Niterói 2/2019

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

CLARA VENTORINI SALOMON

PEDRO PORTO DA SILVA CORDEIRO FERNANDES

DA COMPLETAÇÃO DO POÇO ABERTO: UMA PROPOSTA PARA CONSTRUÇÃO, COMPLETAÇÃO E

ESTIMULAÇÃO DA PRODUÇÃO DE UM POÇO ONSHORE NA BACIA VALLE MAGDALENA MÉDIO NA COLÔMBIA

Niterói 2/2019

CLARA VENTORINI SALOMON PEDRO PORTO DA SILVA CORDEIRO FERNANDES

DA COMPLETAÇÃO DO POÇO ABERTO: UMA PROPOSTA PARA CONSTRUÇÃO, COMPLETAÇÃO E

ESTIMULAÇÃO DA PRODUÇÃO DE UM POÇO ONSHORE NA BACIA VALLE MAGDALENA MÉDIO NA COLÔMBIA

Projeto Final apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia Química, oferecido pelo departamento de Engenharia Química e de Petróleo da Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia Química.

ORIENTADORES

Prof. Dr. Camilo Andres Guerrero Martin

Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco

Ficha catalográfica automática - SDC/BEEGerada com informações fornecidas pelo autor

Bibliotecária responsável: Fabiana Menezes Santos da Silva - CRB7/5274

F363c Fernandes, Pedro Porto da Silva Cordeiro DA COMPLETAÇÃO DO POÇO ABERTO: UMA PROPOSTA PARA CONSTRUÇÃO,COMPLETAÇÃO E ESTIMULAÇÃO DA PRODUÇÃO DE UM POÇO ONSHORE NABACIA VALLE MAGDALENA MÉDIO NA COLÔMBIA / Pedro Porto da SilvaCordeiro Fernandes, Clara Ventorini Salomon ; Camilo AndresGuerrero Martin, orientador ; Alfredo Moisés VallejosCarrasco, coorientador. Niterói, 2019. 83 f. : il.

Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em EngenhariaQuímica)-Universidade Federal Fluminense, Escola deEngenharia, Niterói, 2019.

1. Projeto de engenharia. 2. Poço de Petróleo. 3.Produção de petróleo. 4. Produção intelectual. I.Salomon, Clara Ventorini. II. Guerrero Martin, Camilo Andres,orientador. III. Vallejos Carrasco, Alfredo Moisés,coorientador. IV. Universidade Federal Fluminense. Escola deEngenharia. V. Título.

CDD -

Agradecimentos

Primeiramente, gostaríamos de agradecer ao corpo docente do Departamento deEngenharia Química pela excelência nos ensinamentos e à Universidade Federal Fluminensepela estrutura essencial.

Agradecemos em especial ao nosso orientador Professor Mestre Camilo AndrésGuerrero Martin por toda sua competência, paciência e vontade de transmitir conhecimento,e ao nosso co-orientador Professor Doutor Alfredo Moisés Vallejos Carrasco.

Agradecemos às nossas famílias por todo o suporte necessário para que alcançássemosnossos objetivos no decorrer de toda a nossa formação, sobretudo durante o desenvolvimentodeste trabalho.

Aos nossos amigos pelo amparo moral, pela parceria e pelo companheirismo emcada momento que vivemos durante o curso. Reconhecemos a importância de uma vidabalanceada entre estudos e descontração, e não teríamos melhores momentos se nãotivéssemos vocês conosco.

À Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) e à maior empresa petrolífera daColômbia, Ecopetrol.

Sonhos grandes, metas altas.

É só o começo.

ResumoO objetivo deste trabalho é o desenvolvimento de um projeto otimizado de todas as partesda completação de um poço produtor de petróleo onshore na Colômbia. Há muitos desafiosenvolvendo todas as etapas e operações durante a construção de um poço e, em cadaetapa: descida do revestimento, cimentação, canhoneio e, finalmente, a elevação do óleo,é gasto muito dinheiro e tempo, para que a obtenção do que foi projetado. Dessa forma,é necessário o planejamento do que deverá ser feito em cada operação, de modo que oresultado é um poço com sua capacidade de produção otimizada, tornando o projeto maisrentável. A partir de dados geológicos, petrofísicos e de fluidos conhecidos, o projeto traz adiscussão sobre onde deverão ser assentadas as sapatas e que tipo de pasta de cimento seráutilizada em cada fase, baseado nas melhores práticas para a integridade e longevidade dopoço. Após definir as profundidades de cada sapata, é necessário compreender e planejar otamanho de cada revestimento e o diâmetro das brocas a serem utilizadas na perfuração decada fase, em conjunto com o tipo dos materiais que constituem os revestimentos. Assimque os materiais e o diâmetro dos revestimentos tenham sido determinados, o projeto passapela discussão de como será cimentada cada fase, bem como determinar característicasespecíficas que cada pasta deve conter. Definidas as etapas de revestimento e cimentaçãodo poço, o trabalho segue com a determinação do diâmetro da coluna de produção eestimativa de produção do poço. Além de trazer discussões a respeito de possíveis métodosde elevação artificial a ser utilizado, bem como métodos para a estimulação do poço.

Palavras-chave: Projeto de Engenharia, Poço de Petróleo, Completação de poços, pro-dução de petróleo, análise Nodal.

AbstractThe objective of this work is to develop a fully optimized project of every part of thecompletion of an oil production well onshore in Colombia. There are many challengesinvolving every stage and operation when constructing a well for production of oil, and,in each step: casing, cementing, perforating, until finally, lifting the oil, a lot of moneyand time must be expent to successfully deliver what was projected in the first place. Inthat sense, it is necessary to plan what will be done in each operation, so the result is awell with its production capabilities optimized, making the whole well project profitable.Based on known geological, petrophysical and fluid data, the project brings up a discussionabout where to set the shoes and with which cement should be used in each phase, basedon best practices for well integrity and well longevity. After defining the depths of eachshoe and based on tubing size, it is necessary to understand and plan the size of eachcasing and each bit used in every phase, alongside with what kind of materials the casingsare made of. By the time the materials and the diameters of the casings are determined,the project goes on how each phase will be cemented, as well as wich properties eachcement slurry must have. After defining the casing and the well cementing, the next stepis the determination of the tubing size and the oil production estimation, with the Nodalanalysis. It also brings a discussion about possible artificial lifting methods to be used, aswell as the possibilities of well stimulation methods.

Keywords: Completion, Casing, Production, Project, Nodal Analysis, Artificial lifting,Onshore

Lista de ilustrações

Figura 1.0.1–Comparativo de fontes de consumo energético mundial entre 2005 e2015. Adaptado e traduzido de (World Energy Resources, 2016). . . . . 14

Figura 1.0.2–Consumo energético mundial em 2018. Adaptado e traduzido de (Ener-data Global Statistical Yearbook, 2019). . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Figura 1.0.3–Variação do preço médio do barril de petróleo ao longo dos anos (Insti-tuto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, 2018). . . . . . . . 15

Figura 1.0.4–Fluxograma de Projeto de Poço (Rocha e Azevedo 2009). . . . . . . . . 16Figura 2.1.1–Tipos de revestimento em projetos de poços. Adaptado e traduzido de Piot e

Cuvillier (2006) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19Figura 2.1.2–Critério de assentamento de sapatas baseado na janela operacional com

margem de segurança e de baixo para cima (Rocha e Azevedo 2009). . . . . 22Figura 2.2.1–Circulação de fluido no poço. Adaptado e traduzido de Nelson (2006) . . . . 23Figura 2.2.2–Bombeio dos colchões, seguido da liberação do plug de fundo e da pasta de

cimento. Adaptado e traduzido de Nelson (2006). . . . . . . . . . . . . . . 24Figura 2.2.3–Término do bombeio da pasta, liberação do plug de fundo e início do desloca-

mento. Adaptado e traduzido de Nelson (2006). . . . . . . . . . . . . . . . 25Figura 2.2.4–Sequência do deslocamento, com a saída dos colchões pelo anular, seguida

do término da operação de cimentação com a batida dos plugs. Adaptado e

traduzido de Nelson (2006). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Figura 2.3.1–Falhas que resultaram em blowout na OCS entre 1992 e 2006. Traduzido

de Izon et al (2007). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27Figura 2.3.2–Falha de elementos de barreira, resultando em perda da integridade.

Traduzido e adaptado de AlAwad e Mohammad, (2016) . . . . . . . . . 28Figura 2.4.1–Métodos de completação do reservatório. Traduzido e adaptado de

Bellarby (2012). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30Figura 2.4.2–Métodos de completação para o interior do poço. Traduzido e adaptado

de Bellarby (2012) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30Figura 2.6.1–Tangente econômica de injeção (Thomas, 2004). . . . . . . . . . . . . . 35Figura 2.6.2–Sistemas de Produção com BCS (Thomas, 2004) . . . . . . . . . . . . . 36Figura 2.6.3–Sistemas de Produção com Bombeio Mecânico com Hastes (Rossi, 2003). 37Figura 2.6.4–Esquema geral de bombeio por cavidade progressiva. 1. Equipamentos

de Superfície. 2. Equipamentos de subsuperfície. 3. Tanque de armaze-namento da produção. 4. Formação produtora (Carvalho, 1999). . . . . 38

Figura 2.7.1–Esquema básico dos métodos de estimulação de poços. Adaptado etraduzido de Infinity Energy Solutions ( ). . . . . . . . . . . . . . . . . 40

Figura 3.2.1–Densidade do fluido de perfuração utilizado. . . . . . . . . . . . . . . . . . 43Figura 3.2.2–Peso sobre a broca (WOB) e taxa de penetração da perfuração (ROP). 44Figura 3.2.3–Rotação da broca (RPM) e diâmetro externo da broca (OD). . . . . . . 44Figura 3.3.1–Litologia do campo em que o poço será construído. . . . . . . . . . . . . . 45Figura 3.4.1–Densidade da rocha conforme a profundidade do reservatório. . . . . . . . . 46Figura 3.4.2–Variação da vazão de óleo produzida com a pressão no fundo do poço. Elabo-

rado pelos autores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50Figura 3.4.3–Curvas IPR e VLP: variação da vazão conforme a variação da pressão de

fundo de poço. Elaborado pelos autores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51Figura 4.1.1–Esquema simplificado das rochas selantes e reservatórios presentes na formação.

Em cinza: formação selante, azul: aquíferos, marrom: reservatórios portadores

de óleo e, em vermelho: reservatórios com gás. Elaborado pelos autores. . . . 53Figura 4.2.1–Expoente d corrigido. Elaborado pelos autores. . . . . . . . . . . . . . . . 54Figura 4.2.2–Método convencional de assentamento das sapatas. . . . . . . . . . . . 55Figura 4.2.3–Posicionamento das sapatas para o projeto de poços. Elaborado pelos

autores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56Figura 4.2.4–Fluxograma guia para escolha de diâmetro externo das fases de revestimento.

(Rocha e Azevedo 2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56Figura 4.2.5–Esforços de colapso e ruptura sobre o revestimento de superfície e resistências

mínimas para diferentes pesos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58Figura 4.2.6–Esforços de colapso e ruptura sobre o revestimento intermediário e resistências

mínimas para diferentes pesos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59Figura 4.2.7–Esforços de colapso e ruptura sobre o revestimento de produção e resistências

mínimas para diferentes pesos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60Figura 4.3.1–Esquema contendo a sequência de reservatórios e rochas selantes a serem

isolados para cada fase. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62Figura 4.3.2–Esquema contendo a sequência de reservatórios e rochas selantes a serem

isolados para cada fase, bem como o topo de cada pasta utilizada. . . . . . 64Figura 4.4.1–Curva IPR: variação da vazão de produção com a pressão de fundo de poço. 66Figura 4.4.2–IPR com e sem os efeitos da completação . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67Figura 4.4.3–VLP para diferentes diâmetros da coluna de produção nos diferentes cenários

para o IPR. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68Figura 4.6.1–Variação do fator de dano a formação e seu impacto na produção do poço. . 72

Lista de tabelas

Tabela 2.3.1–Situação da integridade dos poços contidos na NCS por tipo de poço.Traduzido de Aadnoy (2008). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

Tabela 3.1.1–Dados volumétricos do petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42Tabela 3.1.2–Propriedades físicas do petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43Tabela 4.2.1–Especificação dos revestimentos escolhidos para cada fase. . . . . . . . 57Tabela 4.2.2–Esforços máximos do revestimento de superfície. . . . . . . . . . . . . . 57Tabela 4.2.3–Especificação do revestimento de superfície. . . . . . . . . . . . . . . . 58Tabela 4.2.4–Esforços máximos no revestimento intermediário. . . . . . . . . . . . . 59Tabela 4.2.5–Especificação no revestimento intermediário. . . . . . . . . . . . . . . . 60Tabela 4.2.6–Esforços máximos no revestimento de produção. . . . . . . . . . . . . . 60Tabela 4.2.7–Especificação no revestimento de produção. . . . . . . . . . . . . . . . 61Tabela 4.4.1–Coeficientes laminares e turbulentos para cada efeito da completação . 67Tabela 4.5.1–Vantagens relativas de alguns métodos de elevação artificial* . . . . . . 70Tabela 4.5.2–Desvantagens relativas de alguns métodos de elevação artificial* . . . . 71Tabela A.0.1–Dados de perfuração detalhados por profundidade . . . . . . . . . . . . 78Tabela B.0.1–Dados referentes a janela operacional em termos da densidade equivalente. 82

Lista de abreviaturas e siglas

ANP: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

BM: bombeio mecânico com hastes

BCP: bombeio por cavidade progressivas

BCS: bombeio centrífugo submerso

EOB: end of build

GLC: gas lift contínuo

GLI: gas lift intermitente

KOP: kick off point

NCS: Nowergian Continental Shelf

OCS: Outer Continental Shelf

PSA: Petroleum Safety Authority Norway

ROP: rate of penetration

RPM: rotations per minute

SICP: Shut in casing pressure

WOB: weight on bit

Lista de símbolos

B0 Fator óleo-formação, bbl/STB

d Expoente d

dcorr Expoente d corrigido

D Diâmetro da tubulação, ft

Dh Profundidade final do poço, ft

f Fator de atrito, adimensional

FT Força de tensão, lb

gc Constante de conversão (32,17 (lbm ft)/(lbf s2))

Gf Gradiente de fratura, psi/ft

Gp Gradiente de poros, psi/ft

Ggas Gradiente do gás, psi/ft

Gmud Gradiente do fluido de perfuração, psi/ft

HL Fator razão de líquido

h Espessura do reservatório, ft

ID Diâmetro interno, in

J Índice de produtividade, stb/dia/psi

k0 Permeabilidade efetiva ao óleo, mD

M Massa total de óleo, água e gás associado a 1 barril de líquido, lbm/stb

ν coeficiente de Poisson

Prup Pressão de ruptura, psi

Pfratura Pressão de fratura, psi

Psobrecarga Pressão de sobrecarga, psi

Pf Pressão da formação ou Pressão de poros, psi

Profsap Profundidade da sapata, ft

PR Pressão do reservatório, psi

Prof Profundidade, ft

Pwf Pressão no fundo do poço, psi

Pb Pressão de saturação do óleo, psi

q Vazão do poço, stb/dia

q0 Vazão de produção para uma dada pressão de fundo de poço, stb/dia

q0,max Vazão de produção, caso a pressão fosse a zero, stb/dia

qb Vazão de produção para a pressão de saturação, stb/dia

qL Vazão de líquido, stb/dia

Re Número de Reynolds, adimensional

rE Raio de drenagem do poço, ft

rw Raio do poço, ft

S Fator de dano à formação, adimensional

vm Velocidade de escoamento, ft/s

War Peso do tubo no ar, lb

∆h Variação de profundidade, ft

∆p Variação de pressão, psi

ε Rugosidade, ft

µ0 Viscosidade do óleo, cP

ρmud Densidade do fluido de perfuração

ρg Densidade do gás, lbm/ft3

ρL Densidade do líquido, lbm/ft3

ρm Densidade da mistura em condições de escoamento, lbm/ft3

Sumário

1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1.1 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.1.1 Objetivos Específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.1 Descida do revestimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.1.1 Revestimento condutor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.1.2 Revestimento de superfície . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.1.3 Revestimento intermediário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.1.4 Revestimento de produção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.1.5 Critérios para o assentamento de sapatas . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2.1.5.1 Critério de assentamento baseado apenas na janela operacional . . . . . . 21

