ESTUDO DA OPERAÇÃO DE CONTROLE DE POÇOS COM FLUIDOS …

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS

FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA

E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS

FELIPE LÚCIO DE SOUSA CHAGAS

ESTUDO DA OPERAÇÃO DE CONTROLE DE

POÇOS COM FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

SINTÉTICOS

CAMPINAS

2016

AGRADECIMENTOS

Primeiramente, agradeço a Deus pela oportunidade de concluir mais esta etapa na

minha vida, onde realizei com muita fé e força, a conclusão de meus estudos para me tornar

Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo.

Agradeço ao meu pai, Aguinelo Chagas (in memorian), pelo caráter exemplar que

sempre me inspiro, e porque sempre me apoiou e ensinou durante nossas conversas a buscar

conhecimento e educação, para crescer pessoal e profissionalmente.

À minha mãe, Edir Chagas, pela educação que me foi dada, pelos conselhos e

conversas, e principalmente pelas orações que me fortaleceram durante essa jornada.

Às minhas irmãs, Gislaine, Geneth, Maria Helena, Stella e Késya, minha sobrinha

Rísya, demais sobrinhas e familiares, que sempre me apoiaram em todas nossas conversas

com conselhos, e que me motivaram cada vez mais em meus estudos.

Agradeço especialmente ao Dr. Paulo Roberto Ribeiro, pelas orientações dadas e pelas

conversas durante estes dois anos, que permitiram a conclusão deste trabalho, e por ter

acreditado em mim desde o início quando conversamos, me incentivando na busca pelo

conhecimento.

Agradeço aos professores da Universidade Vila Velha, Eduardo Monteiro, Fernando

Barcelos e Mário Sérgio, que me indicaram e orientaram a seguir os estudos em Engenharia

de Petróleo.

Aos amigos do LEP, Daniela Marques, Nara Policarpo, e em especial ao Claudio

Loiola, pelas conversas que tivemos e conselhos que contribuíram de forma imensa para a

conclusão deste trabalho, e, sobretudo, pelo respeito e amizade.

Aos amigos do Departamento de Engenharia de Petróleo pelas boas conversas e

entretenimento durante a convivência nesse período.

Aos amigos do Capítulo SPE 2015, que realizando uma atividade extracurricular,

conseguimos criar uma amizade em nossas conversas e conciliar as demandas do Mestrado,

com apoio e compreensão.

Agradeço também à minha namorada Valdelyne Gomes, que me ajudou muito a

crescer como pessoa, pela compreensão e pelo carinho em todas as horas.

Ao Programa de Formação de Recursos Humanos da ANP, PFRH-ANP, e à

PETROBRAS, pelos recursos e suporte financeiro dado ao longo do período de realização

deste Mestrado.

Agradeço aos demais profissionais do Departamento de Engenharia de Petróleo,

professores e funcionários, e a todos que contribuíram na conclusão deste trabalho.

RESUMO

A grande demanda por petróleo nos países requer cada vez mais a descoberta de novos

campos petrolíferos. Acompanhando o crescimento dessa demanda, crescem também os

desafios em todas as operações, principalmente na perfuração, devido às suas condições

difíceis.

Todavia, os mesmos fluidos sofrem variações em suas propriedades em função da

pressão e temperatura que se encontram, requerendo que haja uma atenção especial em

algumas operações, inclusive durante o controle de poço. Este último é uma operação crítica,

pois envolve questões de segurança, ambientais e econômicas.

De forma a prever melhor cenários de risco à operação de controle de poços com

fluidos sintéticos, neste trabalho foi feita uma análise da operação, evoluindo um simulador

pré-existente para estudar o comportamento dos parâmetros operacionais na circulação de

kicks com fluidos de perfuração base n-parafina, fluidos base éster, além de emulsões destes

fluidos em água.

Foi realizado um estudo comparativo, visando avaliar a representatividade do

simulador comparando-o com um estudo experimental da operação de controle de poço,

utilizando dados disponíveis na literatura, onde houve boa concordância dos resultados.

O comportamento termodinâmico da mistura de fluidos sintéticos, à base de n-parafina

e à base de éster, e o gás metano também foi estudado, onde se notou que para as mesmas

condições de poço, a saturação ocorre antecipadamente no éster, o que promove níveis

diferentes de pressão e chegada do gás na superfície durante a etapa de controle.

Numa comparação realizada com um simulador composicional transiente, os

resultados mostraram um bom desempenho do simulador, em termos de resposta dos

resultados e tempo computacional.

Uma análise de sensibilidade, feita em cenários de poços terrestres e marítimos,

apontou diferenças muito significativas na operação de controle com cada tipo de fluido,

mostrando a abrangência e aplicabilidade do simulador em diferentes cenários de controle de

poços.

Palavras Chave: Controle de poço, solubilidade, éster, n-parafina, alta pressão/alta

temperatura - APAT

ABSTRACT

The high demand for oil in countries requires even more new oil fields discoveries.

Following this growing demand, the challenges grows also in the whole operations, mainly

during drilling, due to the difficult conditions that can be experienced.

However, the same fluids experience changes in their properties as a function of

pressure and temperature, which requires that there be a special attention for some operations,

including well control ones. This one is a critical operation as it involves security,

environmental and economic issues.

In order to have a better risk prediction scenarios to well control operations with

synthetic fluids, an analysis of the operation in this study was made, using a pre-existent

simulator to study the behavior of the well control operation parameters, in the kicks

circulation using n –paraffin and ester based drilling fluids, as well as emulsion of these fluids

with water.

A comparative study was conducted to evaluate the simulator representation,

comparing it to an experimental study of well control operation using data available in the

literature, where there was good agreement of the results.

The thermodynamic behavior of the blend of synthetic drilling fluids, n- paraffin

based and ester-based , and methane gas were also studied where was noted that for the same

well conditions, the saturation occurs earlier in the ester, which promotes different levels of

pressure and the gas flow on the surface during the control step.

In a comparison carried out with a transient compositional simulator, the results

showed good performance of the simulator, in terms of response and computational time.

A sensitivity analysis was made in scenarios of onshore and offshore wells, showing

very significant differences in the control operation with every type of fluid, and the scope

and applicability of the simulator in different wells control scenarios.

Key Word: Well Control, solubility, ester, n-paraffin, high pressure/high temperature -

HPHT

SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 19

1.1 Objetivos ......................................................................................................................... 20

1.2 Motivação ....................................................................................................................... 21

1.3 Organização do Trabalho ................................................................................................ 21

2 REVISÃO DA LITERATURA ............................................................................................. 23

2.1 Fluidos de perfuração ...................................................................................................... 23

2.2 Fluidos de Perfuração à Base de Ésteres ........................................................................ 28

2.3 Poços Marítimos em Lâminas d’água Profunda e Ultra profunda .................................. 30

2.4 Poços de Alta Pressão e de Alta Temperatura ................................................................ 32

2.5 Métodos de Controle de Poços ....................................................................................... 34

2.6 Simuladores De Controle De Poços ................................................................................ 36

3 METODOLOGIA .................................................................................................................. 41

3.1 O programa Unikick® .................................................................................................... 41

3.2 Organização do Programa ............................................................................................... 42

3.2.1 Descrição do modelo ................................................................................................ 42

3.2.2 Modelo de velocidade de ascensão por bolhas de Taylor ........................................ 43

3.2.3 Modelo de velocidade de ascensão de bolhas dispersas .......................................... 45

3.2.4 Equações para o cálculo da perda de carga por atrito .............................................. 46

3.3 Metodologia para Fluido base água ................................................................................ 47

3.4 Metodologia para fluidos base óleo/sintético ................................................................. 50

3.4.1 Caso subsaturado ...................................................................................................... 52

3.4.2 Caso saturado ........................................................................................................... 53

3.4.3 Caso supersaturado ................................................................................................... 53

3.5 Exemplo de aplicação da metodologia para fluido sintético .......................................... 54

4 APRIMORAMENTOS NO SIMULADOR UNIKICK ........................................................ 63

4.1 Trabalho experimental de Kim (2010) ............................................................................ 63

4.2 Evolução atual do simulador ........................................................................................... 64

4.3 Resumo do funcionamento do programa após melhorias e atualizações ........................ 76

5 RESULTADOS ..................................................................................................................... 77

5.1 Comparação com dados experimentais e simulador transiente ...................................... 78

5.2 Análise e acompanhamento das propriedades termodinâmicas ...................................... 83

5.2.1 N-parafina................................................................................................................. 84

5.2.2 Éster .......................................................................................................................... 96

5.3 Comparação com simulador composicional ................................................................. 106

5.4 Análise de sensibilidade ................................................................................................ 112

5.4.1 N-parafina............................................................................................................... 112

5.4.1.1 Poço terrestre vertical e diferentes temperaturas de fundo do poço ................ 113

5.4.1.2 Poço Marítimo vertical e análise para diferentes lâminas d’água ................... 121

5.4.1.3 Poço Marítimo Horizontal ............................................................................... 131

5.4.2 Éster ........................................................................................................................ 136

5.4.2.1 Poço terrestre vertical e diferentes temperaturas de fundo do poço ................ 136

5.4.2.2 Poço Marítimo vertical e análise para diferentes lâminas d’água ................... 144

5.4.2.3 Poço Marítimo Horizontal ............................................................................... 153

5.4.3 Comentários sobre os Resultados Simulados para o Éster e N-parafina................ 158

6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ........................................................................... 160

6.1 Conclusões .................................................................................................................... 160

6.2 Recomendações Para Trabalhos Futuros ...................................................................... 162

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................... 163

APÊNDICE A – Dados do poço terrestre vertical utilizado na análise de sensibilidade ....... 166

APÊNDICE B - Dados do poço marítimo vertical utilizado na análise de sensibilidade ...... 167

APÊNDICE C - Dados do poço marítimo horizontal utilizado na análise de sensibilidade .. 168

Anexo I – Cálculo de Perdas de Carga ................................................................................... 170

Anexo II – Perda de carga na região bifásica ......................................................................... 174

Anexo III – Viscosidade do gás (Lee et al, 1958) .................................................................. 177

Anexo IV – Fator de compressibilidade do gás - Correlação de Hall & Yarborough ............ 178

Anexo V – Correlações de Kim (2010) para o éster utilizadas no simulador ........................ 179

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 - Solubilidade do metano no diesel No. 2 entre 100°F e 600°F. ............................ 24

Figura 2.2 - Razão de solubilidade do metano no éster e na n-parafina para temperaturas de

158°F e 194°F. .......................................................................................................................... 26

Figura 2.3 - Fator de formação de volume do metano no éster e na n-parafina para

temperaturas de 158°F e 194°F. ............................................................................................... 27

Figura 2.4- Comparação entre leituras obtidas num viscosímetro Fann 75 para dois tipos de

éster, a uma temperatura de 2°C. .............................................................................................. 29

Figura 2.5- Avanços da Petrobras na perfuração marítima ao longo dos anos. ....................... 31

Figura 2.6 - Derramamento ocorrido no campo de Frade, devido a underground blowout. .... 32

Figura 2.7-Classificação de poços de acordo com sua temperatura e pressão ......................... 33

Figura 2.8 - Janela de geopressões de um poço APAT. ........................................................... 34

Figura 2.9- Comparativo da pressão no choke obtida pela simulação no Unikick® e no

Drillbench. ................................................................................................................................ 37

Figura 3.1 - Padrões de escoamento vertical ascendente. ....................................................... 43

Figura 3.2- Fatores K1 e K2. ................................................................................................... 46

Figura 3.3 - Condições iniciais de kick num fluido base sintética. ......................................... 51

Figura 3.4- Pressão no choke obtida no exemplo de aplicação da metodologia ...................... 60

Figura 3.5- Volume de ganho no tanque obtido no exemplo de aplicação da metodologia. .... 60

Figura 4. 1 - Composição simplificada do fluido base éster estudado por Kim (2010) ........... 63

Figura 4. 2 - Razão de solubilidade do éster a diferentes temperaturas. (Adaptado de Kim,

2010) ......................................................................................................................................... 64

Figura 4. 3 - Esquema ilustrativo do poço estudado ................................................................ 66

Figura 4. 4 - Comparativo da Pressão no choke entre a versão atual e de Paula Jr. (2008) ..... 67

Figura 4. 5 - Propriedades PVT da mistura n-parafina e metano a 70°C. (Atolini, 2008) ....... 68

Figura 4. 6 - Esquema ilustrativo do poço com diâmetro variável. .......................................... 70

Figura 4. 7 - Comparativo da Pressão no choke entre as versões atual e de Paula Jr. (2008) (A)

e acompanhamento do kick (B) ................................................................................................ 71

Figura 4. 8 - Ilustração do poço marítimo da análise de correção. ........................................... 73

Figura 4. 9 - Pressão no choke no poço marítimo, antes do ajuste. .......................................... 74

Figura 4. 10 - Comparativo do comportamento da pressão no choke após a mudança na

condição de subsaturação. ........................................................................................................ 75

Figura 5. 1 - Poço-escola da Petrobras em Taquipe-BA. (Avelar,2008) .................................. 78

Figura 5. 2 - Comparativo da pressão no choke obtida pelos simuladores e o trabalho de

Marques (2004). ....................................................................................................................... 81

Figura 5. 3 - Comparativo do volume de ganho obtido pelos simuladores e o trabalho de

Marques (2004). ....................................................................................................................... 82

Figura 5. 4 -Esquema do poço terrestre utilizado na análise PVT ........................................... 83

Figura 5. 5 - Razão de solubilidade da zona contaminada - N-parafina ................................... 86

Figura 5. 6 - Razão de solubilidade da n-parafina em função da pressão (A) e da temperatura

(B). ............................................................................................................................................ 87

Figura 5. 7 - Zona contaminada no instante inicial, e posição do kick ao longo do tempo – N-

parafina. .................................................................................................................................... 88

Figura 5. 8 - Fator de formação de volume da zona contaminada - N-parafina. ...................... 88

Figura 5. 9 - Fator de formação de volume sob a perspectiva da pressão (A) e da temperatura

(B). ............................................................................................................................................ 89

Figura 5. 10 - Massa específica da zona contaminada - N-parafina. ........................................ 90

Figura 5. 11 - Massa específica da zona contaminada sob a perspectiva da pressão (A) e da

temperatura (B). ........................................................................................................................ 91

Figura 5. 12 - Pressão no choke durante a circulação do kick - N-parafina. ............................ 92

Figura 5. 13 - Ponto de saturação da zona contaminada - N-parafina. ..................................... 93

Figura 5. 14 - Volume de ganho nos tanques durante a circulação do kick - N-parafina. ....... 94

Figura 5. 15 - Vazão de gás na superfície - N-parafina. ........................................................... 95

Figura 5. 16 - Vazão de retorno de líquido - N-parafina. ......................................................... 96

Figura 5. 17 - Razão de solubilidade da zona contaminada - Éster. ......................................... 97

Figura 5. 18 - Razão de solubilidade da zona contaminada sob a perspectiva da pressão (A) e

da temperatura (B) – Éster. ....................................................................................................... 98

Figura 5. 19 - Zona contaminada no instante inicial, e posição do kick ao longo do tempo -

Éster. ......................................................................................................................................... 99

Figura 5. 20 - Fator de formação de volume da zona contaminada - Éster. ............................. 99

Figura 5. 21 - Fator de formação de volume do éster sob a perspectiva da pressão (A) e da

temperatura (B). ...................................................................................................................... 100

Figura 5. 22 - Massa específica da zona contaminada - Éster. ............................................... 101


temperatura (B). ...................................................................................................................... 102

Figura 5. 24 - Comportamento esperado da pressão no choke - Éster. .................................. 103

Figura 5. 25 - Volume de ganho nos tanques durante a circulação do kick - Éster................ 104

Figura 5. 26 - Vazão de gás na superfície - Éster. .................................................................. 104

Figura 5. 27 - Vazão de retorno de líquido - Éster. ................................................................ 105

Figura 5. 28 - - Ilustração do poço utilizado na comparação entre os simuladores................ 108

Figura 5. 29 - Comparação do comportamento da pressão no choke entre os simuladores. .. 109

Figura 5. 30 - Comparação do comportamento do volume de ganho nos tanques entre os

simuladores. ............................................................................................................................ 110

Figura 5. 31 - Comparação do comportamento da vazão de gás na superfície entre os

simuladores. ............................................................................................................................ 110

Figura 5. 32 - Pressão no choke no poço terrestre - N-parafina pura. .................................... 113

Figura 5. 33 - Volume de ganho nos tanques no poço terrestre - N-parafina pura................. 114

Figura 5. 34 - Vazão de gás na superfície no poço terrestre - N-parafina pura. ..................... 114

Figura 5. 35 - Vazão de retorno de líquido no poço terrestre - N-parafina pura. ................... 115

Figura 5. 36 - Pressão no choke no poço terrestre - N-parafina Emulsão 70-30. ................... 116

Figura 5. 37 - Volume de ganho nos tanques no poço terrestre - N-parafina Emulsão 70-30.

................................................................................................................................................ 117

Figura 5. 38 - Vazão de gás na superfície no poço terrestre - N-parafina Emulsão 70-30. .... 117

Figura 5. 39 - Vazão de retorno de líquido no poço terrestre - N-parafina Emulsão 70-30. .. 118

Figura 5. 40 - Pressão no choke para diferentes temperaturas de fundo no poço terrestre - N-

parafina pura. .......................................................................................................................... 119

Figura 5. 41 - Volume de ganho nos tanques para diferentes temperaturas de fundo no poço

terrestre - N-parafina pura. ..................................................................................................... 120

Figura 5. 42 - Vazão de gás na superfície para diferentes temperaturas de fundo no poço


Figura 5. 43 - Vazão de retorno de líquido para diferentes temperaturas de fundo no poço


Figura 5. 44 - Pressão no choke no poço marítimo vertical. N-parafina pura. ....................... 122

Figura 5. 45 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo vertical. N-parafina pura. .. 123

Figura 5. 46 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo vertical. N-parafina pura. ........ 123

Figura 5. 47 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo vertical. N-parafina pura. ...... 124

Figura 5. 48 - Pressão no choke no poço marítimo vertical. N-parafina Emulsão 70-30....... 125

Figura 5. 49 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo vertical. N-parafina Emulsão

70-30. ...................................................................................................................................... 126

Figura 5. 50 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo vertical. N-parafina Emulsão 70-

30. ........................................................................................................................................... 127

Figura 5. 51 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo vertical. N-parafina Emulsão 70-

30. ........................................................................................................................................... 127

Figura 5. 52 - Pressão no choke para diferentes lâminas d'água no poço marítimo vertical. N-

parafina pura. .......................................................................................................................... 128

Figura 5. 53 - Volume de ganho nos tanques para diferentes lâminas d'água no poço marítimo

vertical. N-parafina pura. ........................................................................................................ 129

Figura 5. 54 - Vazão de gás na superfície para diferentes lâminas d'água no poço marítimo


Figura 5. 55 - Vazão de retorno de líquido para diferentes lâminas d'água no poço marítimo


Figura 5. 56 - Pressão no choke no poço marítimo horizontal. N-parafina pura. .................. 131

Figura 5. 57 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo horizontal. N-parafina pura.

