Apostila Completação de Poços No Mar

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PETROBRASBRCEN-NORCentro de Desenvolvimento deRecursos Humanos Norte-Nordeste

A Completao de Poos no Mar

Jos Eduardo de Lima Garcia

Outubro/97verso 3

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Jos Eduardo de Lima Garcia, engenheiro eletricista formado em1984 pela Universidade do Estado de So Paulo (UNESP),campus de Ilha Solteira. Ingressou na Petrobrs em 1985,participando do curso de especializao em engenharia depetrleo. Trabalhou na Bacia de Campos de 1986 a meados de1988, quando foi transferido para o CEN-NOR, onde vemministrando cursos, desde ento, na rea de completao. Nosanos de 1995 e 1996 participou do programa de mestrado emengenharia de petrleo na Universidade de Campinas(UNICAMP).

FICHA CATALOGRFICA

Garcia, Jos Eduardo de LimaA Completao de Poos no Mar / Jos Eduardo deLima Garcia - Salvador, BA: [s.n.], 1997. Apostila, SEREC/CEN-NOR. 1. Completao martima. 2. Equipamentos3. Engenharia do petrleo.

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A elaborao da apostila A Completao de Poos no Mar teve como objetivoprincipal aglutinar, num nico texto e de forma didtica, uma grande quantidade deinformaes que esto dispersas em diversos outros trabalhos, cuja lista est publicadana sequncia, em ordem alfabtica do nome dos autores.

Calmeto, Joo C.N; Quiroga, Marcelo H.V.: Completao de Poos, apostilaE&P-BC;

Carneiro, Luiz E.G.: Tie-back, apostila DICRES/SEPONP, agosto de 84; Garcia, Jos E.L.: Operaes no Mar, apostila SEREC/CEN-NOR, janeiro de 89 Menezes, Fernando R.; Cambra, Silvia T.B.O.: Perfis de Produo, apostila E&P-

Sede, 1990 Ogura, Jayme H.; Souza Neto, Irineu S.: Sistema de Cabea de Poo Submarino,

apostila E&P-BC, novembro de 1994 Reis, Trcio C.: Sistemas de Controle de ANMs em Uso na E&P-BC, apostila

E&P-BC, a ser publicada; Ribeiro, Roberti H.: Completao Submarina com rvore de Natal Molhada,

apostila E&P-BC, fevereiro de 96; Ribeiro, Roberti H.: Riser de Completao, apostila E&P-BC, agosto de 93; Rovina, Paulo S.: Coluna de Produo, Apostila E&P-BC, junho de 1996; Silva Filho, Herclio P.: Sistemas de DHSV, apostila E&P-BC, abril de 1997; Vicente, Ronaldo; Garcia, Jos E.L.: Fundamentos de Completao, apostila

SEREC/CEN-NOR, janeiro de 91. Zivanov, Alexandre; Ogura, Jayme H.; Miranda Jr.,Jos S.;Toscano, Orman S.;

Piazza, Mrio R.: A DISESP e a Evoluo dos Equipamentos e Sistemas de Cabeade Poo no Brasil, IV Seminrio de Operaes Especiais, 1994.

Vrias das figuras utilizadas no texto tiveram sua origem no documento seguinte:Manual de Completao E&P-BC, E&P-BC, outubro de 88.Esta apostila est disponvel no formato eletrnico, e com pequeno esforo possvelser alterada, para incluir algum assunto relevante, ou desconsiderar parte dasinformaes disponveis, adequando-a a um objetivo especfico. Qualquer solicitaoneste sentido, contactar SEREC/CEN-NOR (rota 861-3814 ou 071-350-3814).

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NDICE

1. A Perfurao de Poos no Mar.................................................................... 11.1. Introduo ............................................................................................................ 11.2. Sistemas de perfurao mud-line (ML)................................................................ 21.3. Sistema de perfurao com cabos guia (GL) ....................................................... 51.4. Sistema de perfurao sem cabos guia (GLL) ..................................................... 81.5. A perfurao com uso de templates ..................................................................... 81.6. A evoluo dos equipamentos e sistemas de cabea de poo (SCPS) no Brasil.. 9

1.6.1. Filosofia de desenvolvimento ..................................................................... 91.6.2. Os SCPS utilizados na Petrobrs .............................................................. 10

a) Para unidades flutuantes ........................................................................... 10b) Para unidades apoiadas no fundo do mar ................................................. 10

1.6.3. Classificao dos SCPS ............................................................................ 10a) GRUPO I - Sistemas ultrapassados........................................................... 10

HB-3...................................................................................................... 10 SG1........................................................................................................ 11

b) GRUPO II - Sistemas intermedirios........................................................ 11c) GRUPO III - Sistemas de ltima gerao ................................................. 14

1.6.4. Evoluo da BGP at a BGP-R 1100A..................................................... 151.6.5. Jateamento do revestimento de 30" .......................................................... 161.6.6. O sistema 16.3/4 " com broca de 16"....................................................... 19

2. Filosofia de completao........................................................................... 233. Mtodos de completao........................................................................... 25

3.1. Quanto ao posicionamento da cabea dos poos ............................................... 253.2. Quanto ao revestimento de produo................................................................. 25

3.2.1. A poo aberto............................................................................................ 263.2.2. Com liner rasgado ou canhoneado............................................................ 263.2.3. Com revestimento canhoneado ................................................................. 27

3.3. Quanto ao nmero de zonas explotadas............................................................. 273.3.1. Simples...................................................................................................... 273.3.2. Seletiva...................................................................................................... 273.3.3. Dupla......................................................................................................... 28

4. Classificao das operaes .................................................................... 294.1. Investimento....................................................................................................... 29

4.1.1. Completao ............................................................................................. 294.1.2. Avaliao .................................................................................................. 294.1.3. Recompletao.......................................................................................... 29

4.2. Manuteno da produo ................................................................................... 304.2.1. Avaliao .................................................................................................. 304.2.2. Restaurao ............................................................................................... 30

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a) Elevada produo de gua......................................................................... 30b) Formao com permeabilidade estratificada ............................................ 31c) Elevada produo de gs........................................................................... 31d) Falhas mecnicas ...................................................................................... 31e) Vazo restringida ...................................................................................... 31

4.2.3. Limpeza..................................................................................................... 324.2.4. Mudana do mtodo de elevao.............................................................. 324.2.5. Estimulao............................................................................................... 324.2.6. Abandono.................................................................................................. 32

5. Detalhamento das fases de uma completao ........................................ 335.1. Instalao dos equipamentos de segurana ........................................................ 365.2. Condicionamento do poo ................................................................................. 375.3. Avaliao da qualidade da cimentao .............................................................. 38

5.3.1. Perfil snico (CBL/VDL).......................................................................... 385.3.2. Perfil ultrassnico (CEL ou PEL) ............................................................. 40

5.4. Canhoneio .......................................................................................................... 415.5. Avaliao das formaes ................................................................................... 43

5.5.1. Teste de formao a poo revestido (TFR)............................................... 435.5.2. Teste de produo (TP)............................................................................. 445.5.3. Registro de presso (RP)........................................................................... 445.5.4. Medio de produo (MP) ...................................................................... 44

5.6. Equipagem do poo............................................................................................ 455.6.1. Segurana.................................................................................................. 455.6.2. Operacionalidade ...................................................................................... 465.6.3. Economicidade.......................................................................................... 465.6.4. Tipos de colunas mais usuais no E&P-BC ............................................... 47

a) Convencional com gas lift (GL)................................................................ 47b) Bombeio centrfugo submerso (BCS)....................................................... 47c) Conjunto de gravel pack ........................................................................... 48d) Produo de gs ........................................................................................ 48e) Produo seletiva ...................................................................................... 48f) Poos com CO2/H2S.................................................................................. 48g) Poos de injeo de gua .......................................................................... 48h) Poos de alta vazo ou poos horizontais................................................. 48

5.6.5. Componentes das colunas de produo .................................................... 59a) Tubos de produo.................................................................................... 59b) Shear-out................................................................................................... 60c) Hydro-trip ................................................................................................. 62d)

Nipples de assentamento........................................................................... 62 Nipple R (no seletivo) ......................................................................... 62 Nipple F (seletivo)................................................................................. 63

e) Sliding sleeve............................................................................................ 64f)

Check valve................................................................................................ 65g) Packer de produo................................................................................... 65

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h) Packer permanente.................................................................................... 67i) Unidade selante ......................................................................................... 67

ncora ................................................................................................... 68 Trava ..................................................................................................... 68 Batente................................................................................................... 68

j) Junta telescpica (TSR)............................................................................. 68k) Mandril de gas lift (MGL) e vlvula de gas lift (VGL) ............................ 70

VGL de orifcio ..................................................................................... 71 VGL de presso..................................................................................... 71 VGL cega .............................................................................................. 71

l) Vlvula de segurana de subsuperfcie (DHSV) ....................................... 72 Enroscadas na coluna ou insertveis ..................................................... 73 Controlvel ou no controlvel da superfcie........................................ 73 Auto-equalizvel ou no auto-equalizvel ............................................ 73 DHSV para guas profundas ................................................................. 73 DHSVs utilizadas no E&P-BC ............................................................ 74

m) Bombeio centrfugo submerso................................................................. 76 Motor eltrico........................................................................................ 77 Selo........................................................................................................ 77 Admisso............................................................................................... 77 Bomba centrfuga .................................................................................. 78 Cabea de descarga ............................................................................... 78 Separador (opcional) ............................................................................. 78 Acessrios ............................................................................................. 79

5.6.6. Sistema rvore de Natal Convencional (ANC)........................................ 80a) Suspensor de coluna de produo ............................................................. 80b) Adaptadores .............................................................................................. 80