2.2 Cimentação de poços de petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2.2.1 Cimentação primária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2.2.1.1 Circulação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.2.1.2 Bombeio dos colchões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

2.2.1.3 Bombeio da pasta de cimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

2.2.1.4 Deslocamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.3 Problemas de integridade nos poços existentes . . . . . . . . . . . 26

2.3.1 Sistemas cimentantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

2.4 Completação de poços . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2.4.1 Métodos de completação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2.4.2 Canhoneio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.4.3 Controle de areia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.4.4 Coluna de produção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.5 Estimativas de produção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

2.6 Métodos de Elevação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

2.6.1 Gas Lift . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

2.6.2 Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

2.6.3 Bombeio Mecânico com Hastes (BM) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

2.6.4 Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP) . . . . . . . . . . . . . . . 38

2.6.5 Seleção do Método . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

2.7 Estimulação de poços . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3 CONJUNTO DE DADOS E METODOLOGIA DE CÁLCULO . . . . . 42

3.1 Dados referentes ao petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

3.2 Dados referentes à perfuração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

3.3 Dados referentes ao reservatório . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

3.4 Metodologia de cálculo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

3.4.1 Dimensionamento dos revestimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

3.4.2 Cimentação primária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

3.4.3 Análise nodal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.1 Litologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.2 Projeto de Revestimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.3 Projeto de Cimentação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

4.4 Estimativas de Produção do Poço . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

4.5 Método de Elevação Artificial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

4.6 Estimulação da Produção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

5 CONCLUSÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

REFERÊNCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

A VALORES DOS DADOS DE PERFURAÇÃO UTILIZADOS . . . . . 78

B VALORES PARA A JANELA OPERACIONAL . . . . . . . . . . . . . 82

1 Introdução

A indústria de óleo e gás tem sido pioneira na matriz energética mundial há muitosanos. De acordo com dados do Relatório de Fontes de Energia Mundial de 2016, o óleo temsido a principal fonte energética desde 2005. Somando com o consumo de gás, essas fontesrepresentam mais da metade do consumo mundial de energia neste período. A Figura1.0.1 ilustra o consumo energético mundial por fonte ao longo dos anos (World EnergyResources, 2016).

Figura 1.0.1 – Comparativo de fontes de consumo energético mundial entre 2005 e 2015.Adaptado e traduzido de (World Energy Resources, 2016).

Analisando dados do Relatório Anual Global de Estatísticas da Enerdata de 2018,o consumo de óleo e gás continua representando mais de 50% do consumo energéticomundial. Na Figura 1.0.2 pode-se observar a matriz energética mundial no ano de 2018.

Figura 1.0.2 – Consumo energético mundial em 2018. Adaptado e traduzido de (EnerdataGlobal Statistical Yearbook, 2019).

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Com tamanha relevância mundial, as empresas de óleo e gás devem saber lidarcom o dinamismo desta indústria – flutuações econômicas, inovações tecnológicas e novaslegislações ambientais. A figura 1.0.3, com dados do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás eBiocombustíveis, representa a evolução do preço médio do barril de petróleo ao longo dosanos, revelando uma significante variação no preço. No aspecto ambiental, tem-se comoexemplo recente para o Brasil, a Resolução Conama no 472/2015, que regulamenta o usode químicos para derrames de óleo no mar.

Figura 1.0.3 – Variação do preço médio do barril de petróleo ao longo dos anos (InstitutoBrasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, 2018).

Este dinamismo interfere diretamente no segmento de operações Upstream, uma vezque os procedimentos existentes na exploração e produção de óleo devem ser constantementedesafiados e reavaliados para estarem de acordo com cenário atual. Isso significa semprebuscar operações com o menor custo, maior produção e, principalmente, maior segurança– no aspecto ambiental e humano –, considerando a conjuntura em que o mercado seencontra.

Um exemplo de procedimento de extrema importância para o segmento de exploraçãoe produção de petróleo é a construção de poços produtores. O projeto completo de poçoconsiste em uma série de etapas, conforme ilustrado na Figura 1.0.4, envolvendo desde oestudo da área a ser explorada até a análise de tempo e custos. Cada etapa deve ser bemdetalhada para determinar a viabilidade técnica e econômica do poço a ser construído. Além

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disso, um projeto bem elaborado pode evitar futuras complicações durante a construção eoperação do poço (Rocha e Azevedo 2009).

Figura 1.0.4 – Fluxograma de Projeto de Poço (Rocha e Azevedo 2009).

Sendo assim, o projeto de poço diz-se completo quando o projeto de perfuração,projeto de completação e análise econômica são determinados. Dimensionamento da colunade perfuração, escolha das brocas e otimização da operação são algumas das etapasnecessárias para um projeto de perfuração. O plano de completação, por sua vez, consistena verificação da cimentação, e tipo de canhoneio e estimulação (Hilyard, 2012).

O primeiro passo para estes projetos é o estudo das geopressões – pressão desobrecarga, pressão de poros, pressão de colapso e pressão de fratura. São informaçõesessenciais que devem ser analisadas durante a elaboração do projeto do poço para evitarfuturas complicações durante as operações de construção e produção. O kick, se não forcontrolado, é uma complicação possível que envolve a passagem de fluidos de formaçãopara o interior de um poço, podendo causar danos ambientais, econômicos e operacionais.Em seguida, caso este fluido alcance a superfície, devido a problemas no projeto desegurança, pode ocorrer o chamado blowout, destruindo completamente o poço, e atémesmo a plataforma. Aproximadamente 15% dos acidentes mais letais nas indústrias deóleo e gás são causados por Blowout durante a perfuração (Energy Global News, 2019).

Reconhecendo a importância da elaboração minuciosa de cada etapa para o êxitodo projeto e levando em conta a abundância de detalhes e estudos necessários para umprojeto de poço, este trabalho apresentará apenas o projeto de completação de poço. Paraisto, serão usados dados de um reservatório onshore localizado na Colômbia, além de

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análises geológicas, petrofísicas e propriedades conhecidas de fluidos. O trabalho tambémapresentará uma proposta para método de elevação artificial e estimulação da produção.

1.1 Objetivos

Este trabalho tem o objetivo de desenvolver o projeto de completação de umpoço produtor de óleo localizado na Colômbia, visando obter procedimentos segurose com produção maximizada, a partir de dados conhecidos da geologia, como colunaestratigráfica, profundidade e fluidos de cada formação; dados do reservatório, comoespessura e permeabilidade; dados dos fluidos do reservatório, como viscosidade, pressãode saturação e GOR; dados da perfuração de um poço próximo, como ROP, WOB, RPMe peso da lama. Cabe ressaltar ainda que, um outro objetivo deste projeto possui cunhoeducacional e acadêmico trazendo a discussão de diversos tópicos, que são ensinadosseparadamente, e como juntá-los em um projeto real. Além de trazer as discussões edificuldades encontradas ao unir todas estes tópicos.

Outro ponto a ser destacado é que mesmo possuindo informações sobre a perfuraçãode poço produtor onshore na Colômbia, outras especificações a respeito do revestimento,cimentação e completação do poço não são conhecidas. De modo que, não é possível com-parar as diferenças e semelhanças entre o poço aqui projetado e um poço real colombiano.Dessa forma, a comparação entre o poço projetado e um poço similar real não se encontrano escopo do presente trabalho.

1.1.1 Objetivos Específicos

Os objetivos específicos deste trabalho representam as etapas que serão analisadaspara o projeto de completação do poço produtor vertical na bacia do Valle MagdalenaMédio na Colômbia.

• Análise das geopressões e definição da janela operacional do poço;

• Projeto de Revestimento;

• Projeto de Cimentação;

• Estimativa de produção pelo método de Análise Nodal;

• Análise do método de elevação artificial mais apropriado;

• Análise do método de estimulação mais apropriado.

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2 Revisão bibliográfica

A construção de um poço de petróleo é feita em diferentes fases, onde cada faseé representada pela perfuração com uma broca de diâmetro sucessivamente menor eterminando em uma profundidade sucessivamente maior que a fase anterior. Cada faseexerce uma função diferente e essencial para o funcionamento apropriado do poço e onúmero de fases totais em um poço está relacionado à profundidade do projeto do poço eàs adversidades que serão encontradas, como zonas de perda de circulação ou com pressãoanormal. O número de fases também pode variar com a tecnologia a ser empregada naconstrução e pelo gradiente da pressão de poros e pressão de fratura. Em geral, para cadafase são realizados os seguintes procedimentos: perfuração da fase, descida do revestimentoe cimentação do poço (Rocha e Azevedo, 2009).

Após definidas as profundidades das sapatas de todos os revestimentos, bem comoos intervalos a serem isolados através da cimentação do anular, é preciso definir comoserá a composição dos elementos internos ao revestimento de produção, bem como adefinição dos métodos de completação a serem empregados no poço. A escolha do método éfortemente influenciada pela curva de aprendizado de tal método e pelo retorno econômicoestimado para o poço, este, por sua vez, está conectado com as estimativas e a otimizaçãoda produção de óleo para tal poço. Aliado a todas estas decisões, o equipamento a serutilizado para a elevação artificial, em muitos casos, precisará ser definido anteriormente,pois o mesmo se encontrará no fundo do poço produtor. Dessa forma, todas as etapascitadas anteriormente: estimativa da produção, construção, método de completação eequipamento de elevação artificial precisam ser definidos antes de colocar o poço emprodução, sendo assim fundamentais para o projeto completo de um poço produtor.

2.1 Descida do revestimento

Após a perfuração de uma determinada fase, inicia-se uma etapa de cimentação dopoço, onde o primeiro procedimento desta etapa é a descida de um revestimento de aço nopoço e, em seguida, a cimentação do espaço anular entre o revestimento e a formação dopoço. Tanto os revestimentos quanto as zonas cimentadas possuem objetivos específicosque precisam ser atendidos para o funcionamento apropriado do poço e a sua integridade.

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Figura 2.1.1 – Tipos de revestimento em projetos de poços. Adaptado e traduzido de Piot eCuvillier (2006)

Os tipos mais comuns de revestimento são aqueles conforme exibidos na Figura 2.1.1:condutor, superficial, intermediário e de produção. As funções e objetivos de cada tipo derevestimento são as mais diversas, abrangendo principalmente o isolamento hidráulico dezonas portadoras de fluidos, suporte mecânico dos equipamentos e da coluna de produção,melhor controle das pressões no poço, sendo abordadas nas seções a seguir (Piot e Cuvillier,2006).

2.1.1 Revestimento condutor

É o revestimento que atinge a menor profundidade e possui a função de proteger asformações mais rasas e pouco consolidadas da contaminação com o fluido de perfuração eevitar a ocorrência de washout do leito marinho. O fenômeno de washout ocorre quando ofluido que passa pelo anular carreia a formação pouco consolidada, resultando no aumentodo espaço anular.

Este revestimento suporta todos os revestimentos subsequentes, devido a isso,ele deve ser assentado em uma profundidade suficiente para atingir uma formação maisconsolidada. Além disso, dependendo do projeto do poço, este revestimento poderá suportaro blowout preventer (BOP) e a cabeça do poço.

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2.1.2 Revestimento de superfície

Uma das principais funções deste revestimento é a de proteger regiões com aquíferosda contaminação com fluido de perfuração, hidrocarbonetos e salmouras subterrâneas. Oassentamento do revestimento é tal que deva atingir uma formação ainda mais consolidadaque a obtida no revestimento anterior, pois ele servirá de âncora para a cabeça de poçodevendo resistir as pressões dos fluidos no reservatório.

Um problema comum para a cimentação deste revestimento é relacionado ao topodo cimento projetado, que deve ser superior à profundidade do aquífero. No entanto, adepender das práticas de determinada empresa, o anular é cimentado até o topo. Nestecaso, é comum que a operação de cimentação do revestimento de superfície resulte emuma pressão hidrostática superior à pressão de fratura da formação, devido ao grandecomprimento da coluna de cimento. Dessa forma, a pressão elevada pode resultar emfratura da formação e criação de zonas de perda de circulação, a fim de evitar esse problema,é comum utilizar pastas de cimento com menor densidade, pastas espumadas ou realizar aoperação em 2 estágios.

2.1.3 Revestimento intermediário

O revestimento intermediário serve para isolar regiões portadoras de hidrocarbonetos,regiões de fratura, zonas de pressão anormal ou zonas com perda de circulação. Todosos revestimentos entre o revestimento de superfície e o revestimento de produção sãoconsiderados revestimentos intermediários.

Dependendo da profundidade, da pressão, da formação geológica, o revestimentointermediário pode exercer funções como:

• Selar zonas com formação frágil que pode fraturar e causar perda de circulação napresença de fluido de perfuração de maior massa específica.

• Proteger os revestimentos e equipamentos da fluência do sal, que poderia resultar nocolapso dos revestimentos ou prender a broca durante a perfuração.

2.1.4 Revestimento de produção

O revestimento de produção isola diferentes zonas portadoras de hidrocarbonetos eprotege a coluna de produção e seus equipamentos de danos mecânicos e químicos causadospela formação e seus fluidos. O assentamento e cimentação deste revestimento constituiuma das etapas mais importantes da construção de um poço de petróleo, já que erros deprojeto e/ou de operação poderiam resultar na perda de controle do poço, na perda dopróprio poço ou, em último caso, em um blowout.

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Observe que, enquanto a coluna de produção pode ser removida ou trocada, orevestimento de produção está cimentado no reservatório de interesse. Portanto, tanto ele,como o cimento que o protege, devem ser projetados de forma a resistir ao ataque químico,aos esforços mecânicos e variações térmicas ao longo de toda a vida útil do poço, a fimde evitar a ocorrência da migração de fluidos entre as fases e proteger os reservatórios damigração de fluido entre eles.

A janela operacional é um recurso de extrema relevância para a definição dasprofundidades de assentamento. Onde a janela operacional representa valores mínimose valores máximos para a pressão hidrostática no interior do poço. Caso a pressão sejainferior à pressão minima, ou pressão de poros, haverá o fluxo dos fluídos do reservatóriopara o poço e caso ela seja superior à pressão máxima, ou pressão de fratura, haveráa entrada forçada dos fluidos do poço para o interior do poço, fraturando a formação.Outros critérios relevantes são: a tolerância ao kick, representada pela entrada indesejadade fluidos do reservaatório durante a perfuração, e as profundidades para o início do ganhode ângulo (KOP) e a profundidade do término de ganho (EOB), onde tais profundidadesmarcam os pontos em que o poço deixa de ser vertical e começa a se tornar um poçodirecional. Em ambas profundidades, será necessário o assentamento de uma sapata.