................................................................................................................................................ 132

Figura 5. 58 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo horizontal. N-parafina pura. .. 133

Figura 5. 59 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo horizontal. N-parafina pura. . 133

Figura 5. 60 - Pressão no choke no poço marítimo horizontal. N-parafina Emulsão 70-30. 134

Figura 5. 61 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo horizontal. N-parafina

Emulsão 70-30. ....................................................................................................................... 135

Figura 5. 62 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo horizontal. N-parafina Emulsão

70-30. ...................................................................................................................................... 135

Figura 5. 63 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo horizontal. N-parafina Emulsão

70-30. ...................................................................................................................................... 136

Figura 5. 64 - Pressão no choke no poço terrestre. Éster puro. .............................................. 137

Figura 5. 65 - Volume de ganho nos tanques no poço terrestre. Éster puro. ......................... 138

Figura 5. 66 - Vazão de gás na superfície no poço terrestre. Éster puro. .............................. 138

Figura 5. 67 - Vazão de retorno de líquido no poço terrestre. Éster puro. ............................ 139

Figura 5. 68 - Pressão no choke no poço terrestre. Éster Emulsão 70-30. ............................ 140

Figura 5. 69 - Volume de ganho nos tanques no poço terrestre. Éster Emulsão 70-30. ......... 140

Figura 5. 70 - Vazão de gás na superfície no poço terrestre. Éster Emulsão 70-30. .............. 141

Figura 5. 71 - Vazão de retorno de líquido no poço terrestre. Éster Emulsão 70-30. ............ 141

Figura 5. 72 - Pressão no choke para diferentes temperaturas de fundo no poço terrestre. Éster

Puro. ........................................................................................................................................ 142


terrestre. Éster Puro. ............................................................................................................... 143

Figura 5. 74 - Vazão de líquido na superfície para diferentes temperaturas de fundo no poço




Figura 5. 76 - Pressão no choke no poço marítimo vertical. Éster puro. ................................ 145

Figura 5. 77 - Volume de ganho no tanque no poço marítimo vertical. Éster puro. .............. 145

Figura 5. 78 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo vertical. Éster puro. ................. 146

Figura 5. 79 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo vertical. Éster puro. ............... 147

Figura 5. 80 - Pressão no choke no poço marítimo vertical. Éster Emulsão 70-30. ............... 148

Figura 5. 81 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo vertical. Éster Emulsão 70-30.

................................................................................................................................................ 149

Figura 5. 82 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo vertical. Éster Emulsão 70-30. 149

Figura 5. 83 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo vertical. Éster Emulsão 70-30.

................................................................................................................................................ 150

Figura 5. 84 - Pressão no choke para diferentes lâminas d'água no poço marítimo vertical.

Éster puro. ............................................................................................................................... 151


vertical. Éster puro. ................................................................................................................. 152

Figura 5. 86 - Vazão de gás na superfície para diferentes lâminas d'agua no poço marítimo




Figura 5. 88 - Pressão no choke no poço marítimo horizontal. Éster puro. ........................... 154

Figura 5. 89 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo horizontal. Éster puro. ....... 154

Figura 5. 90 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo horizontal. Éster puro. ............ 155

Figura 5. 91 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo horizontal. Éster puro. .......... 155

Figura 5. 92 - Pressão no choke no poço marítimo horizontal. Éster Emulsão 70-30. .......... 156

Figura 5. 93 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo horizontal. Éster Emulsão 70-

30. ........................................................................................................................................... 157

Figura 5. 94 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo horizontal. Éster Emulsão 70-30.

................................................................................................................................................ 157

Figura 5. 95 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo horizontal. Éster Emulsão 70-30.

................................................................................................................................................ 158

LISTA DE TABELAS

Tabela 3. 1-Dados de entrada para o exemplo de aplicação da metodologia para fluido

sintético ..................................................................................................................................... 54

Tabela 3.2- Parâmetros após primeiro passo de tempo na simulação ...................................... 57

Tabela 3. 3- Parâmetros no segundo passo de tempo na simulação ......................................... 57

Tabela 3. 4- Parâmetros no instante t=76min. da simulação .................................................... 58

Tabela 3. 5- Parâmetros no instante t=96min. da simulação .................................................... 59

Tabela 4. 1 - Dados de entrada para comparação das versões, analisando condição de

subsaturação 65

Tabela 4. 2 - Dados de entrada para comparação das versões, analisando variação de diâmetro

do poço ..................................................................................................................................... 69

Tabela 4. 3 - Dados de entrada do poço marítimo vertical ....................................................... 72

Tabela 5. 1 - Dados de entrada - análise das propriedades PVT 83

Tabela 5. 2 - Condição de saturação inicial - N-parafina ......................................................... 85

Tabela 5. 3 - Condição inicial de saturação - Éster .................................................................. 97

Tabela 5. 4 - Comparativo Unikick e simulador de Loiola (2015). ....................................... 106

Tabela 5. 5 - Dados da n-parafina utilizada no simulador de Loiola (2015). ......................... 107

Tabela 5. 6 - Comparação da chegada do gás na superfície entre os simuladores. ................ 111

Tabela 5. 7 - Comparação da conservação de massa do gás pelos volumes de entrada e saída

após a simulação. .................................................................................................................... 111

Tabela 5. 8 - Comparação dos tempos de simulação gastos por cada simulador. .................. 112

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

Termo Significado Inglês

ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás e

Biocombustíveis

-

APAT Alta pressão/Alta temperatura HPHT - High Pressure/High

Temperature

BHP Pressão no fundo do poço Bottom Hole Pressure

BOP Preventor de Erupções Blowout Preventer

ECD Densidade Equivalente de Circulação Equivalent Circulating Density

IADC - International Association of Drilling

Contractors

ID Diâmetro interno Internal Diameter

LDA Lâmina d'água Water Depth

MS Margem de Segurança -

OD Diâmetro externo Outside Diameter

PAO Poli-alfa-olefina Poly-alpha-oleffin

RGO Razão Gás-Óleo Gas-Oil Ratio

SICP Pressão de fechamento do choke Shut in Choke Presure

SIDPP Pressão de fechamento da coluna de

perfuração

Shut in Drillpipe Presure

ZB Zona bifásica -

ZC Zona contaminada -

LISTA DE SÍMBOLOS

𝜃 Ângulo de inclinação em relação à vertical Radianos

𝐶𝑎𝑛 Área da coroa do anular m²

𝐶𝑜 Coeficiente de distribuição -

𝐻 Comprimento da coluna de fluido m

𝛾𝑔 Densidade relativa do gás -

𝑑𝑒𝑝 Diâmetro equiperiférico pol

𝑑𝑒 Diâmetro externo da seção pol

𝑑1 Diâmetro interno da seção pol

𝑑𝑖 Diâmetro interno da seção pol

𝑍 Fator de compressibilidade isotérmica do gás -

𝐵𝑜 Fator de formação de volume com gás bbl/stb

𝐵𝑜𝑠𝑔 Fator de formação de volume sem gás bbl/stb

𝛼 Fração de vazios -

𝑔 Gravidade m/s²

𝐻 Holdup médio de líquido -

∆𝑡 Intervalo de tempo s

𝑚 Massa kg

𝜌𝑚 Massa específica da mistura lb/gal

𝜌𝑓 Massa específica do fluido de perfuração lb/gal

𝜌𝑔 Massa específica do gás lb/gal

𝑁𝐹𝑟 Número de Froude -

𝐾1 Coeficiente de Griffith 1 -

𝐾2 Coeficiente de Griffith 2 -

𝑃 Pressão lb/pol² - psi

𝑃𝑓 Pressão da formação lb/pol² - psi

𝑃 Pressão média na região bifásica lb/pol² - psi

𝑅 Razão entre diâmetro interno e externo do anular -

𝑅𝑆 Razão de solubilidade scf/stb

𝑇 Temperatura °F

𝑡𝑓𝑒𝑐ℎ Tempo de fechamento min

𝜎 Tensão superficial do fluido N/m

∆𝜌 Diferença massa específica dos fluidos lb/gal

𝑄 Vazão de líquido gpm

𝑣 Velocidade m/s

𝑣𝑏𝑡 Velocidade da bolha de Taylor m/s

𝑣𝑚 Velocidade da mistura m/s

𝑣𝑙 Velocidade média do líquido m/s

𝑉 Volume bbl

𝑉𝑏𝑖𝑓 Volume da região bifásica bbl

19

1 INTRODUÇÃO

A indústria de petróleo, ao longo de toda sua trajetória, é reconhecida por sua inovação

em meio aos desafios que permeiam as diversas etapas de sua cadeia produtiva. Dentre a

prospecção até a produção de forma segura, uma das etapas que merece um destaque especial

é a perfuração do poço.

A perfuração de um poço consiste na combinação de equipamentos, materiais e

pessoal, que irão permitir o avanço de forma segura ao longo das formações rochosas de

subsuperfície. Para tanto, é utilizada uma broca instalada na extremidade inferior de uma

coluna de perfuração, que por sua vez é composta por elementos tubulares que visam prover

peso e rotação sobre a broca.

Um insumo essencial para a realização da perfuração é o fluido de perfuração. Este

último consiste numa mistura de componentes líquidos e sólidos, em algumas vezes até gases,

sendo especificado de acordo com as características das formações rochosas que se espera

encontrar ao longo da perfuração de uma determinada fase. Tal fluido é responsável por

desempenhar um papel de segurança, atuando como um mecanismo de controle primário do

poço, evitando o influxo de fluidos da formação para dentro do poço. Esse influxo é chamado

de kick.

Atualmente, a operação de perfuração tem avançado para ambientes marítimos cada

vez mais adversos, em cenários de grandes desafios e riscos operacionais, ambientais e

econômicos. Em tais condições, é necessária a utilização de fluidos de perfuração sintéticos,

que, devido às suas propriedades únicas, possuem maior adaptabilidade a condições

operacionais mais severas, como é o caso de poços de alta pressão e alta temperatura (APAT),

lâminas d’água profundas e/ou ultra profundas, perfuração em rochas salinas, dentre outras.

Entretanto, mesmo com a utilização de fluidos sintéticos, problemas e dificuldades

operacionais que acarretam em tempo não produtivo, e que estão associados ao fluido de

perfuração, podem vir a ocorrer.

Devido à natureza de sua composição química, fluidos de perfuração sintéticos, de

base n-parafina ou éster, por exemplo, são capazes de solubilizar gases oriundos das

formações porosas já perfuradas, e isso afeta significativamente suas propriedades físicas,

tornando o fluido por vezes incapaz de manter a pressão hidrostática requerida frente a estas

formações, ocasionando um kick.

20

Do ponto de vista operacional, um kick é um fenômeno comum e recorrente na perfuração

de um poço. Auwalu et al. (2015) relatam em seu trabalho que em poços convencionais a

ocorrência de kicks tem uma frequência média de um incidente a cada 20 poços perfurados,

representando chances de ocorrência de 5%. Em poços APAT, esse número sobe para dois

incidentes por poço, ou 200% de chances de ocorrência.

Dessa maneira, fica evidente a necessidade de se estudar as condições de ocorrência de

um kick e os procedimentos que virão a serem aplicados para sua remoção do poço e assim

dar continuidade à perfuração de forma segura. Do contrário, sérios prejuízos de ordem

ambiental e financeiros podem vir a ocorrer, devido à negligência a alguns fatores

relacionados ao fluido de perfuração ou imperícia no que se refere ao controle secundário do

poço, realizado a partir da circulação do kick para fora do poço.

Para realização do estudo foi utilizado o simulador de controle de poços Unikick, que é

um produto com propriedade intelectual resultante da parceria institucional da Unicamp,

Petrobras e Finep/CT-Petro, desde o ano 2000. A evolução do código computacional, tem

sido promovida pelo grupo de pesquisa em Segurança e Controle de Poço da Unicamp, sob

responsabilidade do Prof. Dr. Paulo Roberto Ribeiro. Dr. Otto Luiz Alcântara Santos, por

parte da Petrobras, tem acompanhado desde o princípio os desenvolvimentos e pesquisas

associadas ao tema, junto à Unicamp.

1.1 Objetivos

O presente trabalho tem por objetivos principais:

I. Revisar a literatura destacando a importância e os desafios encontrados na perfuração

de poços com fluidos de base sintética;

II. Realizar o aprimoramento de um software existente (Unikick), tornando-o habilitado

para realização de estudos com fluido base éster e suas emulsões, utilizando resultados

experimentais publicados na literatura para este tipo de fluido;

III. Realizar um estudo mostrando a operação de controle de poço sob diferentes situações

de kicks, comparando-se diferentes tipos de fluidos de perfuração de base sintética,

levando em conta os processos termodinâmicos que envolvem tais fluidos durante a

circulação de um kick;

IV. Comparar o simulador Unikick com um simulador composicional, visando avaliar seu

desempenho diante de uma modelagem transiente;

21

V. Comparar o simulador Unikick com dados da literatura, advindos de um trabalho

experimental e simulador com modelagem transiente.

VI. Discutir, do ponto de vista físico e de engenharia de perfuração, os resultados obtidos

nos itens anteriores, de forma a orientar o engenheiro a tomar decisões durante o

procedimento de controle de poço quando estiver trabalhando com fluidos de

perfuração não aquosos;

1.2 Motivação

A preocupação com o impacto ambiental gerado pelo descarte de fluidos de perfuração

base óleo diesel despertou um interesse cada vez maior da indústria de petróleo na elaboração

de fluidos de perfuração que causem menos impacto nas imediações onde o poço é perfurado,

seja pela regulamentação ambiental de um país ou mesmo pelas necessidades e custos

operacionais envolvidos.

Apesar da aplicação de fluidos de perfuração tendo como base o diesel, a n-parafina ou

mesmo o éster já ser praticada há algum tempo pela indústria de petróleo, o interesse em se

estudar o comportamento desses fluidos durante operações de controle de poços é muito

grande, dadas a frequência de ocorrência de kicks na perfuração de poços no mundo todo e a

preocupação com a integridade da operação.

O estudo da operação de controle de poço através de simuladores específicos torna-se

assim um grande aliado do engenheiro de poço no momento da sua tomada de decisão,

permitindo que sejam adotadas as medidas necessárias de acordo com a situação de kick que o

profissional se depara.

1.3 Organização do Trabalho

O trabalho foi organizado em 6 Capítulos. No Capítulo 2 é apresentada uma revisão da

literatura, abordando conceitos sobre a utilização de fluidos de perfuração e o comportamento

de suas propriedades, com destaque para fluidos de perfuração base n-parafina e éster.

Também são relatados temas que envolvem a integridade de poços durante operações de

controle de poço e a evolução de simuladores computacionais para esta operação. No Capítulo

3 é apresentada a metodologia utilizada pelo simulador Unikick, destacando as premissas e

procedimentos internos do simulador.

No Capítulo 4 foram descritas as evoluções realizadas na atual versão do Unikick para

simulações com fluido base éster, objeto de estudo do presente trabalho, bem como outros

22

aprimoramentos para melhor representação da operação de controle de poço. No Capítulo 5

são apresentados os resultados para simulações, onde foram feitas quatro análises distintas.

No 6° e último Capítulo são apresentadas as conclusões do trabalho.

23

2 REVISÃO DA LITERATURA

A revisão a seguir destaca alguns tópicos importantes com relação às variáveis

relacionadas à operação de controle de poços.

Primeiramente, foram abordadas as condições de utilização de fluidos base óleo, e a

evolução até a utilização de fluidos sintéticos.

Sobre estes, um tópico em especial foi elaborado para fluidos base éster e suas

aplicações na perfuração.

Por fim, são abordados conceitos de perfuração de poços marítimos, e os desafios da

operação de controle de poço nestes cenários, além de mostrar a contribuição de diversos

autores na elaboração de simuladores de controle de poços.

2.1 Fluidos de perfuração

A utilização de fluidos de perfuração base óleo surgiu da necessidade de se perfurar

trechos nos quais um fluido base água não era capaz de garantir a segurança e o sucesso da

operação. Alguns dos motivos para a escolha de fluidos base óleo são (Amoco, 1994):

Perfuração em zonas com argilas altamente reativas, que incham na presença de água,

e que podem causar colapso do poço e prisão da coluna de perfuração;

Necessidade de prover maior lubricidade aos componentes da coluna, principalmente

em poços direcionais;

Fluidos base óleo são resistentes a contaminantes tais como sais e gases como CO2 e

H2S, por exemplo. Na presença de um fluido de perfuração puramente aquoso, esses

gases podem causar corrosão dos equipamentos;

Dano de formação nas zonas a serem explotadas são minimizados;

Perfuração em zonas de alta pressão e alta temperatura.

Sob essa perspectiva operacional, os fluidos base óleo atendem a uma série de requisitos,

os quais fluidos base água não são capazes de fazê-lo. Entretanto, o início da utilização de

fluidos base óleo na perfuração de poços trouxe novas preocupações à indústria, acerca dos

problemas que a solubilidade do gás nesse tipo de fluido traz durante operações de controle de

poço.

O’Brien (1981) foi um dos primeiros a reportar um estudo evidenciando possíveis

problemas que a utilização de fluidos de perfuração à base de óleo poderia trazer para a

24

operação de controle de poços. Apesar de não ter realizado um estudo experimental na época,

o autor concluiu que a solubilidade do gás num fluido de perfuração base óleo poderia ser de

10 a 100 vezes maior do que a observada em fluido base água.

Levando em consideração a hipótese levantada por O’Brien (1981), outros autores tais

como Thomas, Lea & Turek (1982) seguiram nessa linha de pesquisa, interessados em obter

maior conhecimento acerca da capacidade de solubilização do gás metano em fluidos de

perfuração base óleo diesel. Os autores constataram que com o aumento da pressão, a

solubilidade do gás também aumenta, ou seja, o óleo torna-se capaz de suportar maiores

quantidades de gás dissolvido nessas condições, como pode ser observado na Figura 2.1.

Além disso, pode-se observar também a solubilidade não sofre influência significativa da

temperatura a moderadas pressões, sendo perceptível apenas em pressões mais altas que a

solubilidade aumenta com o aumento da temperatura.

Figura 2.1 - Solubilidade do metano no diesel No. 2 entre 100°F e 600°F. (Thomas, Lea &

Turek, 1984. Adaptada.)

Devido à grande preocupação em relação ao impacto ambiental causado por fluidos de

perfuração à base de óleo (no caso, o diesel), a indústria despertou grande interesse pelos

chamados fluidos sintéticos.