Adaptador A5-S .................................................................................... 80 Adaptador BO-2 .................................................................................... 80 Adaptador A3-EC.................................................................................. 81

c) rvore de natal convencional (ANC) ....................................................... 835.6.7. rvore de Natal Molhada (ANM)............................................................. 83

a) Classificao das ANMs quanto ao fabricante ........................................ 84b) Classificao das ANMs quanto ao modo de instalao......................... 84

DO (diver operated) .............................................................................. 84 DA (diver assisted)................................................................................ 86 DL (diverless)........................................................................................ 86 DLL (diverless lay-away)...................................................................... 86 GLL (diverless guidelineless) ............................................................... 88

c) Componentes e suas funes .................................................................... 91 Base das linhas de fluxo........................................................................ 91 Suspensor de coluna (tubing hanger) .................................................... 92 Luva adaptadora (adapter bushing) ....................................................... 94 ANM propriamente dita ........................................................................ 95 Painel de produo .............................................................................. 102

d) Equipamentos de Manuseio.................................................................... 103 Riser de completao .......................................................................... 103

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Drill Pipe Riser.................................................................................... 106 Terminal head...................................................................................... 108 Painel de servio ................................................................................. 109 Ferramenta da base adaptadora de produo....................................... 109 Ferramenta do tubing hanger (THRT) ................................................ 109 Ferramenta da ANM e capa ................................................................ 109

5.6.8. rvore de Natal Molhada Horizontal (ANM-H) .................................... 110a) Conceito .................................................................................................. 110b) Principais vantagens ............................................................................... 110c) Outras caractersticas .............................................................................. 111d) ANM-H para poo RJS-477A com BCSS.............................................. 111

Caractersticas ..................................................................................... 112e) ANM-H para Marlim Sul e Roncador .................................................... 112

Caractersticas ..................................................................................... 112f) Discusso sobre ANM-H Petrobrs ........................................................ 113

5.7. Induo de surgncia........................................................................................ 116

6. Operaes com cimento na completao.............................................. 1176.1. Compresso de cimento ................................................................................... 1176.2. Recimentao................................................................................................... 118

7. Fraturamento hidrulico .......................................................................... 1217.1. Conceituao.................................................................................................... 1217.2. Histrico do fraturamento hidrulico............................................................... 1237.3. Procedimento operacional................................................................................ 123

8. Acidificao .............................................................................................. 1249. Amortecimento de poos......................................................................... 125

9.1. Circulao reversa............................................................................................ 1269.2. Injeo direta.................................................................................................... 1269.3. Segregao gravitacional ................................................................................. 1279.4. Sonolog ............................................................................................................ 127

10. Operaes com arame ........................................................................... 12811. Perfilagem de produo......................................................................... 130

11.1. Production logging tool (PLT)....................................................................... 13011.1.1.

Continuous flowmeter ........................................................................... 13011.1.2. Gradiomanmetro ................................................................................. 13111.1.3.

Fluid density meter ............................................................................... 13111.1.4. Hidrolog ................................................................................................ 13111.1.5. Perfil de temperatura............................................................................. 132

11.2. Termal decay time log (TDT) ........................................................................ 13212. Operaes com flexitubo....................................................................... 13313. Operaes com nitrognio .................................................................... 134

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14. Apndice I Calibrao de DHSV ............................................................ 13514.1. Curva de presso obtido em oficina............................................................... 13514.2. Procedimento para fechamento da DHSV ..................................................... 13514.3. Procedimento para abertura da DHSV........................................................... 135

14.3.1. DHSV sensitiva auto-equalizvel ......................................................... 13514.3.2. DHSV sensitiva no auto-equalizvel .................................................. 13614.3.3. DHSV no sensitiva com nitrognio..................................................... 137

14.4. Exemplos numricos...................................................................................... 13714.5. Consideraes ................................................................................................ 138

15. Apndice II Especificao para tubulaes de produo e cuidados demanuseio....................................................................................................... 139

15.1. Especificao ................................................................................................. 13915.2. Cuidados no manuseio ................................................................................... 142

15.2.1. Problemas de corroso em tubos........................................................... 14215.2.2. Danos mecnicos em tubos................................................................... 14315.2.3. Montagem da coluna............................................................................. 14315.2.4. Retirada da coluna................................................................................. 144

16. Apndice III Poos horizontais.............................................................. 14516.1. Tipos de equipamentos utilizados nos trechos horizontais ............................ 145

16.1.1. Poo aberto............................................................................................ 14516.1.2. Liner rasgado......................................................................................... 14516.1.3. Slotted liner........................................................................................... 14516.1.4. Wire wrapped screen............................................................................. 14616.1.5. Prepacked screen................................................................................... 14616.1.6. Tela sinterizada (Sinterpack) ................................................................ 14716.1.7. Excluder ................................................................................................ 14816.1.8. Stratapac................................................................................................ 14816.1.9. Poroplate ............................................................................................... 148

16.2. Escolha do tipo de equipamento do trecho horizontal ................................... 149

17. Apndice IV Poo monobore................................................................. 152

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A Perfurao de Poos no Mar

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1. A PERFURAO DE POOS NO MAR

1.1. IntroduoA perfurao de um poo de petrleo no mar pode ser executada em duas modalidadesbsicas (Figura 1), com caractersticas operacionais bem distintas: perfurao atravs de unidade apoiada no fundo do mar (plataformas fixas ou

plataformas auto-elevatrias); perfurao atravs de unidade flutuante (semi-submersveis ou navios-sonda),

subdivididas em: unidades ancoradas; unidades com posicionamento dinmico.

Na perfurao atravs de unidade apoiada no fundo do mar (plataformas fixas ouplataformas auto-elevatrias) observa-se uma maior similaridade com a perfurao emterra firme, pois, no havendo movimentos da plataforma em relao ao fundo do mar,cada coluna de revestimento se estende at a superfcie, onde fica instalado o BOP (ouESCP - Equipamentos de Segurana de Cabea de Poo).

Figura 1 - Tipos de sondaPara evitar a transferncia do peso das pores livres dos revestimentos para aplataforma, utiliza-se um sistema de apoio prximo ao fundo do mar (conhecido comosistema mud-line), que permite ainda a desconexo das colunas nos casos de abandonodefinitivo ou temporrio do poo, e posterior retorno (tie-back). A perfurao nestamodalidade se d em lminas dgua de at 150 m, devido a limitaes das unidades deperfurao.Na perfurao atravs de unidade flutuante (semi-submersveis ou navios-sonda), comoos flutuantes esto em constante movimentao em relao ao fundo do mar, o BOP ficasubmerso, conectado superfcie por uma coluna denominada

riser. As colunas derevestimento no se estendem at a superfcie, sendo seqencialmente apoiadas ao nvel

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do fundo do mar, por meio bases guias e de um conjunto de alojadores e suspensoresdenominado SCPS (sistema de cabea de poo submarino).Uma srie de equipamentos complementares so necessrios para possibilitar aperfurao com flutuantes, como juntas flexveis (para permitir deslocamentos lateraisda sonda e flexo do riser), junta telescpica para permitir deslocamentos verticais dasonda, compensadores de movimento para uniformizar as tenses suportadas peloguincho com a movimentao vertical da plataforma, tensionadores compensados paramanter constante a tenso no riser e nos cabos guias, linhas auxiliares para circulao(externamente ao riser de perfurao), conectores hidrulicos para travar/destravar oBOP na cabea do poo, equipamentos especiais de manuseio de tubulao (girafas)devido ao balano da plataforma, etc.A perfurao atravs de unidades flutuantes ancoradas limitada em funo dacapacidade de ancoragem. A maioria das sondas tradicionais pode ancorar em at300 m. As de ltima gerao podem ser ancoradas em 1000 m de lmina dgua oupouco mais. A perfurao tradicionalmente feita com sistemas com cabos guia(guideline - GL) e mais recentemente, com sistemas sem cabo guia (guidelineless -GLL);A perfurao atravs de unidades flutuantes de posicionamento dinmico (DPs) limitada em funo do comprimento do riser de perfurao. Em geral podem operar emlminas dgua superiores a 1000 m e sempre feita com sistemas sem cabo guia(guidelineless - GLL).A partir do descobrimento de campos gigantes em guas profundas, a Petrobrs assumiuuma posio de pioneirismo na perfurao em guas profundas, tendo impulsionado eliderado o desenvolvimento dos sistemas de cabea de poo GLL e respectivosprocedimentos operacionais, com solues sempre pautadas na padronizao e nasimplificao de ferramentas e procedimentos.Como resultado deste esforo, o tempo necessrio desde o incio do poo at a descidado BOP foi reduzido de cerca de 20 dias, em meados da dcada de 80, aos menos de 3dias atualmente necessrios, com isto gerando uma economia significativa em cada pooperfurado. Agora, o incio de poo em guas profundas, originalmente consideradocrtico e dificultoso, tornou-se prtico e simples ao ponto de serem suas ferramentas eprocedimentos adotados tambm em guas mais rasas.

1.2. Sistemas de perfurao mud-line (ML)As plataformas fixas (ou jaquetas) foram as primeiras unidades de perfurao martimautilizadas. So estruturas moduladas (Figura 2) instaladas no local de operao comestacas cravadas no fundo do mar. Destas plataformas so perfurados (atravs de umtemplate) vrios poos, sendo um vertical e os demais direcionais, de modo a atingir emdiferentes pontos a zona de interesse (ou diferentes zonas de interesse).Na perfurao martima, o revestimento sempre ancorado no fundo do mar para evitarsobrecarregamento da estrutura da plataforma, visando garantir sua estabilidade efacilidade de abandono dos poos. Em poos perfurados com plataformas auto-elevatrias, os sistemas de suspenso de fundo de mar nos permitem ancorar osrevestimentos logo aps a cimentao, abandonar o poo e retornar a ele quandonecessrio. Esta operao de retorno denominada tie-back.

