/gal)

m - massa específica do fluido de perfuração utilizado (Ib/gal)

Dvs - profundidade vertical da sapata (m)

d) Pressão máxima em condição dinâmica (Pmax,dn,f)

Pmax,dn,f = Pmax,st,f - Pan.csg

Pan,csg - perda de carga no revestimento

39


Para evitar o cálculo desta perda de carga, considera-se 10% da pressão reduzida de
circulação (PRC).

Manômetro do bengala:
e) Pressão máxima de bombeio; um limite para a absorção na formação mais fraca
durante a circulação do kick (Pbmax)
Pbmax = Pmax,st,f + PRC - Pan,csg

Posteriormente, na seção VIII sobre margem de segurança, será feita uma
abordagem detalhada sobre a Pbmax.

• Comentários sobre as pressões máximas
Abordando um influxo de gás que é a situação mais crítica; duas situações precisam
ser consideradas quanto à posição do gás:
• Gás abaixo da sapata
• Gás acima da sapata

Posteriormente, na consideração dos métodos de controle, será explicada a
importância da posição do gás relacionando-a com as máximas pressões. No momento
este breve comentário será o suficiente. Pode-se resumir as pressões máximas, em
condição dinâmica, relacionadas com a posição do gás do seguinte modo:

Pressão no Bengala Pressão no Choke
Posição do gás

Mínima Máxima Mínima Máxima

Pmax,dn,f
Gás abaixo da sapata PIC

Pmax,eq
Gás acima da sapata PÍC Pbmax

Exemplo:
A sapata do revestimento de 9 5/9" - 43,5lb/pe - N80, está posicionada a 1920 metros.
O fluido de perfuração utilizado tem peso de 10Ib/gal. A massa específica equivalente
de absorção é 14,2 Ib/gal. A pressão reduzida de circulação, nesta profundidade, era
de 600psi. O BOP foi testado com 5.000psi.

Calcule:
a) A pressão de absorção

40


b) APmax,st,f
c) A Pmax,dn,f
d) A Pmax,eq
e) A Pbmax
Respostas:
a) Pabs = 0,17 x 14,2 x 1920 = 4635psi
b) Pmax,st,f = 0,17 x 1920 x (14,2 - 10) = 1370psi
c) Pmax,dn,f = 1370 - 0,10 x 600 = 1310psi.
d) PTBOP = 5.000psi

Pmax.csg = 0,80 x 6330psi (tabelado) = 5.064psi

Pmax, eq = Min (5.000'psi; 5064 psi) = 5.000psi

e) Pbmax = 1370 + 600-60 = 191 Opsi.
f) Capacidades
São necessárias para que se possa calcular o volume para deslocar o interior da
coluna e o espaço anular.

g) Capacidade de deslocamento e eficiência volumétrica das bombas de lama
O monitoramento do deslocamento do anular ou do interior da coluna é feito em strokes
de bomba e não em barris. Para que se tenha a quantidade correta de strokes,
correspondente a um determinado volume, em bbl; é preciso que se tenha a eficiência
volumétrica da bomba de lama. Para o cálculo da eficiência volumétrica de uma bomba
de lama é preciso que se saiba as relações necessárias, determinadas informações
sobre a bomba e a operação da mesma. As seguintes informações são importantes:
EV= QR/QT
Q R = VS/TS
QT = VB x CAPT
CAPR = CAPT x EV
CAPR = QR/VB
EV - Eficiência volumétrica.
QT- Vazão teórica.
QR - Vazão real.
CAPT - capacidade teórica
CAPR - capacidade real.
VB - velocidade da bomba.

41


VS - volume succionado
TS - tempo gasto na sucção

A capacidade teórica de uma bomba duplex ou de dupla ação é dada por:

3
CAPT em in /stk

Para uma bomba triplex ou de simples ação a capacidade teórica é dada por:

Da expressão da capacidade teórica, para a bomba triplex, resulta:
CAPT = 0,0002428 x D2 x L - (bbl/stk)
CAPT = 0,0102 x D2 x L - (gal/stk)
D - diâmetro da camisa (in)
d - diâmetro da haste do pistão, só para a" bomba duplex (in)
L - comprimento do curso do pistão (in)

Exemplo:
Qual a capacidade teórica de uma bomba de lama triplex, em gal/stk, munida com
camisa de 6 ½ x 12"?