25

Growcock & Frederick (1994) relataram que pelo fato de serem fabricados a partir de

componentes orgânicos não-derivados do petróleo, os fluidos sintéticos possuem um alto grau

de biodegradabilidade. Os autores apresentaram um estudo na época apontando os benefícios

e limitações de quatro tipos de fluidos sintéticos de baixa toxicidade: éster, éter, poli-alfa-

olefina (PAO) e alquilatos. Para os quatro fluidos mencionados, os autores ressaltaram como

vantagens o menor impacto ambiental, boa estabilidade térmica a altas temperaturas - até 425

°F (218°C) - e boa compatibilidade com outros aditivos. Em contrapartida, esses fluidos

apresentam certa dificuldade em formarem emulsões com água a uma dada proporção, o

controle de sua massa específica com aditivos pode ser limitado, além de representarem um

maior custo inicial em relação aos de base óleo convencionais, que pode ser compensado pela

possibilidade de reuso.

Carlson & Hemphill (1994) relataram em seus trabalhos sobre a aplicação do éster em

poços no golfo do México, em locações com lâminas d’água variando entre 300 a 1250

metros. Durante as operações foi percebida uma significante economia em termos de tempo

de perfuração, requerimentos de liner e eliminação de problemas de instabilidade de poço. As

características reológicas dos fluidos de perfuração base éster permitiram uma adequada

capacidade de limpeza dos poços. Com relação à solubilidade, a quantidade de gás que podia

ser dissolvida no éster era controlada pela temperatura e a pressão. De um ponto de vista

operacional, seria melhor para um fluido de perfuração liberar gás sob pressões mais elevadas,

pois haveria mais tempo para a identificação de um kick e tomada de providências para o

controle de poço, antes que o gás atingisse pontos mais próximos à superfície. Numa

comparação breve, os autores identificaram que sob temperaturas de fundo próximas a 40°C e

para uma mesma razão gás-óleo, o éster libera o gás a uma pressão de bolha próxima à do

óleo diesel. Porém, para temperaturas próximas a 150 °C, o éster apresenta uma pressão de

bolha cerca de 1000 psi maior que a observada no óleo diesel. No controle de poço isso seria

importante, pois, por exemplo, para um poço vertical, circulando um fluido com massa

específica igual a 1680 kg/m³ a 150 °C no fundo, o metano sairia de solução do éster a uma

profundidade entre 240-430 m mais abaixo do que seria liberado do óleo diesel, resultando em

tempo extra para se detectar o influxo.

Visando uma melhor compreensão a respeito das propriedades termodinâmicas de

fluidos utilizados na perfuração de poços em campos marítimos brasileiros, Silva et al. (2004)

realizaram um estudo comparativo abordando as propriedades como o fator de formação de

volume, razão de solubilidade, massa específica e pressão de bolha para misturas n-parafina-

26

metano, e éster-metano. Os autores realizaram experimentos de forma a avaliar estas

propriedades num intervalo de pressões até 60 MPa e para as temperaturas de 70°C e 90°C, e

concentrações molares de metano nos fluidos variando entre 16% a 74%. Após a análise de

seus resultados, os autores identificaram que a n-parafina apresenta menor pressão de

saturação e maior solubilidade que o éster, fato que pode ser observado na Figura 2.2. Para

uma situação de controle de poços, a detecção de um kick em um fluido à base de n-parafina

seria mais difícil de ser detectado do que num à base de éster.

Figura 2.2 - Razão de solubilidade do metano no éster e na n-parafina para temperaturas de

158°F e 194°F. (Silva et al., 2004)

Silva et al. (2004) também identificaram, comparando desta vez o fator de formação

de volume, que a n-parafina sofre maior inchamento com uma determinada quantidade de gás

solubilizado do que o éster, como pode ser observado na Figura 2.3. Dessa maneira, a

detecção de um kick no primeiro fluido seria mais fácil de ser observada do que no segundo,

contrastando com a análise feita a partir da solubilidade.

27

Figura 2.3 - Fator de formação de volume do metano no éster e na n-parafina para

temperaturas de 158°F e 194°F. (Silva et al., 2004)

Apesar de os estudos de Silva et al. (2004) terem demonstrado as diferenças

significativas entre o comportamento do éster e da n-parafina sob certas condições, os

resultados obtidos apenas para as duas temperaturas não apresentaram grandes variações para

cada fluido, dadas as condições de concentração de gás e pressão analisada.

Com o objetivo de entender o comportamento da n-parafina em condições de pressão e

temperatura superiores, Atolini (2008) estudou o sistema metano/n-parafina nas composições

de 0 a 95 % em fração molar de metano, numa faixa de temperaturas de 70 ºC a 130 ºC e

pressões até 103 MPa. A autora também analisou o sistema metano/emulsão, com duas

composições de emulsões, uma com 60 % de n-parafina, em volume e outra, com 70 %,

variando-se também fração de gás e temperatura. O comportamento das propriedades

analisadas foi semelhante tanto para os testes com n-parafina quanto para as emulsões.

Através dos dados experimentais do sistema metano/n-parafina realizou-se modelagem

computacional para o cálculo da solubilidade, densidade e fator de formação de volume de

óleo, obtendo-se correlações que permitiram avaliar projeções baseadas na hipótese da

aditividade.

Tais correlações foram posteriormente aplicadas por Paula Junior (2008) em um

simulador de controle de poços, dando ênfase maior em aspectos de segurança de poço. O

trabalho envolveu a implementação de um modelo de controle de poços em um aplicativo

computacional incorporando correlações empíricas derivadas de resultados experimentais

obtidos em testes com n-parafina e diesel.

28

2.2 Fluidos de Perfuração à Base de Ésteres

Como foi relatado, o éster já era utilizado pela indústria como alternativa viável para a

perfuração de poços desde o início dos anos 90. Muitos trabalhos já foram realizados de

forma a comprovar a eficiência da utilização do éster em poços marítimos. Devido à sua alta

biodegradabilidade e baixa toxicidade, o éster é reconhecido como uma alternativa eficaz para

elaboração de fluidos sintéticos ambientalmente amigáveis.

Kenny & Hemphill (1994) realizaram um trabalho apontando os benefícios do éster na

limpeza do poço durante a perfuração. Os autores realizaram uma comparação do éster com

fluidos de perfuração à base de diesel na construção de poços horizontais localizados na costa

do Mar do Norte, Noruega. O estudo mostrou que o fluido base éster apresentou um

desempenho melhor do que o do fluido à base de óleo diesel, sendo que em condições de

fundo de poço o éster sofreu menor impacto em função das altas pressões e temperatura a que

foi submetido, apresentando menor perda de aditivos adensantes (decaimento de baritina),

menor viscosidade, facilitando o escoamento no poço e o carreamento de cascalhos

perfurados.

Patel (1999) realizou um estudo voltado para a elaboração de um fluido de perfuração

base éster com alcalinidade negativa, ou seja, um éster com pH ligeiramente abaixo de 7.

Sabe-se que a alcalinidade confere ao fluido de perfuração um aspecto menos corrosivo aos

equipamentos da coluna. Porém, o autor realizou uma avaliação com relação à reação de

hidrólise que ocorre entre o éster e o hidróxido de cálcio - Ca (OH)2 – em temperaturas

superiores a 93°C. A formação de ácidos graxos nessas condições promove outro problema,

pois afeta as propriedades reológicas do fluido de forma severa, bem como a estabilidade de

emulsões água-éster. Além disso, sob baixas temperaturas como as encontradas em condições

marítimas de águas profundas, o éster apresenta um aumento em suas propriedades

reológicas, que pode comprometer o escoamento do fluido de perfuração no retorno pelo

riser, ou mesmo na detecção de kicks. Por este motivo, o autor propõe a utilização de ésteres

aditivados de forma a obterem alcalinidade negativa como alternativa ao uso de ésteres com

reserva de alcalinidade devido à sua maior adaptação a essas condições adversas, a um custo-

benefício satisfatório.

Burrows et al.(2001) avançaram no estudo sobre as propriedades reológicas do éster,

visando sua aplicação em cenários de perfuração de poços marítimos de lâmina d’água

profunda e ultraprofunda. Os autores apresentaram resultados mostrando que o éster octílico

29

(C8) possui viscosidade menor que outros ésteres que até então eram mais utilizados pela

indústria como o fabricado a partir de óleo de palmeira (cadeia de C12 a C14), quando o mesmo

é submetido a baixas temperaturas. A Figura 2.4 apresenta os resultados obtidos na leitura

num viscosímetro Fann 75 a uma temperatura de 2°C, para o éster convencional (C12 a C14) e

o éster octílico, proposto pelos autores (C8), onde se observa uma significativa diferença –

cerca de 54% - entre a viscosidade dos dois tipos de éster.

Figura 2.4- Comparação entre leituras obtidas num viscosímetro Fann 75 para dois tipos de

éster, a uma temperatura de 2°C. (Burrows et al., 2001)

Como descrito por Burrows et al. (2001), um dos riscos associados ao aumento da

viscosidade do éster sob baixas temperaturas é o aumento excessivo na densidade equivalente

de circulação (Equivalent Circulating Density), ou simplesmente ECD. A ECD é um

parâmetro de análise que considera os efeitos das perdas de carga e da pressão hidrostática

num determinado ponto no poço. Através desse parâmetro, é possível realizar um

acompanhamento das pressões que estão sendo geradas no poço, e assim evitar que ocorram

fraturas ou perda de circulação para formações mais frágeis. Os autores verificaram em testes

de campo em poços marítimos do Golfo do México que a ECD gerada pelo éster de baixa

viscosidade proposto foi menor se comparada ao éster convencional, apresentando um

desempenho melhor inclusive do que olefinas.

Kim (2010) visou contribuir para a ampliação do conhecimento do comportamento

PVT de combinações gás-líquido que podem ocorrer em operações de perfuração, através da

30

disponibilização de dados experimentais levantados para misturas de metano com ésteres

metílico e octílico, além de suas emulsões, submetidas a condições de altas temperaturas e

altas pressões. Os testes de laboratório foram realizados com o objetivo de se estudar as

características termodinâmicas de misturas gás-líquido, por meio da determinação

experimental de propriedades como a pressão de bolha, a solubilidade, a massa específica e o

fator de formação de volume. Para os ensaios em laboratório foram escolhidas algumas

concentrações molares de metano, numa faixa de 15% a 90%, proporções de éster em

salmoura, variando de 60% a 100% em volume, temperaturas de 70°C a 130 °C e pressões até

103 MPa, procurando-se simular condições encontradas durante a perfuração de um poço,

obtendo-se dados inéditos na literatura, tanto na região saturada, como na subsaturada.

Kim (2010) também elaborou correlações matemáticas que representam as

propriedades termodinâmicas mencionadas. O autor relata que suas correlações podem ser

aplicadas em modelos que permitam estudar a operação de controle de poço, simulando o

comportamento do escoamento do fluido de perfuração base éster, supondo a ocorrência de

um kick de gás.

Entretanto, até o momento, não existe na literatura um estudo voltado para analisar

uma situação de controle de poço em fluido base éster. Essa necessidade recai sobre o

presente trabalho, que busca realizar uma análise sobre controle de poços que utilizam esse

tipo de fluido, elaborando uma abordagem sobre situações de kicks em cenários de poços

marítimos e de alta pressão e alta temperatura.

2.3 Poços Marítimos em Lâminas d’água Profunda e Ultra profunda

A exploração e produção de petróleo em campos marítimos avançaram muito ao longo

das últimas décadas. Nas operações de perfuração em águas profundas e ultra profundas, um

controle rigoroso de todos os parâmetros de perfuração somados a um projeto e um programa

de perfuração bem detalhados são fatores de extrema importância, nos aspectos ambientais,

econômicos e de segurança.

De acordo com Ohara e Bourgoyne (1998) apud Nunes (2002), as operações de

perfuração em águas profundas apresentam problemas especiais tais como baixos gradientes

de fratura, alta perda de carga por fricção na linha de choke, formações de permeabilidade

geralmente altas, além de problemas nas operações de desconexão de emergência do riser.

Como resultado, devem ser desenvolvidas técnicas novas e modelos mais confiáveis para

31

ajudar nos critérios de projeto do poço, detecção de kicks, operações de controle de poço, e

plano de contingência em casos de blowout.

Sendo referência no âmbito de tecnologias de perfuração marítima, a Petrobras

desenvolveu procedimentos que permitiram a descoberta de regiões com alto potencial de

produção na camada pré-sal. Atualmente a empresa perfura poços em lâminas d’água de

aproximadamente 3000 metros de profundidade e produz em lâminas d’água de até 2220

metros de profundidade,como pode ser visto de acordo com a Figura 2.5. (PETROBRAS,

2015)

Figura 2.5- Avanços da Petrobras na perfuração marítima ao longo dos anos. (Petrobras,

2015)

A essa profundidade, claramente se percebe o quão crítico pode ser uma operação de

controle de poço. O impacto da grande lâmina d´água na operação já ocorre na detecção de

um kick, pois, dependendo do tipo de base de fluido que se utiliza, o gás pode sair de solução

já próximo ao blowout preventer (BOP), ou mesmo no interior do riser, e com isso o tempo

de resposta ao influxo seria menor, podendo comprometer a integridade da operação pelo

risco de ocorrência de riser blowout (quando há gás na coluna de riser acima do BOP), ou

mesmo por comprometer o fechamento do BOP (Santos, 2013).

Na etapa de controle, a depender do cenário de kick tomado, a saída do gás de solução

pode levar a um aumento na pressão frente a formações frágeis e levar à ocorrência de

fraturas, e num cenário mais crítico pode gerar um underground blowout, onde ocorrem

vazamentos de fluidos da formação no leito marinho, como o que ocorreu no Brasil em

32

novembro de 2011 no campo de Frade, durante a perfuração do poço 9-FR-50DP-RJS,

operado pela Concessionária Chevron Brasil Upstream Frade Ltda. (ANP, 2011). A Figura 2.6

mostra o vazamento no leito marinho (a) e o observado na superfície da água (b).

Figura 2.6 - Derramamento ocorrido no campo de Frade, devido a underground blowout.

(ANP, 2011)

Se além de se considerar a lâmina d’água profunda/ultra profunda numa situação de

controle de poço, for considerada a perfuração de poços de alta pressão e alta temperatura, o

cenário pode se tornar ainda mais crítico, como será visto no próximo tópico.

2.4 Poços de Alta Pressão e de Alta Temperatura

A International Association of Drilling Contractors – IADC - estabelece por definição

que poços de alta pressão e alta temperatura (APAT) são aqueles que a temperatura no fundo

do poço é superior a 150°C e a pressão de trabalho requerida para o BOP é superior a 69 MPa

(10000 psi).

33

Paula Junior, Ribeiro & Santos (2009) relatam em seu trabalho que é cada vez maior a

ocorrência de perfuração de poços APAT. Em alguns casos, essa definição é extrapolada para

poços ultra-APAT e até extrema-APAT. A Figura 2.7 mostra ilustrativamente a classificação

dos poços de acordo com a sua pressão e temperatura.

Figura 2.7-Classificação de poços de acordo com sua temperatura e pressão (Paula Junior,

Ribeiro & Santos, 2009)

Em comparação à perfuração de um poço convencional, a perfuração de um poço

APAT traz consigo todos os cuidados tomados no planejamento convencional e o excede em

complexidade. Alguns requerimentos de engenharia avançados são necessários como cálculos

complexos para o projeto de revestimentos, equipamentos que resistam às condições severas,

determinação da janela operacional considerando condições diversas de compactação, perfil

de temperatura, cálculos hidráulicos termodinâmicos, simulações de controle de poço para

diversos cenários previstos, etc. (HPHT Wells best practices, 2003, apud Paula Junior, 2008).

As condições APAT aumentam ainda mais os desafios e problemas já conhecidos da

perfuração convencional como identificação de zonas com pressão anormalmente altas,

dificuldade na detecção de kicks, perda de circulação, necessidade de maior número de

revestimentos, expansão térmica dos fluidos base óleo e sintética, dentre outros (Paula Junior,

2008).

Outro agravante é o estreitamento da janela operacional de perfuração. A janela

operacional de perfuração estabelece critérios para se determinar a posição do assentamento

de sapatas pela diferença do gradiente de pressão de fratura e de pressão de poros previstos

para as formações. Ilustrativamente, um exemplo de janela operacional de um poço de APAT

pode ser visto de acordo com a Figura 2.8. A curva em vermelho representa o gradiente de

34

pressão de fratura e a em azul representa o gradiente de poros esperado a uma dada

profundidade (ambos em lb/gal).

Figura 2.8 - Janela de geopressões de um poço APAT. (Paula Junior, 2008)

A partir da previsão dos gradientes de pressão de poros e de fratura, define-se a

profundidade de assentamento da sapata de cada fase, não levando em consideração outras

variáveis tais como a geometria do poço, mas principalmente a ocorrência de um kick.

Entretanto, Paula Junior (2008) relata que tal escolha pode trazer grandes riscos à integridade

do poço, por não considerar a tolerância ao kick do poço. Segundo a definição de Falcão

(2007) apud Paula Junior (2008), “tolerância ao kick é a máxima pressão de poros expressa

em densidade equivalente, de modo que ocorrendo um kick de certo volume e a certa

profundidade, o poço poderá ser fechado sem fraturar a sapata”. Este conceito evoluiu ao

longo do tempo, permitindo chegar à definição apresentada.

2.5 Métodos de Controle de Poços

Tendo ocorrido o kick, a remoção do mesmo deve ser feita adotando-se um método de

controle adequado. A maioria dos métodos de controle de poço adota o princípio da

manutenção da pressão no fundo do poço constante, durante toda a circulação do kick,

prevenindo que ocorram novos influxos de fluidos da formação para dentro do poço.

Considera-se ainda uma margem de segurança, geralmente igual ao valor das perdas de carga

35

no anular do poço, que normalmente é um valor pequeno, evitando assim a fratura da

formação durante a circulação do poço.