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Apesar dos revestimentos estarem ancorados no fundo do mar, isto no significacontudo, que no haver um cabeal de superfcie. Este porm, ter apenas a funo devedao secundria e de sustentao do peso dos tubos de revestimentos que seencontram acima do fundo do mar (riser).As cabeas de revestimento e os carretis utilizados no mar, quanto a aspecto efuncionamento, so idnticos aos equipamentos utilizados em terra.Durante muito tempo foi utilizado no Brasil o sistema OBS (Ocean Bottom SuspensionSystem), desenvolvido pela FMC e fabricado no Brasil pela CBV, no qual osrevestimentos descidos ficam ancorados logo acima do revestimento anterior.Posteriormente aparecerem dois outros sistemas: o ML-C (Mudline Compact) da Vetcoe o SD-1 (Stack-Down) da FMC/CBV. A evoluo bsica dos sistemas ML-C e SD-1em relao ao sistema OBS que a configurao dos sistemas do tipo stack down, ouseja, os revestimentos ficam ancorados de uma maneira tal que o revestimento seguintefica ancorado mais abaixo que o revestimento anterior.Resumindo, os sistemas mudline j utilizados pela PETROBRS so os seguintes: CBV/FMC:

OBS-HO : no permite desconexo na altura do mudlineOBS-C : permite desconexo;SD-1 : permite desconexo;

VETCO:MLC : permite desconexo (padro internacional);MLC-B : permite desconexo (adaptado para a Petrobrs).

O sistema OBS, amplamente empregado no passado, est hoje obsoleto, fora defabricao, restando alguns poucos conjuntos a serem descidos.Os sistemas de cabea de poo submarinos que no necessitam qualquer tipo dedesconexo ao nvel do mudline, so aqueles utilizados na perfurao de poos aps olanamento da jaqueta. Este tipo de perfurao traz dois grandes inconvenientes: necessrio aguardar a fabricao da jaqueta para perfurao dos poos; a estrutura deve ser robusta o suficiente para suportar a sonda especificada para a

perfurao (sonda modulada - SM) para executar estas operaes (basicamente, oponto mais crtico o manuseio das colunas de revestimentos) e o peso acumuladode todos os trechos no cimentados destas colunas.

Menos usual, porm ainda possvel, a perfurao de poos por uma plataforma auto-elevatria (PA) com a jaqueta j lanada ou sendo lanada pela prpria PA, sendo quenesta condio todos os procedimentos se equiparam perfurao com uma sondamodulada (SM) instalada sobre uma jaqueta.O desenvolvimento de um campo offshore requer estudos de engenharia detalhados,muito tempo consumido para construir equipamentos e trabalho offshore caro. Este tipode desenvolvimento, com base em plataformas fixas, pode levar quatro ou cinco anos:estudo, instalao, perfurao, completao, conexo e produo.Geralmente os estudos de viabilidade tcnica e econmica (EVTE) sugerem aexplotao de um campo offshore com a instalao de jaqueta em gua consideradasrasas, j que o aumento da lmina dgua eleva exponencialmente o custo de aquisio einstalao da plataforma. O custo de manuteno da produo sempre inferior paraplataformas fixas (e completaes secas) quando comparadas com completaes comrvore de natal molhada (ANM).

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A Figura 3 mostra um sistema de cabea de poo submarino do tipo mudline (OBS-C)para programa de revestimento 30" x 20" x 13.3/8" x 9.5/8" x 7".

Figura 2 - Plataforma fixa Figura 3 - Sistema mudline OBS-CO revestimento de 30" pode ser cravado ou assentado e cimentado aps a perfurao dopoo de 36". Este revestimento descido com o anel de assentamento de 30" (buttweldsub) soldado ao condutor, numa posio que permita ficar posicionado 2 a 3 metrosabaixo do solo marinho. A funo do anel de assentamento servir de ombro de apoiopara o suspensor de revestimento de 20" e transferir o peso do sistema para o solomarinho.Aps a perfurao do poo de 26", descido o revestimento de superfcie de 20" esuspensor, tendo acoplado o sub de assentamento e retorno. No seu perfil interno existeum ombro de assentamento para o suspensor de 13.3/8" .Aps a perfurao do poo de 17.1/2", descido o revestimento de 13.3/8" com osuspensor e sub de assentamento. Aps a perfurao do poo de 12.1/4" descido orevestimento de 9.5/8", com suspensor e sub de assentamento. Aps a perfurao dopoo de 8.1/2" descido o revestimento de 7", com suspensor e sub de assentamento.O torque aplicado na coluna quando do tie-back sempre feito com giro para a direita,visando evitar desenroscamento da coluna. Para que isto seja possvel, adota-se roscas esquerda e direita no suspensor, em posies distintas, respectivamente para oassentamento e para o retorno. O sub de assentamento ter rosca esquerda (para

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desenroscar com giro para a direita, no abandono) e o sub de retorno ter rosca direita(para enroscar com giro para a direita, no retorno).A cada revestimento descido corresponde um carretel no cabeal de superfcie, ondeocorre seu acunhamento e vedao, o que feito aps cada cimentao. Todo o cabeal previamente montado, mesmo sem os revestimentos correspondentes, que soancorados aps cada fase. Para o acunhamento, o cabeal aberto na posioapropriada, so assentadas as cunhas, liberado o peso da coluna at seu acunhamento es ento feito o corte do revestimento, o encamisamento de seu topo com a bucha devedao e o reaperto do carretel.

1.3. Sistema de perfurao com cabos guia (GL)O sistema com cabos guia (ou, do ingls, guideline) o sistema de convencional deperfurao com flutuantes, que faz uso de 4 ou 6 cabos guias, normalmente comdimetro externo (OD) de 3/4, ligando a unidade flutuante (semi-submersvel ou navio-sonda ancorados) cabea do poo.As plataformas semi-submersveis se caracterizam por serem lastreadas na locao, comgrande volume submerso, de modo a possuir boa estabilidade durante as operaes. Estearranjo tem por finalidade possibilitar as operaes em condies de mar mais severas,j que um grande volume submerso aumenta a inrcia e o amortecimento hidrodinmicodos movimentos de balano (roll) e arfagem (pitch), sendo o movimento crtico de umasemi-submersvel o de translao vertical (heave).Nos sistemas mais antigos (SG-1, SG-5, SG-6, etc), o primeiro equipamento a serdescido quando se perfura atravs de uma semi-submersvel ancorada a Base GuiaTemporria (BGT) (Figura 4), atravs da qual a broca de 36" guiada. Para descer abase guia temporria utiliza-se a ferramenta de descida, coluna de perfurao e quatrocabos guias. Aps descer a base guia temporria, a ferramenta de descida liberada,retirando-se peso da coluna de perfurao e girando a ferramenta para a direita. Umaarticulao utilizada na ferramenta de descida, permite sua liberao, mesmo com aBGT desalinhada 10o da horizontal.A seguir perfura-se a fase de 36". Um dispositivo denominado EGU (estrutura guia deutilidades / utility guide frame) (Figura 5) instalado ao redor da coluna de perfurao,usando duas guias posicionadas nos cones guias da EGU. Isto feito, todo o conjunto descido e encaixado na BGT para iniciar a perfurao. A EGU pode ser retirada aps aprimeira conexo. Aps perfurado a fase de 36", descido a base guia permanente(BGP) (Figura 6) pelos quatro cabos guias descidos com a BGT. Os cabos guias corrempelo interior dos postes da BGP.O revestimento de 30" e a BGP so descidos como uma s unidade e apoiados na BGT.A BGT possui em seu projeto, um dispositivo denominado gimbal, atravs do qual,possveis desnivelamentos da BGT (at 10 graus) no atrapalhem o nivelamentonecessrio da BGP a ser descida em seguida. Descido o condutor de 30", feita umacirculao antes de sua cimentao. O revestimento de 30" ento cimentado da sapataat o fundo do mar, sendo a ferramenta de descida liberada por rotao direita. Comoalternativa para a perfurao da fase de 36", o revestimento de 30" pode ser jateado nofundo do mar. Para que se use esse mtodo, necessria a presena de sedimentosmacios no fundo.

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A prxima fase a ser perfurada a de 26", para assentamento do revestimento desuperfcie de 20". Caso esta fase seja perfurada sem retorno, a broca de 26" deve serdescida, atravs do condutor de 30", com auxlio da estrutura guia de utilidades, demaneira semelhante perfurao da fase de 36".

Figura 4 - Instalao da base guiatemporria (BGT)

Figura 5 - Perfurando a fase de 36

Figura 6 - Instalao da base guia permanente (BGP)Aps a perfurao desta fase, o housing de alta presso descido solidrio aorevestimento de 20" (Figura 7), adaptando-se ao formato da base guia permanente(BGP), no qual fixado atravs da placa de cobertura (cover plate). O housing fixado

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ao condutor de 30" atravs de um anel de travamento. Na sequncia instalado o BOPsubmarino (Figura 8) e as demais fase so perfuradas.