2.1.5 Critérios para o assentamento de sapatas

A profundidade de assentamento das sapatas é uma informação extremamenteimportante para a perfuração e construção de um poço de petróleo, uma vez que eladefine o número de fases a serem perfuradas. Existem basicamente apenas dois critériospara a definição da profundidade da sapata: o critério de assentamento baseado na janelaoperacional e o critério de assentamento baseado na tolerância ao kick, em ambos casos épreciso possuir a janela operacional com as informações referentes à pressão de poros e àpressão de fratura ao longo da profundidade.

2.1.5.1 Critério de assentamento baseado apenas na janela operacional

Este critério é de fácil aplicação sendo necessário apenas considerar a elaboraçãode retas verticais e horizontais entre as pressões de fratura e poros e, pode, também,considerar uma margem de segurança ao longo da pressão de poros. E consiste basicamentedo seguinte passo a passo, para o assentamento de baixo para cima:

1. Define-se a profundidade da última fase com base no planejamento do poço e dazona alvo;

2. Em tal profundidade marca-se o ponto na curva de pressão de fratura e traça-seuma reta horizontal até interceptação da pressão de poros ou pressão de poros coma margem de segurança;

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3. Ao interceptar esta curva, marca-se o ponto e têm-se a massa específica mínima aser utilizada na perfuração daquela fase;

4. Partindo do ponto obtido anteriormente, traça-se uma reta vertical até a interceptaçãoda pressão de fratura;

5. Neste ponto, é onde haverá o assentamento de uma sapata;

6. Com isso, repete-se o procedimento a partir do passo 2, até que atinja a superfície,como mostrado na Figura 2.1.2

Figura 2.1.2 – Critério de assentamento de sapatas baseado na janela operacional com margemde segurança e de baixo para cima (Rocha e Azevedo 2009).

2.2 Cimentação de poços de petróleo

O uso de cimento em um poço de petróleo tem como principal função a inserção deum elemento para isolamento hidráulico e suporte mecânico, completando o espaço entre orevestimento e a formação e unindo estes elementos. Dessa forma, há diferentes operaçõese cenários onde tal cimento pode ser aplicado, como a cimentação de espaços anulares(cimentação primária), a cimentação no interior do revestimento (tampão ou plugue deabandono temporário ou permanente), a injeção de cimento na formação afim de controlaruma zona de perda (tampão contra perda), e a injeção de cimento para remediar operaçõesmal-sucedidas (squeeze).

2.2.1 Cimentação primária

A cimentação primária é realizada após o assentamento de cada revestimento emuma determinada fase e, conforme mencionado anteriormente, é uma operação crítica para

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o funcionamento do poço, pois garante os isolamentos hidráulicos necessários, separandodiferentes reservatórios, além de proteger os revestimentos da corrosão e fornecer o suportemecânico aos mesmos.

A operação de cimentação consiste basicamente no bombeio de um determinadovolume de pasta de cimento no anular entre o revestimento e a formação, garantindoque o topo da pasta alcance uma altura que garanta o isolamento entre zonas ou atinjauma formação de baixa permeabilidade ou selante. Para que este objetivo seja obtido, énecessário conhecer as capacidades volumétricas onde será preenchido com o cimento ea partir deste ponto, calcular o volume necessário de pasta de cimento a ser bombeadodurante a operação. Apesar da aparente simplicidade da operação, podem ocorrer diversasfalhas na operação, como contaminação da pasta, perda de fluido para a formação, topodo cimento abaixo do esperado, presença de canalização no cimento, pega prematura dapasta de cimento dentro do revestimento, entre outros. Tudo isso impacta de modo acomprometer a eficiência do cimento em garantir o isolamento, o que pode resultar em fluxoatravés do anular ou flambagem/colapso do revestimento devido às tensões concentradasda formação sobre o tubo.(Miranda, 2008)

Uma operação de cimentação primária convencional pode ser descrita nas seguintesetapas:

2.2.1.1 Circulação

A Figura 2.2.1 mostra o início da operação de cimentação, que é marcado atravésda circulação do fluido de perfuração do poço pelo anular, que ao chegar a superfície étratado e bombeado novamente para o poço, o que resulta em uma recirculação deste fluidono interior do poço. O principal objetivo desta etapa é a quebra do gel formado quandoo fluido fica muito tempo estagnado, além de remover possíveis cascalhos no interior dopoço e homogenizar o perfil de temperatura ao longo do mesmo.

Figura 2.2.1 – Circulação de fluido no poço. Adaptado e traduzido de Nelson (2006)

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2.2.1.2 Bombeio dos colchões

Após a circulação, é feito o bombeio de fluidos conhecidos como colchão, que podemassumir funções diferentes, como: lavar o interior do revestimento e o espaço anular (colchãolavador) ou servir de barreira física para evitar a contaminação da pasta de cimento pelofluido de perfuração (colchão espaçador). Conforme ilustrado na Figura 2.2.2, os colchõessão bombeados a frente do plug de fundo.

Figura 2.2.2 – Bombeio dos colchões, seguido da liberação do plug de fundo e da pasta decimento. Adaptado e traduzido de Nelson (2006).

2.2.1.3 Bombeio da pasta de cimento

Ao finalizar o bombeio dos colchões, é lançado um equipamento denominado plugde fundo, que serve de barreira mecânica, evitando a mistura entre a pasta de cimento eos colchões ao impossibilitar o contato entre ambos. Assim que toda a pasta é bombeada,libera-se o plug de topo, que, novamente, age como barreira, evitando a mistura entre apasta de cimento com o fluido de deslocamento. Na Figura 2.2.3 é mostrado o momentodo término do bombeio da pasta e início do deslocamento.

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Figura 2.2.3 – Término do bombeio da pasta, liberação do plug de fundo e início do deslocamento.Adaptado e traduzido de Nelson (2006).

2.2.1.4 Deslocamento

Após o lançamento do plug de topo, inicia-se o bombeio do fluido de deslocamento,geralmente representado pelo fluido de completação. Em um primeiro momento a pressãono interior do revestimento aumenta até o rompimento do plug de fundo, onde a pasta decimento passará pelo seu interior. A partir deste ponto, a pressão diminui e aumenta-sea vazão, a fim de deslocar a pasta e todos os outros fluidos bombeados anteriormente, eque se situam na região anular, em direção a superfície. A Figura 2.2.4 ilustra o momentoem que há a saída dos colchões pelo anular, na imagem à esquerda. A imagem à direitamostra o momento em que a operação é concluída, quando o plug de topo bate no plugde fundo, ocorrendo um aumento repentino na pressão medida e indicando que todos osfluidos bombeados antes do plug de topo, encontram-se no anular.

Figura 2.2.4 – Sequência do deslocamento, com a saída dos colchões pelo anular, seguida dotérmino da operação de cimentação com a batida dos plugs. Adaptado e traduzidode Nelson (2006).

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2.3 Problemas de integridade nos poços existentes

A norma norueguesa NORSOK D-010 (2013) define a integridade de poços como oconjunto das aplicações de soluções operacionais, técnicas e organizacionais, a fim de reduziro risco de ocorrência de fluxo indesejado e/ou não controlável de fluidos do reservatóriopara o interior do poço, ao longo de sua vida útil. Dessa forma, é possível reduzir o riscodeste fluxo trazer tais fluidos à superfície de maneira não planejada, o que poderia acarretarem danos ao meio ambiente, às pessoas e ao patrimônio. O fluxo indesejado pode ocorrerpelos seguintes caminhos:

1. Através da formação;

2. Através de fraturas, falhas, canais e microanulares formados ao longo dos anularescimentados;

3. Através das colunas de produção, injeção, de perfuração ou de trabalho.

A fim de garantir o isolamento hidráulico dos poços, foi criado o conceito do conjuntosolidário de barreiras (CSB) sendo definido pela ANP (2016) como: “um conjunto de um oumais elementos com o objetivo de impedir o fluxo não intencional de fluidos da formaçãopara o meio externo e entre intervalos do poço, considerando todos os caminhos possíveis”.Logo, a existência de CSB’s no poço garante a sua integridade e danos causados ao CSBe/ou falhas no projeto podem impedir o cumprimento de sua função principal, acarretandona perda de integridade do poço.

Um levantamento de informações feito pela autoridade PSA (Petroleum SafetyAuthority Norway), constatou a existência de diversos problemas acerca da integridade depoços ativos contidos na NCS (Nowergian Continental Shelf ). O estudo, feito com umtotal de 406 poços (21% dos poços contidos na bacia), operados por 7 empresas e em 12plataformas diferentes, mostrou que 18% deles: ou não possui integridade mecânica ounão se sabe se o poço está íntegro. A Tabela 2.3.1 mostra um resumo dos dados obtidos.

Tabela 2.3.1 – Situação da integridade dos poços contidos na NCS por tipo de poço.Traduzido de Aadnoy (2008).

Situação Produtor Injetor TotalSem problemas de integridade 275 56 331 (82%)

Shut in 18 10 28 (7%)Trabalhando sob restrições 22 16 38 (9%)

Desvios insignificantes 8 1 9 (2%)Total 323 (80%) 83 (20%) 406

Considerando os casos envolvendo falha na integridade pode-se destacar problemasocorridos devido ao vazamento na coluna de produção em 39% dos casos e problemas no

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revestimento ou no cimento em outros 20%. Sendo importante ressaltar a presença deocorrências, como o colapso do revestimento, ausência do cimento em regiões que deveriamestar cimentadas, vazamentos através do cimento e vazamentos através de microanulares(Aadnoy e Vignes, 2008).

Em um estudo feito com 15077 poços, contidos na Outer Continental Shelf (OCS)nos Estados Unidos, Izon (2007) observou a ocorrência de 39 blowouts entre os anos de1992 e 2006 resultado da instabilidade do poço, onde o fator de maior ocorrência foi acimentação, seguido por falha de equipamentos e falha no revestimento. A Figura 2.3.1 aseguir separa os fatores que causaram o blowout por número de ocorrências.

Figura 2.3.1 – Falhas que resultaram em blowout na OCS entre 1992 e 2006. Traduzidode Izon et al (2007).

Em outro estudo, AlAwad e Mohammad (2016) reuniram todas as ocorrências deproblemas relacionados a perda da integridade mecânica, disponíveis na literatura. Nestetrabalho, fica ainda mais evidente a necessidade de um ótimo planejamento e cuidadosextras no projeto da operação de cimentação de um poço, visto o alto número de ocorrênciasde perda de integridade do cimento como elemento de barreira. Tais ocorrências estãoapontadas na Figura 2.3.2.

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Figura 2.3.2 – Falha de elementos de barreira, resultando em perda da integridade. Tra-duzido e adaptado de AlAwad e Mohammad, (2016)

A ocorrência de tantos problemas relacionados à integridade do cimento pode estarrelacionado a criação de microanulares, devido a ciclos de variação de temperatura epressão no anular. Um exemplo dessa ocorrência se encontra no Casing test, onde a pressãono interior do revestimento é elevada para verificar a integridade do revestimento e depoisé retirada. Essa variação pode resultar em uma deformação elástica no revestimento eplástica no cimento, de modo que, ao retirar a pressão, o revestimento retorna a posiçãooriginal e o cimento não. Dessa forma, um microanular será criado e, dependendo daspropriedades do fluido e extensão do microanular, haverá o fluxo indesejado de fluidos(Jackson e Murphey, 1993).

2.3.1 Sistemas cimentantes

Tendo em vista o alto nível de ocorrências de perda de integridade relacionadosao espaço cimentado, é necessário a utilização de pastas de cimento apropriadas para ascondições diversas de poço, como: ciclos de pressão, ciclos de temperatura, presença deCO2 e H2S, limites operacionais, arquitetura do poço e relação de rigidez entre a formaçãoe o cimento (Bois et al, 2009).

Sendo assim, é comum a aditivação de pastas de cimentos para o controle depropriedades, como tempo de espessamento, reologia, resistência mecânica, perda de fluidopara a formação, porosidade e elasticidade. Para atingir tais efeitos, diversos aditivos dediferentes origens são adicionados, desde compostos orgânicos como açucares, passandopor compostos cerâmicos ocos, sais inorgânicos e adição gases, formando os mais variadostipos de pastas de cimento (Nelson et al, 2006).

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1. Pasta convencional: é o sistema mais básico de pasta, constituído apenas por algumaclasse de cimento Portland, água e aditivos para controle de reologia, tempo deespessamento, decantação e perda de fluido.

2. Pastas flexíveis: é um sistema onde é adicionado polímeros ou elastômeros ao cimento,de forma que aumente a resistência à tração do cimento, tornando-o mais elástico.Além disso, melhora também outras propriedades, como perda de fluido e reduçãona permeabilidade.

3. Pastas para ambientes corrosivos: em poços contendo alta concentração de CO2,a degradação do cimento é termodinâmicamente favorável e uma das alternativasmais simples é o aumento da massa específica da pasta convencional e redução dapermeabilidade.

4. Pastas de baixa densidade: são pastas com densidade reduzida e servem para autilização em cenários onde há a necessidade de preencher um extenso espaço anularou quando a formação é muito frágil e uma pasta mais densa poderia fratura-la. Éfeita através da adição de estendedores ou gás à pasta convencional.

5. Pastas expansíveis: é utilizada para combater parte dos problemas associados àretração do cimento, isso proporciona uma redução nos problemas relacionados àcriação de microanulares e um aumento na porosidade do cimento.

6. Pastas salinas: muito utilizadas em frente a formações salinas, pois evita que a pastaperca fluido para formação e que parte da formação seja dissolvida pela pasta.

2.4 Completação de poços

A completação de um poço é uma das etapas mais dispendiosas em termos de tempoe capital e, em geral, a completação de um poço é projetada para durar o equivalentea própria vida útil estimada do poço. Isso ocorre devido aos possíveis custos adicionaispara intervenção no poço e substituição da completação, por isso o objetivo desta etapa édesenvolver uma forma segura e eficiente de conectar o reservatório com a superfície e osequipamentos de produção (Bellarby, 2012).

2.4.1 Métodos de completação

Conforme o propósito da operação mencionado anteriormente, é natural de seimaginar que para diferentes situações, haverá diferentes métodos de completar de modoeficiente e seguro os poços. Os métodos para completação podem ser divididos em duaspartes: os métodos de completação do reservatório e os métodos de completação no interiordo poço, que podem ser observados nas figuras a seguir.

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Figura 2.4.1 – Métodos de completação do reservatório. Traduzido e adaptado de Bellarby(2012).

A figura 2.4.1 indica os elementos que estão diretamente na interface poço-reservatórioe as diferentes formas de combiná-los, permitindo que haja um fluxo eficiente entre oselementos da interface para um cenário de produção ou de injeção. Dentre tais elementosde interface, os canhoneados e o controle de areia são comumente utilizados em diversoscampos onshore e offshore e serão abordados mais a frente.

Enquanto a figura 2.4.2 mostra as possíveis formas de capturar e controlar o fluxode fluidos que escoam do reservatório para a superfície através do poço, onde o principalmeio de se cumprir tal tarefa é através do uso da coluna de produção e válvulas.

Figura 2.4.2 – Métodos de completação para o interior do poço. Traduzido e adaptado deBellarby (2012)

Dependendo dos métodos de completação selecionados, conforme ilustrado pelas

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figuras anteriores, haverá uma combinação contendo diferentes elementos de completação,onde cada um deles contribui de forma diferente para o aumento da perda de cargae, consequente redução na vazão de produção. Devido a isso, é necessário conhecer eplanejar os elementos a serem inseridos, a fim de que não sejam inseridos elementos demais,comprometendo a eficiência de produção do poço, nem sejam inseridos elementos a menos,podendo colocar a segurança da operação em risco (Beggs, 2003).