Segundo Santos (2013), os métodos de controle de poços mais utilizados são:

Método do Sondador: este método é composto de duas fases. Durante a primeira fase

o gás é removido do poço pelo fluido de perfuração atual, mantendo-se a pressão no

fundo do poço constante. Na segunda circulação, o fluido de perfuração atual é

substituído por um fluido mais pesado, capaz de produzir uma pressão hidrostática

maior que a pressão da formação. Este método é o mais simples de ser entendido e

ensinado para a equipe de perfuração, entretanto pode causar maiores pressões no

interior do poço durante a remoção do kick;

Método do Engenheiro: é composto de apenas uma circulação. O fluido invasor é

removido por um fluido de perfuração já adensado. Este método normalmente gera

menores pressões no interior do poço, entretanto requer cálculos matemáticos mais

elaborados para projetar a operação de controle. Se um tempo excessivo for

consumido para aumentar a massa específica do fluido de perfuração antes da remoção

do kick, a pressão no interior do sistema pode-se tornar excessiva, devido à migração

do gás no poço fechado;

Métodos volumétricos: são aplicados quando a circulação do kick não é possível da

forma convencional, por exemplo, quando os jatos da broca estão entupidos, a coluna

de perfuração está fora do poço, a broca está a uma longa distância do fundo do poço

ou existem problemas mecânicos com o sistema de circulação. Os métodos

volumétricos se subdividem em Método Volumétrico Estático e Volumétrico

Dinâmico, e, de forma simplificada, consistem na migração controlada do gás para a

superfície, realizando-se sucessivos períodos de sangramento do fluido de perfuração,

para manter a pressão no fundo do poço aproximadamente constante.

Independentemente do método de controle aplicado para a remoção do kick, alguns

aspectos devem ser observados:

A pressão frente à formação que gerou o kick deve permanecer ligeiramente superior à

pressão de poros da formação a fim de evitarem-se novos influxos, estabelecendo uma

margem de segurança igual às perdas de carga no anular do poço;

36

A pressão de fratura de todas as formações expostas (parte não revestida do poço) e a

resistência à pressão interna dos revestimentos devem ser maiores do que as pressões

geradas no sistema durante a remoção do kick.

Nesse contexto, os simuladores de kick são ferramentas essenciais para auxílio na

tomada de decisões, visando prever o comportamento das pressões durante a remoção do kick.

2.6 Simuladores De Controle De Poços

A área de controle de poços tem sido foco de muito interesse em pesquisa,

desenvolvimento e inovação nas últimas décadas, dada a sua importância na construção

segura de poços de petróleo.

Grande parte do interesse de tais pesquisas está relacionada à elaboração de

simuladores computacionais de controle de poços, que possibilitam estudar toda a etapa de

circulação de um kick, servindo de auxílio para a tomada de decisão de um engenheiro, além

de poder ser usada como uma ferramenta de treinamento de pessoal, permitindo um melhor

entendimento e interpretação dos fenômenos que ocorrem durante essa operação (Ribeiro &

Santos, 2012).

Nunes (2002) realizou uma importante revisão sobre os principais trabalhos realizados

até a época, mostrando a evolução dos simuladores de controle de poços, apontando as

contribuições dos autores da época. Como contribuição de seu trabalho, o autor desenvolveu

um simulador de kicks analítico, com um procedimento iterativo para calcular a distribuição

de pressão e as frações de gás e de líquido no interior do anular e da linha de choke, a cada

passo de tempo, para uma vazão de fluido constante, considerando fluido de perfuração à base

de água e geometria de poço vertical com anular concêntrico.

Santos et al. (2003) realizaram um aprimoramento a partir do trabalho de Nunes

(2002), tornando o programa capaz de trabalhar com poços inclinados e horizontais, além de

lâminas d’água ultraprofundas, e elaboraram uma interface de fácil utilização chamada

Unikick®.

Bezerra (2006) desenvolveu um simulador para estudo do controle de poços utilizando

um modelo termodinâmico (baseado na equação de estado de Peng-Robinson) para prever o

comportamento das pressões e do ganho de lama durante a circulação de um kick,

considerando a solubilidade do gás no fluido de perfuração.

37

Pereira (2007) realizou um aprimoramento a partir do trabalho de Santos et al. (2003)

no simulador Unikick® através da implementação das correlações PVT do diesel, geradas por

O’Bryan (1988). O modelo trata um kick de gás real (metano) em um fluido de perfuração à

base de óleo, sendo que o escoamento bifásico ocorre através de um poço vertical de terra,

com seção anular constante.

Paula Junior (2008) implementou uma otimização para o simulador de Pereira (2007),

utilizando as correlações PVT para n-parafina, geradas por Atolini (2008). A partir das

contribuições de Paula Junior (2008), o simulador ficou apto a estudar situações de controle

de poço em poços ultraprofundos e em condições de APAT. O autor inicialmente realizou

uma validação do simulador Unikick®, comparando com um programa já utilizado pela

indústria, chamado DrillBench® Kick, da Schlumberger. A Figura 2.9 apresenta o resultado

obtido para a simulação da pressão no choke gerada pela circulação de um kick com fluido

base água em um poço marítimo (LDA= 3000 m), a uma pressão de fundo no poço de 10650

psi, podendo caracterizá-lo como de alta pressão. Apesar dos valores observados em cada

simulador não coincidirem, pois as premissas para a modelagem dos simuladores são

diferentes, a representatividade e o comportamento do Unikick® foram satisfatórios.

Figura 2.9- Comparativo da pressão no choke obtida pela simulação no Unikick® e no

Drillbench. (Paula Junior, 2008)

Avelar (2008) elaborou um simulador de kicks baseado na solução numérica das

equações de conservação de massa e quantidade de movimento para o fluxo bifásico e regime

transiente, formando um sistema de equações diferenciais parciais, pelo método de diferenças

finitas. O modelo levou em consideração o acoplamento do poço com reservatório, poço com

38

geometria única e vertical, deslizamento entre as fases e simulação de casos com fluido base

água.

Loiola (2015) elaborou um simulador de kicks composicional baseado na solução

numérica das equações de conservação de massa e quantidade de movimento para o fluxo

bifásico e regime transiente, pelo método de diferenças finitas. Seu simulador contempla

conceitos relacionados ao equilíbrio de fases, o que permitiu estudos com fluidos de

perfuração de base sintética.

39

A Tabela 2. 1 apresenta de forma sintetizada a revisão realizada por Nunes (2002),

acrescida dos trabalhos realizados posteriormente à revisão do autor.

Tabela 2. 1- Evolução dos simuladores de controle de poço. Adaptado de Nunes (2002)

Po

ço i

ncl

inad

o

e h

ori

zon

tal

Per

da

de

carg

a n

a

reg

ião b

ifá

sica

Vel

oci

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Aco

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to c

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Geo

met

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ço

Mét

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Reo

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ção

Mo

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ifá

sica

Ba

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o f

luid

o d

e

per

fura

ção

So

lub

ilid

ad

e d

o g

ás

no

flu

ido d

e

per

fura

ção

LeBlanc &

Lewis (1968) Constante Sondador Newtoniano

Bolha

única Água

Records (1972) Beggs &

Brill X Constante Sondador Bingham

Bolha

única Água

Hoberock &

Stanberry

(1981)

Orkizewski X Constante Sondador Bingham Bolhas

dispersas Água

Santos (1985) Beggs &

Brill X Constante Sondador Potência

Bolhas

dispersas Água

Nickens (1985) Beggs &

Brill X X Variável

Sondador/

Engenheiro Bingham

Bolhas

dispersas Água

Podio & Yang

(1987)

Beggs &

Brill X X Variável

Sondador/

Engenheiro Potência

Bolhas

dispersas Água

Negrão (1989) Beggs &

Brill X Variável Sondador Bingham

Bolhas

dispersas Água

Santos (1991) X Beggs &

Brill X X Constante Sondador Potência

Bolhas

dispersas Água

Ohara (1995) Beggs &

Brill X X Variável Sondador Bingham

Bolhas

dispersas Água

Nunes (2002) Beggs &

Brill X Variável Sondador

Newtoniano/

Potência/

Bingham

Bolha

única Água

Santos, Mendes

& Ribeiro

(2003)

X Beggs &


Newtoniano/

Potência/

Bingham

Bolhas

dispersas/

bolha única

Água

Bezerra (2006) Sondador Potência/

Bingham

Bolha

única Óleo

Modelo

composicional

Pereira (2007) X Beggs &


Newtoniano/

Potência/

Bingham

Bolhas

dispersas/

bolha única

Água/

diesel

Modelo

Black-oil

Paula Junior

(2008) X

Beggs &


Newtoniano/

Potência/

Bingham

Bolhas

dispersas/

bolha única

Água/

diesel/

n-parafina

Modelo

Black-oil

Avelar (2008) X Beggs &

Brill X X Variável

Sondador/

Engenheiro

Newtoniano/

Potência/

Bingham

Bolhas

dispersas/

bolha única

Água

Loiola (2015) X Beggs &

Brill X X Constante Sondador

Newtoniano/

Potência/

Bingham

Bolhas

dispersas/

bolha única

Água/

diesel/

n-parafina

Modelo

Composicional

40

Atualmente, os simuladores podem reproduzir os mais diversos cenários de kicks,

tanto com fluidos de perfuração à base de diesel e n-parafina quanto à base de água, kicks em

poço inclinados e verticais, em águas profundas e ultraprofundas, fornecendo resultados

satisfatórios. Porém, até o momento pouco foi discutido na literatura a respeito de fluidos

sintéticos à base de éster.

41

3 METODOLOGIA

Neste capítulo será apresentada a metodologia aplicada para o estudo da operação de

controle de poços, descrevendo primeiramente a organização do programa Unikick®.

3.1 O programa Unikick®

Visando realizar uma análise do comportamento do gás durante a detecção do kick e a

sua circulação para fora do poço em condições extremas, como poços de lâmina d’água

ultraprofunda, alta temperatura e pressão, poços horizontais de longa extensão, com fluidos de

perfuração de base água e à base de óleo, foi utilizado o simulador computacional Unikick®.

O Unikick® é uma ferramenta computacional integrada desenvolvida pela UNICAMP em

parceria com a PETROBRAS com o objetivo de auxiliar o engenheiro de perfuração na

prevenção e detecção de kicks e sua circulação para fora do poço.

Partindo dos últimos aprimoramentos, o Unikick® é capaz simular diversos cenários

de kick, em poços terrestres ou marítimos, tendo como principais características:

Geometria do anular variável: o programa é capaz de simular poços com trechos de

variação de diâmetro ao longo do poço, representando uma coluna de perfuração com

tubos comandos, tubos pesados, tubos de perfuração, broca, etc.;

Simulação em poços inclinados e horizontais;

Kick de gás: o Unikick® considera em suas análises o gás metano como fluido

invasor;

Método do sondador: o método do sondador é uma forma de remoção de kick do poço,

partindo de uma condição em que a broca se encontra no fundo do poço, e consiste em

duas circulações. A primeira, com o mesmo fluido que se encontrava no poço no

momento que o kick ocorreu, mantendo a pressão no fundo do poço constante, e a

segunda serve para bombeio de um fluido mais pesado, visando reestabelecer a

sobrepressão sobre a formação;

Opções de modelos reológicos: o programa contempla 3 tipos de modelos reológicos,

definidos a partir da escolha do usuário, podendo ser o modelo de fluido Newtoniano,

Bingham ou Potência. Os modelos são independentes da temperatura;

Regime permanente: o programa calcula as propriedades e pressões no poço com um

procedimento iterativo para calcular o gradiente de pressão e as frações de gás e de

líquido no interior do anular e da linha de choke, a cada passo de tempo, para uma

vazão de fluido constante.

42

Para a temperatura no poço, o simulador assume que ela se encontra em equilíbrio

térmico com as rochas nas proximidades do poço, sendo linearmente maior a temperatura

quanto maior a profundidade. Essa consideração é válida, pressupondo que, numa situação

real de kick, o poço normal fica sem circulação durante algum tempo, até que o planejamento

e preparativos para a remoção do kick sejam terminados.

Esse tempo permite um equilíbrio da temperatura do fluido tanto no anular quanto no

interior da coluna com a temperatura das formações. Somando-se a isso o fato de a circulação

do kick ser realizada a baixa vazão e a área de contato do fluido do anular com as paredes do

poço ser bem maior que a área de contato com os tubos de perfuração, assume-se, neste caso,

que a temperatura do fluido ficará mais próxima da temperatura da formação que do fluido

mais frio que estará entrando no poço pelo interior da coluna.

O programa possui uma interface amigável ao usuário, permitindo que o

acompanhamento da circulação do kick seja feita do início ao fim da operação. É um

simulador de fácil utilização e robusto em termos de resposta e predição do comportamento

do kick durante o controle de poço (Ribeiro & Santos, 2012).

3.2 Organização do Programa

Introduzindo a metodologia de funcionamento do Unikick®, alguns cálculos são

realizados de forma semelhante tanto para um fluido base água quanto para um fluido base

óleo/sintético.

O programa consta de diversas sub-rotinas acopladas entre si, sendo que são utilizadas

de acordo com cada cenário simulado.

3.2.1 Descrição do modelo

De modo a representar a zona contaminada pelo gás invasor no fluido de perfuração, é

feita a modelagem do escoamento bifásico. Para o tratamento de escoamentos bifásicos

verticais, podem ser considerados quatro padrões de fluxo ascendente (Nunes, 2002):

Bolhas: a fase gasosa escoa em forma de bolhas na fase líquida contínua, formando

um meio homogêneo;

Pistonado: caracterizado pela formação de grandes bolhas que escoam de forma

intercalada por tampões de líquido. Conhecido também como bolha de Taylor;

43

Agitante: é um escoamento aleatório, no qual ocorre mudança da fase contínua líquida

para a de gás em alguns pontos. É um padrão intermediário entre o pistonado e o

anular;

Anular: a fase contínua é de gás que contém pequenas gotas de líquido no seu interior,

sendo a parede do tubo coberta por um filme fino de líquido.

Ilustrativamente, os quatro padrões de escoamento podem ser vistos de acordo com a

Figura 3.1.

Figura 3.1 - Padrões de escoamento vertical ascendente. (Nunes,2002)

Na modelagem do Unikick® dois padrões de escoamento podem ser adotados: bolhas

de Taylor e bolhas dispersas. Os padrões são definidos como parâmetro de entrada pelo

usuário para a realização de toda simulação para um caso específico, por representarem

melhor o cenário de circulação de um kick durante a operação de controle de poço.

3.2.2 Modelo de velocidade de ascensão por bolhas de Taylor

No modelo bolhas de Taylor, Zuber & Findlay (1965) determinaram a velocidade de

ascensão do gás para um tubo vertical de acordo com a Equação 1: 1 - Modelo de velocidade de

𝑣𝑔 = 𝐶0. 𝑣𝑚𝑖𝑠𝑡 + 𝑣𝑏𝑡 (1)

Bendiksen (1983) fez a modelagem da velocidade do topo da região bifásica

considerando o efeito da inclinação do tubo e utilizando os números de Froude e Reynolds

como parâmetros principais. Lage e Time (2000) adaptaram a correlação de Bendiksen para a

44

geometria anular. Então, de acordo com Nunes (2002) os parâmetros 𝐶0 e 𝑣𝑏𝑡 utilizados no

cálculo da velocidade no topo da zona bifásica são representados pela Equação 2 e Equação 3:

𝐶0 = {1,05 + 0,15 . sen2 𝜃 , 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑁𝐹𝑟 < 3.5

1,2, 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑁𝐹𝑟 ≥ 3.5 (2)

𝑣𝑏𝑡 =

{

(0,345. 𝑐𝑜𝑠𝜃 + 0,54. 𝑠𝑒𝑛𝜃)√(∆𝜌

𝜌𝑚) . 𝑑𝑒𝑝) , 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑁𝐹𝑟 < 3,5

0,345. 𝑐𝑜𝑠𝜃√𝑔. (∆𝜌

𝜌𝑚) . 𝑑𝑒𝑝, 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑁𝐹𝑟 ≥ 3,5

(3)

Onde 𝜃 é o ângulo de inclinação do poço em relação à vertical, 𝑁𝐹𝑟 é o número de

Froude (descrição do cálculo desse parâmetro disponível no Anexo II), é a diferença entre

a densidade do fluido de perfuração, 𝜌𝑓, e a densidade do gás, 𝜌𝑚 é a densidade do fluido de

perfuração e 𝑑𝑒𝑝é o diâmetro equiperiférico, sendo a soma dos diâmetros interno e externo do

anular.

A velocidade da mistura 𝑣𝑚𝑖𝑠𝑡, no caso desta metodologia, foi considerada apenas

como a velocidade da fase líquida, já que não há vazão contínua de gás no poço.

A velocidade da base da região bifásica foi calculada pela na expressão desenvolvida

por Zuber e Findlay (1965), como mostra a Equação 4:

𝑣𝑏 = 𝐶0. 𝑣𝑚𝑖𝑠𝑡 + 𝑣∞ (4)

Onde 𝑣∞ é a velocidade de ascensão de uma bolha simples em um meio infinito

(Harmathy, 1960). Ela depende da diferença de densidades entre as fases e da tensão

superficial. Zuber e Hench (1962) adicionaram o efeito de enxame na velocidade de ascensão

da bolha, gerando a Equação 5:

𝑣∞ = 1,53 [𝑔..𝜎

𝜌𝑚2 ]

1/4𝐻𝑝𝑖𝑠𝑡𝑛𝑒

(5)

Onde 𝐻𝑝𝑖𝑠𝑡 é o hold up, que representa fração de líquido na região bifásica, 𝑛𝑒 é o

índice de enxame e 𝜎 é a tensão superficial. Resultados de Caetano (1986) mostraram que

para anulares concêntricos, 𝐻𝑝𝑖𝑠𝑡 = 0.8 e 𝑛𝑒 = 0.5.

O hold up é estimado pela fração de vazios, α, como segue nas equações 6 e 7:

𝛼 = 𝑉𝑘/𝑉𝑏𝑖𝑓 (6)

45

𝐻 = 1 − 𝛼 (7)

Onde 𝑉𝑘 é o volume de gás e 𝑉𝑏𝑖𝑓 é o volume inicial da região bifásica.

Utilizando o modelo de Zuber e Findlay (1965) e os resultados de Caetano (1986) e

Pétalas e Aziz (1998), de acordo com Nunes (2002), a velocidade da base da região bifásica é

dado pela Equação 8:

𝑣𝑏 = 𝐶0. 𝑣𝑙 + 1,3685 [𝑔..𝜎

𝜌𝑚2 ]

1/4

𝑐𝑜𝑠𝜃 (8)

Onde 𝑣𝑙 representa a velocidade média do líquido.

3.2.3 Modelo de velocidade de ascensão de bolhas dispersas

A modelagem de velocidade de ascensão de bolhas dispersas foi proposta por Griffith

(1964). O autor estabeleceu equações para as velocidades no topo e na base da região bifásica,

como é apresentado nas equações 9 e 10:

Equação 2 - Modelo de velocidade de ascenção do gás (Griffith, 1964)

𝑣𝑡 = 𝐾1. √𝑔.𝑑1.(𝜌𝑚−𝜌𝑔)

𝜌𝑚+ (1 + 𝐾2). 𝑣𝑙 (9)

Equação 3 - Velocidade de ascenção da base do gás (Griffith, 1964)

𝑣𝑏 = (1 + 𝐾2). 𝑣𝑙 (10)

Onde 𝐾1 e 𝐾2 são parâmetros que podem ser obtidos graficamente pela razão entre os

diâmetros interno e externo do anular, como mostrado na Figura 3.2.