Figura 7 - Descida do housing de altapresso e revestimento de 20 Figura 8 - Instalao do BOP submarino

Os sistemas de cabea de poo submarino (SCPS) com cabos guia, j utilizados naBacia de Campos, so os seguintes:

Tabela 1 - Sistemas GL j instalados no E&P-BCFabricante Sistema 16.3/4 18.3/4 Presso (ksi)

VETCO HB3 (STD) x 5SG1 - 21.1/4&13.5/8 2 e 5SG1 - 20.3/4&13.5/8 3 e 10

SG4 - 21.1/4 10SG5 x x 10SG6 x 15

MS-700 PB x x 10 e 15FMC\CBV UWD1 x x 10

UWD2 x 15NATIONAL/ SKI (STD) x 10

EQUIPETROL SKII x 10SB x 10

HUGHES CH2 x 10CH3 x 10

CAMERON WS-I x 10WS-II M x 10WS-II M x 15STC-10 x 10

DRIL QUIP SS-10 x x 10(STD) standard SS-15 x x 15

Uma sonda de perfurao normalmente equipada com ferramentas de manuseio de umnico sistema de cabea de poo submarino (SCPS). Portanto, o sistema de cabea dopoo submarino definido no momento da escolha da sonda que vai perfurar o poo,sendo normalmente funo do preventor de erupes (BOP) existente na sonda.

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O alojador de alta presso, embora seja basicamente um elemento componente dosistema de cabea de poo submarino (SCPS), instalado durante a perfurao, apresentagrande importncia para a completao, pois o elemento que permite a reentrada nopoo, provendo inclusive a vedao com os conjuntos de reentrada (BOP, ANM ou baseda linhas de fluxo).Os suspensores de revestimento (casing hangers) so os elementos responsveis pelafixao dos revestimentos no interior do alojador de alta presso (housing). Esta fixaose d devido preparao interna da parede do housing, isto , atravs de ranhurasadequadamente posicionadas, onde se apoiam os suspensores.Uma sequncia padro de revestimentos, a ser descido em cumprimento a um programade perfurao : 30", 20", 13.3/8" e 9.5/8".

1.4. Sistema de perfurao sem cabos guia (GLL)O sistema sem cabos guia (ou, do ingls, guidelineless) aquele em que no soempregados cabos guias ligando a unidade flutuante cabea de poo. So usados emlminas dgua profundas na perfurao a partir de unidades flutuantes que fazem usode sistema de posicionamento dinmico (DP). Estas unidades flutuantes no empregamsistema de ancoragem, e sim, um conjunto de thrusters controlados por computador quemantm a unidade posicionada sobre a vertical do poo, posio esta demarcada pelaemisso de sinal a partir de refletores acsticos (beacons) instalados no fundo do mar.Estes sistemas de perfurao tambm vm sendo empregados por unidades flutuantesancoradas, sendo invivel o oposto, ou seja, unidades de posicionamento dinmicofazerem uso de sistemas com cabos guia.

1.5. A perfurao com uso de templatesO template o gabarito submarino a partir do qual so furados os poos da plataforma.A perfurao com uso de template pode ser realizada tanto por uma unidade flutuante,quanto por uma unidade apoiada no fundo do mar, no esquecendo que os sistemas deperfurao so distintos.

Figura 9 - TemplateO template instalado, com auxlio de uma barcaa ou uma semi-submersvel, no localdesignado para a plataforma e fixado ao solo, de modo geral por estacas. Tais estacastambm mantm a estrutura na horizontal, por meio de macacos hidrulicos, que travamo template sobre as estacas.

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Para a perfurao dos poos, o condutor de 30" descido junto com o housing de 30" eligado ao template, recebendo mais tarde o housing de 18.3/4" no qual os suspensores(casing hangers) dos revestimentos seguintes so ancorados e o BOP de perfurao conectado.A Petrobrs aplicou este princpio recentemente nos Campos de Carapeba, Pargo eVermelho, do Polo Nordeste da Bacia de Campos, onde cerca de 120 poos foram pr-perfurados com o uso de cinco templates a partir de plataformas semi-submersvel (SS's)enquanto as cinco plataformas estavam sendo construdas. Estas plataformas foramento ajustadas sobre os templates e os poos conectados superfcie.As caractersticas e vantagens de utilizao do template esto listadas a seguir: permite fcil localizao dos poos; fornece espaamento regular; fornece guia vertical para as rvores de natal, caso se faa opo por completao

com rvore de natal molhada num template-manifolde; permite atingir diferentes objetivos determinados pelos estudos de reservatrio,

atravs de poos desviados; possibilita a instalao da plataforma fixa sobre o template; possibilita a conexo dos poos pr-perfurados com a superfcie atravs de risers ; pode ser tambm usado para guiar as estacas externas que sero usadas como guias

na instalao da plataforma fixa;Vale lembrar que a perfurao direcional faz com que as operaes sejam mais longas ecaras do que se fossem perfurados poos verticais, considerando que h maiorespossibilidade de: perda de equipamento, perda de circulao, priso diferencial,repetidas descidas para medida de desvio, chavetas, etc.Estes problemas so bem conhecidos quando em operaes terrestres ou em plataformasfixas. Apesar disto suas solues permanecem delicadas.

1.6. A evoluo dos equipamentos e sistemas decabea de poo (SCPS) no Brasil

1.6.1. Filosofia de desenvolvimentoAt o primeiro semestre de 1984, a PETROBRS importava parte dos equipamentos eda mo de obra necessria para instalar os sistemas de cabea de poo no Brasil. Ossistemas eram comprados com base no desempenho dos mesmos no mercadointernacional, onde eram instalados por tcnicos dos prprios fabricantes. A partir dosegundo semestre deste mesmo ano a PETROBRS iniciou a instalao dosequipamentos de cabea de poo atravs do seu prprio corpo tcnico.No decorrer destes 10 anos, com o aumento da perfurao em lminas d'guasprofundas, deficincias foram sendo encontradas nos equipamentos e nos procedimentosoperacionais dos sistemas que estavam sendo utilizados, acarretando perda de tempo desonda e dificultando o trabalho do homem no campo. Diante disso, a PETROBRSadotou uma postura de no mais conviver com sistemas deficientes e/ou ultrapassados.Passou-se ento a cobrar do fabricante alteraes de projeto ou mesmo a apresentaode novos sistemas.

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Hoje a PETROBRS acumula a experincia indita na instalao de cabeas de mais de800 poos (aproximadamente 6000 operaes) envolvendo 23 sistemas diferentes comsuas respectivas ferramentas e procedimentos operacionais .

1.6.2. Os SCPS utilizados na Petrobrs

a) Para unidades flutuantes VETCO: HB-3, SG-1, SG-4, SG-5, SG-6 e MS-700 10 PB HUGHES: CH-2 e CH-3 CBV/FMC: UWD-I e UWD-II CAMERON: WS-1, WS-II M e STC-10 NATIONAL/EQUIPETROL: SKI, SKII e SB DRIL-QUIP: SS 10 C

b) Para unidades apoiadas no fundo do mar CBV/FMC: OBS-C, OBS-HO e SD-I VETCO: MLC e MLC-B NATIONAL/EQUIPETROL: GDS

1.6.3. Classificao dos SCPSCom uma viso didtica, os SCPS podem ser classificados em 3 grupos: os sistemasultrapassados, os sistemas intermedirios e os sistemas de ltima gerao.

a) GRUPO I - Sistemas ultrapassadosEstes sistemas no so mais utilizados no Brasil e nem no mercado internacional:HB-3 (1 SCPS DO MUNDO) SG-1 SG-4 CH-2 CH-3 UWD-I

UWD-II WS-I WS-II M SK-I SK-II

Sistemas como os da VETCO (HB-3, SG-1 e SG-4) foram muito utilizados no Brasil etambm no exterior na dcada de 70, no Brasil chegando at 1984. Concebidos parautilizao em lminas d'gua rasas at 200m, que atendiam as necessidades daquelapoca, os sistemas eram importados e instalados por tcnicos do prprio fabricante,portanto no sofriam alteraes no sentido de melhor-los.A seguir so apresentadas caractersticas de alguns destes sistemas.

HB-3 Sistema 16.3/4"; Necessidade de alargamento para descer revestimento 13.3/8"; No era para H2S; Mxima presso de trabalho de apenas 5000 psi; Existia uma ferramenta para cada dimetro de suspensor (no era universal);

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O anel de travamento do suspensor era localizado no alojador de alta presso, e emcaso de destravamento resultava em operao morosa e difcil;

Inmeras vezes o anel de travamento do suspensor era arrancado pela luva dorevestimento 13.3/8" durante a descida;

Em caso de recuperao do pack-off, parte do mesmo ficava no poo; Sistema torque-set;

SG1 Necessita de dois BOP'S (21.1/4" e 13.5/8"); Duas colunas de risers; Dois alojadores de alta presso 13.5/8" para 5000 e 10000 psi; Problemas na recuperao do pack-off; Elevado nmero de ferramentas; No era para H2S; Sistema torque-set.Os demais sistemas vieram posteriormente e foram sendo utilizados ao longo da dcadade 80, cada um trazendo alguma novidade em termos de ferramenta e/ou equipamentos.As limitaes de cada sistema foram aparecendo e tornavam-se maiores medida queaumentava a necessidade de perfurar em lminas d'gua mais profundas. Inmerasalteraes foram sendo sugeridas pela PETROBRS aos fabricantes no sentido demelhorar os sistemas e consequentemente diminuir o tempo de instalao tornando-osmais confiveis e seguros.Os fabricantes acatavam as sugestes e as incorporavam no produto, alterando o projetooriginal, e o sistema passava a ter nova sigla. Por exemplo: UWD I para UWD II, WS-Ipara WS - II M e SK-I para SK-II.Com o passar do tempo chegou-se no limite das alteraes e ainda o produto seapresentava deficiente, no atendendo as exigncias mnimas, tanto que hoje soconsiderados ultrapassados.A convivncia com estes sistemas, teve seu lado benfico, pois eles foram o grandelaboratrio para os tcnicos da PETROBRS que aprenderam a desenvolver o sensocrtico e a sugerir alteraes do projeto.

