Baseando-se nos resultados obtidos no presente trabalho, são apresentadas a seguir, recomendações para futuras contribuições:
Implementação de diferentes métodos de circulação além do método do sondador, como o método o engenheiro e o método volumétrico
Aplicação de geometria variável dentro do poço para consideração de comandos e revestimentos
Introdução de poço horizontal de direcional
Melhor acoplamento com o reservatório de modo que a vazão de fluido invasor seja mais real e aplicada em diferentes pontos ao longo do poço
Melhoria do estudo de solubilidade com a introdução do termo de transferência de massa nas equações de balanço
Estudo do kick em condições subbalanceadas e MPD (managed pressure
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APÊNDICE A. ASPECTOS PRÁTICOS DO CONTROLE DE
POÇO
Este apêndice irá mostrar as principais características e etapas envolvidas no processo de controle de poço, a influência dos tipos de fluidos, operações, de forma a aumentar o conhecimento sobre o problema de kick estudado
Fluidos de perfuração
Para se ter um melhor entendimento do processo de controle de poço é necessário conhecer também o papel que o fluido de perfuração possui nesta etapa e como suas diferentes características afetam o comportamento do poço.
Durante a perfuração de um poço de petróleo, seja ele terrestre ou marítimo, o fluido de perfuração é bombeado da superfície para o poço através da coluna de perfuração até chegar à broca. Neste ponto, ela sai por orifícios na broca, ajudando na perfuração e lubrificação da mesma, e retorna à superfície pelo espaço anular, carregando os detritos perfurados. Na superfície esse fluido é então limpo e recuperado para retornar à injeção. Existem funções básicas que os fluidos devem ter para se garantir o sucesso na perfuração (West, et al, 2006):
Transporte dos detritos para a superfície: O fluido é responsável pelo carreamento de todo resíduo proveniente da perfuração de um poço de forma a deixar aberto o poço perfurado. Dessa maneira é necessário o desenvolvimento do fluido com propriedades de suspensão adequados para se evitar, em eventuais intervalos estáticos, que o material carreado se decante no fundo do poço, prendendo a broca e coluna de perfuração;
Evitar problemas de controle de poço: Como todo fluido, o fluido de perfuração exerce uma pressão hidrostática dentro do poço devido sua coluna. Sob condições normais de perfuração, a densidade do fluido é controlada de maneira a manter a pressão do poço dentro de um intervalo específico da formação. Este intervalo tem como limite inferior a pressão de poros e o limite superior a pressão de fratura. Manter a pressão acima da pressão de poros evita que o reservatório entre em produção, causando um influxo de fluido para o poço conhecido como kick. Para o limite superior,
quando a densidade do fluido é muito alta, a pressão exercida pode fraturar a rocha, causando a perda de circulação para a formação. Esta perda de circulação causa a redução de pressão dentro do poço o que por sua vez pode levar ao kick.
Um exemplo das margens de trabalho da densidade do fluido de perfuração é dado pela Figura A 1. Nesta figura, as pressões são expressas em densidades equivalentes (Wassel, 2012).
Figura A-1 – Janela de operação de densidade de fluido de perfuração expresso em libra por galão para o poço de Macondo (Wassel, 2012)
Preservar a estabilidade do poço: A pressão hidrostática do fluido também é responsável por manter a estabilidade do poço de colapsos tanto durante a perfuração quando durante a descida de revestimento quanto durante a cementação da sapata;
Refrigeração e lubrificação da broca e da coluna de perfuração: O fluido de perfuração ajuda a diminuir o calor produzido pela fricção da broca durante a perfuração e reduzir a fricção da coluna de perfuração que está em contato
com a formação, aumentando assim seu tempo de vida e otimizando suas funções.