Resposta:

CAPT = 0,0102 x (6 1/2)2 x 12" = 5,1714 gal/stk = 0,123128 bbl/stk

No teste da eficiência volumétrica, esta bomba deslocou 12bbl em 1 minuto e 25
segundos, na velocidade de 70spm. Qual a eficiência volumétrica e a capacidade real
da bomba, em bbl/stk?

Resposta:
QT = 70 x 0,123128 = 8,619bbl/min.
QR = 12bbl/1,42min = 8,445bbl/min
EV = 8,446/8,619 = 98%
CAPR = 0,98 x 0,123128 = 0,120665bbl/stk

42


h) Vazão reduzida de circulação e a correspondente pressão (PRC).
A circulação de um kick com a bomba na mesma vazão de perfuração resultaria em
pressões tão elevadas, já que se circula por uma restrição, que ultrapassariam a
pressão de trabalho da bomba; com risco de fraturamento da formação mais fraca.
Portanto, durante as operações de controle é necessário que a velocidade da bomba
seja mantida num valor reduzido. Normalmente se utilizam valores até a metade da
velocidade normal de perfuração.

As razões porque se deve circular o kick com a bomba na vazão reduzida, são:
1. Evita uma pressão de circulação excessiva
2. Reduz o esforço na bomba
3. Permite mais tempo para se aumentar o peso da lama.
4. Diminui os riscos de fraturamento na formação mais fraca.
5. Facilita o manuseio do choke ajustável para que o mesmo trabalhe em sua faixa de
abertura apropriada.
6. Trabalha em regime laminar ou tampão evitando maior contaminação do fluido de
perfuração pelo fluido invasor
7. Reduz o desgaste dos equipamentos de superfície devido à abrasividade dos sólidos
contidos no gás.

Pequenas variações na velocidade da bomba causam mudanças significativas na
pressão de bombeio. A equação para isto é:

P1 - pressão na situação 1 (conhecida)
P2 - pressão na situação 2
VB1 - velocidade da bomba na situação 1
VB2 - velocidade da bomba na situação 2.

Exemplo:
Durante a perfuração a pressão de bombeio era de 2200psi a 100spm. O sondador não
registrou a reduzida a 40spm. Qual o valor estimado desta pressão?

Resposta:

43


O fluido de perfuração foi alterado de 10 para 11lb/gal. Qual a nova PRC?

Resposta:

Apesar de ser possível se estimar o valor de uma pressão, o sondador não deve deixar
de determinar e registrar a PRC. Ela é determinada simplesmente pela redução da
velocidade da bomba para um valor pré-determinado e posterior leitura no manômetro
do bengala. Deve-se fazer o registro desta pressão para cada turno dê trabalho do
sondador, quando houver mudança na composição da coluna, nas propriedades da
lama, quando houver troca de jatos ou quando se perfuram mais de 200 metros.

C - FLOW CHECK
Faz-se o flow check (cheque do fluxo) quando se precisa determinar a existência de
alguma anormalidade. Este cheque pode ser feito durante a perfuração e numa
operação de manobra.

1 - Quando perfurando
Perfurando normalmente o volume de fluido que retorna numa unidade de tempo é
menor que a vazão da bomba, isto porque têm-se uma taxa de perda de fluido para
enchimento do poço que é uma função da geração de cascalho.

Esta perda é natural e em face da mesma o Técnico de Fluido sabe quando deve
preparar mais fluido para manter o nível dos tanques de lama de modo a evitar uma
entrada de ar na bomba. A vazão total na calha é a vazão da bomba, pois, o que se
perde de fluido para enchimento do poço, ganha-se de cascalho. Para um observador
nas peneiras interessa esta vazão total. Quando se observa o fluxo no retorno e
determina-se sua anormalidade ou normalidade; está se fazendo um flow check. O
flow check com a(s) bomba(s) ligada(s) não é confiável, visto que pequenas
anormalidades não são determinadas.

Quando se constata uma variação na vazão de retorno, desde que o sondador não
tenha alterado a velocidade da bomba, algo anormal aconteceu. Se estiver ocorrendo
uma perda parcial de circulação e a mesma não for muito acentuada sua verificação só
ocorrerá com o abaixamento do nível de lama nos tanques além do esperado. Quando
o retorno é nulo trata-se de uma perda total, o que é uma causa de kick.

Quando ocorre um aumento é um indício de que um kick ocorreu; conseqüentemente
o nível de fluido nos tanques sobe.
44


Quando ocorre a perda de ECD, devido o desligamento da bomba, pode ser o
suficiente para a ocorrência de um kick se a BHP, em circulação, estiver
margeando a pressão da formação, Pp. Caso o kick já tenha ocorrido à perda de ECD
facilita a entrada de fluido invasor no poço.