2.4.2 Canhoneio

O canhoneio é realizado em poços onde o reservatório a ser explorado foi revestidoe cimentado, neste cenário, torna-se necessário criar uma conexão entre o reservatório e ointerior do revestimento. Isso é feito através da descida de uma ferramenta no poço quecontém diversas cargas explosivas, onde tais cargas, ao serem detonadas, realizam furosatravés do revestimento, cimento e penetram até um metro na formação, possibilitando,assim, o escoamento dos fluidos contidos no reservatório para o interior do poço ( Thomas,2004).

2.4.3 Controle de areia

A produção de areia é um problema relevante na produção em reservatórios não-consolidados, onde ocorre o transporte de finos da rocha reservatório até o poço. Caso opoço não possua algum mecanismo para o controle de areia, estes finos são carreados juntocom o fluido do reservatório, alcançando os equipamentos na superfície. Algumas formasde controle para a produção de areia são: telas, gravel pack, frac pack e telas expansíveis.Mesmo em um cenário onde o poço possui algum destes equipamentos de completação, osfinos podem se acumular nestes equipamentos e nos canhoneados, de modo a aumentarexcessivamente a perda de carga nesta região ( Abass et al, 2002).

A existência de diferentes métodos e equipamentos de completação visando a mitigaros impactos da produção de areia, exige que haja uma forma de comparar os benefíciostrazidos a partir do uso dos diferentes equipamentos. Uma das possibilidades para talavaliação é levantada pelo autor Bellarby (2012) em que ele traz uma metodologia paracomparação relativa baseado nos seguintes critérios: confiabilidade, produtividade, custose isolamento da zona.

2.4.4 Coluna de produção

A coluna de produção é o último elemento a ser inserido no poço e é através delaque haverá o escoamento da produção, transportando o petróleo e o gás do reservatório atéa superfície, de modo a proteger o revestimento do ataque químico dos fluidos produzidose das pressões mais elevadas. Devido à sua função essencial para a produção, há, nela,

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diferentes válvulas e equipamentos de instrumentação além de, possivelmente, conter algumequipamento para permitir a elevação artificial do petróleo. Todos estes componentescitados serão necessários para manter o controle do poço e da produção, através domonitoramento da pressão e temperatura (Thomas, 2004).

2.5 Estimativas de produção

A estimativa de produção para determinado poço de petróleo é extremamente impor-tante para avaliar a viabilidade e o possível retorno econômico, envolvendo a construção denovos poços de petróleo. Além disso, a estimativa de produção é necessária para compararo quanto está sendo produzido em relação à capacidade teórica de produção. Os autoresBrown e Lea (1985) observaram diversos poços onde a produção era inferior ao estimadovia análise Nodal, indicando possíveis problemas no poço. Com isso, pode-se avaliar anecessidade de uma intervenção no poço para resolver o problema, elevando a produçãoa patamares próximos ao esperado. Um exemplo levantado pelos autores mostra comoum poço produtor de 1600 boe/dia, após a limpeza de lama e água no interior do linerde produção, foi observado o aumento na produção para 2000 boe/dia. Tal intervençãopara limpeza só foi possível devido à suspeita levantada pela companhia ao comparar aprodução esperada com a real.

Uma metodologia empregada para otimizar e estimar a produção de petróleo éatravés da análise Nodal, onde é feito um estudo sobre a perda de carga de todos oscomponentes por onde o óleo escoa. Dessa forma, através deste estudo, torna-se possíveldimensionar e projetar todos os elementos na completação do poço, desde a densidade decanhoneado, passando pelo diâmetro da coluna de produção até a pressão na cabeça dopoço, de modo a otimizar a produção de óleo. A análise permite, inclusive, o conhecimentode como a variação em cada componente contido no poço afeta a produção, tornando-seum excelente ferramenta para casos onde haverá intervenção no poço visando o aumentona produção (Beggs, 2003).

Em geral, para a realização da análise são realizados os seguintes passos: (Brown eLea, 1985)

1. Preparo da curva IPR (Inflow Performance Rate), onde ela representa a vazãomáxima, para uma determinada pressão de fundo de poço;

2. Inserir a coluna de produção, representada pelo diâmetro da coluna. Neste ponto,pode-se observar como diferentes diâmetros afetam a vazão;

3. Avaliar a perda de carga através do sistema de controle de areia inserido, caso haja.Em geral, o valor máximo permitido pelas companhias está entre 200 a 300 psi;

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4. Calcular a perda de carga através dos canhoneados, se houver. Aqui, já é possívelobservar como a densidade dos canhoneados, bem como a eficiência do canhoneioafetam a produção;

5. Adicionar a pressão da cabeça do poço nas equações envolvendo a coluna de produção,de forma a avaliar como a variação da pressão na cabeça do poço afetará a vazão deprodução;

Ao término da análise, obtém-se informações relevantes para o projeto de comple-tação do poço, como o diâmetro da coluna de produção, densidade dos canhoneados econtrole de areia a ser utilizado. Além disso, pode-se incluir efeitos de perda de cargaatravés das válvulas e contribuição dos métodos de elevação artificial para o incrementoda produção.

2.6 Métodos de Elevação

A elevação artificial ou lift consiste no auxílio da ascensão do óleo no fundo doreservatório até a superfície. Quando a pressão do reservatório é maior que a pressãono fundo do poço, o poço é considerado surgente, indicando que o mesmo pode fluirnaturalmente sem a necessidade de equipamentos de elevação. Embora isto seja possível deocorrer, principalmente para poços em início de vida útil ou para poços de gás, é necessárioprever a necessidade de um sistema de elevação artificial para prolongar e maximizar aprodução.Na indústria, são conhecidos pelo menos doze métodos de elevação artificial (Hilyard, 2012).

Para Bucaram e Patterson (1994), o gerenciamento completo da elevação artificialconsiste em cinco passos: seleção do método de elevação; avaliação de fatores de produção eprováveis problemas durante a produção; monitoramento de dados de produção; supervisãoda performance dos equipamentos e estudo das falhas ocorridas. Neste trabalho, apenas aetapa de seleção do método de elevação será abordada.

A escolha do método mais apropriado depende de uma série de fatores, como adensidade do fluido ou a profundidade do reservatório. De acordo com Stephenson (2018),o método ideal de elevação artificial engloba desde o conhecimento da composição dofluido e instalação correta do equipamento, até o monitoramento diário do sistema deelevação e análises profundas de causas raiz de problemas operacionais. Lea e Nickens(1999) afirmam que as condições ambientais e geográficas também interferem na seleçãodo método. Por exemplo, o bombeio mecânico por hastes é muito utilizado em camposamericanos, contudo, não faria sentido essa escolha de elevação em locais de pequenaárea e grande densidade demográfica. Quando estes fatores não são pré-determinantes,a pressão de reservatório, produtividade do poço e fluido de formação são os principaiselementos a serem analisados.

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De modo geral, os métodos de elevação artificial mais habituais são Gas Lift, bombascentrífugas submersas, bombas mecânicas com hastes e bombas por cavidades progressivas(Thomas, 2004).

2.6.1 Gas Lift

O método de elevação artificial conhecido como Gas Lift consiste na injeção de gáspressurizado no anular do poço com o objetivo de elevar os fluidos para a superfície. Adissolução do gás no óleo e água em conjunto com formação de bolhas força o líquido asubir pela coluna de revestimento. O gás utilizado pode ser capturado e reciclado. Há doistipos principais que serão abordados a seguir (Hilyard, 2012).

• Gas Lift Contínuo (GLC)

Este método consiste na injeção contínua de gás pressurizado na coluna de produçãodo poço visando gaseificar os fluidos. Deste modo, o gradiente médio de pressão dacoluna é reduzido, seguido pela redução da pressão de fundo de poço e, portanto,aumento da vazão de produção. O sistema é formado por compressores, controladorde injeção de gás na superfície (válvula choke), controlador de injeção de gás nasubsuperfície (válvulas de gas lift) e equipamentos de separação e armazenamentode fluidos produzidos (Thomas, 2004).

De acordo com Lea e Nickens (1999), este é o melhor método para lidar com produçãode areia ou materiais sólidos. Além disso, os equipamentos de superfície necessáriospara a instalação são relativamente simples e bem conhecidos na indústria e osequipamentos de subsuperfície requerem pouca manutenção, possuem baixo custorelativo e fácil instalação. Outra grande vantagem é a grande faixa de volumes eprofundidades que podem ser atingidas com este sistema. Entretanto, os autorestambém apontaram algumas desvantagens: os custos de operação com compressão degás podem ser bem altos, alta produção de água e óleos muito pesados (menor que15 ◦API) dificulta a elevação e o projeto deve conter suprimento de gás necessáriopara manter a produção durante toda a vida útil do campo. Portanto, é importanteressaltar que o princípio básico para a escolha deste método é que o aumento daprodução resulta numa receita maior que os custos de injeção, até uma determinadavazão de líquido, denominada de produção econômica. Para vazões superiores aesta, há um aumento exponencial da injeção de gás para um pequneno aumento navazão do líquido. A Figura 2.6.1 ilustra quanto de gás deve ser injetado para quedeterminada vazão de líquido seja produzida (Thomas, 2004).

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Figura 2.6.1 – Tangente econômica de injeção (Thomas, 2004).

• Gas Lift Intermitente (GLI)

Utilizado em poços com índice de produtividade (IP) menor que 1,0 m3/dia/kgf/cm2ou 0,44 stb/dia/psi, o sistema de Gas lift Intermitente, ou GLI, consiste no mesmoprincípio que o GLC: injeção de gás entre o revestimento e o tubing do poço visandosuplementar a energia do reservatório, criando um diferencial de pressão adequadopara produzir na vazão desejada. Neste caso, a injeção de gás ocorre em ciclos deintermitência com tempos bem definidos e altas vazões. O objetivo desta operação édeslocar os fluidos na coluna de produção a base de golfadas.

Assim como o GLC, o GLI requer um sistema de compressão, um controlador deinjeção de gás na superfície – intermitor de ciclo – e uma válvula operadora desubsuperfície (válvula de gas lift). Um ciclo de intermitência possui três fases, eseu tempo é definido entre duas aberturas da válvula operadora. Primeiramente,na etapa de alimentação, há acúmulo de petróleo na coluna de produção com asválvulas de gás fechadas até atingir o comprimento desejado da golfada. Em seguidase inicia a fase de injeção, na qual o gás entra na coluna e desloca a golfada atéa superfície. Para finalizar o ciclo ocorre a fase de redução de pressão, cessando ainjeção de gás lift para o poço (Thomas, 2004.)

As vantagens identificadas para GLC também são aplicáveis para o GLI. Entretanto,foram identificadas algumas desvantagens particulares, como a aplicação do métodoapenas para poços de pequenos volumes (8000 pés de comprimento e 2 polegadasde diâmetro nominal), a necessidade de frequentes ajustes na vazão de injeção econstantes problemas devido a flutuações na superfície (Lea e Nickens, 1999).

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2.6.2 Bombeio Centrífugo Submerso (BCS)

O método de elevação por bombeio centrífugo submerso, ou BCS, é um métodoque possui alta disponibilidade, flexibilidade dos equipamentos e eficiência, e, portanto,está em crescente adesão nas plataformas ultimamente. Como um típico método deelevação artificial, o BCS tem o objetivo de suplementar a energia do reservatório. Essasuplementação ocorre pela transferência de energia elétrica, utilizando um cabo elétrico,para o fundo do poço. Um motor de subsuperfície, por sua vez, transforma a energiaelétrica em energia mecânica. Em seguida, a bomba centrífuga que está ligada ao motortransfere a energia mecânica, em forma de pressão, para o fluido. Com maior pressão, ofluido se desloca para a superfície.

O sistema é formado basicamente por uma bomba, selo-protetor e motor elétrico.Estes equipamentos são instalados dentro do poço ou próximos à cabeça do poço. Afrequência de rotação dos motores é variada por meio de um conversor de frequência, deacordo com a vazão desejada e condições operacionais (Huanami, 2017).

Figura 2.6.2 – Sistemas de Produção com BCS (Thomas, 2004)

Entrando em detalhes, a bomba centrífuga possui múltiplos estágios, sendo quecada um contém um difusor e um impulsor. Ao girar, o impulsor transfere energia cinéticapara o fluido. Enquanto o difusor altera o trajeto do fluido, reduzindo sua velocidadee transformando sua energia em pressão. Deste modo, há aumento de pressão em cadaestágio da bomba, aumentando a vazão de produção. A Figura 2.6.2 mostra os componentespresentes em em um bombeio centrífugo submerso.

Já o protetor, ou selo-protetor, conecta a carcaça do motor com a carcaça da bomba,prevenindo a entrada de fluidos no motor, evitando diferencial de pressão no protetor,promovendo o volume necessário para a expansão do óleo quando aquecido e alojandoo mancal que absorve os esforços mecânicos da bomba. Enquanto isso, o cabo elétricotrifásico, de cobre ou alumínio, transmite a energia elétrica da superfície para o motor.

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Ele deve ser dimensionado para promover uma queda de tensão menor que 0,1 volts pormetro de cabo (Thomas, 2004).

Devido à essa complexidade dos equipamentos que compõem o sistema, o custo deinstalação é relativamente alto. Entretanto, para compensar, sua vida útil é consideradaelevada (Huamani, 2017).

2.6.3 Bombeio Mecânico com Hastes (BM)

O primeiro método de elevação artificial que surgiu na indústria do petróleo foi oBombeio Mecânico com Hastes. Além de ser pioneiro, este método é de extrema importância,sendo aplicado em 80% dos poços produtores mundiais. Esta popularidade se dá devido asimples instalação dos equipamentos, fácil operação e grande conhecimento na indústria.Contudo, também possui desvantagens como o alto custo para instalação e manutenção,a presença de gás pode afetar a capacidade do sistema e o conjunto ocupa espaçosrelativamente grandes nos campos.

O bombeio mecânico com hastes utiliza motores elétricos ou de combustão internapara gerar movimento alternativo que é transmitido para o fundo do poço. Chegando nofundo do poço, o movimento aciona uma bomba que vai elevar os fluidos produzidos doreservatório até a superfície. Na Figura 2.6.3 são exibidos os principais componentes dosistema são: bomba de superfície, coluna de hastes, unidade de bombeio e motor (Rossi,2003).

Figura 2.6.3 – Sistemas de Produção com Bombeio Mecânico com Hastes (Rossi, 2003).

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2.6.4 Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP)

Para Dunn (1994) o método de bombeio por cavidades progressivas surgiu pelanecessidade de bombear óleos mais pesados e viscosos, poços rasos e baixas vazões.

Este tipo de elevação consiste numa bomba de deslocamento positivo constituídapor um rotor no interior de um estator. Um motor elétrico ou de combustão internalocalizado na superfície vai acionar as hastes que estão ligadas ao rotor, fazendo-o girar.Assim, cria-se um movimento progressivo axial nas cavidades, o que aciona a bomba, quetrabalha dentro do poço de petróleo. Desse modo, o motor é o equipamento de superfície,enquanto a bomba e as hastes são os equipamentos de subsuperfície, conforme pode servisto na Figura 2.6.4 (Rodrigues e Silva, 2004).

Figura 2.6.4 – Esquema geral de bombeio por cavidade progressiva. 1. Equipamentos deSuperfície. 2. Equipamentos de subsuperfície. 3. Tanque de armazenamentoda produção. 4. Formação produtora (Carvalho, 1999).