46

Figura 3.2- Fatores K1 e K2. (Griffith, 1964)

Santos (1982) interpolou os parâmetros 𝐾1 e 𝐾2 por polinômios de 3° grau a partir de

suas respectivas curvas, originando as seguintes correlações:

𝐾1 = 0,345 − 0,037. 𝑅 + 0,235. 𝑅2 − 0,314. 𝑅3

𝐾2 = 0,2 − 0,041. 𝑅 + 0,01. 𝑅2 − 0,033. 𝑅3

Onde o parâmetro R é a razão diâmetro interno e externo do anular.

3.2.4 Equações para o cálculo da perda de carga por atrito

Para o fluxo monofásico, a velocidade média do fluido de perfuração escoando pelo

anular do poço é dada pela Equação 11:

𝑣𝑚 =𝑄

2,488.(𝜋

4).(𝑑𝑒

2−𝑑𝑖2)

(11)

Onde 𝑣𝑚 é a velocidade da mistura em pé/s, Q é a vazão de circulação em gal/min, 𝑑𝑒

é o diâmetro externo em pol. (parede do poço ou poço revestido) e 𝑑𝑖 é o diâmetro interno em

pol. (coluna de perfuração).

As equações utilizadas no programa para cálculo de perdas de carga nas regiões

monofásica e bifásica foram baseadas nas obras de Bourgoyne (1987) e Beggs & Brill (1979),

disponíveis no trabalho de Nunes (2002). As equações utilizadas são apresentadas nos Anexos

I e II. A viscosidade do gás, utilizada para calcular a perda de carga na região bifásica, é

47

calculada a partir da correlação de Lee et al. (1958), também disponíveis no trabalho de

Nunes (2002), e são apresentadas no Anexo III.

Para descrever o comportamento compressível de um gás real para as análises no

simulador, foi utilizado o fator de compressibilidade do gás segundo proposto por Hall &

Yarborough (1974), conforme apresentado no anexo IV.

3.3 Metodologia para Fluido base água

Primeiramente é calculada a fração média inicial de gás, que é definida como a razão

entre o volume de gás (dado de entrada) e da região bifásica, através da Equação 12

(Nunes,2002):

𝛼1 = 𝑉𝑘1/𝑉𝑏𝑖𝑓 (12)

Onde 𝑉𝑘1 é o volume de gás e 𝑉𝑏𝑖𝑓 é o volume inicial da região bifásica.

O volume inicial do gás é dado pelo ganho de lama, enquanto o volume inicial da

região bifásica é calculado em função do tempo decorrido entre o início do kick e o

fechamento do poço (𝑡𝑓𝑒𝑐ℎ), de acordo com Equação 13:

𝑉𝑏𝑖𝑓 = 𝑄. 𝑡𝑓𝑒𝑐ℎ + 𝑉𝑘,1 (13)

O subscrito “1” indica o parâmetro no instante inicial. Determina-se então o

comprimento inicial do kick, de acordo com a Equação 14:

𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘1 = 𝑉𝑘𝑖𝑐𝑘,1/𝐶𝑎𝑛𝛼1 (14)

Como dado de entrada do programa, tem-se a pressão de fechamento no interior dos

tubos de perfuração (Shut-in drillpipe pressure – SIDPP) e os dados do fluido de perfuração.

Assim, calcula-se a pressão da formação pela Equação 15:

𝑃𝑓 = 𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃 + 𝜌𝑓 . 𝑔. 𝐻𝑐𝑜𝑙𝑢𝑛𝑎 (15)

Onde 𝜌𝑓 é a massa específica do fluido de perfuração e 𝐻𝑐𝑜𝑙𝑢𝑛𝑎 é a profundidade

vertical até o fundo do poço.

A pressão no choke devido à perda de pressão hidrostática causada pelo gás que entrou

no poço é feita em relação à pressão média na região bifásica. A pressão média é calculada

iterativamente e, sendo a primeira tentativa para o começo do cálculo iterativo, é utilizada a

48

pressão na base, que nesta etapa é a pressão no fundo do poço (BHP) que é dada pela pressão

de formação mais uma margem de segurança.

Segundo Santos (1982), a pressão média na zona bifásica é calculada pela Equação 16:

𝑃 = (1

𝛼𝐴1𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘,1) (𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒1 +

𝜌𝑚𝑔𝐻1

𝛼𝐴1) (1 − 𝑒−𝑎1𝐴1𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘,1) − (

𝜌𝑚𝑔𝐻1

𝛼1𝐴1) (16)

Onde 𝐴1 =0.36𝛾𝑔

𝑇𝑍, sendo 𝛾𝑔a gravidade específica do gás, T a temperatura no ponto

analisado e Z o fator de compressibilidade do gás .

Calcula-se então o diferencial de pressão na região bifásica pela Equação 17:

∆𝑃𝑚𝑖𝑠𝑡 = 𝑔(𝑃1𝛼1𝐴1𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘,1 +𝐻1𝜌𝑚𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘,1) (17)

Assim, a pressão no topo da região bifásica será:

𝑃𝑡1 = 𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒,1 − ∆𝑃𝑚𝑖𝑠𝑡

Finalmente, calcula-se a pressão inicial de fechamento no choke, SICP, através da

Equação 18:

𝑃𝑐ℎ𝑜𝑘𝑒 = 𝑃𝑡𝑜𝑝𝑜,1 − 𝜌𝑚𝑔(𝐻𝑐𝑜𝑙𝑢𝑛𝑎 − 𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘,1) (18)

A segunda etapa da simulação considera o deslocamento do kick pelo anular do poço.

Essa fase corresponde ao bombeamento do fluido invasor até que o topo da zona contaminada

atinja a superfície. Durante esse processo, a bolha de gás expande e são consideradas as

velocidades do topo e da base da região bifásica. A posição do topo da região bifásica num

dado instante de tempo é dada pela Equação 19:

𝐻𝑡𝑜𝑝𝑜𝑖 = 𝐻𝑡𝑜𝑝𝑜

𝑖−1 + 𝑣𝑡∆𝑡 (19)

Onde o sobrescrito “i-1” indica a posição do topo no instante anterior, e “i” indica o

instante atual, e ∆𝑡 é o intervalo de tempo em segundos.

O cálculo da posição da base é realizado de maneira análoga, como mostra a Equação

20:

𝐻𝑏𝑎𝑠𝑒𝑖 = 𝐻𝑏𝑎𝑠𝑒

𝑖−1 + 𝑣𝑏∆𝑡 (20)

49

E assim, o comprimento da região bifásica em cada instante de tempo é calculado

como:

𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘𝑖 = 𝐻𝑡𝑜𝑝𝑜

𝑖 − 𝐻𝑏𝑎𝑠𝑒𝑖

Calcula-se em seguida a pressão na base da região bifásica, definida como mostra a

Equação 21:

𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒 = 𝐵𝐻𝑃 − [(𝜌𝑚𝑔𝐻𝑏𝑎𝑠𝑒𝑖 ) +

𝑑𝑃𝑏𝑎𝑖

𝑑𝐿𝐻𝑏𝑎𝑠𝑒𝑖 ] (21)

Onde 𝑑𝑃𝑏𝑎

𝑖

𝑑𝐿 é o gradiente de perda de carga gerado pelo fluido de perfuração escoando

abaixo da região bifásica, calculado a partir do modelo reológico definido pelo usuário, e

BHP (bottom hole pressure) representa a pressão no fundo do poço, somada a uma margem

de segurança.

Com a pressão do kick na base como primeira tentativa, calcula-se, iterativamente, a

pressão média, dada por Santos (1982), até uma certa tolerância ser atingida usando a

Equação 22:

𝑃𝑖 = (1

𝛼𝑖𝐴𝑖𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘,𝑖)(𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒

𝑖 +𝜌𝑚𝑔𝐻𝑖+

𝑑𝑃𝑏𝑖𝑓𝑖

𝑑𝐿

𝛼𝑖𝐴𝑖)(1 − 𝑒−𝑎𝑖𝐴𝑖𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘,𝑖) − (

𝜌𝑚𝑔𝐻𝑖+𝑑𝑃𝑏𝑖𝑓

𝑖

𝑑𝐿

𝛼𝑖𝐴𝑖) (22)

O parâmetro 𝑑𝑃𝑏𝑖𝑓

𝑖

𝑑𝐿 representa o gradiente de perda de carga na região bifásica

calculado pelas correlações de Beggs & Brill (1973).

Calcula-se então o diferencial de pressão na região bifásica pela Equação 23:

∆𝑃𝑏𝑖𝑓 = 𝑔(𝑃𝑖𝛼𝑖𝐴𝑖𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘,𝑖 + 𝐻𝑖𝜌𝑚𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘,𝑖) +𝑑𝑃𝑏𝑖𝑓

𝑖

𝑑𝐿𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘𝑖 (23)

Finalmente, calcula-se a pressão gerada no choke pela Equação 24:

𝑃𝑐ℎ𝑜𝑘𝑒 = 𝑃𝑡𝑜𝑝𝑜𝑖 − (𝜌𝑚𝑔 +

𝑑𝑃𝑡𝑎𝑖

𝑑𝐿) (𝐻𝑐𝑜𝑙𝑢𝑛𝑎 − 𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘

𝑖 ) − (𝜌𝑚𝑔 +𝑑𝑃𝑐𝑙

𝑖

𝑑𝐿)𝐻𝑤 (24)

Onde:

50

𝑑𝑃𝑡𝑎𝑖

𝑑𝐿 – perda de carga do fluido de perfuração escoando no anular acima do kick - (lb/pol²/pé)

𝑑𝑃𝑐𝑙𝑖

𝑑𝐿 – perda de carga na linha de choke (quando se tratar de um poço marítimo) - (lb/pol²/pé)

𝐻𝑤- lâmina d’água – pés

O processo de cálculo é repetido (num passo de tempo pré-definido) até a etapa de

produção do gás, onde todo o kick é removido do poço.

A cada instante de tempo, o programa grava os resultados finais no arquivo de saída,

tais como a pressão no choke, volume de ganho no tanque, vazão de líquido, posição do kick,

dentre outros.

3.4 Metodologia para fluidos base óleo/sintético

A metodologia aplicada à simulação com fluidos base água é diferente daquela

aplicada aos fluidos base óleo/sintéticos. Os próximos tópicos descrevem como cada caso é

abordado.

Para os fluidos base sintética, são consideradas as propriedades termodinâmicas do

fluido de perfuração na presença do gás, devido à solubilização do mesmo no fluido de

perfuração. Foram utilizadas correlações obtidas através de experimentos, disponíveis nos

trabalhos de O’Bryan (1988) e Atolini (2008), que foram implementadas no Unikick® .

A depender do cenário estudado, podem ocorrer inicialmente três condições distintas.

Pereira (2008) as descreve como:

Condição subsaturada: o gás entra todo em solução e o topo da região contaminada

está numa pressão maior que a pressão de saturação;

Condição saturada: o gás entra todo em solução, porém a pressão no topo da região

contaminada está na pressão de saturação;

Condição supersaturada: o gás entra todo em solução e o topo da região contaminada

numa pressão menor que a de saturação, então é feito um cálculo iterativo, para

estabelecer a quantidade gás que entrou em solução formando uma região

contaminada, e o gás excedente fica numa região bifásica acima dessa região

contaminada.

51

A Figura 3.3 ilustra as três condições iniciais do kick, conforme relatado por Pereira

(2008).

Figura 3.3 - Condições iniciais de kick num fluido base sintética. (Pereira, 2008)

Considerando um dos três casos, primeiramente é calculado o fator de formação de

volume (𝐵𝑜) da mistura com uma razão gás-óleo (RGO) em condições padrão, que é definida

como dado de entrada. Então é calculado o fator de formação de volume do fluido sem gás em

solução, 𝐵𝑜𝑠𝑔. A depender do tipo de fluido a que se está estudando, os cálculos são baseados

nas correlações de O’Bryan (1988), para o diesel, e nas correlações de Atolini (2008), para a

n-parafina.

A análise do volume de ganho no tanque observado na superfície é realizada fazendo

uma avaliação através da expansão da lama com gás em solução. Dessa maneira, o volume da

região contaminada em condições de pressão e temperatura padrão é dado pela Equação 25:

𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡𝑠𝑐 =𝑉𝑘𝑖𝑐𝑘,1

𝐵𝑜−𝐵𝑜,𝑠𝑔 (25)

A massa de gás que entrou em solução é dada pelo volume de gás em condições

padrão e a densidade do gás medida em condições padrão é calculada pela Equação 26:

𝑚𝑔 = 𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡,𝑠𝑐. 𝜌𝑔,𝑠𝑐 (26)

52

A massa específica da zona contaminada é menor que a massa específica do fluido de

perfuração sem gás em solução, sendo calculada de acordo com a Equação 27:

𝜌𝑐𝑜𝑛𝑡 =(𝜌𝑚+

𝑚𝑔

𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡,𝑠𝑐)

𝐵𝑜 (27)

O volume da zona contaminada em condições de pressão e temperatura média a que a

zona está submetida é calculado conforme a Equação 28 :

𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡 = 𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡,𝑠𝑐𝐵𝑜 (28)

Em seguida, é calculado o comprimento da zona contaminada e sua posição inicial,

como sendo de acordo com a Equação 29:

𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡 = 𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡/𝐶𝑎𝑛 (29)

Por fim, são calculadas as pressões no topo da zona contaminada e a pressão no choke

pelas Equações 30 e 31:

𝑃𝑡𝑜𝑝𝑜 = 𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒 − 𝜌𝑐𝑜𝑛𝑡𝑔𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡 (30)

𝑃𝑐ℎ𝑜𝑘𝑒 = 𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒 − (𝜌𝑓𝑔(𝐻𝑐𝑜𝑙𝑢𝑛𝑎 − 𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡) + 𝜌𝑐𝑜𝑛𝑡𝑔𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡) (31)

O cálculo é feito de forma iterativa, sendo que os valores iniciais de pressão e

temperatura médias são os do fundo do poço e o cálculo é refeito até atingir valores médios de

pressão com erro de 0,01 psi. Desse modo, calcula-se a razão de solubilidade no topo da

região contaminada, utilizando devidamente a correlação do fluido a que se estuda.

Se o valor for menor que a RGO, é considerado um caso subsaturado, se for igual

considera-se saturado, e se for maior supersaturado.

3.4.1 Caso subsaturado

Na circulação de um kick em condições de subsaturação, a metodologia utilizada é

semelhante àquela apresentada no tópico anterior, sendo que ela é repetida até encontrar uma

posição de topo da região contaminada na qual a razão de solubilidade é maior que a RGO.

Esse ponto então é denominado como a altura correspondente ao Ponto de Bolha.

Nesse caso, o fluido de perfuração contaminado é bombeado até esse ponto com a

velocidade igual à velocidade de bombeio, que é um parâmetro de entrada. São realizados os

cálculos de perda de carga monofásica, levando em consideração as propriedades

53

termodinâmicas do fluido de perfuração com gás solubilizado e do fluido limpo acima da

zona contaminada, e essas informações são utilizadas para o cálculo da pressão no choke,

como foi demonstrado no tópico anterior. Após o topo da região contaminada atingir a altura

correspondente ao ponto de bolha, o gás começa a sair de solução. Então é feito um balanço

de massa para determinar o quanto de gás está em solução e o quanto foi liberado, pela

Equação 32:

𝑚𝑔𝑙𝑖𝑣𝑟𝑒 = 𝑚𝑔 −𝑚𝑔𝑐𝑜𝑛𝑡 (32)

Onde 𝑚𝑔𝑙𝑖𝑣𝑟𝑒 é a massa de gás que saiu de solução, 𝑚𝑔𝑐𝑜𝑛𝑡 é a massa de gás que está

na zona contaminada e 𝑚𝑔 é a massa de gás que inicialmente entrou no sistema.

Determinada a massa de gás livre, é calculado o volume que essa massa ocupa acima

da região contaminada. As pressões média e de topo da região bifásica e no choke são

calculadas usando o mesmo procedimento do caso com fluido de perfuração base água, porém

são considerados os efeitos de inchamento, perda de hidrostática e perda de carga da região

que permanece contaminada. Esse procedimento é repetido até o topo da zona bifásica atingir

a profundidade da cabeça do poço.

3.4.2 Caso saturado

O procedimento é o mesmo do caso subsaturado, porém a altura correspondente ao

ponto de bolha é a própria 𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡,1, a altura inicial da região contaminada.

3.4.3 Caso supersaturado

Nessa condição é feito um cálculo semelhante ao do caso subsaturado, porém a razão

de solubilidade nessa condição é menor que a RGO, fazendo-se necessária a realização de um

cálculo iterativo para determinação de qual altura da zona contaminada corresponde ao ponto

de bolha. O cálculo é feito determinando-se a contribuição do inchamento dessa região para o

ganho de lama, sendo o restante causado pelo gás na região bifásica acima dessa região

contaminada.

A região contaminada terá uma razão de solubilidade 𝑅𝑆𝑠𝑎𝑡 e a razão gás-líquido na

região bifásica é dada pela Equação 33:

𝑅𝐺𝐿 = 𝑅𝐺𝑂 − 𝑅𝑆𝑠𝑎𝑡 (33)

54

Então os cálculos de volume, pressão média e pressão no topo da região bifásica são

feitos como no caso de um fluido de perfuração base água. A pressão na superfície é calculada

considerando a soma dos efeitos de perda de carga da região contaminada e da região bifásica.

Como o topo da região contaminada foi definido na metodologia como a altura

correspondente ao ponto de bolha, o kick começa a ser circulado utilizando o mesmo

procedimento do início da liberação do gás da região contaminada nos casos subsaturado e

saturado.

3.5 Exemplo de aplicação da metodologia para fluido sintético

Para exemplificação da metodologia elaborada por Pereira (2008) e Paula Junior

(2008) utilizadas no simulador, a seguir é apresentado uma demonstração passo-a-passo de

uma simulação para um poço terrestre com diâmetro constante, fluido de perfuração à base de

n-parafina. Os dados de entrada utilizados na análise são apresentados na Tabela 3. 1.

Tabela 3. 1-Dados de entrada para o exemplo de aplicação da metodologia para fluido

sintético

Dados do poço

Profundidade total do poço 8202 ft

Profundidade da sapata 6398ft

Diâmetro do poço aberto 8,5'' ID

Diâmetro interno do

revestimento 8,5'' ID

Diâmetros do tubo de perfuração 5'' OD/ 4,28'' ID

Gradiente geotérmico 0,0146 °F/ft

Sem broca, apenas tubos de perfuração

Dados para simulação do Kick

Vazão durante a perfuração 450 gpm

Tempo de fechamento 1 min

SIDPP 700 psi

Margem de segurança 58 psi

Vazão de circulação 200 gpm

Vazão de gás 6000 ft³/min

Dados do fluido de perfuração – n-parafina

Viscosidade do fluido limpo 20 cp

Massa específica do fluido limpo 10 lb/gal

Razão óleo-água 100%

Primeiramente, o programa atribui os valores de entrada às variáveis, e calcula as

condições iniciais de circulação do kick a partir dos dados de entrada.