O flow check confiável é o feito com as bombas desligadas. Neste caso a perfuração
tem que ser interrompida. Se o poço estiver fluindo é um indício de kick e o poço deve
ser fechado sem perda de tempo.

2 - Quando manobrando
a) O poço está hidrostaticamente balanceado sem (ECD)
A ausência de fluxo, antes de iniciar a manobra, é indicativo de que o poço está
estaticamente balanceado. Neste caso, o desligamento da bomba ou bombas, não
resultou numa (BHP) inferior à pressão de poros. Isto, porém, não é um indicador
absoluto de que a ameaça de um kick não é iminente. Caso a (BHP) seja igual à
pressão da formação (BHP = Pp), não haverá fluxo, entretanto, um pequeno pistoneio
será o suficiente para provocá-lo.

b) Controle do volume de abastecimento
A ausência de fluxo também não é tida como indicador absoluto quando se analisa sob
outro aspecto. Durante o início da retirada da coluna, poderá não se ter fluxo nenhum,
mas um kick já pode ter ocorrido. O controle rigoroso do volume de abastecimento é
que constatará a existência do mesmo. As providências imediatas devem ser tomadas,
independentes da presença de fluxo. A grande vantagem disto é que pode-se controlar
o kick enquanto o ganho ainda é pequeno. É evidente que se os procedimentos
corretos não forem adotados; o fluxo surgirá e com o risco de descontrole. O controle
do volume de abastecimento, que é o indicador principal, deve ser feito através de um
tanque de manobra e do preenchimento de uma planilha.

D) COMPORTAMENTO DO FLUIDO INVASOR
1. Mantendo o poço aberto.
Quando o kick é de gás, devido à propriedade de expansão do mesmo e à grande
diferença entre as massas específicas do gás e do fluído de perfuração; o controle
torna-se mais difícil em relação a um kick de água ou óleo. Caso o poço seja mantido
aberto, após uma invasão de gás; a pressão sobre a bolha vai reduzindo e
conseqüentemente aumenta a expansão do mesmo à medida que se aproxima da
superfície. A expansão do gás. pode ser avaliada pela lei dos gases reais como mostra
a seguinte equação:
PV = Z n R T

45


Considerando o mesmo número de moles contidos no volume de gás, nas situações 1
e 2, tem-se que:

P - pressão absoluta
T - temperatura absoluta
V - volume do gás
Z - fator de compressibilidade
R - constante universal dos gases
N - número de moles contidos no volume de gás.
Os valores de Z podem ser determinados através de ábacos em função das pressões e
temperaturas reduzidas do gás ou de maneira aproximada, para determinado gás,
através da temperatura e pressão no ponto em estudo. Considerando um gás ideal,
(Z=1); um processo isotérmico (T1 = T2), a equação será reduzida à seguinte
expressão:

Exemplo:
Calcule o volume de 1bbl de gás ao chegar na superfície, sabendo-se que o mesmo
invadiu o poço com uma pressão de 5400psi a uma profundidade de 3000 metros e o
poço foi deixado aberto. Considerar um processo isotérmico e um gás ideal.

Resposta:

Para se determinar a ordem de grandeza da expansão, tem-se:

Z1 = Z2 = 1 e T1 = T2
P1 x V1 = P2 x V2

P1=5400psi + 14,7psi 5415psi.
V1 =1bbl
P2 = 15psi
V2 = ?
V2-361bbL

Este 1bbi chegará na superfície na ordem de 361 bbl. Isto significa a presença de um
blowout, em face de uma queda grandiosa da hidrostática. Supondo agora que logo

46


que houve a invasão o poço foi fechado com o ganho de um 1bbl e permaneceu
fechado.

2. O poço é mantido fechado.
Neste caso não é permitida a expansão do gás, mas o mesmo migrará pelo efeito da
segregação gravitacional. Estudos têm mostrado que a velocidade de migração da
bolha está na ordem de 200 a 300 metros por hora. Conforme a equação acima, não
havendo variação na massa de gás e no volume, a pressão da bolha é mantida. O gás
sobe com a pressão de poros da formação, o que causa um aumento de pressão em
todos os pontos do poço. A pressão na formação mais fraca pode atingir níveis
superiores à sua resistência a fratura ou na superfície à pressão de trabalho do
equipamento de segurança.

Exemplo:
Como exemplo é mostrado à mesma situação anterior, agora o poço mantido fechado,
Fig.14.

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