As vantagens deste tipo de elevação foram descritas por Lea e Nickens (1999)como design simples, baixas velocidades de operação, apenas uma parte móvel - evitandoproblemas de fadiga -, e a bomba funciona bem com formações arenosas, parafinas e comalta quantidade de gás. Entretanto, devido à própria configuração do sistema, muitosvazamentos de óleo podem ocorrer na superfície, gerando problemas ambientais e perdasde produção.

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2.6.5 Seleção do Método

A seleção do melhor sistema de elevação depende de inúmeros fatores, em relaçãoao poço, fluido, equipamentos, geografia, segurança, custos e muitos outros. Assim, nãohá um modo correto para a seleção do melhor sistema de elevação. A seguir, o trabalhoapresentará breve descrições de possíveis métodos de escolha.

• Método de avaliação qualitativa

• Matemática difusa

• Comparação entre vantagens e desvantagens

• Big data

• Machine Learning

O método qualitativo consiste na análise estatística das condições do poço por umprofissional de sistemas de elevação artificial. Este método é utilizado quando o melhorsistema não pode ser determinado quantitativamente. Modelos de seleção por matemáticadifusa considera muitos fatores e pode ser muito útil, entretanto, as funções contidas nosmodelos dependem de experiência e conhecimentos prévios (Shi et al, 2019).

Por fim, duas tendências atuais para a seleção destes sistemas estão relacionadas abig data (Shi et al, 2019) e machine learning (Ounsakul et al, 2019). Ambos os métodossugerem alternativas para a automatização da decisão. O primeiro envolve a criação demodelos a partir de milhares de dados, podendo chegar a 90% de acerto comparado comdados reais. O segundo envolve a crescente adição de dados, de modo que as máquinasdesenvolvam a capacidade de raciocínio e, assim, determinem o método mais confiável,seguro e econômico, de acordo com o que for desejado.

2.7 Estimulação de poços

A estimulação de poços consiste em uma operação que tem o objetivo de aumentara produtividade de um poço. A produtividade pode ser afetada simplesmente devido àpermeabilidade do reservatório, à depleção do poço após certo tempo de produção oudevido à danos presentes na formação. A estimulação vai introduzir canais na rocha paraaumentar a produtividade ou remover/minimizar o dano existente no reservatório.

Vale ressaltar que nem todos os poços são aptos para serem estimulados. Aindaassim é possível atingir um maior rendimento da produção a partir da limpeza do poço -um conjunto de atividades que visam limpar o fundo do poço e/ou trocar equipamentosde subsuperfície.

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O dano a formação pode ser definido como uma obstrução na garganta dos porosda formação e pode ocorrer por diferentes motivos e para cada um deles há uma operaçãoespecífica para remediar e estimular o poço de modo a remover o dano causado (Civan,2006). No entanto, a própria identificação da fonte do dano não é simples e requer umasérie de testes a serem executados, pois o tal dano pode ser oriundo de fenômenos químicos,mecânicos ou biológicos ou, ainda, uma combinação entre eles. Os autores Xiong e Holditch(1995) fizeram um amplo estudo envolvendo os mais variados tipos de dano à formaçãoexistentes na literatura, onde ocorrem, qual operação no poço resulta nesse tipo de dano equal estimulação pode ser feita a fim de remediar o dano causado (Economides e Nolte,2000).

As formas mais comuns de estimulação de poços são: acidificação matricial, fratu-ramento hidráulico e fraturamento ácido. A Figura 2.7.1 representa um esquema básicodestes tipos de estimulação.

Figura 2.7.1 – Esquema básico dos métodos de estimulação de poços. Adaptado e traduzidode Infinity Energy Solutions ( ).

• Acidificação matricial

Esta operação de estimulação também pode ser considerada uma atividade derestauração e é um método efetivo para reservatórios de alta permeabilidade. Elavisa a remoção do dano através da dissolução de parte da formação e dos danosminerais que obstruem as gargantas dos poros. Isto ocorre através da injeção de umfluido ácido com pressão inferior à pressão de fratura da formação. Esse fluido reagirácom os compostos minerais presentes no reservatório, dissolvendo-os e possibilitandoa sua remoção. O fluido injetado dependerá da extensão do dano causado e do tipode formação.

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Por exemplo, para reservatórios carbonáticos é comum o bombeio de fluido contendoácido clorídrico, que reagirá com o carbonato presente na formação através daseguinte reação:

2HCl + CaCO3 → H2O + CO2 + CaCl2 (2.1)

Assim, pode-se observar o funcionamento do ácido, transformando o carbonato decálcio sólido para para cloreto de cálcio, que é altamente solúvel em meio aquoso. Ocontrole da reação é essencial para uma operação apropriada.

• Fraturamento hidráulico

É uma técnica de estimulação em que o objetivo é o de criar uma conexão entreo poço e regiões mais adentro do reservatório através da geração de fraturas. Taisfraturas são criadas através do bombeio de fluidos com sólidos a altas taxas, onde apressão de injeção é superior à pressão de fratura da formação. Dessa forma, ocorreo fraturamento da rocha, onde os sólidos bombeados adentrarão a região fraturadacriada, de modo a impedir que a rocha retorne à posição original. Assim, os sólidosformam um meio poroso com porosidade maior que a porosidade inicial da formação.Este é o método mais indicado para reservatórios de baixa permeabilidade.

• Fraturamento ácido

Este método é similar ao fraturamento hidráulico, uma vez que gera fraturas noreservatório para criar maiores conexões entre o poço e a formação. A diferençaconsiste apenas no modo em que a fratura é gerada. Neste caso, como o nome indica,as conexões são formadas pela adição de um fluido ácido em pressão superior à pressãode fratura da formação. A largura e comprimento das fraturas são proporcionais aomaior tempo e pressão de injeção do ácido. É um método geralmente utilizado emformações carbonáticas.

41

3 Conjunto de dados e metodologia de

cálculo

Este capítulo tem o objetivo de expor os dados conhecidos sobre os fluidos, reserva-tório e perfuração do poço, localizado próximo à Bacia do Valle Magdelena Médio, queforam necessários para a realização do presente trabalho. É importante ressaltar que osdados de perfuração, reservatório e de petróleo exibidos nesse capítulo foram extraídos apartir de trechos de reports de um poço existente na Colômbia e não estão disponíveis naliteratura e por questões de sigilo o nome do poço não será divulgado. Além disso, taisdados foram chegaram na forma de recortes de gráficos das variáveis aqui expostas, demodo que foi preciso a utilização do software getData para a extração dos valores nosgráficos das Figuras: 3.2.1, 3.2.2, 3.2.3 e 3.4.1. Os valores de cada variável contidos nasfiguras anteriormente citadas podem ser observados nos Apêndices A e B.

3.1 Dados referentes ao petróleo

O petróleo em estudo possui grau API igual a 21,8, sendo considerado um óleopesado de acordo com a classificação da PORTARIA ANP No9, DE 21.1.2000 - DOU24.1.2000 (REFERÊNCIA AQUI). A pressão de saturação do óleo é de 4610 psi e apressão do reservatório é de 4267 psi, desse modo, o fluido produzido será bifásico comóleo insaturado.

Tabela 3.1.1 – Dados volumétricos do petróleo

Pressão (psi) Fator óleo-formação (bbl/STB) Razão gás-óleo8534 1,3562 158,007823 1,3626 158,007112 1,3693 158,006400 1,3763 158,005689 1,3839 158,004978 1,3925 158,004610 1,3970 158,004267 1,3732 147,233840 1,3447 133,933414 1,3173 120,812845 1,2810 103,582276 1,2431 85,701707 1,2058 67,581138 1,1650 48,42569 1,1212 27,860 1,0402 0

42

Tabela 3.1.2 – Propriedades físicas do petróleo

Pressão (psi) Viscosidade (cP) Massa específica (g/cm3)

8534 2,89 0,82957823 2,76 0,82577112 2,62 0,82166400 2,48 0,81745689 2,34 0,81294978 2,21 0,80804610 2,16 0,80534267 2,27 0,80943840 2,43 0,81433414 2,63 0,81882845 2,99 0,82552276 3,52 0,83311707 4,38 0,84061138 5,90 0,9494569 8,93 0,85800 22,8 0,8810

3.2 Dados referentes à perfuração

As informações de densidade do fluido de perfuração, peso sobre a broca, taxade penetração da perfuração, rotação da broca e diâmetro externo das brocas utilizadasdurante a perfuração podem ser encontradas nas figuras abaixo.

Figura 3.2.1 – Densidade do fluido de perfuração utilizado.

43

Figura 3.2.2 – Peso sobre a broca (WOB) e taxa de penetração da perfuração (ROP).

Figura 3.2.3 – Rotação da broca (RPM) e diâmetro externo da broca (OD).

3.3 Dados referentes ao reservatório

A coluna estratigráfica do reservatório pode ser observada na Figura 3.3.1. Suaespessura é de 32 pés e, como mencionado anteriormente, a pressão do reservatório é de4267 psi. Outros fatores relevante são a permeabilidade efetiva do óleo, de 20 mD, e aformação do reservatório como sendo arenito.

44

Figura 3.3.1 – Litologia do campo em que o poço será construído.

45

3.4 Metodologia de cálculo

3.4.1 Dimensionamento dos revestimentos

Para a construção das pressões contidas na janela operacional, foram calculadasas pressões de sobrecarga e de poros, e através do método de Eaton, relaciona-se estaspressões para o cálculo da pressão de fratura. A Figura 3.4.1 ilustra a variação da densidadeda rocha ao longo da profundidade, tal informação pode ser extraída através de perfisou correlações. Para este trabalho será considerado apenas os valores no gráfico, os quaisforam extraídos de dados de campo.

Figura 3.4.1 – Densidade da rocha conforme a profundidade do reservatório.

Como os valores da janela operacional serão dados em densidade equivalente, bastatransformar os valores gráficos de g/cm3 para lb/gal. Já para a pressão de poros, devido àausência de dados de perfis, não é possível utilizar métodos como a correlação de Eaton.

46

Dessa forma, foi considerado um gradiente de pressão de 0,433 psi/ft mais 0,001 psi/ftpara cada 100 pés de profundidade, ou 0,504 psi/ft de gradiente no fundo do poço.

Com os valores da densidade equivalente para pressão de sobrecarga e para a pressãode poros, foi utilizado o método de Eaton para o cálculo da pressão de fratura (Alcure,2013).

Pfratura =

(ν

1− ν

)(Psobrecarga − Pf ) + Pf (3.1)

Para a análise da presença de trechos com pressão anormal, foi feito o cálculo doexpoente d com dados da perfuração, como rotação, diâmetro da broca, taxa de penetraçãoe peso sobre a broca.

d =log(

ROP60RPM

)log(

12WOB106ODdrill

) (3.2)

Durante a perfuração, conforme profundidades maiores são atingidas, a pressão nointerior do poço começa a se aproximar da pressão de formação. De modo que, passa aser necessário o aumento na massa específica do fluido de perfuração, onde tal aumentopode causar distorções nos valores do expoente d. Para corrigir os efeitos causados pelavariação da densidade do fluido, aplica-se a seguinte correção para d (Ramsey, 2019).

dcorr = d

(ρi−1mud

ρimud

)(3.3)

Para o dimensionamento dos revestimentos a serem utilizados, foi utilizada ametodologia elaborada por Prentice (1970), que auxilia a definir os revestimentos a seremescolhidos com base nos esforços realizados sobre ele. A metodologia é iniciada com ocálculo dos esforços de ruptura sobre o revestimento ao longo do trecho no qual ele estaráinserido.

Prup,z = Pinterna − Pexterna (3.4)

A pressão de ruptura é um esforço resultante entre a pressão interna e a pressãoexterna ao revestimento. Onde a pressão interna é a pressão em que o fluido da formaçãosubsequente realiza sobre o revestimento.

Pinterna = Pf,i+1 − (Profsap,i+1 − Profsap,i)Ggas (3.5)

E a pressão externa provém da altura da coluna de lama de perfuração no espaçoanular, onde, em geral, o gradiente da lama é considerado como o valor da lama degradadade 0,465 psi/ft.

Pexterna = ProfzGmud (3.6)

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Combinando as equações anteriores, pode-se descrever a pressão de ruptura emuma determinada profundidade z, como:

Prup,z = Pf,i+1 − (Profsap,i+1 − Profsap,i)Ggas − ProfzGmud (3.7)

Após o cálculo e análise dos esforços de ruptura, é calculado a pressão de colapsoao longo do intervalo em que o revestimento será inserido. O esforço de colapso provém dapressão causada pela coluna de lama no espaço anular entre o revestimento e a formação.

Pc,z = 0, 052ρmudProfsap,i (3.8)

Com as pressões de ruptura e colapso calculadas ao longo do intervalo revestido,utiliza-se o método gráfico para a escolha do grau e peso dos revestimentos a seremutilizados. Para tal escolha, são utilizados os dados tabelados pela norma API-5C (1999),como resistência ao colapso, à ruptura, peso linear e grau do aço. Em seguida, com orevestimento escolhido, é calculado a força de tensão no revestimento.

FT = WarFB +πID2Pteste

4(3.9)

Onde a pressão de teste a ser utilizada considera um percentual do valor resistênciaa ruptura do revestimento, tabelado pela norma API-5C. Neste trabalho, será considerado60% da pressão máxima.

Pteste = 60%Prup,max (3.10)

E, FB representa a flutuabilidade do revestimento em relação ao fluido no qual eleestá inserido.

FB = 1− ρmud

ρao(3.11)

Feito isso, o valor calculado da força de tensão é comparado com a máxima forçade tensão aplicável ao revestimento. Esta relação fornece o valor do fator de segurança,que representa um parâmetro de segurança durante o projeto de revestimento de poços.

FS =FT,max

FT

(3.12)

3.4.2 Cimentação primária

Os cálculos envolvendo a cimentação primária de cada fase são basicamente cálculosde volumetria envolvendo geometrias como regiões anulares e regiões cilíndricas, para adeterminação do volume necessário de pasta de cimento para que uma determinada alturano anular seja alcançada.

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Para regiões anulares:

V olume

Comprimento=

(OD2 − ID2)

1029, 4(3.13)

Para regiões cilíndricas:

V olume

Comprimento=

(OD2)

1029, 4(3.14)

Onde o resultado obtido é referente ao volume, em bbl, para cada 1 pé de compri-mento e os valores dos diâmetros são em polegadas, sendo OD para representar o diâmetrointerno da geometria externa e o ID, o diâmetro externo da geometria interna. Com essesvalores calculados, para determinar o volume de cimento a ser utilizado, basta multiplicaro valor obtido pelo comprimento da região anular a ser preenchida com cimento.

3.4.3 Análise nodal

A vazão de um poço produtor pode ser descrita através do seu índice de produtivi-dade vezes a diferença de pressão entre o reservatório e o fundo do poço, ou drawdown.

q = J(PR − Pwf ) (3.15)

O índice de produtividade para poços produtores de óleo, é descrito como:

J =0, 00708k0h

µ0B0[ln(0, 472rE/rw) + S](3.16)

Dependendo das características do petróleo no reservatório, o índice de produtivi-dade pode apresentar grandes oscilações com a variação da pressão, causada pela mudançano valor das propriedades: viscosidade (µ0), fator óleo-formação (B0) e permeabilidadeefetiva (k0). Dessa forma, o índice produção pode ser calculado com base nos valores daspropriedades avaliadas na pressão do reservatório, PR.