Um sistema de circulação simplificado do fluido de perfuração é mostrado pela Figura A-2 (ASME SHALE SHAKER COMMITTEE, 2005):
Figura A-2 – Sistema de Circulação do Fluido de Perfuração (ASME SHALE SHAKER COMMITTEE, 2005)
Outra informação importante a saber sobre o fluido de perfuração é qual tipo de fluido está sendo utilizado, ou seja, qual é seu componente base. Os fluidos de perfuração podem ser classificados, de acordo com o Instituto Americano de Petróleo (American Petroleum Institute – API) e da Associação Internacional de Contratantes de Perfuração (tradução livre de International Association of Drilling Contractors – IADC), em nove categorias diferentes (Classifications of Fluid Systems, 2004). Para este trabalho, é interessante saber apenas como estes fluidos são designados por sua base. Assim existem quatro grupos:
Fluidos de base água (Water-based fluid – WBFs): É considerado como fluido de base água aquele que possui água como sua fase contínua e pode conter diversas substâncias dissolvidas. Estas substancias incluem alcalinos, sais e surfactantes, polímeros orgânicos em estado coloidal, gotas de óleo emulsificante e outras substancias insolúveis, como a barita, lama e detritos em suspensão. Quando comparados com fluidos base óleo ou base sintética,
são geralmente mais baratas e possuem melhor aceitação ambiental. Apresentam, porém, algumas deficiências a respeito de seu poder de lubrificação e estabilidade térmica que podem ser superadas através de aditivos específicos (Melbouce e Sau, 2008);
Fluidos de base água são utilizados na perfuração de aproximadamente 80% de todos os poços (West, et al, 2006). Os seis tipos de fluido classificados como WBFs são: Não disperso, disperso, tratamento de cálcio, polimérico, baixos sólidos e sistema de água salgada (tradução livre de (Classifications of Fluid Systems, 2004));
Fluidos de base óleo (Oil-based fluid – OBFs): São fluidos com sua fase contínua composta de diesel, óleo mineral ou óleo mineral de baixa toxidade. É necessário a adição de agentes emulsificadores de água, pois esta está sempre presente no fluido (Melbouce e Sau, 2008). Estes fluidos foram desenvolvidos e introduzidos na indústria na década de 60, ajudando a evitar alguns problemas de perfuração apresentados na utilização de WBFs (West, et al, 2006);
Apesar dos atributos desejados que os OBFs apresentam como por exemplo a alta lubricidade, alta tolerância ao sal e estabilidade térmica, eles estão sujeitos a uma regulamentação ambiental severa a respeito do seu descarte e reciclagem, sendo então necessário todo o processamento do fluido usado e seu transporte para estações de tratamento terrestre. Todo este cuidado levou à pesquisa de novas opções (Melbouce e Sau, 2008);
Fluidos de base sintética (Synthetic-based fluid – SBFs): O princípio dos SBFs são os mesmo dos OBFs, porém com sua fase continua composta por fluidos orgânicos, como o éster, a poli olefina e a n-parafina, que preservam as propriedades dos fluidos de base óleo e reduzem o impacto ambiental, principalmente e perfurações marítimas. Devido à sua alta lubricidade e por sua estabilidade em folhelhos, é muito utilizado na indústria, podendo muitas vezes ser a única opção para perfuração em formações de alta temperatura e pressão (Ribeiro, et al, 2006)
Fluidos de base gasosa: A aplicação desta tecnologia é dividida em três categorias: perfuração a gás ou a ar (utilizando apenas ar comprimido ou outro gás como fluido de circulação), perfuração aerada (usando ar ou gás comprimido misturado com um fluido incompressível) e perfuração com
espuma (utilizando ar ou gás comprimido de forma a formar uma espuma contínua como fluido de perfuração) (Lyons, et al, 2001).
A perfuração com fluidos gasosos possui vantagens como pouco ou nenhum dano de formação, redução da perda de circulação e altas taxas de perfuração em formações duras (Negrão e Lage, 1997).
Kick
Entre todos os problemas que podem ocorrer durante a perfuração de um poço, um dos mais perigosos é conhecido como kick. Kick é o influxo indesejado de fluidos da formação para dentro do poço quando, por diferentes motivos, a pressão de dentro do poço se torna menor que a pressão de poros da formação.
Quando um evento de kick acontece, os procedimentos de controle de poço devem ser tomados para que o influxo seja interrompido e o fluido invasor seja eliminado de forma controlada do poço. Um kick que não é controlado pode resultar em uma explosão, ou blowout. O blowout de superfície ocorre quando o fluido invasor chega à superfície e se expande de forma rápida. O blowout subterrâneo ocorre quando o fluido invasor adentra a formação através de alguma fratura, causando a explosão na cabeça do poço (Baker, 1998). A Figura A-3 e a Figura A-4 são exemplos de blowout.