No instante t=1, a pressão no fundo do poço em unidades de campo, é estimada pela

pressão hidrostática de fluido de perfuração dentro da coluna de perfuração, somada ao

55

diferencial de pressão lida na pressão de fechamento da coluna (SIDPP), mais uma margem

de segurança:

𝐵𝐻𝑃 = 0.052𝜌𝐻 + 𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃 +𝑀𝑆

𝐵𝐻𝑃 = 4270 + 700 + 58 = 5028 𝑝𝑠𝑖

Em seguida, é calculada a razão gás-óleo, tendo como base a vazão de entrada de gás e

o tempo de fechamento estimado do poço:

𝑉𝑜𝑙𝑔𝑎𝑠 = 𝑄𝑔𝑎𝑠𝑡𝑓𝑒𝑐ℎ

𝑉𝑜𝑙𝑔𝑎𝑠 = 6000 𝑠𝑐𝑓

𝑉𝑜𝑙𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = 𝑄𝑝𝑒𝑟𝑓𝑡𝑓𝑒𝑐ℎ/42

𝑉𝑜𝑙𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = 10,71 𝑏𝑏𝑙

𝑅𝐺𝑂 = 𝑉𝑜𝑙𝑔𝑎𝑠/𝑉𝑜𝑙𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

𝑅𝐺𝑂 = 560 𝑠𝑐𝑓/𝑠𝑡𝑏

Calcula-se o fator de formação de volume do fluido de perfuração base n-parafina,

utilizando as correlações de Atolini (2008). No fundo do poço, o 𝐵𝑜 inicialmente é 1,28

bbl/stb. Então é calculado o volume inicial da zona contaminada em condições de poço,

utilizando a RGO calculada:

𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡 = 𝑉𝑜𝑙𝑔𝑎𝑠𝐵𝑜/𝑅𝐺𝑂

𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡 = 13,71 𝑏𝑏𝑙

Tendo-se o volume da zona contaminada, é calculado o comprimento e

posicionamento da mesma no poço, tendo como referência a área da seção do anular a qual a

zona contaminada se encontra. Após a conversão de unidades, obtém-se:

𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡 = 𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡/𝐴𝑎𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟

𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡 = 301𝑓𝑡

Utilizando-se as correlações de Atolini (2008) para o cálculo da densidade do fluido

de perfuração com gás (𝜌𝑙) e sem gás (𝜌𝑠𝑔 ), pode-se calcular o valor da densidade do fluido

de perfuração na zona contaminada (𝜌𝑐𝑜𝑛𝑡) :

56

𝜌𝑐𝑜𝑛𝑡 = 𝜌𝑙𝑎𝑚𝑎 − (𝜌𝑙 − 𝜌𝑠𝑔)

𝜌𝑐𝑜𝑛𝑡 = 10 − (6,96 − 6,12) = 9,29 𝑝𝑝𝑔

Assumindo-se a pressão na base da zona contaminada (𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒) como sendo o BHP,

com o 𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡 e 𝜌𝑐𝑜𝑛𝑡 ·, pode-se calcular a pressão no topo da zona contaminada (𝑃𝑡𝑜𝑝𝑜):

𝑃𝑡𝑜𝑝𝑜 = 𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒 − 0,052𝜌𝑐𝑜𝑛𝑡𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡

𝑃𝑡𝑜𝑝𝑜 = 5028 − 139,56 = 4855 𝑝𝑠𝑖

Calcula-se então a pressão média na zona contaminada, de forma iterativa, até que

ocorra a convergência. Após a convergência, o valor da pressão média na zona contaminada é

𝑃𝑚𝑒𝑑𝑧𝑐 = 4928 𝑝𝑠𝑖. Juntamente com o valor da temperatura na profundidade da altura média

da zona contaminada, calculam-se novamente os valores do fator de formação de volume do

fluido de perfuração com gás (𝐵𝑜𝑙) e sem gás (𝐵𝑜𝑠𝑔) pelas correlações de Atolini (2008), para

estimativa do volume de ganho nos tanques (pitgain):

𝑉𝑘𝑖𝑐𝑘 =𝑉𝑔𝑎𝑠𝑠𝑐(𝐵𝑜𝑙 − 𝐵𝑜𝑠𝑔)

𝑅𝐺𝑂=6000(1,28 − 1,02)

560= 2,79 𝑏𝑏𝑙

Agora, é realizada uma análise para verificação da condição de saturação. Calcula-se a

razão de solubilidade no topo da zona contaminada, pelas correlações de Atolini (2008), e

obtém-se 𝑅𝑆 = 1255 scf/stb.

Compara-se a RGO com a razão de solubilidade do óleo no topo da zona contaminada

e verifica-se neste caso que RGO é menor que RS, sendo, portanto, um caso subsaturado.

Neste caso, toda a massa de gás que entrou está em solução no óleo, dentro da chamada zona

contaminada. Ao final do primeiro passo de tempo, os parâmetros calculados são

apresentados na Tabela 3.2.

57

Tabela 3.2- Parâmetros após primeiro passo de tempo na simulação

Parâmetro Valor da variável

t 1 min.

𝐻𝑏𝑎𝑠𝑒𝑧𝑐 155 ft

𝐻𝑡𝑜𝑝𝑜𝑧𝑐 456 ft

𝐻𝑐𝑜𝑛𝑡 301 ft

𝑃𝑚𝑒𝑑𝑧𝑐 4928 psi

𝑉𝑐𝑜𝑛𝑡𝑧𝑐 13,71 bbl

𝑃𝑡𝑜𝑝𝑜𝑧𝑐 4855 psi

𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒𝑧𝑐 5001 psi

𝑃𝑐ℎ𝑜𝑘𝑒 757 psi

𝑇𝑡𝑜𝑝𝑜𝑧𝑐 185 °F

𝐵𝑜𝑙 1,28 bbl/stb

𝐵𝑜𝑠𝑔 1,02 bbl/stb

𝑉𝑘𝑖𝑐𝑘 2,79 bbl

𝑅𝑆 1255 scf/stb

RGO 560 scf/stb

Como o gás ainda se encontra solubilizado no fluido, repete-se o processo de cálculo

incrementando um passo de tempo, t = t + Δt. Nesse novo instante, os parâmetros atualizados

já calculados mudam para os dados apresentados na Tabela 3. 3.

Tabela 3. 3- Parâmetros no segundo passo de tempo na simulação


t 2 min.














RGO 560 scf/stb

58

Novamente, como a razão de solubilidade ainda é maior que a RGO, mantém-se a

condição subsaturada. O processo se repete até que a mistura atinja o ponto de saturação, que

ocorre no instante t= 75 min. Nesse instante, os parâmetros calculados ficam de acordo com a

Tabela 3. 4.

Tabela 3. 4- Parâmetros no instante t=75 min. da simulação


t 75 min.














RGO 560 scf/stb

Percebe-se que ocorre uma variação no comprimento da zona contaminada durante a

circulação, que se deve exclusivamente à variação do fator de formação de volume sofrida

pelo fluido, que é função da pressão e da temperatura em cada profundidade durante o

deslocamento da zona contaminada no poço.

Ao atingir o ponto de saturação, ocorre a liberação gradual do gás em solução da zona

contaminada (ZC) para a zona bifásica (ZB). A transição da zona contaminada para a zona

bifásica ocorre no ponto de saturação, que é tido como sendo o último valor do topo da zona

contaminada. Essa liberação se dá por meio de um balanço de massa de gás, em um novo

passo de tempo, onde uma parcela da massa de gás na zona contaminada é transferida para a

zona bifásica, mantendo-se a massa de gás constante.

Após a chegada do topo da zona contaminada na profundidade correspondente ao

ponto de bolha, o topo da zona bifásica ascenderá com velocidade maior que a base, obtendo-

se 𝐻𝑡𝑜𝑝𝑜𝑧𝑏 = 4226 ft. Calcula-se então o volume da região bifásica (𝑉𝑏𝑖𝑓) correspondente:

59

𝑉𝑏𝑖𝑓 =𝐻𝑡𝑜𝑝𝑜𝑧𝑏 − 𝐻𝑏𝑎𝑠𝑒𝑧𝑏

𝐶𝑎𝑛= 10,62 𝑏𝑏𝑙

O volume de gás livre em condições de subsuperfície é calculado a partir do quociente

da parcela de massa de gás liberada e a massa específica do gás nas condições atuais,

recebendo 𝑉𝑔𝑙𝑖𝑣𝑟𝑒 = 0,99 bbl. Com este valor, calcula-se a fração média de vazios de forma

iterativa, com a tentativa inicial de 0.5. Após a convergência, o valor da fração de vazios é

𝛼 = 0,0932.

O processo de cálculo das pressões no poço e perdas de carga na região bifásica é

realizado de forma semelhante àquela utilizada para fluido base água, conforme descrito na

Seção 3.3 deste tópico (pág. 47).

Os cálculos são realizados até o momento em que o topo da zona bifásica alcança a

superfície e o gás começa a ser produzido. O instante em que esse fato ocorre é em t= 95 min,

e os parâmetros calculados nesse instante são apresentados de acordo com a Tabela 3. 5.

Tabela 3. 5- Parâmetros no instante t=95 min. da simulação


t 95 min.

𝐻𝑏𝑎𝑠𝑒𝑧𝑏 5038 ft

𝐻𝑡𝑜𝑝𝑜𝑧𝑏 8202 ft

𝐻𝑧𝑏 3164 ft

𝑉𝑏𝑖𝑓 139,74 bbl

𝑃𝑡𝑜𝑝𝑜𝑧𝑏 934 psi

𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒𝑧𝑏 2458 psi



α 0,0571

Nota-se que nesse instante todo o gás saiu de solução, formando uma região bifásica

de 3164 ft. Como há uma maior coluna hidrostática de gás, ocorre uma diminuição na coluna

hidrostática de fluido de perfuração acima da região bifásica exercendo pressão sobre a

formação portadora de gás no fundo do poço. Por este motivo a pressão no choke aumenta

gradativamente, de forma a manter a pressão no fundo do poço constante, evitando assim um

novo influxo. Pela Figura 3.4 é possível observar o comportamento esperado da pressão no

choke para o caso apresentado durante toda a circulação.

60

Figura 3.4- Pressão no choke obtida no exemplo de aplicação da metodologia.

A Figura 3.5 apresenta o resultado obtido para o volume de ganho no tanque durante a

circulação do kick. Nota-se claramente o instante em que o ponto de saturação é atingido pela

n-parafina, liberando o gás em t=75min.

Figura 3.5- Volume de ganho no tanque obtido no exemplo de aplicação da metodologia.

740

760

780

800

820

840

860

0 50 100 150 200

Pre

ssã

o(p

si)

Tempo(min)

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

0 50 100 150 200

Vo

lum

e(b

bl)

Tempo(min)

61

Para o mesmo exemplo, pode ser visto na figura 3.6 o comportamento da vazão de gás.

No gráfico nota-se o aumento súbito que se deve justamente ao momento da chegada do gás

na superfície.

Figura 3.6 – Vazão de gás obtido no exemplo de aplicação da metodologia.

Por último, é visto o comportamento da vazão de retorno de líquido na superfície. A

Figura 3.7 mostra esse comportamento, indicando variações que ocorrem no intervalo 0 a 75

min no retorno de líquido, que se deve às variações nas propriedades PVT do fluido na

condição subsaturada. Nota-se que há concordância desse parâmetro com o que foi observado

no volume de ganho nos tanques, porém, a variação é bem pequena, entre 99 e 101 gpm.

Figura 3. 7 - Vazão de retorno de líquido obtido no exemplo de aplicação da metodologia.

0

50

100

150

200

250

0 50 100 150 200

Va

zã

o d

e g

ás (

scf/

min

)

Tempo(min)

90

95

100

105

110

115

120

125

0 50 100 150 200

Va

zã

o d

e líq

uid

o (

gp

m)

Tempo(min)

62

A metodologia apresentada pode ser aplicada a outros casos de fluidos sintéticos,

como por exemplo o diesel, conforme apresentado no trabalho de Pereira (2008), e o éster,

foco do presente trabalho.

63

4 APRIMORAMENTOS NO SIMULADOR UNIKICK

Neste capítulo serão apresentados os aprimoramentos realizados no simulador

Unikick®, de maneira a permitir a realização de estudos para fluidos de perfuração à base de

éster.

Também será apresentada a versão atual do simulador, onde foram realizadas algumas

modificações e aprimoramentos na metodologia apresentada no Capítulo 3, que visaram

melhorar a representação de estudos com fluidos de perfuração sintéticos em diferentes

cenários de perfuração.

4.1 Trabalho experimental de Kim (2010)

Kim (2010) realizou experimentos na célula PVT, no Departamento de Engenharia de

Petróleo da Unicamp. O autor buscou avaliar o comportamento termodinâmico de diferentes

tipos de ésteres, entretanto, para obtenção das correlações que serão apresentadas a seguir,

foram realizados experimentos com éster metílico, cuja composição química foi analisada por

cromatografia pode ser vista simplificadamente de acordo com a Figura 4.1.

Figura 4. 1 - Composição simplificada do fluido base éster estudado por Kim (2010)

Kim (2010) realizou experimentos com misturas éster-metano e emulsões de éster-

metano. Após processamento dos resultados obtidos, o autor gerou correlações através do

software Labfit®, visando à aplicação das mesmas num simulador de controle de poços.

As correlações fornecidas por Kim (2010) foram validadas no presente trabalho, para

posterior inserção no simulador.

64

A Figura 4.2 mostra os resultados obtidos por Kim (2010) para a razão de solubilidade

para mistura éster-metano, para as temperaturas de 70°C, 90°C, 110°C e 130°C, e pressões

entre 8 e 103 Mpa. Pela figura, é possível observar que a representação das correlações (linhas

cheias) ficou próxima aos resultados experimentais (pontos). Kim (2010) optou por dividir as

correlações em duas faixas de pressão, sendo uma faixa acima de 35 MPa e a outra abaixo

deste valor. Pode-se observar que a temperatura influencia de forma significativa na

solubilidade do éster nas pressões mais altas.

Figura 4. 2 - Razão de solubilidade do éster a diferentes temperaturas. (Adaptado de Kim,

2010)

As correlações para as demais propriedades, como massa específica e fator de

formação de volume do éster e suas emulsões, e que representam os resultados experimentais

estão disponíveis no anexo V.

4.2 Evolução atual do simulador

Baseado no que foi apresentado em Pereira (2008) e Paula Junior (2008), o presente

trabalho buscou realizar a adequação de alguns processos internos no Unikick®, tornando-o

possível realizar simulações de controle de poço com fluido base éster.

0

100

200

300

400

500

600

700

0 20 40 60 80 100

Rs(m³std/m

³std)

Pressão(MPa)

T=70°C

T=90°C

T=110°C

T=130°C

T= 70°C exp.

T= 90°C exp.

T =110°C exp.

T= 130°C exp.

65

Além da adaptação do simulador para realizar simulações com fluidos de perfuração à

base de éster, foram feitas também algumas modificações em alguns processos internos do

simulador.

Em sua versão anterior, quando eram realizados testes com fluido base sintética, o

Unikick® não estava representando os efeitos da perda de carga gerada pelo fluido

contaminado com gás em condições de subsaturação, que se devem às variações nas

propriedades termodinâmicas do fluido de perfuração de acordo com a pressão e a

temperatura. Para demonstrar essa consideração, foi realizada uma comparação com a versão

anterior, elaborada por Paula Junior (2008) e a versão do presente trabalho. A análise foi feita

comparando-se uma situação de kick em n-parafina num poço terrestre, onde os dados de

entrada são apresentados na Tabela 4.1.

Tabela 4. 1 - Dados de entrada para comparação das versões, analisando condição de

subsaturação.

Dados do poço

Profundidade total do poço 2800 m

Profundidade da sapata 1950 m


Diâmetro da sapata 8,5'' ID



Sem broca, apenas tubos de perfuração




SIDPP 450 psi




Dados do fluido de perfuração


Massa específica do fluido limpo 10 ppg


66

Ilustrativamente, o poço pode ser visto de acordo com a Figura 4.3.

Figura 4. 3 - Esquema ilustrativo do poço estudado

Pela vazão de entrada de gás assumida no kick, têm-se as seguintes condições iniciais:

Razão de solubilidade - RS - (scf/stb) Razão gás-óleo - RGO - (scf/stb)

1260 470

Nota-se então que se trata de um caso subsaturado. A partir do cenário apresentado, o

mesmo caso foi simulado na versão de Paula Junior (2008) e na versão atual. Após as

alterações realizadas na versão atual, notou-se que a contrapressão gerada no choke sofreu

uma variação do instante inicial da circulação do kick, até o momento em que o gás sai de

solução (intervalo de 0 a 49 min.). Essa variação se deve a um efeito conjunto de diminuição

da pressão e da temperatura sofrida pelo fluido de perfuração à medida que a zona

contaminada sobe pelo poço, que faz com que ocorra um leve aumento da massa específica do

fluido contaminado no anular à medida que este se aproxima da altura relativa ao ponto de

saturação. A Figura 4.4 apresenta a comparação da pressão no choke obtida nas duas versões.

67

Figura 4. 4 - Comparativo da Pressão no choke entre a versão atual e de Paula Jr. (2008)

Para explicar melhor este efeito, é necessária uma compreensão do comportamento da

n-parafina numa determinada condição de pressão e temperatura. A Figura 4.5-A mostra os

resultados experimentais para o fator de formação de volume na condição de subsaturação e a

Figura 4.5-B para a massa específica, obtidos para a n-parafina por Atolini (2008). Os dados

experimentais foram obtidos para uma temperatura fixa de 70°C, para várias frações molares

de gás. Pelas linhas pontilhadas, nota-se que na mistura metano e n-parafina, o fator de

formação de volume aumenta à medida que a pressão diminui até atingir o ponto de saturação,

enquanto que a massa específica diminui em função da diminuição da pressão. Tais efeitos

são explicados pela expansão isotérmica sofrida pela n-parafina na presença do gás

solubilizado, como relatado por Atolini (2008).

68

Figura 4. 5 - Propriedades PVT da mistura n-parafina e metano a 70°C. (Atolini, 2008)

Entretanto, as correlações elaboradas pela autora são para temperaturas fixas de 70°C,

80°C, 90°C, 100°C, 110°C, 120°C e 130 °C. Como é considerado um gradiente de

temperatura linear no poço no Unikick®, segundo a metodologia de Paula Junior (2008), para

os valores de temperatura intermediários aos citados, o programa faz uma interpolação linear

para estimar o valor do fator de formação de volume (Bo) e massa específica média na zona

contaminada, e extrapola linearmente as correlações das propriedades mencionadas para

valores de temperatura abaixo de 70°C.