J ′ =0, 00708h

[ln(0, 472rE/rw) + S]

[k0µ0B0

]PR

(3.17)

No entanto, para poços produtores de óleo saturado, a equação 3.15 pode nãorepresentar corretamente a relação entre a vazão e a pressão de fundo de poço. Devido aisso, Vogel (1968) desenvolveu uma equação a fim de capturar o efeito do gás dissolvido noóleo, considerando os casos para óleo saturado e insaturado, representados pelas seguintesequações:

q0 = q0,max

[1− 0, 2

(Pwf

PR

)− 0, 8

(Pwf

PR

)2]

(3.18)

49

q0 = qb + (q0,max − qb)

[1− 0, 2

(Pwf

P b

)− 0, 8

(Pwf

P b

)2]

(3.19)

A vazão máxima de óleo pode ser descrita como:

q0,max =J ′PR

1, 8(3.20)

Segundo Guo (2017), pode-se ainda transformar a Equação 3.19 em:

q0 =J ′Pb

1, 8

[1− 0, 2

(Pwf

Pb

)− 0, 8

(Pwf

Pb

)2]

(3.21)

Dessa forma, para cada valor de pressão de fundo de poço, Pwf , foi calculadoum valor de vazão, q0, mantendo a produtividade e a pressão do reservatório constantes.Em seguida, com os valores calculados de vazão por pressão, foi montada uma curva,denominada por inflow performance relationship ou IPR, que determina a produçãomáxima em uma determinada pressão de fundo de poço.

Figura 3.4.2 – Variação da vazão de óleo produzida com a pressão no fundo do poço. Elaboradopelos autores.

A partir dos valores calculados anteriormente, o próximo passo é a determinaçãodo diâmetro da coluna de produção, sendo o diâmetro ótimo aquele que fornecerá o maiorde vazão para o menor valor de diâmetro nominal.

O dimensionamento da coluna de produção será feito utilizando a correlação deHagedorn-Brown (1965).

144∆p

∆h= ρm +

fq2LM2

2, 9652.1011D5ρm+ ρm

∆(

v2m2gc

)∆h

(3.22)

50

A densidade da mistura pode ser descrita pela seguinte equação:

ρm = ρLHL + ρg (1−HL) (3.23)

O cálculo do fator razão de líquido (HL), ou Liquid Holdup factor, é feito por meiode uma série de outras equações e correlações. (Petroleum Engineering Tools).

O fator de atrito (f) pode ser calculado pela equação de Colebrook-White, querelaciona o fator de Darcy com o número de Reynolds. (Asker, Turgut e Coban 2014)

1√f

= −2log

(ε

3, 7D+

2, 51

Re√f

)(3.24)

Por sua vez, o número de Reynolds é descrito pela seguinte equação:

Re =ρvD

µ(3.25)

A partir dessas correlações, é possível calcular vazões para diferentes pressões defundo de poço para determinado diâmetro de coluna de produção, formando as curvasVLP (vertical lift pressure). Serão escolhidos diferentes diâmetros de coluna com basena API 5C2, com o objetivo de escolher aquele que seja mais apropriado para a futuraprodução do poço em questão.

A figura 3.4.3 representa um gráfico genérico com as duas curvas traçadas: IPR eVLP. Neste caso, a curva VLP foi traçada assumindo um diâmetro externo de coluna deprodução de 2 3/8". O ponto de interseção entre as curvas é a vazão esperada de produçãodo poço, sem levar em conta os efeitos da completação, que serão avaliados no próximopasso dos cálculos.

Figura 3.4.3 – Curvas IPR e VLP: variação da vazão conforme a variação da pressão de fundode poço. Elaborado pelos autores.

51

Com a coluna de produção devidamente dimensionada, é possível prosseguir noprocesso de determinação de como a completação influenciará na produção do poço, istoé, como o número de canhoneados, comprimento do canhoneio, uso de gravel pack paracontrole de areia, entre outros efeitos, afetarão a curva de IPR. Tais efeitos são incorporadoscom o uso da equação a seguir, onde o parâmetro A representa as contribuições laminarese B, a componente turbulenta. Além disso, os índices R, P e G, representam os efeitos doreservatório, canhoneio e controle de areia, respectivamente.

PR − Pwf = (AR + AP + AG)q0 + (BR +BP +BG)q02 (3.26)

As componentes referentes ao efeito laminar de cada completação são descritos nasseguintes equações: (Beggs, 2003)

AR =141, 2µ0B0[ln(0, 472rE/rW ) + S]

hKOR

(3.27)

AG =282, 4µ0B0Lp

KGNrP 2(3.28)

AP =141, 2µ0B0(Sp + Sdp)

hKOR

(3.29)

Onde:

Sp =

[h

hp− 1

] [ln

(h

rW

(khkv

)2

− 2

)](3.30)

E,

Sdp =

(h

NLp

)(kRkdp− kRkd

)ln

(rdprp

)(3.31)

Já os componentes turbulentos devido aos elementos presentes na completação dopoço são descritos pelas seguintes expressões:

BR =2, 3.10−142, 33.1010B0

2ρ0

h2rWk1,2R

(3.32)

BP =2, 3.10−142, 33.1010B0

2ρ0

rpLp2N2kp

1,2 (3.33)

BG =9, 2.10−141, 47.107B0

2ρ0L

rp4N2kg0,55 (3.34)

Com isso, é possível avaliar, não só, como o canhoneio e o controle de areia afetarãoa produção do poço, mas, também, como a variação de cada um de seus parâmetros poderáafetar a vazão final do poço.

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4 Resultados e discussões

4.1 Litologia

Com o objetivo de fazer o projeto de completação mais apropriado para o poço emestudo, a interpretação da coluna estratigráfica (Figura 3.3.1) é de extrema importância,uma vez que fornece informações essenciais sobre os tipos de rocha e reservatórios esperados.

Para determinação das profundidades de cada formação, foram utilizados dados dede perfis elétricos. A partir deles, pode-se observar que o topo das formações selantes, paracada fase se encontram em: 2300, 3336, 3722, 4193, 5230 pés de profundidade. Além disso,observa-se a presença de reservatório portador de gás no intervalo entre 4614 - 5230 pés,reservatório portador de óleo e gás no intervalo 6808 - 6958 pés, além de quatro aquíferossituados ao longo dos intervalos: 2465 - 2600 pés; 2950 - 3186 pés; 3622 - 3722 pés e 4043- 4193 pés. A Figura 4.1.1 a seguir representa um esquema contendo as fases do poço eas formações, onde a cor cinza representa a formação selante, azul representa aquíferos,marrom representa reservatórios portadores de óleo e, em vermelho estão representadosreservatórios com gás.

Figura 4.1.1 – Esquema simplificado das rochas selantes e reservatórios presentes na formação.Em cinza: formação selante, azul: aquíferos, marrom: reservatórios portadores deóleo e, em vermelho: reservatórios com gás. Elaborado pelos autores.

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4.2 Projeto de Revestimento

O primeiro passo consistiu na análise de zonas anormalmente pressurizadas utili-zando o expoente dc, conforme indicado no Seção 3.4. Ao interpretar o gráfico representadopela Figura 4.2.1, observa-se que há uma alteração no coeficiente angular da linha detendência inicial, indicando que há uma uma região sobrepressurizada aproximadamentea partir de 4900 pés. Essa sobrepressurização é justificada devido ao reservatório de gásencontrado na faixa de 4614 a 5230 pés, como visto anteriormente no Seção 4.1.

Figura 4.2.1 – Expoente d corrigido. Elaborado pelos autores.

Em seguida, com base no método convencional para assentamento de sapatas,determinou-se a quantidade de fases necessárias de revestimento com base no gráficoindicado na Figura 4.2.2. De acordo com essa análise, duas fases seriam suficientes para orevestimento deste poço.

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Figura 4.2.2 – Método convencional de assentamento das sapatas.

Contudo optou-se por adicionar uma terceira fase para evitar possíveis complicaçõesna região de sobrepressurização, uma vez que a partir de 3500 pés, tem-se pressões deporo consideradas altas ( maiores que 9 lb/gal).

Sabendo que o poço terá três fases de revestimento, deve-se definir, então, aprofundidade de cada sapata em cada fase. Ao analisar o peso da lama de perfuração,assim como as mudanças na litologia entre reservatórios e rochas selantes, as sapatas foramassentadas nas profundidades indicadas na Figura 4.2.3.

O próximo passo consistiu em determinar os diâmetros externos de cada fase derevestimento. Para isto, foram utilizados dados conhecidos do diâmetro da broca deperfuração e o fluxograma contido na Figura 4.2.4.

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Figura 4.2.3 – Posicionamento das sapatas para o projeto de poços. Elaborado pelosautores.

Figura 4.2.4 – Fluxograma guia para escolha de diâmetro externo das fases de revestimento.(Rocha e Azevedo 2009)

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A seguir, de acordo com a metodologia de Prentice (1970) e com o método gráficodescritos no Capítulo 3, gerou-se um gráfico para cada fase contendo as pressões de colapsoe ruptura, bem como diferentes graus e pesos de possíveis revestimentos. A partir dessesgráficos, determinou-se o melhor revestimento para cada fase, especificados em resumo naTabela 4.2.1.

Tabela 4.2.1 – Especificação dos revestimentos escolhidos para cada fase.

Fase Profundidade da Sapata (ft) OD (in) Grau Peso (lb/ft)1 736 13 3/8 J-55 54,52 4765 9 5/8 L-80 43,53 7123 7 N-80 29

1. Revestimento de Superfície

O revestimento de superfície foi posicionado na superfície até a formação maisconsolidada, possuindo a função de servir como âncora para a cabeça do poço. Aspressões máximas de colapso e ruptura foram calculadas conforme demonstrado noCapítulo 3.4.1 e os valores obtidos estão apresentados na tabela a seguir.

Tabela 4.2.2 – Esforços máximos do revestimento de superfície.

Pressão Máxima de Colapso 356 psiPressão Máxima de Ruptura 1811 psi

Com as pressões de colapso e ruptura máximas e os seus respectivos valores nasuperfície e na profundidade da sapata, foi construído o gráfico exibido na Figura4.2.5.

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Figura 4.2.5 – Esforços de colapso e ruptura sobre o revestimento de superfície e resistênciasmínimas para diferentes pesos.

Na Figura 4.2.5, podem ser observardos os esforços sobre o revestimento, bem comoa resistência para diferentes pesos lineares dos revestimentos de 13 3/8".Levando emconsideração os limites de segurança impostos pelos esforços máximos permitidos ea quantidade de material a ser utilizado para o revestimento, que está diretamenteligada ao custo do revestimento, o peso escolhido foi de 54,5 lb/ft para a fase I. Aescolha é justificada simplesmente pelo fato de que as resistências ao colapso e àruptura deste revestimento são suficientemente superiores às pressões máximas quea fase pode sofrer, ao mesmo tempo que não é o material mais pesado, e nem omais caro, por consequência. Dessa forma, as propriedades do revestimento escolhidopodem ser observadas na Tabela 4.2.3.

Tabela 4.2.3 – Especificação do revestimento de superfície.

Grau J-55Peso 54,5 lb/ftResistência ao Colapso 1130 psiResistência à Ruptura 2730 psiTensão Máxima 853.000 lbFator de Segurança 3,57

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2. Revestimento Intermediário

O revestimento intermediário possui a sua sapata próximo ao topo do reservatório degás e, consequentemente, na zona sobrepressurizada. Os esforços máximos calculadospara a este revestimento estão contidos na Tabela 4.2.4.

Tabela 4.2.4 – Esforços máximos no revestimento intermediário.

Pressão Máxima de Colapso 2849 psiPressão Máxima de Ruptura 3354 psi

Considerando os esforços na superfície e na sapata para o revestimento intermediáriode 9 5/8"e as propriedades mínimas contidas na norma API 5C, foi feito o gráficorepresentado pela Figura 4.2.6.

Figura 4.2.6 – Esforços de colapso e ruptura sobre o revestimento intermediário e resistênciasmínimas para diferentes pesos.

A escolha de melhorar o grau de J-55 para L-80 para este revestimento em relaçãoao revestimento de superfície, se deu através do fato desta fase passar por todos osaquíferos, além de se situar próximo ao reservatório de gás, que pode conter compostoscorrosivos ao aço, como H2S e o CO2. Além disso, devido à sua proximidade coma zona de sobrepressurizada, decidiu-se por utilizar o revestimento de maior pesoanalisado, 47 lb/ft. As propriedades para o revestimento escolhido estão contidos naTabela 4.2.5.

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Tabela 4.2.5 – Especificação no revestimento intermediário.

Grau L-80Peso 47 lb/ftResistência ao Colapso 4750 psiResistência à Ruptura 6870 psiTensão Máxima 1.005.000 lbFator de Segurança 2,52

3. Revestimento de Produção

Como esta fase passa pelo reservatório de gás até o zona alvo, que é o reservatóriocontendo óleo e gás, o valor para o gradiente de pressão exercido pelo gás foiaumentado de 0,1 psi/ft para 0,2 psi/ft e os valores máximos para pressão de colapsoe de ruptura calculados estão na Tabela 4.2.6.

Tabela 4.2.6 – Esforços máximos no revestimento de produção.

Pressão Máxima de Colapso 5074 psiPressão Máxima de Ruptura 5024 psi

Foi realizado um processo análogo aos revestimentos anteriores, onde foram calculadasas pressões de colapso e ruptura sobre o revestimento ao longo da profundidade e aspropriedades mínimas para um revestimento de 7", definidos pela norma API 5C.

Figura 4.2.7 – Esforços de colapso e ruptura sobre o revestimento de produção e resistênciasmínimas para diferentes pesos.

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Novamente, houve melhoria no grau do revestimento de L-80 para N-80, devido aofato da metalurgia deste revestimento conter uma maior concentração de tungstênio,o que proporcionará maior resistência à corrosão aos fluidos contidos nos reservatório.Pelos esforços e resistências mínimas observados na Figura 4.2.7, o peso escolhido foio de menor resistência, 29 lb/ft. A escolha pelo revestimento de menor peso e menorresistência se dá ao fato de já ter sido considerado uma maior pressão exercida pelogás, durante os cálculos. As propriedades do revestimento de produção escolhidasestão definidadas na Tabela 4.2.7.

Tabela 4.2.7 – Especificação no revestimento de produção.

Grau N-80Peso 29 lb/ftResistência ao Colapso 7030 psiResistência à Ruptura 8160 psiTensão Máxima 676.000 lbFator de Segurança 2,18

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4.3 Projeto de Cimentação

Para a cimentação primária dos anulares do poço, primeiro é preciso relembrar alitologia e observar em qual profundidade se encontram as formações selantes, bem comoos reservatórios portadores de fluidos, além da profundidade das sapatas. Para isso, foielaborado um esquema contido na Figura 4.3.1 contendo os revestimentos e as formaçõesque eles atravessam.

Figura 4.3.1 – Esquema contendo a sequência de reservatórios e rochas selantes a serem isoladospara cada fase.

Dessa forma, para garantir que o objetivo principal da operação de cimentaçãoprimária seja atingido, é preciso que o volume de pasta de cimento bombeado na operaçãoseja suficiente para que a pasta cubra todos os reservatórios e formações selantes referentesà cada fase. Pode-se utilizar o esquema contido na figura 4.3.1 em conjunto com os dadosdas profundidades para definir o topo do cimento a ser bombeado em cada fase. Para ocálculo da volumetria necessária de pasta de cimento, foi considerado, para todas as fases,um rathole, isto é distância entre a sapata e o fundo do poço de 30 pés e uma distância dasapata até o colar do revestimento de 40 pés. Sendo assim, optou-se pela seguinte formade cimentação primária para cada fase.