Figura A-4 - Blowout de gás (BBC News Business, BP: Gulf of Mexico oil spill 'shared responsibility', 2013)
Causas de kick
Como dito anteriormente, o kick acontece quando fluido da formação é impelido para dentro do poço pela pressão de poros quando esta se torna maior que a pressão do poço. Existem algumas situações que podem causar esta diferença de pressão:
Peso insuficiente do fluido de perfuração: Quando uma zona pressurizada não predita é alcançada durante a perfuração, a pressão exercida pelo fluido pode não ser suficiente para manter o reservatório inativo, permitindo assim que fluido invada o poço. Estas zonas anormais de pressão são as maiores preocupações em situações de controle de poço. Aumentar a densidade do fluido é uma técnica que evita estes casos, porém ela é limitada pela pressão de fratura da formação (como representada na janela de operação da Figura A-1) (Adams, 2006);
Perda de circulação: Caracterizada pela perda de fluido de perfuração para a formação tanto devido a uma zona com alta porosidade quanto por uma zona fraturada. Esta perda de fluido causa a redução da pressão do poço, podendo cair abaixo da pressão de poros permitindo então a invasão do fluido (Grace, 2003);
Enchimento impróprio durante manobras. Alguns procedimentos durante a perfuração requerem que a coluna de perfuração seja retirada inteiramente do poço. Quando todo esse volume de aço não está mais presente dentro do poço, o nível de fluido começa a cair (como mostrado pela Figura A-5). A falha em manter o poço cheio ou em reconhecer que o poço não está sendo completo apropriadamente é a principal causa deste tipo de kick. Este tema
tem sido enfatizado por vários anos, porém problemas de controle da pressão e blowouts associados com manobras continuam sendo uma ocorrência frequente (Grace, 2003).
Figura A-5 - Diferença de nível de fluido quando uma massa é retirada, exemplificando a coluna de perfuração (Baker, 1998)
Os métodos utilizados para manter o poço cheio devem ser capazes de medir a quantidade correta de fluido necessário. Os métodos mais comuns são trip-
tank method e o pump-stroke measurements method (Adams, 2006).
Pistoneio: São pressões negativas que ocorrem abaixo da broca quando a coluna de perfuração é retirada do poço. Este efeito causa a queda da pressão hidrostática no poço e caso esta caia abaixo da pressão de poros, há a ocorrência de kick. As pressões podem ser controladas através da velocidade de retirada da coluna, propriedades do fluido e configurações do poço (Adams, 2006).
Corte de lama por gás: Quando uma zona de gás é perfurada, o gás presente nos detritos contamina o fluido de perfuração e causa uma redução na sua densidade quando este chega na superfície (Figura A-6). Este efeito é conhecido como corte de lama por gás. Geralmente, mesmo se ocorrer uma grande redução na densidade do fluido, o impacto na pressão hidrostática é moderado (como mostrado pela Figura A-7) fazendo com que seja raro que
Figura A-6 - Redução da massa específica do fluido de perfuração cortado por gás como uma função da profundidade (Santos, 2013)
Figura A-7 - Redução de pressão dentro do poço causado pelo corte de lama por gás (Adams, 2006)
Sinais de um kick
Quando um kick ou uma situação em potencial está acontecendo, ocorrem certas mudanças no processo de perfuração. É responsabilidade do sondador se manter alerta a estes sinais e tomar as ações necessárias para se evitar um influxo incontrolável. Os principais indícios apresentados em uma situação de kick são:
Aumento súbito da taxa de perfuração: Também conhecido como drilling
break, indica uma mudança na capacidade de perfuração da formação, ou
seja, uma zona porosa ou fraturada pode ter sido penetrada. Esta mudança no tipo da rocha é um potencial de influxo (como no caso de areia). É indicado que quando isto ocorra, o sondador perfure de 1 a 1,5 metros e então pare para checar o fluxo e ter certeza que um kick está acontecendo (Adams, 2006).
Aumento do volume de fluido na superfície. Enquanto perfurando a uma taxa constante, se um aumento na vazão de fluido que deixa o poço é notado,
ou se o nível de fluido nos tanques de lama, mantido constante em condições de superfície, apresentar uma mudança é sinal de que fluido provindo da formação está invadindo o poço, deslocando fluido de perfuração.
Mudança na pressão de bombeio: Quando um influxo ocorre, principalmente quando composto de gás, ele se eleva e se expande no espaço anular. Esta expansão desloca o fluido de perfuração e uma coluna mais leve de fluido toma seu lugar. Nesta condição desbalanceada, a pressão de bombeio cai gradativamente (Baker, 1998).
Mudança no peso da coluna de perfuração: O efeito de flutuação causado pelo fluido de perfuração reduz o peso da coluna na superfície. Quando um fluido de menor densidade vindo da formação adentra o poço, esta força é reduzida e o peso da coluna aparenta aumenta (Adams, 2006). Outro efeito, quando um influxo de alto volume acontece, a força de flutuação, ao contrário, pode aumentar, diminuindo assim o peso aparente da coluna de perfuração na superfície (Grace, 2003).
Processos de fechamento do poço
Os processos de fechamento são o primeiro passo para uma circulação segura do
kick. Esta ação deve ser tomada seja qual for a composição do kick (óleo, água ou gás). Os
procedimentos são basicamente os mesmos para todos os poços, porém podem haver algumas variações de acordo com as condições do poço e a política de cada empresa (Baker, 1998).