Observou-se que a massa específica aumentou gradativamente, enquanto que o Bo

diminui, em função da aplicação da correlação (um estudo sobre esse comportamento será

detalhado no Capítulo 5, na apresentação dos resultados). Pelo fato de ocorrer esse aumento

na massa específica e consequentemente uma diminuição no Bo, a pressão hidrostática total

69

exercida no fundo do poço aumenta, fazendo com que a pressão no choke diminua para

manutenção da pressão no fundo do poço constante, que é a premissa do método do sondador.

Apesar de não ser grande a variação observada nesse intervalo, a correção realizada no

cálculo da pressão no choke na versão atual é importante para o prosseguimento dos cálculos

do simulador, uma vez que eles são realizados de forma iterativa e permite observar melhor os

fenômenos físicos que ocorrem durante o deslocamento da zona contaminada com gás

solubilizado.

Outra consideração que não estava sendo realizada pelo simulador é com relação à

redução na perda de carga, devido a variações de diâmetro no anular do poço durante a

transição do fluido contaminado pelas seções de comandos, poço aberto e poço revestido. Foi

realizada também uma comparação entre as duas versões do simulador, de maneira a estudar

esse comportamento. A análise também foi realizada para um poço terrestre com fluido base

n-parafina, e os dados de entrada utilizados no estudo podem ser vistos na Tabela 4.2.

Tabela 4. 2 - Dados de entrada para comparação das versões, analisando variação de diâmetro

do poço

Dados do poço

Profundidade total do poço 2450m


Comprimento dos comandos 500 m

Sem broca, apenas coluna de perfuração




Diâmetros dos tubos comandos 6,5"OD/ 4"ID






SIDPP 450 psi








70

Uma ilustração do poço pode ser vista de acordo com a Figura 4.6.

Figura 4. 6 - Esquema ilustrativo do poço com diâmetro variável.

Pela vazão de entrada de gás assumida no kick, têm-se as seguintes condições iniciais:

Razão de solubilidade – RS - (scf/stb) Razão gás-óleo – RGO – (scf/stb)

1260 470

Também se trata de um caso subsaturado. Por haver trechos no poço com diâmetros

diferentes, o volume ocupado pela zona contaminada em cada um desses trechos irá variar em

função da área da seção transversal de cada trecho. Consequentemente, o comprimento da

zona contaminada irá variar, ao passar da área dos comandos para os tubos de perfuração, e

posteriormente do trecho do poço aberto para o trecho revestido.

Pela Figura 4.7-A, observa-se uma variação maior na pressão no choke obtida na

versão de Paula Junior (2008) e a da atual versão. A diminuição da pressão no choke na

versão atual se deve à diminuição do comprimento da zona contaminada durante a passagem

pelos comandos e pela sapata, que por sua vez diminui o efeito da coluna hidrostática mais

leve que ela exerce no fundo do poço, sendo que ao mesmo tempo, o fluido limpo acima da

zona contaminada contribui para o aumento da pressão no fundo do poço. Esse é outro

comportamento importante a ser levado em consideração, pois a diminuição na contrapressão

71

gerada no choke significa uma menor pressão frente às formações mais frágeis no fundo do

poço. Operacionalmente, o risco de se gerar fraturas pode ser mais bem observado pelo

sondador na simulação através da versão atual. A Figura 4.7-B mostra o deslocamento do kick

ao longo do tempo, ainda como uma região monofásica (instantes 0 a 59 min.) e após o

surgimento da zona bifásica (59 min. em diante).

Figura 4. 7 - Comparativo da Pressão no choke entre as versões atual e de Paula Jr. (2008) (A)

e acompanhamento do kick (B)

Foi realizada uma terceira correção no simulador, agora, para estudos com poços

marítimos perfurados a partir de unidades flutuantes com BOP submarino. Observou-se uma

oscilação numérica no cálculo da pressão no choke, que se devia à consideração do momento

em que ocorre a saturação da zona contaminada, no momento em que o gás sai de solução.

72

Para apresentar essa correção, foi simulado um caso de poço marítimo vertical com n-

parafina, cujos dados utilizados para simular seguem na Tabela 4.3.

Tabela 4. 3 - Dados de entrada do poço marítimo vertical

Dados do poço marítimo vertical

Lâmina d'água 500 m




Diâmetro da linha do choke 3” ID


Diâmetro interno do revestimento 9,875'' ID



Temperatura na superfície 20°C

Temperatura no fundo do mar 4°C

Temperatura no fundo do poço 120°C

Gradiente geotérmico 0,0476°C/m





SIDPP 700 psi








73

Ilustrativamente, o poço pode ser visto de acordo com a Figura 4.8.

Figura 4. 8 - Ilustração do poço marítimo da análise de correção.

Analisando a condição inicial de saturação do gás, verifica-se que o mesmo se

encontra em condição subsaturada, como pode ser visto como segue:

Razão de solubilidade inicial

da n-parafina– RS - (scf/stb)

Razão gás-óleo – RGO –

(scf/stb)

1276 560

Anteriormente, a metodologia de Paula Junior (2008) considerava que, quando apenas

o topo da zona contaminada atingia a pressão de saturação, toda a zona contaminada se

saturava, passando a utilizar uma correlação diferente para o cálculo das propriedades PVT da

n-parafina. Essa consideração causava um “adensamento” da zona contaminada, fazendo com

que houvesse uma descontinuidade no comportamento da pressão no choke, como pode ser

visto de acordo com a Figura 4.9.

74

Figura 4. 9 - Pressão no choke no poço marítimo, antes do ajuste.

Percebe-se que nos instantes iniciais, o comportamento de diminuição da pressão no

choke para o poço marítimo é similar àquela observada no poço terrestre, devido à passagem

da zona contaminada pelos comandos e passagem pela sapata do revestimento anterior.

Porém, quando o fluido com gás solubilizado atinge a pressão de saturação (em t=83 min.),

notou-se uma oscilação no comportamento da pressão ao longo do tempo.

Foi realizada uma análise de modo a identificar as causas desse fenômeno, e verificou-

se que ele se deve a uma junção de fatores na metodologia elaborada por Paula Junior (2008)

para os cálculos internos do programa, que começa a partir de como era feita a consideração

de liberação do gás do fluido quando a pressão de saturação é atingida.

Na antiga metodologia, quando o topo da zona contaminada atingia o ponto de

saturação, o simulador considerava que toda a zona contaminada se saturou, passando então a

utilizar uma correlação diferente para calcular o fator de formação de volume, deixando de ser

a correlação para a condição subsaturada e passa a ser a de condição saturada, gerando uma

descontinuidade que se propagava no cálculo dos demais parâmetros do simulador, como a

massa específica da zona contaminada e, posteriormente, a pressão no choke.

Observa-se que a forma adotada na metodologia anterior para consideração do

momento em que a zona contaminada atinge o ponto de saturação, além da aceleração devido

600

650

700

750

800

850

900

0 50 100 150

Pre

ss

ão

(p

si)

Tempo(min)

Unikick - 2008

75

ao surgimento do gás, não representa bem o fenômeno físico que ocorre durante a transição da

região subsaturada para a região bifásica. Para correção desse fenômeno, foi realizada uma

mudança na metodologia elaborada pelo autor.

As mudanças realizadas se baseiam no princípio de que quando o topo da zona

contaminada atinge o ponto de saturação, considera-se uma liberação gradativa do gás, sendo

que a zona contaminada abaixo do ponto de saturação ainda se encontra na condição

subsaturada, mantendo-se o ponto de saturação da zona contaminada. Dessa forma, a

correlação utilizada para cálculo das propriedades termodinâmicas ainda são as correlações de

subsaturação.

A partir dessa premissa, elimina-se a descontinuidade observada no cálculo da pressão

no choke. A Figura 4.10 apresenta os resultados simulados para a pressão no choke no caso

do poço marítimo vertical perfurado com unidade flutuante após essa consideração. Nota-se

agora que a versão atual apresenta uma melhor representação da transição entre a condição

subsaturada e a condição saturada. O aumento da pressão entre os intervalos (1) e (2) se deve

ao aumento da região bifásica à medida que o gás vai saindo de solução da n-parafina, devido

à sua velocidade de ascensão. Do instante (2) em diante, o aumento na pressão se deve à

chegada do gás na linha do choke.

Figura 4. 10 - Comparativo do comportamento da pressão no choke após a mudança na

condição de subsaturação.

76

As modificações apresentadas, tanto para observação das variações nas propriedades

termodinâmicas como do diâmetro no poço, foram mantidas na atual versão do simulador

visando observar fenômenos físicos até então não relatados por Paula Junior (2008), e que

serão discutidos posteriormente neste trabalho.

4.3 Resumo do funcionamento do programa após melhorias e atualizações

Foi descrita a metodologia de análise para a circulação de um kick para fluido base

água, elaborada a partir da contribuição de diversos autores como Nunes (2002), Pereira

(2008) e Paula Junior (2008), e especificadas as correlações utilizadas para cálculo das perdas

de carga ao longo do poço durante a circulação nos anexos deste trabalho.

Além disso, foi apresentado o estudo para fluido base éster elaborado por Kim (2010),

que permitiu a implementação das correlações para a realização de estudos de controle de

poços com fluidos à base de éster.

Também foram apresentadas as melhorias realizadas na metodologia do simulador,

que permitiram um melhor acompanhamento da operação de controle de poço pelo Unikick®,

mostrando boa qualidade em seus resultados, que serão apresentados no próximo capítulo.

77

5 RESULTADOS

Para apresentação dos resultados, foram simulados diversos casos com fluido base n-

parafina e fluido base éster, e também um estudo comparativo, a partir de dados disponíveis

na literatura para fluido base água. Neste capítulo serão apresentados quatro tópicos distintos.

No primeiro tópico, será apresentada uma comparação dos resultados do simulador

Unikick® com dados experimentais e simulados para uma operação de controle de poço com

fluido base água, a partir de dados disponíveis na literatura, relativos ao trabalho de Marques

(2004) e a comparação posterior realizada por Loiola (2015), com seu simulador de controle

de poços em regime transiente.

O segundo estudo apresenta uma análise da operação de controle de poço numa

perspectiva de acompanhamento das propriedades termodinâmicas à medida que o kick é

circulado, visando avaliar sob o ponto de vista termodinâmico as diferenças que ocorrem na

circulação de um kick num poço perfurado com n-parafina e o mesmo esquema de poço

perfurado com éster.

No terceiro tópico é apresentada uma análise comparativa entre o Unikick® e um

simulador composicional em regime transiente, elaborado por Loiola (2015), cujas

características serão apresentadas posteriormente, onde foi possível realizar uma avaliação do

desempenho do Unikick® frente a um simulador com outras características do ponto de vista

numérico e computacional. A comparação foi realizada apenas com fluido base n-parafina,

devido aos requisitos do simulador composicional.

Por último, foi realizada uma análise de sensibilidade a diversos parâmetros

operacionais, tanto para a n-parafina quanto para o éster, além de emulsões destes fluidos em

água. A análise foi realizada com o intuito de estudar a etapa de controle de poço sob o ponto

de vista operacional, ressaltando as diferenças entre os tipos de fluido. As descrições sobre

cada análise são apresentadas em seus respectivos tópicos.

Como não há na literatura dados que permitam realizar uma validação dos resultados

que foram obtidos nas simulações com o éster, foi feita uma comparação de seus resultados

com os da n-parafina, e as discussões foram realizadas em função do comportamento de

ambos fluidos nas condições do poço.

Nas considerações dos dados de entrada são respeitados os limites experimentais

superiores das correlações elaboradas por Atolini (2008) e Kim (2010).

78

5.1 Comparação com dados experimentais e simulador transiente

Marques (2004) realizou um estudo experimental no poço-escola da Petrobras, no

Centro de Treinamento de Taquipe (BA) para o estudo do comportamento do poço durante

situações especiais de controle de poço.

Os dados experimentais foram comparados com os resultados obtidos pelo simulador

Unikick®, visando avaliar a capacidade representativa do simulador em um caso real da

operação de controle de poço.

As situações especiais estudadas pelo autor no poço-escola foram condição de poço

sem coluna, poço com a broca posicionada a meia profundidade e poço com broca no fundo,

sendo que as duas primeiras situações foram tratadas para poço em terra e a terceira buscou

representar uma condição marítima com lâmina de água profunda (BOP no leito marinho). A

comparação que será apresentada a seguir é com relação ao terceiro estudo.

De maneira ilustrativa, o poço-escola pode ser visto de acordo com a Figura 5.1

Figura 5. 1 - Poço-escola da Petrobras em Taquipe-BA. (Avelar,2008)

Os dados do poço-escola do experimento, e utilizados na simulação no Unikick®

seguem de acordo com a Tabela 5.1.

79

Tabela 5. 1 - Dados do poço-escola utilizados no experimento de Marques (2004).

Dados do poço

Comprimento da coluna de perfuração 1240 m

Lâmina d’água 735 m

Diâmetro interno da coluna de perfuração 3,0 in

Diâmetro externo da coluna de perfuração 3,5 in

Diâmetro da linha de choke 2,0 in

Diâmetro interno do revestimento 6,18 in

Vazão de líquido na perfuração 0,0 gpm

Vazão de líquido na circulação 42,0 gpm

Rugosidade do tubo 4,6 x 10-5 m

Gradiente geotérmico 0,029 °C/m

Temperatura na superfície 27 °C

Massa molar do gás 28,96 g/mol

Massa específica do fluido 10 lb/gal

Viscosidade do fluido de perfuração 10 cP

SIDPP 190 psi

Volume de detecção 4 bbl

Margem de segurança durante a circulação 80 psi

Em seu trabalho, Marques (2004) usou o fluido de perfuração como sendo apenas

água, e o kick como sendo de ar comprimido, injetado numa linha parasita no fundo do poço.

Nos estudos realizados por Marques (2004), o autor testou 4 etapas em seu

experimento, que visaram representar uma situação real de kick, divididas em:

1. Perfuração;

2. Kick;

3. Fechamento do poço;

4. Circulação do kick.

Loiola (2015) apresentou em seu trabalho um estudo comparativo de seu simulador de

kicks com os dados experimentais de Marques (2004), obtendo bons resultados. Na

80

comparação, Loiola conseguiu englobar as quatro etapas do trabalho de Marques, devido às

características de seu simulador, as quais seguem na tabela 5.2.

Tabela 5. 2 - Características do simulador de Loiola (2015).

Cálculo de escoamento transiente pelas equações de continuidade

Zona contaminada heterogênea, de acordo com a liberação e reabsorção do gás

Há a consideração de diferentes padrões de escoamento de acordo com a fração de vazio

de gás

Perda de carga na região bifásica dada pela correlação de Beggs e Brill (BEGGS e

BRILL, 1972)

Acoplamento com reservatório

Fluido base água/ kick de ar

Para a comparação do Unikick® com os resultados obtidos por Loiola (2015) e Marques

(2004), foram necessárias algumas considerações no Unikick®, devido às premissas em sua

modelagem. Sendo assim, na análise do Unikick® foram feitas as seguintes considerações:

1. O simulador é capaz de representar apenas a etapa 4 do experimento de Marques

(2004) – circulação do kick - pois o modelo do Unikick® não possui acoplamento

com reservatório. Dessa forma, necessitou-se considerar uma vazão de perfuração

fictícia de 54 gpm para estimar corretamente o volume e a altura do topo da região

bifásica, para posteriormente estimar fração de vazios inicial (vide página 47 da

metodologia);

2. O Unikick® não possui especificação para realizar o estudo com kick de ar

comprimido, como foi realizado no experimento. Desta forma, considerou-se que o

kick tomado foi de gás metano, num fluido de perfuração base água.

Com relação à primeira premissa, ela foi necessária para considerar o efeito de

deslizamento do gás no fluido de perfuração parado no poço, uma vez que no experimento de

Marques a admissão foi feita sob a condição de fluido parado.

A segunda premissa, apesar da consideração do kick de metano, foi possível estudar a

capacidade representativa da simulação do controle de poço, tendo em vista a modelagem do

escoamento bifásico.

81

A partir destas considerações, foram obtidos os resultados para o comportamento da

pressão no choke, volume de ganho nos tanques e vazão de líquido na superfície.

A Figura 5.2 apresenta o comportamento obtido para a pressão no choke em função do

tempo. Os pontos enumerados 1, 2, 3 e 4 referem-se às quatro etapas estudadas no

experimento de Marques (2004) e na simulação de Loiola (2015), como relatado

anteriormente. A partir da etapa 4, onde ocorre a circulação do kick, foi possível observar a

maior variação da pressão no choke, em função da expansão e deslizamento da fase gasosa no

fluido. Nota-se que, mesmo pela consideração do metano na simulação no Unikick®, o

comportamento da pressão foi similar.

Figura 5. 2 - Comparativo da pressão no choke obtida pelos simuladores e o trabalho de

Marques (2004).

Nota-se que ocorrem oscilações nos instantes iniciais no experimento de Marques

(2004), que se devem ao ajuste manual da válvula de choke para manutenção da pressão

constante no fundo do poço. Já os simuladores têm como premissa a manutenção da pressão

constante no fundo do poço, e assim tendem a apresentar um comportamento mais suave

durante a simulação da circulação do kick. No instante t=50 min é possível observar uma

variação no comportamento da pressão no experimento de Marques e também no Unikick®,

que se deve à ascensão gradativa da base da fase gasosa pelo poço, até a mesma esteja

completamente circulada.

Pelo acompanhamento do volume de ganho nos tanques, chamado pitgain pela equipe

de poço, é verificado o ganho volumétrico no tanque de retorno do fluido de perfuração em

82

função da expansão do gás durante sua circulação para fora do poço, como mostra a Figura

5.3. Nota-se que no resultado experimental de Marques (2004) ocorrem oscilações, pois a

medição do nível de fluido nos tanques se deve à medição indireta por uma boia presente no

tanque, conforme relatado por Loiola (2015).

Figura 5. 3 - Comparativo do volume de ganho obtido pelos simuladores e o trabalho de

Marques (2004).

Avaliando o comportamento obtido pelos simuladores, nota-se no Unikick® um ganho

inicial de 4 bbl, como sendo de acordo com o dado de entrada do simulador para o volume de

detecção do kick. No caso do simulador de Loiola (2015), devido às etapas de detecção e

fechamento do poço, é observado um nível de ganho ligeiramente superior ao do Unikick®.