b) GRUPO II - Sistemas intermediriosEnvolve sistemas j concebidos com uma nova filosofia de projeto, sendo aindautilizados no mercado internacional e at pouco tempo, no Brasil. Podem sersubdivididos em sistemas torque-set e sistemas weight-set. Estes termos referem-se aomodo de energizao do conjunto de vedao, respectivamente por aplicao de rotaoou de peso, sendo esta a alternativa mais moderna.So os seguintes os sistemas torque-set:

SG-5 (= 160 cabeas de poo utilizadas) SG-6So os seguintes os sistemas weight-set:

STC-10 (apenas 11 cabeas utilizadas - no aprovou) SB (apenas 23 cabeas utilizadas - no aprovou)

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O SG-5 foi o mais utilizado por muitos anos na PETROBRS e tinha motivos tcnicospara isto:

sistema confivel; ferramentas simples e em pouco nmero; quantidade pequena de sobressalentes; a mesma ferramenta para todos os suspensores (dita ento universal); conjunto de vedao universal (CVU); perfil externo dos suspensores eram iguais, permitindo por exemplo assentar o

suspensor 9.5/8" no lugar do de 13.3/8" sem nenhuma alterao; equipamentos de emergncia [emergency seal assembly (ESA), external pack-off

(EPO)].Entretanto mesmo com todo este potencial, o sistema sofreu inmeras alteraes apedido da PETROBRS e acatadas pela VETCO, que permitiram o sistema sobreviverat 1990 (ltimo descido jan/94).Entre as alteraes mais importantes podem ser citadas:

o conjunto de vedao universal passou do tipo T para o tipo LTR (torque paralow torque retrievable);

o tipo torque para ser energizado precisava de um torque mnimo de 18000 a20000 lb.p e quando recuperado parte do mesmo ficava no poo. OLTR, alm de precisar um torque menor para energizamento (14000 a 16000lb.p) era recuperado integralmente evitando pescaria;

a ferramenta de recuperao do conjunto de vedao universal (CVU) passou a terpino na extremidade inferior permitindo a utilizao de cauda (melhorcentralizao);

o emergency seal assembly (ESA) que anteriormente necessitava de enroscamentototal para promover vedao (3.1/2 a 4 voltas) passou a faz-lo com apenas 1 volta(abertura de mais dois canais para o-ring na extremidade inferior). Sofreu rebaixo noombro, permitindo assent-la mesmo com conjunto de vedao universal (CVU)acima da posio;

a ferramenta de recuperao do conjunto de vedao universal (CVU) passou a tertrava no sub superior, evitando que o mesmo viesse a desenroscar do corpo quandodo giro esquerda para desenroscar o conjunto de vedao universal (CVU);

a ferramenta do alojador de alta passou a ter perfil tipo CAM-ACTUATED,eliminando a rosca. Este perfil hoje padronizado para todos as fabricantes;

com a alterao, a ferramenta do alojador passou tambm a testar o BOP a baixapresso;

para teste do BOP com alta presso, o sistema contava apenas com o test plug,ferramenta que no isola o conjunto de vedao universal (CVU) durante o teste,dando margem a dvidas no caso de vazamentos. Partiu-se ento para a criao daferramenta de teste do BOP tipo II, que alm de isolar o conjunto de vedaouniversal (CVU) pode ser assentada sobre as buchas de desgaste;

fabricou-se uma ferramenta estampadora, para permitir verificar o desnvel entre otopo do suspensor e o topo do conjunto de vedao universal (CVU) garantindo ototal enroscamento do mesmo;

o anel de travamento do suspensor passou a ser fixado por 3 parafusos em canaloblongo, evitando a queda durante a descida do revestimento.

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Mesmo com todo o suporte que as alteraes forneceram ao sistema, a filosofia domesmo no poderia ser mudada (torque-set). Este foi o fator que inviabilizou o SG-5 noBrasil j a partir de 1990. Para energizar o conjunto de vedao universal (CVU) eramnecessrios 8,5 voltas e o torque final em torno de 16000 lb.p, condies que voficando mais crticas e inseguras a medida que se aumenta a lmina d'gua. O caminhoento era a utilizao de sistemas em que o CVU fosse energizado por peso ao invs detorque, os chamados sistemas weight-set.No intuito de selecionar e balizar tecnicamente a compra de SCPS, os tcnicos daPetrobrs sentiram a necessidade de criar um mecanismo que facilitasse o setor decompras a adquirir sistemas que realmente fossem melhores tecnicamente e nosimplesmente mais baratos. Este mecanismo resultou em um documento com 193folhas chamado de RM (requisio de material).Na RM, a Petrobrs especifica detalhadamente:

todos os equipamentos (incluindo protetores); todas as ferramentas (incluindo protetores); manual de operao e manuteno (MOM) (como deve ser elaborado); skid para acondicionar as ferramentas; caractersticas gerais obrigatrias; treinamento e teste de campo; procedimentos de teste de fbrica (PTF); relao de desenhos (30 dias aps AFM).Em meados de 1991 a PETROBRS comeou a ter problemas de estoque de SCPS,devido principalmente aos planos lanados pelo governo que fizeram com que aempresa interrompesse os processos de compra. Este aspecto trouxe um efeito colateralmuito negativo, pois as compras dos SCPS tiveram que ser feitas considerando comoprincipal fator o prazo de entrega e no qualidade tcnica, ou seja, teramos que passarpor cima da RM.Para suprir o estoque a PETROBRS comprou 23 cabeas short body (NATIONALOILWELL) e posteriormente 11 cabeas STC-10 (COOPER OIL TOOL). Estessistemas foram utilizados inicialmente nos campos de Marlim e Albacora a partir dejunho de 92 com o short body e em 1993 o STC-10. A lmina d'gua em alguns dospoos chegou a 952m expondo estes equipamentos a uma nova realidade operacional.Tanto o SB como o STC-10 eram sistemas novos mas que traziam consigo muitascaractersticas de sistemas ultrapassados como o SEA KING e o WS-II M fabricadosrespectivamente pela NATIONAL OILWELL e COOPER OIL TOOL.As dificuldades e deficincias foram aparecendo principalmente com as ferramentasque, expostas a uma viagem longa dentro do riser, ficavam impregnadas de argila ecascalho, comprometendo o mecanismo.Ferramentas como a STMPT (SB) e a CHSART (STC10) que deveriam assentar osuspensor e energizar o conjunto de vedao universal em nica manobra nofuncionaram a contento, obrigando a descida e energizao do conjunto de vedaouniversal (CVU) em outra manobra, com ferramenta exclusiva.Outros fatores a considerar:

Falta de dupla centralizao (ferramenta do alojador/SRS). Pinos de cisalhamento sem controle de qualidade e de diferentes tamanhos (carga de

cisalhamento muito diferente da especificada).

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Ferramenta do alojador de alta com anel de travamento integral (sensvel a off-set,ficava presa).

Ferramentas sem voltas mortas (acumulo de torque e dificuldade de liberao). Ferramenta de teste do BOP (isoladora) selo ficava no poo, mecanismo

comprometido. No havia dupla rea de fuga para argila e cascalho . Conjunto de vedao universal (CVU) sem vedao metal-metal (STC-10).Todos estes fatores somados a outros no citados, contriburam para que o custo deinstalao devido ao tempo perdido superasse o custo de aquisio dos sistemas,confirmando definitivamente que a compra de um sistema de cabea de poo submarinodeve ser feita balizada na RM e que s atravs deste mecanismo possvel adquirir umproduto de qualidade, confivel e que facilite o trabalho do homem no campo.Atualmente tanto o SHORT BODY como o STC-10 esto desqualificadostecnicamente.

c) GRUPO III - Sistemas de ltima geraoEstes sistemas j foram comprados sob uma nova filosofia, ou seja, baseado narequisio de material (RM) onde so citadas todas as caractersticas para que o sistemapossa apresentar uma boa performance no campo.So estes:

MS 700 10 PB / ABB-VETCO GRAY SS 10-C / DRIL-QUIPAs principais caractersticas destes sistemas so:

totalmente weight-set; permite testar o BOP presso mxima de teste (PMT) em qualquer fase do poo

com ferramenta isoladora e/ou TPU, assentada: diretamente no alojador de alta, nosuspensor de revestimento e nas buchas de desgaste;

permite testar o BOP mesmo com o terceiro suspensor instalado; permite descer a bucha nominal (BN) instalada no alojador de alta e testar o BOP a

PMT; possui sub de desconexo rpida e sub testador, permitindo tambm o teste da

gaveta cega do BOP; conjunto de vedao universal metal/metal e totalmente recupervel em nica

manobra; a fora necessria para atuar (energizar) o conjunto de vedao universal (CVU)

gerada atravs da presso; o suspensor de revestimento possui dupla centralizao e perfil de topo inclinado

para dentro, eliminando problemas de desalinhamento e apoio de material estranho(lminas de centralizador);

possibilidade de assentar o suspensor de revestimento (casing hanger) 9.5/8" nolugar do 13.3/8" com simples adaptao (anel de apoio);

em poos onde no descido o revestimento de 13.3/8" possvel assentar osuspensor de revestimento 9.5/8" no alojador mantendo a altura com o uso dosuspensor simulado.

ferramentas com voltas mortas e dupla centralizao evitando acmulo de torque ede fcil liberao;

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dispositivo anti-torque (DAT); ferramentas exclusivas desenvolvidas (conjunto de vedao universal (CVU) e

casing patch); equipamentos de emergncia (CVE e EVE); utilizao de anel tripartido e/ou aplicao de material especial, transformam o

alojador de alta presso de 10000 para 15000 psi sem perder as capacidadesmecnicas.