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1. Para o revestimento de superfície:

• Bombeio de cimento até que haja a sua saída pelo anular na superfície;

• Utilização de 106,2 bbl da pasta A para o preenchimento de todo o espaçoanular, rathole e o espaço entre a sapata e o colar;

• Devido a presença de formações pouco consolidadas neste intervalo, adiciona-se no volume de pasta de cimento mais 31,9 bbl (30 % do necessário) parapreencher possíveis regiões com o alargamento do poço.

2. Para o revestimento intermediário:

• Bombeio de 2 pastas com características diferentes;

• Sendo 111,5 bbl de pasta B e 50 bbl de pasta C;

• O topo de cada pasta foi definido de forma a cobrir a região em que ela foiprojetada e os valores são 2000 ft para a pasta B e 4000 ft para a pasta C;

• Além disso, foi adicionado 10 % ao volume de cada pasta de excesso.

3. Revestimento de produção:

• Bombeio de 2 pastas com características diferentes;

• Sendo 119,3 bbl de pasta D e 17,7 bbl de pasta E;

• O topo da pasta E foi escolhido para ficar acima da região do reservatório, em6500 ft, e o topo da pasta de D ficou acima da última formação selante em 2000ft;

• Além disso, foi adicionado 10 % ao volume de cada pasta como excesso.

A Figura 4.3.2 contém uma ilustração resumindo a posição no anular para cadapasta bombeada no poço. Além disso, tal figura contém o topo planejado para cada pastade cimento a ser bombeada.

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Figura 4.3.2 – Esquema contendo a sequência de reservatórios e rochas selantes a serem isoladospara cada fase, bem como o topo de cada pasta utilizada.

O topo de cada pasta foi selecionado de modo a garantir o isolamento das zonas ede forma a garantir questões regulatórias, quanto à formação de conjuntos solidários debarreiras. Isto é, ao longo dos anulares e da formações, deverá haver cimento em todosos elementos anulares à frente de uma formação selante e entre intervalos de diferentesreservatórios, garantido que não há fluxo de fluidos entre os reservatórios.

Além disso, as fases foram separadas de acordo com as características da formaçãoque estará em contato com a pasta, bem como deixar em aberto a utilização de pastade cimento de diferentes densidades, visando a redução da pressão hidrostática e dapressão dinâmica no anular, durante a operação de cimentação. O cuidado em reduzir aspressões ocorre devido à fragilidade das formações ao longo de todo o comprimento dopoço, principalmente devido aos intervalos intercalados entre arenito e shale. Nesta mesmalinha de raciocínio decidiu-se em reduzir o topo dos intervalos cimentados, evitando assim,a cimentação até a superfície nas fases intermediárias e de produção. Outra possibilidade,caso seja necessário cimentar até a superfície, seria a cimentação primária em 2 estágios.

Quanto às características de cada pasta, é preciso levar em consideração que ogradiente de fratura ao longo do poço varia, aproximadamente, entre 11 e 14,5 lb/gal.Dessa forma, as 5 pastas a serem utilizadas deverão ser pastas bem mais leves que as

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pastas convencionais comumente utilizadas na indústria, de 15,8 lb/gal. Para cada pastatêm-se que:

• Pasta A: a pasta que será utilizada na cimentação do revestimento de superfíciedeverá ser uma pasta extremamente leve, uma vez que a pressão de fratura sequerchega a 11 lb/gal;

• Pasta B: esta pasta se situará à frente dos aquíferos, de forma que deverá conteraditivos que reduzem a perda de fluido para a formação, evitando que parte docimento flua para a formação, acarretando em topo de cimento abaixo do projetado;

• Pasta C: situa-se na sapata do revestimento intermediário e fica em contato diretocom a zona sobrepressurizada do reservatório de gás. Sendo assim, será preciso autilização de pasta mais pesada que as anteriores (pressão de fratura máxima de13,7 lb/gal), além da utilização de aditivos, como agentes bloqueadores de gás paraevitar o problema de migração de gás através do anular, o que criaria um caminhopreferencial ao longo do cimento, permitindo a passagem de fluido. Além de resultarem uma situação em desacordo com as normas de agentes regulatórios e com elevadorisco operacional;

• Pasta D: esta pasta estará em um cenário similar à pasta C, no entanto, seránecessário reduzir a densidade da pasta D, devido à sua longa extensão no anular(4500 ft de comprimento);

• Pasta E: pasta em contato direto com o reservatório alvo do poço, de forma que estápasta estará situado em uma região contendo gás e óleo, além de ser canhoneadapara a produção futura do poço. Com isso, será preciso adicionar aditivos para evitara migração de gás, bem como considerar a utilização de blends especiais e outrosaditivos para garantir a integridade do cimento no anular após as operações decanhoneio. Uma vez que, caso haja fraturas ao longo do cimento e/ou o fenômeno demigração de gás, poderá resultar em fluxo entre o reservatório de gás e o reservatórioalvo

4.4 Estimativas de Produção do Poço

A estimativa da produção do poço foi avaliada por meio da metodologia de AnáliseNodal, utilizando o modelo de Vogel (1968) para traçar a curva IPR e a correlação deHagedorn-Brown para traçar a curva VLP. Com as duas curvas traçadas no mesmo gráfico,pode-se determinar o diâmetro da coluna de produção, assim como a vazão de operação dopoço. Contudo, a completação de um poço pode incrementar a vazão esperada do mesmo.

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Por isso, para uma melhor estimativa da produção, os efeitos de completação tambémforam levados em conta para a determinação da vazão final esperada.

O primeiro passo, então, consistiu na construção da curva IPR, que considera avazão de produção em um cenário de poço aberto. O índice de produtividade foi calculadoconsiderando as seguintes propriedades avaliadas na pressão de reservatório (4267 psi):permeabilidade efetiva, viscosidade e fator óleo-formação. Além disso, assumiu-se que ofator de dano à formação é zero.

Com o índice de produtividade definido, pode-se determinar a vazão máxima teóricado poço, ou seja, a vazão de produção caso a pressão de fundo de poço fosse zero, deacordo com a equação 3.20. O valor obtido para a vazão máxima teórica foi de 835 barrispor dia. Em seguida, foram calculadas as vazões para diferentes pressões de fundo de poço(Pwf), obtendo o gráfico indicado na figura abaixo.

Figura 4.4.1 – Curva IPR: variação da vazão de produção com a pressão de fundo de poço.

A curva de IPR anteriormente calculada, refere-se a um poço aberto. No entanto,a última fase foi cimentada para que seja possível a produção de óleo no poço, assim, énecessário criar uma conexão entre o reservatório e o interior do poço aberto. Isto é feitoatravés do canhoneio do poço. Para isso, foi considerado uma operação de canhoneio com4 canhoneios por pé, 0,5 pés de diâmetro, comprimento do canhoneado de 15 in, além dointervalo a ser canhoneado é de 32 pés. Além disso, foi considerado para a completação dopoço a presença de gravel pack com tamanho de peneira de 20 - 40 mesh para o controlede areia produzida no poço. Com isso, para avaliar os efeitos de como a completação afetaa vazão de produção do poço, foi utilizada a Equação 3.26.

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Figura 4.4.2 – IPR com e sem os efeitos da completação

Conforme pode-se observar na Figura 4.4.3, ao passar o IPR de um cenário depoço aberto para um cenário onde há a presença de canhoneio e controle de areia, há umaumento na vazão de produção para um mesmo valor da pressão de fundo de poço, onde avazão máxima de produção passa de 835 stb/dia para 1402 stb/dia. O comportamentolinear para o IPR com os efeitos do canhoneio e do controle de areia ocorre devido àbaixa vazão do poço, além da soma dos coeficientes turbulentos resultarem em um valormuito baixo, quando comparados com os coeficientes laminares, tais valores podem serconsultados na Tabela 4.4.1.

Tabela 4.4.1 – Coeficientes laminares e turbulentos para cada efeito da completação

Coeficientes laminaresAR 3,37875AP -0,38135AG 0,04438Coeficientes turbulentosBR 6, 414.10−8

BP 4, 877.10−8

BG 2, 685.10−9

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Em seguida, três curvas de VLP (vertical lift pressure) foram traçadas para trêsdiâmetros de coluna de produção: 2 3/8, 3 1/2 e 4 polegadas, em conjunto com as diferentescurvas para que fosse comparados o quanto a coluna de produção seria capaz de produzirem cada cenário.

Figura 4.4.3 – VLP para diferentes diâmetros da coluna de produção nos diferentes cenáriospara o IPR.

Através da Figura 4.4.3, pode se observar que a produção escoada pela coluna deprodução em um cenário de poço aberto foi de 582, 680 e 700 stb/dia para as colunas de 23/8", 3 1/2"e 4", respectivamente. Para o cenário de poço cimentado e canhoneado, houveum aumento considerável na capacidade de produção para cada tamanho de coluna deprodução. Conforme o esperado, o aumento no diâmetro da coluna de produção acarretouno aumento da capacidade de produção, onde no poço completado a produção é cercade 5% superior, quando se compara o mesmo cenário para a coluna de 3 1/2". Tambémforam testados tamanhos superiores para o diâmetro da coluna de produção, como o de 41/2". No entanto, a produção aumentou apenas cerca de 1%, quando comparada com aprodução com a coluna de 4". Sendo assim, foi escolhida a coluna de 4 polegadas para oescoamento da produção do poço.

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4.5 Método de Elevação Artificial

Como abordado no Capítulo 2, a seleção do método de elevação artificial maisapropriado não consiste em um passo a passo bem definido. Há diversos métodos deescolha, e cada um depende de uma série de informações diferentes. Devido à falta demaiores informações e softwares sofisticados, este trabalho apresentará uma discussãosobre o melhor sistema de elevação para o poço em estudo com base na comparação entrevantagens e desvantagens dos quatro métodos mais comuns atualmente: bombeio porcavidades progressivas (BCP), bombeio centrífugo submerso (BCS), gas lift e bombeiomecânico com hastes (BM).

Em relação ao reservatório, sabe-se que o óleo a ser produzido é considerado pesado,de acordo com a classificação da PORTARIA ANP No 9, DE 21.1.2000 - DOU 24.1.2000,uma vez que possui 21,8 ◦API. Além disso, haverá produção de gás devido aos reservatóriosde gás contidos na formação, e será levado em consideração que não haverá alta produçãode água e haverá produção de sólidos. A profundidade do reservatório não é tão grande,em torno de 7123 pés, e é localizado em terra (onshore).

As tabelas 4.5.1 e 4.5.2 apresentam um resumo de vantagens e desvantagens dosmétodos de elevação que serão considerados.

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Tabela 4.5.1 – Vantagens relativas de alguns métodos de elevação artificial*

BM BCS Gas Lift BCPUnidades podemser facilmentetransferidas paraoutros poçoscom mínimocusto

Pode elevar vo-lumes extrema-mente altos deprodução (20000bbl/dia)

Capaz de lidarcom grande vo-lume de sólidoscom poucos pro-blemas

Poucos proble-mas mecânicosdevido à baixavelocidade deoperação

Design simples Discreto em loca-lizações urbanas

Capaz de lidarcom alta produ-ção em poçoscom alto índicede produtividade

Design simples

Eficiente, sim-ples e fáciloperação

Fácil operação Fonte de energiaremota

Funciona bemcom produção desólidos

Sistema ajudanaturalmente naseparação de gás

Não apresentaproblemas paraperfuraçõesdirecionais

Não apresentaproblemas parapoços com altarazão gás-óleo

Não apresentaproblemas parapoços com altarazão gás-óleo

Pode elevar óleosviscosos

Aplicáveloffshore

Aplicáveloffshore

Elevada eficiên-cia energética

Disponívelem diferentestamanhos

Disponívelem diferentestamanhos

Disponívelem diferentestamanhos

Não apresentaproblemas comparafinas

*Fonte: Brown (1992) e Lea e Nickens (1999)

Inicialmente, pode-se eliminar o bombeio centrífugo submerso (BCS). Por ser umsistema recomendado para altas vazões, de até 20.000 barris por dia, a baixa vazão dopoço em estudo não seria capaz de manter a operação da bomba estável. Além disso, é umsistema que requer engenheiros especializados para manutenção e operação e é aplicávelapenas com energia elétrica. Como não há certeza da existência destes requerimentos parao campo em questão, tem-se, então, mais uma evidência de que não é o método ideal.

Em relação ao bombeio por cavidades progressivas, vale destacar dois pontosprincipais: profundidade não deve ser maior que 4000 pés e poços direcionais podem gerarfadiga nos equipamentos. Sabendo que o poço em estudo é, de fato, um poço direcional, eque sua profundidade é de pouco mais de 7000 pés, o BCP não é o método mais apropriadoneste caso. Ainda, o problema de possíveis vazamentos na superfície também é um pontonegativo, visto que a tolerância é zero até para o menor volume de derrame possível nomeio ambiente.

Descartando dois métodos dos quatro iniciais, ainda se deve comparar o bombeiomecânico e gas lift. Ambos sistemas são simples, aplicáveis em campos onshore, eficientese de tecnologia bem conhecida. O BM parece ser uma escolha provável devido à sua

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Tabela 4.5.2 – Desvantagens relativas de alguns métodos de elevação artificial*

BM BCS Gas Lift BCPProdução de só-lidos pode gerarproblemas

Aplicável apenascom energia elé-trica

Requer alta dis-ponibilidade degás

Não é recomen-dado para pro-fundidades maio-res que 4000 pés

Menor eficiênciavolumétrica parapoços com maiorprodução de gás

Requer altasvoltagens (1000volts)

Dificuldade paraelevar emulsões

Não tolera altastemperaturas

Profundidade li-mitada

Impraticávelpara poços debaixa produção

Problemas comhidratos

Problemas comvazamentos nasuperfície

Suscetível a pro-blemas com para-finas

Alto custo paraajuste de equipa-mentos conformeo poço depleta

Problemas de se-gurança devidoa gases em altapressão

Fadiga dos equi-pamentos em po-ços direcionais

Equipamentosde grande porte,não recomendá-veis para áreasurbanas

Requer conheci-mentos específi-cos de engenha-ria sobre o equi-pamento

Problemas comtubulações sujasna superfície

Baixa eficiênciade bombeio depoços com altarazão gás-liquido

*Fonte: Brown (1992) e Lea e Nickens (1999)

popularidade mundial e conhecimento da indústria. Contudo, sabendo que o poço emquestão produzirá sólidos, os equipamentos de bombeio podem ser afetados, enquanto isso,o sistema de gas lift é capaz de lidar com grandes volumes de sólidos. Além do mais, o gásproduzido junto com o óleo pode ser utilizado para re-injeção na coluna de produção.

Deste modo, de acordo com os dados fornecidos, informações calculadas e revisãoda bibliografia de métodos de elevação artificial, a recomendação para o referido poço é ouso de gas lift. Em específico, como o índice de produtividade obtido foi menor que 0,44stb/dia/psi, o gas lift intermitente seria mais apropriado do que o contínuo.

4.6 Estimulação da Produção

Semelhante à escolha do método de elevação artificial, a decisão sobre a operaçãode estimulação mais apropriada para cada poço vai depender de inúmeros fatores, conheci-mentos técnicos e até mesmo de softwares ou programas, com uma base com dados maissofisticados. Portanto, a discussão relativa a esta escolha será fundamentada apenas emcomparações entre os métodos mais comuns no mercado e suas aplicações e limitações.Para a determinação da necessidade de realizar uma estimulação no poço, pode-se utilizarda análise Nodal, para situar-se o quanto o poço está produzindo em um determinado

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cenário através análise e comparar com os valores obtidos da produção real do poço.

Figura 4.6.1 – Variação do fator de dano a formação e seu impacto na produção do poço.

A Figura 4.6.1 indica como o dano a formação impacta na produção, de forma quetorna-se possível ter uma estimativa do valor de S, a partir de uma determinada vazão.Além disso, é preciso que sejam realizados teste e que se tenha o histórico do poço, a fimde tornar possível analisar a origem do dano na formação e qual seria o tratamento maiseficaz de forma a remediar o dano, ou, até mesmo, estimular a produção do poço.

Considerando o reservatório em estudo, sabe-se que é uma formação de arenítico,uma vez que é composto principamente por sandstone, ou arenito. Somado a isso, éum reservatório de baixa permeabilidade (20 mD). Este baixo índice combinado com otipo da formação, a acidificação ácida já não seria viável, visto que esta é indicada parareservatórios carbonáticos e com maior permeabilidade efetiva. Descartadas as formas deestimulação envolvendo a utilização de ácidos, a acidificação matricial e a estimulaçãoácida, a única opção restante para a estimulação do poço é o fraturamento hidráulico.Além de não utilizar ácidos, o que diminui os riscos de acidentes, tal operação é um métodomuito conhecido e difundido mundialmente, o que aumenta a confiabilidade da operaçãode estimulação.

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5 Conclusões

A exploração e produção de petróleo no mundo é de extrema relevância atualmente,e por isso os projetos devem ser bem elaborados para evitar futuras complicações quegerariam maiores custos ou, até mesmo, acidentes graves. Desse modo, o trabalho realizadoevidencia a importância da análise de cada passo do projeto de construção e completaçãode um poço, visto que há diversos detalhes, cálculos e considerações essenciais para arealização de uma operação adequada e segura.

Este trabalho cumpriu com os objetivos descritos inicialmente uma vez que foramdiscutidos e sugeridos resultados apropriados para as etapas de revestimento, cimentação,estimativa de produção, método de elevação artificial e método de estimulação da produção.

O projeto do poço proposto envolve a construção de 3 fases com diâmetros de brocade 17,5"até 736 ft, 12,25"até 4765 ft e 8,5"até 7123 ft. Na primeira fase, o revestimentode superfície foi especificado com grau J-55, 13 3/8"de diâmetro externo e 54,5 lb/ft depeso linear. Para o revestimento intermediário, o revestimento definido possui grau deL-80, 9 5/8"de diâmetro externo e 43,5 lb/ft de peso. Já o revestimento de produçãofoi definido com N-80 de grau, 7"de diâmetro e 29 lb/ft de peso. Para a cimentaçãode cada revestimento assentada em cada uma das fases, foram sugeridas 5 pastas decimento diferentes, onde cada pasta busca atender problemas específicos enfrentados coma formação de cada fase. Para a primeira fase foi selecionada uma pasta extremamenteleve devido a pressão de fratura da formação de 11 lb/gal. Já para a segunda fase, foramescolhidas duas pastas diferentes: a primeira pasta entrará em contato com aquíferos edeverá conter aditivos para a redução de perda de filtrado e a segunda pasta entraráem contato com o reservatório de gás e deverá conter aditivos para bloqueio do gás eviscosificantes, afim de evitar o problema de migração de gás. Na terceira fase tambémforam escolhidas duas pastas diferentes, no entanto ambas entrarão em contato com gás edeverão conter aditivos como bloqueadores de gás e viscosificantes, onde a diferença entreelas seria a densidade, isto é, a pasta inferior deverá ser mais densa que a superior.

O poço projetado será completado com gravel pack e canhoneado com densidadede 4 disparos por pé e diâmetro de 0,5 ft e defasagem em 90 graus. Além disso,a coluna deprodução a ser utilizada será uma coluna de 4", resultando em uma produção estimadaatravés da análise Nodal de 899 barris por dia.

Para a elevação artificial do óleo o método escolhido foi o gas lift intermitente,devido à baixa vazão e baixa produtividade do poço. Também foi feita uma análise quantoa variação na produção de óleo de acordo com o dano à formação. O método selecionadopara a estimulação do poço, em caso de dano, foi o fraturamento hidráulico devido aoreservatório produtor ser constituído por arenito.

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Em relação a limitações e dificuldades encontradas durante o trabalho, pode-sedestacar critério de assentamento de sapatas, cimentação primária e efeitos da completaçãona vazão do poço. O critério de assentamento de sapatas convencional evidenciou sualimitação uma vez que apenas duas fases não seriam, de fato, suficientemente seguraspara o revestimento do poço, devido a presença de zona sobrepressurizada. Quanto àcimentação primária, a adversidade se deu devido ao baixo gradiente de fratura da formação,possibilitando o fraturamento da formação e consequente criação de zonas de perda decirculação, além dos riscos trazidos pela presença de formações portadoras que gás, podendoresultar em problemas de migração de gás. Por fim, a curva IPR traçada levando em contaos efeitos da completação resultou erroneamente em um comportamento linear, devidoà baixa vazão de produção do poço em estudo. Desse modo, para baixas vazões, serianecessário utilizar uma equação modificada para cálculo dos efeitos da completação.

Entretanto, de modo geral, a aplicação de equações, correlações e fontes fundamen-tadas, bem como o uso dados reais do petróleo, do reservatório e da perfuração do poçocorroboraram com a confiabilidade dos resultados obtidos para cada etapa do projeto decompletação descrito no trabalho. Portanto, conclui-se o trabalho com o objetivo principalcumprido.

Por fim, recomenda-se para próximos trabalhos o estudo de viabilidade financeira eeconômica deste projeto de construção e completação. Além de planejar tecnicamente asoperações, é necessário traçar prazos e estimar os volumes de investimentos envolvidos. Aomesmo tempo, a análise econômica vai fornecer uma base fundamentada de fluxo de caixapara a decisão final de continuidade ou descontinuidade do projeto.

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A Valores dos dados de perfuração utili-

zados

Tabela A.0.1 – Dados de perfuração detalhados por profundidade

Profundidade (ft) WOB (lb) ROP (ft/h) RPM OD (in) Densidade (lb/gal)7100 24504 6.06 73.37 8.50 13.617050 23557 5.70 75.00 8.50 13.617000 22496 5.25 77.11 8.50 13.616950 21233 4.87 78.87 8.50 13.616900 20107 4.59 80.55 8.50 13.616850 19049 4.11 82.34 8.50 13.616800 17977 3.83 84.04 8.50 13.616750 16944 3.45 85.60 8.50 13.616700 16032 3.07 86.82 8.50 13.616650 15308 2.79 87.84 8.50 13.616600 19405 2.50 87.36 8.50 13.616550 24906 4.92 73.86 8.50 13.616500 24267 6.37 64.97 8.50 13.616450 23467 6.74 68.22 8.50 13.616400 22402 6.93 71.78 8.50 13.616350 20912 7.02 76.22 8.50 13.616300 18711 6.33 78.26 8.50 13.616250 15897 4.90 77.99 8.50 13.616200 15308 3.83 77.85 8.50 13.636150 15979 3.62 77.85 8.50 13.666100 17015 3.33 77.65 8.50 13.716050 18399 3.40 77.58 8.50 13.716000 24787 7.36 80.13 8.50 12.985950 30432 12.01 82.95 8.50 12.175900 31367 12.30 82.74 8.50 12.045850 32100 12.39 82.74 8.50 12.025800 32547 12.39 82.34 8.50 12.025750 33072 12.29 82.07 8.50 12.025700 33601 12.10 81.52 8.50 12.035650 33995 11.91 80.91 8.50 12.075600 34370 11.72 79.89 8.50 12.075550 34745 11.43 78.67 8.50 12.125500 35067 11.15 76.63 8.50 12.12

Profundidade (ft) WOB (lb) ROP (ft/h) RPM OD (in) Densidade (lb/gal)5450 35317 10.22 73.78 8.50 12.125400 35389 9.26 69.27 8.50 12.125350 35353 8.26 64.22 8.50 12.125300 35174 7.36 60.33 8.50 12.125250 34584 7.66 58.49 8.50 12.125200 32729 9.92 65.66 8.50 12.125150 30489 13.00 76.01 8.50 12.125100 29652 14.74 80.07 8.50 12.125050 29634 15.67 81.73 8.50 12.175000 30027 15.76 82.74 8.50 12.144950 30920 15.05 83.15 8.50 12.024900 32332 13.91 83.15 8.50 11.854850 33653 12.35 82.85 8.50 11.654800 34681 10.93 82.74 8.50 11.504750 35139 10.46 83.56 8.50 11.404700 35282 10.08 84.38 12.25 11.374650 35174 9.80 85.60 12.25 11.374600 35067 9.79 86.62 12.25 11.374550 34987 9.98 87.50 12.25 11.414500 34960 10.07 88.04 12.25 11.424450 35067 10.26 88.04 12.25 11.444400 35174 10.83 87.84 12.25 11.474350 35282 11.34 87.50 12.25 11.504300 35389 11.82 87.23 12.25 11.524250 35389 12.26 87.23 12.25 11.524200 35201 12.61 87.36 12.25 11.474150 34692 12.61 88.25 12.25 11.404100 33614 12.42 89.88 12.25 11.254050 31996 12.14 91.71 12.25 11.054000 30599 11.66 94.16 12.25 10.803950 29189 11.38 96.60 12.25 10.553900 27546 11.00 98.85 12.25 10.333850 26244 10.62 100.88 12.25 10.163800 25370 10.62 102.31 12.25 9.983750 24826 10.61 103.33 12.25 9.913700 24450 10.61 104.35 12.25 9.833650 24209 10.75 105.16 12.25 9.833600 24129 11.03 105.98 12.25 9.783550 24129 11.17 106.59 12.25 9.783500 24129 11.31 107.07 12.25 9.803450 24164 11.45 107.47 12.25 9.833400 24236 11.64 107.81 12.25 9.853350 24379 12.02 108.02 12.25 9.883300 24558 12.20 108.02 12.25 9.883250 24736 12.67 108.02 12.25 9.883200 24987 13.05 108.02 12.25 9.883150 25469 13.88 107.47 12.25 9.88

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Profundidade (ft) WOB (lb) ROP (ft/h) RPM OD (in) Densidade (lb/gal)3100 26046 14.84 107.00 12.25 9.883050 26845 15.55 105.77 12.25 9.883000 27703 16.68 104.14 12.25 9.882950 28597 17.67 102.72 12.25 9.882900 29276 18.52 101.09 12.25 9.882850 29732 19.36 99.70 12.25 9.882800 29920 20.02 98.23 12.25 9.882750 29866 20.59 96.60 12.25 9.882700 29544 20.78 94.77 12.25 9.882650 28937 20.77 92.53 12.25 9.882600 28186 20.77 90.29 12.25 9.882550 27466 20.77 88.25 12.25 9.882500 26672 20.77 86.62 12.25 9.882450 26086 21.05 85.19 12.25 9.882400 25576 21.43 84.10 12.25 9.882350 25201 21.80 83.29 12.25 9.882300 24933 22.46 83.15 12.25 9.882250 24799 23.45 83.02 12.25 9.882200 24772 24.33 83.15 12.25 9.882150 24772 25.15 83.29 12.25 9.882100 24826 26.28 83.56 12.25 9.882050 24906 27.27 84.10 12.25 9.882000 24987 28.40 84.58 12.25 9.881950 25094 29.70 85.05 12.25 9.881900 25174 30.80 85.73 12.25 9.881850 25255 31.85 86.28 12.25 9.881800 25362 33.02 87.02 12.25 9.881750 25469 34.06 87.64 12.25 9.881700 25523 35.28 88.25 12.25 9.881650 25523 36.41 89.27 12.25 9.881600 25523 37.83 90.29 12.25 9.881550 25469 38.96 91.10 12.25 9.881500 25273 40.37 92.12 12.25 9.881450 24897 41.92 93.34 12.25 9.881400 24441 43.73 94.50 12.25 9.881350 23224 46.22 96.60 12.25 9.881300 21130 49.02 100.07 12.25 9.881250 17605 52.99 104.35 12.25 9.881200 15246 55.66 107.55 12.25 9.881150 14756 56.41 108.70 12.25 10.011100 14826 56.32 108.42 12.25 10.161050 14906 56.03 108.02 12.25 10.111000 14942 55.84 108.02 12.25 9.75950 14799 55.75 108.02 12.25 9.61900 14799 55.56 108.02 12.25 9.81850 15359 58.19 108.02 12.25 9.93800 17076 65.12 108.02 12.25 9.98

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Profundidade (ft) WOB (lb) ROP (ft/h) RPM OD (in) Densidade (lb/gal)750 19160 70.72 108.02 12.25 9.88700 19187 67.76 108.83 17.50 9.46650 15439 49.95 112.91 17.50 9.14600 9772 32.23 117.05 17.50 9.19550 5791 20.95 117.90 17.50 9.19500 4611 17.44 116.58 17.50 9.22450 4558 16.73 113.52 17.50 9.24400 4611 16.44 110.26 17.50 9.24350 4719 16.23 106.32 17.50 9.26300 4826 16.16 101.97 17.50 9.29250 4933 16.16 98.98 17.50 9.29

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81

82

B Valores para a janela operacional

Tabela B.0.1 – Dados referentes a janela operacional em termos da densidade equivalente.

Prof. (ft) P. de Poro (lb/gal) P. de Fratura (lb/gal) P. de Sobrecarga (lb/gal)230 8.34 10.62 17.46319 8.36 10.65 17.53461 8.38 10.70 17.64550 8.40 10.73 17.70656 8.42 10.76 17.78762 8.44 10.80 17.86851 8.46 10.82 17.93904 8.47 10.84 17.96993 8.49 10.87 18.031206 8.53 10.94 18.171348 8.55 10.98 18.271489 8.58 11.03 18.361578 8.60 11.05 18.421755 8.63 11.11 18.541844 8.65 11.13 18.591950 8.67 11.17 18.662039 8.69 11.19 18.712199 8.72 11.24 18.812305 8.74 11.27 18.872660 8.80 13.21 19.072713 8.81 13.22 19.102784 8.83 11.41 19.142926 8.86 11.45 19.223085 8.89 11.49 19.303138 8.90 11.50 19.333280 8.92 11.54 19.403387 8.94 11.57 19.453457 8.96 11.59 19.493511 8.97 11.60 19.523865 9.04 13.60 19.683901 9.04 13.61 19.704078 9.08 13.66 19.784096 9.08 13.67 19.794167 9.09 13.69 19.824184 9.10 13.69 19.834344 9.13 13.74 19.894965 9.25 11.97 20.14

Prof. (ft) P. de Poro (lb/gal) P. de Fratura (lb/gal) P. de Sobrecarga (lb/gal)5106 9.27 12.00 20.195213 9.29 12.03 20.235266 9.30 12.04 20.255301 9.31 12.05 20.265337 9.32 12.06 20.285372 9.32 12.07 20.295443 9.34 12.08 20.315479 9.34 12.09 20.335532 9.35 12.10 20.345567 9.36 12.11 20.365621 9.37 12.12 20.375656 9.38 12.13 20.395691 9.39 12.14 20.405727 9.39 12.15 20.415727 9.39 12.15 20.415762 9.40 12.15 20.425798 9.41 12.16 20.435833 9.41 12.17 20.445869 9.42 12.18 20.465904 9.43 12.19 20.475940 9.43 14.17 20.486046 9.45 12.22 20.516170 9.48 14.22 20.556241 9.49 12.26 20.576294 9.50 14.25 20.586330 9.51 12.28 20.596383 9.52 14.27 20.616418 9.52 12.30 20.626489 9.54 14.30 20.646525 9.54 14.30 20.656897 9.62 14.39 20.757039 9.64 12.43 20.787128 9.66 14.44 20.807234 9.68 14.46 20.83

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