Em abril de 94 foi utilizada a primeira cabea da DRIL QUIP SS 10-C 16.3/4 sendoque nesta data o sistema MS 700 10 PB da VETCO, 30 cabeas de poos tinham sidodescidas, entre os sistemas 18 e 16.3/4' em lminas d'gua de at 1801m (1BAS102 -NS-14). Alguns problemas foram observados apenas com a ferramenta isoladora deteste do BOP e a ferramenta de recuperao das buchas (SPEAR). O fato de apresentarpoucos problemas torna a sua instalao rpida, diminuindo muito o custo de instalaopois quase no h tempo adicional (perdido).Os custos de aquisio e instalao deste sistema, quando comparados com um doGRUPO II como o SB ou o STC-10, apresentaram reduo mdia de aproximadamente40% (passando de US$ 296,000.00 para US$ 177,000.00).

1.6.4. Evoluo da BGP at a BGP-R 1100AAs bases comearam ser fabricadas no Brasil no ano de 1974 pela VETCO (1fabricante no mundo) e pela EQUIPETROL (licenciada pela VETCO), e tinham comocaractersticas:

postes fixados atravs de parafusos; perfil do topo dos postes standard; nivelador slido com ombro de apoio para alojador de 30"; cover plate com 12 parafusos para fixar a base no alojador de 30"; rasgos em "V" para encaixe no anti-rotacional do alojador de 30" (para coincidir

furos de retorno).Com essas caractersticas era impossvel recuper-la e para trocar um poste em caso deempeno era necessrio o uso de mergulhador e mesmo assim a operao no erasimples, pois como na poca no se fazia mergulho saturado, o tempo mximo dentrod'gua era de no mximo 45 minutos para lminas d'gua de at 100m e dependiatambm da luz do dia, condies de mar e correnteza. Como agravante muitas vezes abase dos postes onde estava situado os parafusos se encontrava totalmente encoberta porcimento e cascalho dificultando a ao do mergulhador e uma simples troca de postesdurava dias.Como o topo dos postes eram standard, se algum cabo arrebentasse, a conexo remotaera impossvel. Em 1985 o topo dos postes foi padronizada para perfil GL-4 HUGHES,o que permitia a conexo remota do cabo sem qualquer interferncia de mergulhador.Mas esta padronizao no se apresentava suficiente, pois persistia o problema da trocado poste, bem como vislumbrava-se recuperar integralmente a base, o que resolveriadefinitivamente os problemas em templates.Em parceria com os fabricantes (principalmente VETCO e EQUIPETROL) iniciou-se odesenvolvimento de mecanismos que pudessem eliminar todos os problemas.

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Associando as idias dos tcnicos PETROBRS com as novidades trazidas pelosfabricantes chegou-se a marca de 09 geraes de base. Embora apresentando bonsresultados, o sistema ainda poderia evoluir. A partir deste ponto a VETCO no mais seinteressou na evoluo das bases e a EQUIPETROL no conseguia nos atender, tal eraa velocidade das alteraes.A CBV/FMC, j na dcada de 90, apresentou o desenho de uma nova base, com onivelador integral e uma revolucionria forma de travamento entre base e alojador de30". Com a filosofia de parceria, foram passados CBV todos os estudosPETROBRS, inclusive o desenho dos rasgos dos postes que os tornavam auto-lockcom segurana. Finalmente, aps inmeras interaes, obteve-se a 11 gerao de basechamada de BGP-R 1100A, que passou a ser o produto standard da CBV/FMC nomercado internacional.O alojador de 30", que tambm padronizado, foi adaptado para esta base, provendouma larga flexibilidade operacional, sendo possvel a partir da superfcie:

conexo remota dos cabos; troca de qualquer poste; recuperao integral da base; reassentamento da base, inclusive orientando-a; recuperao da capa e assentamento da base de abandono em nica manobra; reassentamento da base e recuperao da capa de abandono em nica manobra.A recuperao da base no implica em manobra adicional e dispensa a substituio desobressalentes para a reutilizao. Alm, dessas caractersticas vantajosas, obteve-setambm a otimizao em formas de quantidade de matria prima utilizada na confecodas bases, resultando em menores custos de aquisio.Um grande nmero de bases (35 bases at 1994) j foram recuperadas e reutilizadas emoutros poos, reduzindo grandemente os pedidos de compra de bases, com substancialeconomia para empresa.

1.6.5. Jateamento do revestimento de 30"Jatear um tubulo para servir de sustentao inicial da cabea de poos submarinos eperfurar a fase seguinte em nica descida, utilizando-se uma ferramenta "Duplo-J" uma operao rotineira na Petrobrs desde 1985. Inicialmente, este procedimento foiutilizado apenas nos poos em guas profundas, com tubulo e alojadores de dimetro48" e 14 metros de comprimento, sendo que este tubulo era de difcil manuseio.Em 1988 passou-se a utilizar o tubulo e alojador de 46", que passa pela mesa rotativa,porm mantm algumas dificuldades operacionais. Os tubules de 48" e 46" eramdescidos juntamente com a BGT e posteriormente a BGP/funil guia era descido com orevestimento de 30".Em agosto de 1992, passou-se a operar apenas com uma base guia, chamada BUP (basenica de perfurao) que descida juntamente com o alojador e tubulo 42", atravs deferramenta DUPLO-J que possibilita, alm do jateamento, perfurar a fase 36", combroca de 26" e hole opener de 36", com uso de motor de fundo para prover rotao broca.

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Figura 10 - BGP-R 1100ACimentar o revestimento de 30" problemtico, pois as formaes superficiais (at 60mabaixo do fundo do mar), no suportam o peso da pasta de cimento, no garantindoassim a sustentao da cabea do poo. Em algumas reas aguardava-se pega da pasta decimento por at 24 horas, para garantir a estabilidade da cabea do poo.Operaes de jateamento do revestimento de 30" (at 120m) so realizadas no Mar doNorte e no Golfo do Mxico desde 1980, porm as ferramentas utilizadas no permitiama perfurao da fase seguinte.Em 1985 a ABB VETCO GRAY INC. , desenvolveu a ferramenta "Drill-ahead Tool"(Projeto Jolliet - Golfo do Mxico), que possibilitava o jateamento do revestimento de30" e a perfurao do poo 26" em nica descida. Aps o jateamento, o mecanismo deliberao que permite perfurar avante no funcionou. Esta ferramenta, alm de jatear,possibilitava cimentar o revestimento de 30". Foram feitas 3 revises no projetooriginal, as quais no solucionaram todos os problemas operacionais.

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Tentou-se implantar no template de Enchova Oeste, em 1988, a perfurao seriada, queconsiste em iniciar a perfurao de 3 a 5 poos, at a instalao do revestimento de 20".O BOP seria descido apenas uma vez, para concluir a perfurao dos poos j iniciados.A idia baseava-se no Projeto Jolliet/CONOCO - Golfo do Mxico. Dificuldadestcnicas (falta de ferramentas para jatear o revestimento de 30") e estudos econmicosinviabilizaram a idia na poca. A perfurao seriada foi retomada em 1996, sem o usode template, em poos prximos, mas independentes.A PETROBRS e a ABB VETCO GRAY BR iniciaram em 1989 o desenvolvimento deuma ferramenta exclusiva para jatear o revestimento de 30" e perfurar a fase de 26" emuma nica descida. Este projeto foi batizado JET-CAM. Foram adquiridas duasferramentas, com preo unitrio de US$ 120,000.00, entregues no 2 semestre de 1992.Em abril de 1993 o CENPES

concluiu os estudos das formaes superficiaisencontradas na Bacia de Campos e concluiu que o atrito lateral destas formaes com orevestimento de 30" jateado suporta todos os esforos gerados na cabea do poo,provendo sustentao suficiente e mais efetiva que quando cimentado. Estes estudosconcluram que eliminando-se o apoio da base guia e o tubulo 42", seria necessriopelo menos 2 juntas (24m) de revestimento 30" x 1.1/2", X-56, como extenso doalojador de 30". Tambm a extenso do alojador de alta presso foi padronizada em 20"x 1", X-56. As limitaes geradas (offset mximo de 3" e trao mxima do BOP de290000 LB) no inviabilizam a operao de jateamento.Em maio de 1993, com a perspectiva de paradas de algumas sondas devido falta deequipamentos (bases e alojador 42") e j dispondo da JET-CAM , colocou-se em prticaesta tcnica. No poo 3-BR-2-RJS (NS11), em lmina dgua de 687m, aps ojateamento do revestimento de 30" (36m) no foi possvel perfurar avante. A geometriado J-SLOT dificultava a liberao do mandril da ferramenta, impedindo perfurar avantee gerando overtorque no sistema de liberao JET-CAM x alojador de 30".A PETROBRS sugeriu ABB VETCO GRAY BR modificar o J-SLOT e criar odispositivo anti-torque (DAT). O fabricante implementou as modificaes propostas emtempo recorde (35 dias). Nos poos seguintes a JET-CAM funcionou a contento, tendoporm incorporado algumas pequenas modificaes para otimizar seu desempenho(aletas na base para facilitar reentrada, eliminao de cantos vivos no topo da luvaatuadora, etc.).Devido a dificuldades, principalmente em guas profundas (transmisso do torque paraliberar JET-CAM), o procedimento operacional tambm foi otimizado. Passou-se aliberar a JET-CAM atravs do KELLY de perfurao e mesa rotativa. Como efeitocolateral, passou-se a liberar e reentrar com a JET-CAM no alojador de 30", logo apsconcludo o jateamento do revestimento, para efetuar as conexes necessrias paraperfurar avante. Este o procedimento utilizados em sondas que no dispem de TOPDRIVE. Hoje, a operao de jateamento rotineira. Devido a quantidade de sondas emoperao, foi necessrio adquirir mais ferramentas.Foi tambm desenvolvida a 2a gerao de ferramentas JET-CAM, que j incorporam aexperincia de campo aps mais de 35 poos jateados. Esta 2a gerao de ferramentaspossui inovaes que tornaram as operaes mais rpidas e seguras. Foram entregues 2ferramentas em maio de 1994 que possuem as seguintes caractersticas:

dispositivo anti-torque automtico, que permite reconexo no alojador dispensandomanobra;

voltas mortas, que evita overtorque na liberao;

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geometria de topo e base, que permite a reconexo da ferramenta e facilita apassagem pela mesa rotativa;

sistema de liberao de baixo torque, onde a luva atuadora est livre do momentofletor gerado pelo offset sonda x poo e/ou correnteza, devido dupla centralizaoentre mandril e o corpo;

suporte para indicador de nvel, que possibilita a monitorao da inclinao, quandojateando sem base guia em poos isolados ou templates (BOP com funil down) etambm em plataforma auto-elevveis;

sistema reserva (back-up) para acionar sistema de liberao (luva atuadora); camisa "J" do mandril de fcil liberao, para perfurar avante (apenas torque reativo

do motor de fundo), com reconexo automtica; maiores capacidades mecnicas para jatear trao ou compresso; fcil manuteno, pois componentes que sofrem desgaste so substituveis; a reentrada/reassentamento no alojador de 30", independe de orientao para alinhar

os furos de retorno.Esta tcnica, corretamente aplicada, alm de otimizar a sustentao da cabea do poosubmarino, proporciona uma significativa economia de tempo na perfurao dos poos,com consequente reduo de custos. Tambm facilita a perfurao de poos em talude.A operao de jateamento do revestimento de 30", com uso da base de jateamento(BAJA - Figura 11), dispensa a utilizao da BUT (sistema GL), tubulo e alojador 42",sapata flutuante 30", cimentao do revestimento de 30" e aguardo do tempo de pega dapasta de cimento, e ainda elimina uma manobra completa com reentrada no poo(perfurao da fase 26"). Alm de reduzir o apoio logstico, o jateamento proporcionauma reduo mdia de 30 horas/poo, para poos em lmina dgua de 1.000 metros.A evoluo desta tcnica dispensar a utilizao de bases guia, e provavelmenteeliminar o sistema de perfurao submarina com cabos guia, bastando para istodesenvolver veculos de operao remota (ROV) de maior potncia, funil down para osBOP's e automatizar/modernizar os sistemas de navegao e posicionamentos dasunidades de perfurao martima.

1.6.6. O sistema 16.3/4 " com broca de 16"No sistema 16.3/4", o menor dimetro interno no alojador de alta presso era de15.3/16", o que implicava em perfurar a fase com broca de 14.3/4" e depois alargar para17.1/2", possibilitando a descida do revestimento 13.3/8".Posteriormente para ganhar tempo passou-se a perfurar e alargar simultaneamente, masos inmeros problemas persistiam e o tempo (custo) para completar a fase ainda eramexageradamente altos. Os principais fatores que contribuam para isto era:

quebra dos pinos dos braos do alargador (underreamer) deixando os braos nopoo;

maior nmero de manobras devido a limitao de horas de rotao dos braoscortadores;

devido o alto tempo de perfurao/alargamento as condies mecnicas dos poosficavam comprometidas (tempo de alargamento era o dobro do tempo deperfurao);

necessidade de descida da ferramenta de perfilagem tipo caliper;

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na retirada da coluna do poo, aps completar a fase, no era possvel jatear a cabeado poo e isto muitas vezes contribua na perda de manobra na recuperao da buchade desgaste.

Figura 11 - Base de jateamento (BAJA) com alojadores de baixa (30)e de alta presso

Em poos direcionais a operao de alargamento se torna muito mais difcil eextremamente delicada visto que o KOP e o BUILD UP so feitos nessa fase do poo.Algumas alternativas chegaram a ser utilizadas, como perfurar com broca de 15" paraposterior descida do revestimento de 13.3/8" FLUSH (Triple Seal Hydril), mas adiferena de dimetro poo/revestimento era muito pequena e qualquer reao da lama,com consequente inchamento da formao, impedia a descida do revestimento,ocasionando repasses e posterior descida do perfil caliper. O conector (Triple SealHydril) era importado e a HYDRIL, o nico fabricante.Perfurar com broca 14.3/4" e estabilizadores bicntricos alargando para 17.1/2" tambmfoi tentado sem resultados positivos, pois:

estabilizador de difcil construo; utilizao de vrios estabilizadores na coluna; em formaes duras havia desgaste excessivo com consequente queda na taxa de

penetrao;

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aumento nas chances de priso da coluna; necessidade do perfil caliper.Tentou-se tambm a utilizao de uma broca bicntrica 14.3/4" para 17.1/2", mas osresultados no foram satisfatrios, pois havia muitos repasses, a taxa de penetrao eracontrolada e exigia o perfil caliper, alm do elevado custo da broca (mais de US$80,000.00).Contratou-se ento uma unidade de posicionamento dinmico com sistema 18.3/4" (NS-13 KING FISHER). O navio esteve por um ano parado e quando chegou para operar,apresentou inmeros problemas com equipamentos, principalmente o BOP, o qualestava com uma srie de vazamentos. O consumo de leo diesel era altssimo devido aolay-out para comportar a coluna de riser 18.3/4" com os flutuadores. O navio nochegou a furar um nico poo completo.O passo seguinte partiu da PETROBRS, buscando encontrar o que seria necessriomudar para se dispor de um sistema 16.3/4" que permitisse passar com broca 16" eposteriormente descer revestimento 13.3/8", sem alargar.A partir de ento foram feitas gestes junto aos fabricantes no sentido de buscar umasoluo definitiva, aumentando do drift de passagem do sistema 16.3/4", de maneira apassar com broca de 16", broca esta que tambm teria que ser desenvolvida pelosfabricantes. A modificao teria que ser feita sem que o alojador perdesse suascapacidades mecnicas, principalmente a de ancoragem (especificada em 3500000 lbf)j que com o aumento do drift, o ombro de carga onde apoia o suspensor 13.3/8" seriadiminudo.A VETCO

criou um anel tri-partido de material mais duro montado internamente noalojador de modo a manter o ombro de carga com caractersticas e capacidadesmecnicas adequadas ao sistema MS-700 10 PB. J a DRIL-QUIP emprega umtratamento trmico localizado na regio do ombro de assentamento assegurando ascapacidades mecnicas (sistema SS 10C).A broca 16" foi desenvolvida e hoje j aparece na lista de brocas dos fabricantes. APETROBRS

passou ento a perfurar a fase com broca 16" e descer revestimento13.3/8" convencional. Com isso foram eliminados todos os problemas citadosanteriormente, com ganho mnimo estimado por poo de 06 dias, viabilizandodefinitivamente a perfurao de poos direcionais no sistema 16.3/4, que importantssimo para o desenvolvimento dos campos situados em lminas d'guaprofundas.

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Filosofia de Completao

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2. FILOSOFIA DE COMPLETAOGrande parte da literatura de engenharia de petrleo ensina que uma boa completao aquela onde so observados os seguintes aspectos: de segurana, tcnico/operacional eeconmico.Sob o aspecto de segurana, um poo necessita pelo menos de duas barreiras desegurana durante a sua vida (perfurao, completao e produo). Define-se barreirade segurana como um sistema independente, dotado de uma certa confiabilidade,formado por um conjunto solidrio de elementos, capaz de manter sob controle o fluxode um poo de petrleo. A segurana de um poo de petrleo a condioproporcionada pelo conjunto de barreiras de segurana presentes no poo. As duasbarreiras de segurana devem ser independentes, isto , a falha de qualquer componentepertencente a uma barreira no pode comprometer a outra, salvaguardando o poocontra o descontrole. A obrigatoriedade, por norma da Petrobrs, de duas barreiras parao controle do poo, faz com que, a qualquer falha observada em um componente de umabarreira, se intervenha no poo para o seu reparo ou substituio.Quanto aos aspectos tcnico e operacional, deve-se buscar uma completao de forma a:maximizar a vazo de produo (ou injeo) sem danificar o reservatrio, tornar acompletao a mais permanente possvel, de forma que idealmente poucas ou nenhumainterveno seja necessria at o fim da vida produtiva do poo. Deve ainda minimizar otempo necessrio para executar os trabalhos de interveno no poo, bem como tornar ainterveno a mais simples possvel.Para que se tenha uma completao bastante econmica, devem ser considerados osseguintes aspectos:

tcnico, operacional e de padronizao. Os aspectos tcnico eoperacional trazem benefcios econmicos pois maximizam a produo de leo eminimizam o tempo e a frequncia das intervenes, minimizando consequentemente ocusto com sonda, que um dos custos mais relevantes numa interveno. Apadronizao dos equipamentos utilizados nos poos reduz os custos com estoques.Considerando que a completao tem reflexos em toda a vida produtiva do poo eenvolve altos custos, se faz necessrio um planejamento criterioso, onde os seguintesfatores so considerados:

investimento necessrio; localizao do poo (mar ou terra); tipo de poo (pioneiro, extenso, desenvolvimento); finalidade (produo, injeo); fluidos produzidos (gs seco, leo, leo e gua, etc); volumes e vazes de produo esperados; nmero de zonas produtoras atravessadas pelo poo; possvel mecanismo de produo do reservatrio; necessidade de estimulao (aumento da produtividade); controle ou excluso da produo de areia; possibilidade de restaurao futura do poo; tipo de elevao dos fluidos (natural ou artificial); necessidade de recuperao secundria.

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Aps a completao inicial do poo, se faz necessrio uma srie de operaes,denominadas de manuteno da produo, visando corrigir problemas nos poos,fazendo voltar a vazo ao nvel normal ou operacional.

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3. MTODOS DE COMPLETAO

3.1. Quanto ao posicionamento da cabea dos poosUma caracterstica das reservas petrolferas brasileiras que as mesmas se apresentamtanto lminas dgua rasas quanto profundas. Disto resultam importantes diferenas namaneira como perfurado e completado um poo, principalmente no que se refere aossistemas de cabea do poo submarino (SCPS) utilizados pela perfurao, e ao tiporvore de natal utilizada pela completao, se molhada (ANM) ou convencional (ANC).No mar apresentam-se duas situaes distintas (Tabela 2). Na primeira delas, em guasmais rasas, tem-se o caso em que tcnica e economicamente vivel trazer a cabea dopoo para a superfcie, efetuando-se a completao convencional ou seca. Neste caso imprescindvel escor-la com uma jaqueta apoiada no fundo do mar ou tracionar o pooa partir do convs de uma unidade flutuante especial

(tension leg plataform). Em ambosos casos tem-se uma sonda instalada sobre a plataforma para execuo dos servios decompletao.

Tabela 2 - Padres de perfurao e completao

Perfurao Completao rvore Lminadgua

Plataforma Auto-elevveis (PA) ANC < 100 m

MudlineSonda de Produo Martica (SPM) /

Sonda Modulada (SM)ANC < 120 m

(ML) PA DO1 < 120 mSemi-submersvel (SS) /

Navio-sonda (NS)DO2 < 120 m

SPM / SM ANC < 150 mSS / NS ancorados DO3 < 120 m

Guideline SS / NS ancorados DA < 300 m(GL) SS / NS ancorados DL < 400 m

SS / NS ancorados DLL < 600 mGuidelineless SS ancorada GLL < 1000 m

(GLL) SS / NS posicionamento dinmico (DP) GLL > 600 mAinda em guas rasas, se for decidido deixar a cabea do poo no fundo do mar,completa-se com rvore de natal molhada (ANM) atravs de plataforma auto-elevatria,plataformas semi-submersveis ou navios-sonda ancorados.Numa segunda situao, apresenta-se o caso de guas mais profundas, em que invivel trazer a cabea do poo para a superfcie, sendo indispensvel deix-la nofundo do mar, equipada com rvore de natal molhada (ANM). Neste caso so utilizadas,para execuo dos servios de completao, as mesmas plataformas semi-submersveisou navios-sonda de posicionamento dinmico que foram utilizadas durante a perfurao.

3.2. Quanto ao revestimento de produoBuscando atender os requisitos bsicos anteriormente citados, as completaes podemser realizadas de acordo com os mtodos a seguir discutidos. Tais mtodos se referem s

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configuraes bsicas poo-formao, aplicveis a cada situao especfica e podemapresentar variaes que os tornam bem mais sofisticados.Quanto ao revestimento de produo, uma completao pode ser: a poo aberto; com revestimento canhoneado; com liner canhoneado ou rasgado.

3.2.1. A poo abertoDurante a perfurao, ao se atingir o topo da zona produtora, o revestimento deproduo descido e cimentado. Em seguida esta perfurada at a profundidade final,aps o que se coloca o poo em produo com a zona totalmente aberta (Figura 12-a).Caso seja necessrio um novo revestimento de produo poder ser assentadoposteriormente, convertendo o mtodo em um dos outros trs citados.Obviamente, tal mtodo , somente, aplicvel a formaes totalmente competentes: osembasamentos fraturados, os calcrios, dolomitas e os arenitos muito bem consolidados.Tambm o intervalo produtor no pode ser muito espesso, a menos que a formaoprodutora tenha caractersticas permo-porosas homogneas e contenha um nico fluido.As principais vantagens do mtodo so: maior rea aberta ao fluxo; economia derevestimento e canhoneio; minimiza o dano de formao causado pelo filtrado do fluidode perfurao e da pasta de cimento, j que se pode usar um fluido de perfuraoadequado para perfurar a zona produtora, aps o assentamento do revestimento deproduo.A desvantagem mais importante a impossibilidade de se colocar em produo somenteparte do intervalo aberto, visto que no so poucas as vezes em que esto presentessimultaneamente leo, gua e gs, sendo que normalmente o nico interesse esta naproduo do leo.

3.2.2. Com liner rasgado ou canhoneadoQuando utiliza-se liner, a coluna de revestimento anterior (de produo) assentada ecimentada acima do topo da zona de interesse, prosseguindo-se posteriormente aperfurao at a profundidade final prevista. Avaliada a zona e decidido completar, descida uma coluna de tubos, os quais podem ser rasgados (Figura 12.b) ou lisos,denominada liner, a qual ficar assentada no fundo do poo e suspensa pela extremidadeinferior do revestimento de produo.As principais vantagens e desvantagens da completao com liner rasgado so similaress do poo aberto. Pode ser acrescida nas vantagens o fato de que sustenta as paredes dopoo em frente a zona produtora e nas desvantagens o fato de resultar numa reduo dodimetro do poo frente zona produtora. Embora em desuso nos poos convencionais,pode encontrar uma boa aplicao em poos horizontais.No caso de liner com tubos lisos, o qual cimentado, diferente portanto do linerrasgado, as vantagens e desvantagens so similares ao do revestimento canhoneado.Pode ser acrescida nas vantagens o menor custo com revestimento e nas desvantagens amudana de dimetros dentro do poo, gerando dificuldades para passagem deequipamentos.

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(c)(a) (b)

Figura 12 - Mtodos de completao(a) poo aberto (b) liner rasgado (c) liner canhoneado

3.2.3. Com revestimento canhoneadoPerfurado o poo at a profundidade final e avaliada a zona como produtora comercialde leo e/ou gs, descido o revestimento de produo at o fundo do poo, sendo emseguida cimentado. Posteriormente canhoneado o revestimento defronte aos intervalosde interesse mediante a utilizao de cargas explosivas, colocando assim o reservatrioprodutor em comunicao com o interior do poo (Figura 12.c).Como grandes vantagens desse mtodo tem-se: permite seletividade, tanto na produoquanto na injeo de fluidos na formao; favorece o xito das operaes derestaurao; dimetro nico em todo o poo; permite controlar formaesdesmoronveis.As principais desvantagens do mtodo so: custo do canhoneio; tem sua eficinciadependente de uma adequada operao de cimentao e canhoneio.

3.3. Quanto ao nmero de zonas explotadasSob este aspecto, as completaes podem ser: simples, dupla ou seletiva.

3.3.1. SimplesCaracteriza-se pelo poo possuir uma tubulao metlica, descida pelo interior dorevestimento de produo, da superfcie at prximo formao produtora. Estatubulao, acompanhada de outros equipamentos, denomina-se coluna de produo(Figura 13.a).Este tipo de completao possibilita produzir de modo controlado e independentesomente uma zona de interesse. Duas zonas podem ser colocadas em produo pelamesma coluna, o que usualmente no recomendado, pois prejudica o controle dosreservatrios.

3.3.2. SeletivaNeste caso descido somente uma coluna de produo, equipada de forma a permitir aproduo de vrias zonas ou reservatrios seletivamente, ou seja, uma por vez. Disto

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resulta o perfeito controle dos fluidos produzidos em cada reservatrio, bem como afacilidade operacional de se alterar a zona em produo (Figura 13.b).

(a) (c)(b)

Figura 13 - Tipos de completao(a) simples (b) seletiva (c) dupla

3.3.3. DuplaEste tipo de completao possibilita produzir simultaneamente, num mesmo poo, duaszonas ou reservatrios diferentes, de modo controlado e independente, tanto no que dizrespeito a volumes produzidos como a presses, razes gs/leo e leo/gua, etc. Isto possvel instalando-se duas colunas de produo com obturadores (packers) (Figura13.c). Este tipo de completao ainda no foi utilizado em poos martimos.As principais vantagens deste mtodo so:

produo e controle de vrios reservatrios produzidos simultaneamente; possibilidade de produo de zonas marginais que poderiam no justificar a

perfurao de poos somente para produzi-las; acelerao do desenvolvimento do campo; diminuio do tempo de utilizao dos equipamentos e tubulaes obteno de uma

mesma produo acumulada do poo; liberao mais rpida do investimento para novas aplicaes; diminuio do nmero de poos necessrios para drenar as diversas zonas

produtoras.As principais desvantagens do mtodo so:

maior dificuldade na seleo e utilizao dos equipamentos, com maiorespossibilidades de problemas;

as restauraes, embora menos frequentes, so mais complexas; maior dificuldade na aplicao dos mtodos artificiais de elevao.

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Detalhamento das Fases de Uma Completao

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4. CLASSIFICAO DAS OPERAESNormalmente, toda operao efetuada em um poo aps a sua perfurao chamada decompletao. Na verdade, completao apenas uma das vrias operaes existentes.Estas se dividem basicamente em dois grupos: investimento e manuteno daproduo.As operaes de investimento podem ser divididas em: completao, avaliao erecompletao.As operaes de manuteno podem ser divididas em: avaliao, restaurao, limpeza,estimulao, mudana do mtodo de elevao e abandono.

4.1. Investimento o conjunto de operaes efetuadas durante a primeira interveno em umadeterminada formao atravessada por um poo, aps a concluso dos trabalhos deperfurao, visando a sua avaliao e posterior produo e/ou injeo de fluidos. Podemser operaes de: avaliao, completao e recompletao.

4.1.1. CompletaoOperao subseqente perfurao de um poo, quando o mesmo condicionado,canhoneado, avaliado e, se vivel economicamente, equipado com uma coluna deproduo e um mtodo de elevao artificial, se necessrio.

4.1.2. AvaliaoAtividade executada visando definir os parmetros da formao (permeabilidade, dano,presso esttica, etc), identificar e amostrar o fluido da formao (composio, pressode saturao, viscosidade, grau API, densidade

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Apostila Completação de Poços No Mar