Foi feita também uma avaliação da conservação de massa no simulador Unikick®, visando

atestar sua capacidade de avaliar um caso real com boa representatividade. A Tabela 5.3

mostra a massa total de gás na entrada e na saída do poço, calculadas com referência à massa

específica e volume do gás nas condições de fundo do poço e de superfície. Nota-se uma

pequena diferença nos valores, que ocorre devido ao cálculo da massa de gás ser feito em

relação à massa específica média nas condições de fundo e de superfície.

Tabela 5. 3 - Comparativo da massa de gás metano na entrada e na saída no Unikick®.

Massa de gás na entrada (kg) Massa de gás na saída (kg) Diferença (%)

67,06 64,92 3,2%

83

Apesar de a análise comparativa ter sido realizada para kicks de gases diferentes,

estudando-se o mesmo volume de influxo, o simulador Unikick® foi capaz de representar um

caso experimental com qualidade em seus resultados. Isto demonstra a aplicabilidade do

simulador como ferramenta em tomada de decisões para situações reais de kick, como

também permite validar a modelagem anteriormente apresentada na metodologia para estudos

com fluido base água, e prever cenários com fluidos sintéticos.

5.2 Análise e acompanhamento das propriedades termodinâmicas

Na análise do comportamento das propriedades termodinâmicas e do escoamento no poço,

é apresentado um mesmo esquema de poço terrestre vertical, como é apresentado na Figura

5.4.

Figura 5. 4 -Esquema do poço terrestre utilizado na análise PVT

84

A tabela 5.4 contém os demais dados de entrada utilizados na análise.

Tabela 5. 4 - Dados de entrada - análise das propriedades PVT

Dados do poço terrestre vertical








Diâmetros do tubo de

perfuração 5'' OD/ 4,28'' ID








SIDPP 700 psi



Vazão de gás 4200 scf/min





Foram estudados os comportamentos da razão de solubilidade do gás no fluido, o fator de

formação de volume e a massa específica do fluido com o gás solubilizado, fazendo um

acompanhamento da posição da zona de fluido contaminada em seu deslocamento desde o

fundo do poço até a superfície, observando-se a condição de saturação do gás no fluido ao

longo do tempo. Também foram discutidos os efeitos dessas variações sobre os parâmetros

operacionais que são acompanhados durante a operação de controle de poço, como pressão no

choke, volume de ganho, vazão de gás na superfície e vazão de líquido na superfície.

5.2.1 N-parafina

Para o acompanhamento da n-parafina no poço mencionado, foi considerada uma

vazão de entrada de gás no poço de 4200 scf/min, por um período de 3 minutos, totalizando

um volume de 12600 scf de gás no poço. Seguindo a metodologia apresentada e disponível no

85

trabalho de Kim (2010), este volume de gás corresponde a uma fração molar de

aproximadamente 40% de metano na n-parafina.

Analisando primeiramente a condição de saturação do gás na n-parafina, comparou-se

a razão de solubilidade com a razão gás-óleo. A Tabela 5.5 apresenta a condição inicial do gás

na n-parafina. Como se pode observar, nas condições de pressão e temperatura as quais a

mistura se encontra o gás se solubiliza completamente na n-parafina, tratando-se assim de um

caso subsaturado.

Tabela 5. 5 - Condição de saturação inicial - N-parafina

Pressão média

na ZC (psi)

Temperatura média

na ZC (°F/°C)

Razão de solubilidade

média da n-parafina– RS -

(scf/stb)

Razão gás-

óleo – RGO

– (scf/stb)

5471 200/93 1256 392

Para estudar o comportamento da zona contaminada durante a circulação do kick, foi

gerada uma superfície com o software MATLAB®, representando a faixa experimental

(interpolada e extrapolada) das correlações elaboradas e disponíveis no trabalho de Atolini

(2008), pois a autora gerou resultados apenas para os valores de temperatura de 70 °C, 80°C,

90°C, 110°C, 120°C e 130°C. Dessa maneira, foram necessárias interpolações entre as

correlações para os valores intermediários. Os dados extrapolados no simulador foram aqueles

inferiores a 70 °C (158°F).

Como foi relatado anteriormente, seguindo a metodologia utilizada no Unikick® para

simulação com fluidos sintéticos na condição subsaturada, à medida que a zona contaminada

se desloca pelo poço, a pressão sobre a zona contaminada tende a diminuir devido às perdas

de carga por atrito e gravitacional. Este processo implementado no simulador é uma

representação de como ocorre o processo físico experimental, elaborado pelos autores já

descritos na revisão deste trabalho.

A condição de subsaturação utiliza as correlações experimentais para representar o

processo físico. Essas correlações são utilizadas até o momento da saturação da mistura, onde

ocorre então a liberação do gás do fluido de perfuração, e metodologia empregada a partir

desse ponto passa a ser semelhante àquela aplicada a fluidos base água.

As Figuras 5.5 e 5.6 apresentam o comportamento da razão de solubilidade em função

da pressão e da temperatura, durante a circulação do kick, no intervalo em que a mistura n-

86

parafina-metano se encontra subsaturada. A superfície cheia (Figura 5.5-A-B) representa a

razão de solubilidade na faixa experimental elaborada por Atolini (2008), e a linha pontilhada

(Figura 5.6 A-B) representa o comportamento da zona contaminada à medida que ela se

desloca pelo anular do poço, na perspectiva geral, e em função da pressão e temperatura1.

Figura 5. 5 - Razão de solubilidade da zona contaminada - N-parafina

1 Para todas as figuras foi necessário girar o eixo de referência na horizontal, de uma forma

que a perspectiva em 3-D das figuras permitisse visualizar os comportamentos do simulador e

das correlações, tanto para a n-parafina, quanto para o éster.

87

Nas figuras são indicados o instante inicial da simulação (fundo do poço), e o ponto de

saturação da zona contaminada com gás, como se observa na linha pontilhada em vermelho.

Nota-se que a saída do simulador mostrou boa concordância com os resultados experimentais.

Figura 5. 6 - Razão de solubilidade da n-parafina em função da pressão (A) e da temperatura

(B).

No instante inicial da simulação, a zona contaminada (ZC) apresenta uma altura maior

que o comprimento dos comandos, como pode ser visto de acordo com a Figura 5.7. Na

figura, o gráfico representa a posição do kick no poço em função do tempo, desde o fundo do

poço até a superfície, onde o valor “0” no eixo vertical representa o fundo do poço.

88

Figura 5. 7 - Zona contaminada no instante inicial, e posição do kick ao longo do tempo – N-

parafina.

À medida que a ZC é deslocada pelo anular do poço, ela sofre uma diminuição em seu

comprimento, em função da transição da mesma pelos trechos em que ocorre variação de

diâmetro no poço, e também em função do efeito conjunto da pressão e da temperatura em

suas propriedades PVT. A Figura 5.8 apresenta o comportamento do fator de formação de

volume médio na ZC também para o intervalo no qual o gás se encontra solubilizado,

sobreposta com a superfície que representa os resultados experimentais, mostrando boa

qualidade na saída do simulador.

Figura 5. 8 - Fator de formação de volume da zona contaminada - N-parafina.

89

A Figura 5.9 mostra o fator de formação de volume sob as perspectivas da pressão (A)

e da temperatura (B).

Figura 5. 9 - Fator de formação de volume sob a perspectiva da pressão (A) e da temperatura

(B).

90

Por haver essa diminuição gradativa no fator de formação de volume, a massa

específica da ZC tenderá a aumentar proporcionalmente, por haver uma maior aproximação

entre as moléculas que compõem a mistura. A Figura 5.10 mostra o comportamento da massa

específica média na ZC à medida que ela se desloca pelo poço.

Figura 5. 10 - Massa específica da zona contaminada - N-parafina.

91

Um detalhe importante a ser observado também na massa específica, é que ocorre uma

leve diminuição quando é feita extrapolação para valores abaixo de 70°C (158°F), como

apresentado pela Figura 5.11.


temperatura (B).

92

A extrapolação das propriedades para valores abaixo da temperatura de 158°F é uma

sub-rotina interna do simulador, para representar o comportamento esperado desse valor de

temperatura em diante.

O efeito que estas variações nas propriedades PVT trazem sobre os parâmetros

analisados durante a circulação do kick é significativo, e ajudam a equipe de sonda a

compreender melhor as variações que ocorrem nos indicadores de pressão, volume e vazão,

durante o acompanhamento dos parâmetros.

No caso do poço analisado no atual tópico, o comportamento esperado da pressão na

válvula de choke segue de acordo com a Figura 5.12. Seguindo o que foi apresentado para as

propriedades PVT anteriormente, a resposta na superfície durante a primeira circulação em

termos de contrapressão gerada no choke se divide em 6 momentos:

Figura 5. 12 - Pressão no choke durante a circulação do kick - N-parafina.

Intervalo 0-1 - Pressão inicial de fechamento do poço (SICP) e transição pelo anular

comandos-poço aberto: nesse curto intervalo, a zona contaminada sofre uma diminuição em

sua altura, devido à variação de diâmetro no poço. Por este motivo, a pressão exercida pela

coluna hidrostática de fluido acima da região contaminada passa a exercer maior pressão no

fundo do poço, ocasionando a diminuição da pressão no choke;

Intervalo 1-2 - Contração da ZC e aumento da massa específica da ZC: como foi visto

nos gráficos de acompanhamento das propriedades PVT na condição subsaturada (Figuras 5.5

a 5.11) a massa específica tende a aumentar à medida em que ocorre a diminuição da pressão

e da temperatura. Por este motivo, a própria ZC tende a exercer uma pressão um pouco maior

93

sobre o fundo do poço, gerando a pequena diminuição vista durante o intervalo de 10 a 35

min.;

Intervalo 2-3 - Transição pelo anular poço aberto-poço revestido: novamente, devido

ao aumento de diâmetro no poço, uma nova diminuição da coluna hidrostática da ZC promove

uma compensação pela hidrostática de fluido limpo acima da zona contaminada, diminuindo a

contrapressão no choke;

Intervalo 3-4 – Deslocamento pelo poço revestido e saturação da zona contaminada:

cerca de 120 min após o início da circulação do kick, a ZC atinge então o ponto de saturação.

Nesse momento, ocorre a liberação parcial do gás, formando uma região bifásica, como

mostra a Figura 5.13. Dessa maneira, a expansão do gás deve ser feita de forma controlada,

aumentando a pressão no choke de modo a manter a pressão no fundo do poço constante. A

saturação ocorre muito próxima à superfície, e por este motivo, devido à maior velocidade do

gás e liberação contínua de gás da zona contaminada, a resposta no choke também é rápida.

Figura 5. 13 - Ponto de saturação da zona contaminada - N-parafina.

Intervalo 4-5 – Expansão do gás no poço e chegada do gás na superfície: nesse

instante ocorre o pico máximo de pressão no choke, devido à maior hidrostática de gás

presente no poço. A partir desse ponto, a pressão tende a diminuir com a contínua expulsão de

gás do poço.

94

Intervalo 5-6 - Remoção completa do gás: nesse instante, o gás já foi completamente

expulso do poço e a pressão se estabiliza, de forma que se inicie a segunda circulação, para

injeção do novo fluido de perfuração2.

Durante a transição da ZC pelo poço, o acompanhamento do volume de ganho nos

tanques também varia, como pode ser visto de acordo com a Figura 5.14. Esse parâmetro

acompanha a tendência vista no gráfico da pressão no choke, e os três pontos indicados pela

Figura 5.14 para a presente análise, indicam contração do fluido devido à diminuição da

coluna da ZC e variação de temperatura (1), expansão sofrida pelo fluido com a diminuição

da pressão e da temperatura (2) e chegada do gás na superfície (3), provocando uma maior

expansão devido à presença da fase gasosa livre. É importante ressaltar também, que entre os

intervalos (1) e (2) a zona contaminada ultrapassa o limite inferior de 158°F (70°C) da

correlação.

Figura 5. 14 - Volume de ganho nos tanques durante a circulação do kick - N-parafina.

Analisando o comportamento da vazão de gás na superfície (Figura 5.15), nota-se que

no instante da chegada do gás na superfície (t=145 min em (1)), ocorre um pico de produção

que tende a decrescer, à medida que o gás vai sendo expulso do poço. O comportamento da

vazão de gás superfície pode variar em função da quantidade de gás que entrou no poço. Em

casos de poços marítimos perfurados com sondas flutuantes, a saturação pode ocorrer próxima

à linha do choke e causar um aumento excessivo da contrapressão no choke.

2 O acompanhamento da segunda circulação não foi objeto de estudo do presente trabalho.

95

Figura 5. 15 - Vazão de gás na superfície - N-parafina.

Outro parâmetro que é acompanhado durante a circulação do kick, é a vazão de

retorno líquido na superfície, como mostra a Figura 5.16. Esse acompanhamento permite

também identificar mudanças de comportamento no escoamento da zona contaminada no

poço.

Durante o intervalo em que o gás se encontra solubilizado, observa-se que ocorre uma

variação muito pequena na vazão de retorno de líquido, devido ao retorno de fluido causado

pelo inchamento da zona contaminada nesse intervalo (0 a 125 min). No momento da

saturação da zona contaminada em (1), nota-se um aumento repentino indicando a formação

da região bifásica. Em seguida, um aumento gradativo devido à contínua liberação do gás por

parte da n-parafina, até alcançar a superfície em (2), onde ocorre uma súbita diminuição

devido à chegada do gás. Segue-se assim até a expulsão completa do gás em (3).

96

Figura 5. 16 - Vazão de retorno de líquido - N-parafina.

Na análise e acompanhamento das propriedades termodinâmicas da n-parafina,

percebe-se variações significativas nos parâmetros que são verificados durante a circulação do

kick. Em termos operacionais, estas variações permitem uma melhor compreensão dos

processos que ocorrem durante o controle do poço, por parte da equipe de sonda.

5.2.2 Éster

Para o acompanhamento com o fluido base éster no poço mencionado no início deste

subtópico, também foi considerada uma vazão de entrada de gás no poço de 4200 scf/min, por

um período de 3 minutos, totalizando um volume de 12600 scf de gás no poço. Seguindo a

metodologia apresentada e disponível no trabalho de Kim (2010), este volume de gás

corresponde a uma fração molar de aproximadamente 55% de metano no éster.

Analisando primeiramente a condição de saturação do gás no éster, comparou-se a

razão de solubilidade com a razão gás-óleo. A Tabela 5.6 apresenta a condição inicial do gás

no éster. Como se pode observar, nas condições de pressão e temperatura as quais a mistura se

encontra o gás se solubiliza completamente no éster, sendo um caso subsaturado.

97

Tabela 5. 6 - Condição inicial de saturação – Éster.

Pressão média na

ZC (psi)

Temperatura

média na ZC

(°F/°C)

Razão de solubilidade

média do éster – RS -

(scf/stb)

Razão gás-óleo –

RGO – (scf/stb)

5493 200/93 723 392

Da mesma maneira que foi realizado para a n-parafina anteriormente, também foi

gerada para o éster uma superfície com o software MATLAB®, de forma a estudar o

comportamento da zona contaminada durante a circulação do kick, representando a faixa

experimental disponível no trabalho de Kim (2010) e a saída do simulador.

Acompanhando as propriedades PVT do éster na condição subsaturada, a Figura 5.17

apresenta o comportamento da razão de solubilidade na perspectiva 3D. Nota-se que a

solubilidade do gás no éster é bem menor do que o observado para a n-parafina, nas mesmas

condições de fundo do poço.

Figura 5. 17 - Razão de solubilidade da zona contaminada - Éster.

A Figura 5.18 mostra também a razão de solubilidade em função da pressão (A) e da

temperatura (B). Nota-se que houve boa concordância no acompanhamento da faixa da

correlação.

98

Figura 5. 18 - Razão de solubilidade da zona contaminada sob a perspectiva da pressão (A) e

da temperatura (B) – Éster.

Para o éster, no instante inicial da simulação a zona contaminada também apresenta

uma altura maior que o comprimento dos comandos, como pode ser visto de acordo com a

Figura 5.19. Observa-se, porém, que o comprimento inicial da zona contaminada foi menor

que àquela observada na n-parafina. Na figura, o gráfico representa a posição do kick no poço

em função do tempo, onde o valor “0” no eixo vertical representa o fundo do poço.

99

Figura 5. 19 - Zona contaminada no instante inicial, e posição do kick ao longo do tempo -

Éster.

Devido ao gás solubilizado no éster, à medida que a ZC é deslocada pelo anular do

poço, suas propriedades PVT variam de forma semelhante ao que foi observado na n-parafina.

Entretanto, o éster apresenta um menor inchamento do que a n-parafina, motivo pelo qual se

observou uma coluna de zona contaminada menor que esta última. Acompanhando o

comportamento do fator de formação de volume médio do éster no intervalo no qual o gás se

encontra solubilizado, percebe-se um menor encolhimento à medida que pressão e

temperatura diminuem como mostra a Figura 5.20.

Figura 5. 20 - Fator de formação de volume da zona contaminada - Éster.

100

Durante a transição da zona contaminada pelo poço, a zona contaminada sofre um

encolhimento significativo, como pode ser visto também na Figura 5.21, o comportamento do

fator volume de formação do éster sob a perspectiva da pressão (A) e da temperatura (B).

Figura 5. 21 - Fator de formação de volume do éster sob a perspectiva da pressão (A) e da

temperatura (B).

101

Durante o mesmo intervalo será, então, observado um incremento progressivo na

massa específica da zona contaminada, como segue na Figura 5.22.

Figura 5. 22 - Massa específica da zona contaminada - Éster.

A variação observada na massa específica do éster, em função da presença do gás

solubilizado, foi menor do que na n-parafina. A Figura 5.23 apresenta o comportamento da

massa específica na condição subsaturada, na perspectiva da pressão (A) e da temperatura (B).

102


temperatura (B).

Nota-se que não ocorrem variações muito grandes no fator de formação de volume do

éster, ou de sua massa específica, durante o intervalo subsaturado. Entretanto, da mesma

maneira que foi visto para a n-parafina, deverão ser observadas indicações nos parâmetros

acompanhados durante a circulação do kick para fora do poço.

A Figura 5.24 apresenta o comportamento da pressão no choke em função do tempo,

para o éster. A figura indica valores de pressão no intervalo subsaturado próximas aos da n-

103

parafina, tendo, porém, uma antecipação na saturação do gás e menor pico de pressão no

choke no instante da produção. A Figura 5.24 evidencia ainda a transição da ZC pelos

comandos (1) e sapata (2), instante em que ocorre a saturação próxima a 70 minutos (3),

chegada do gás na superfície (4) e fim da expulsão do gás (5).

Figura 5. 24 - Comportamento esperado da pressão no choke - Éster.

O comportamento do volume de ganho nos tanques pode ser visto conforme a Figura

5.25. Nota-se que, para o mesmo volume de gás, o éster apresentou um ganho inicial menor

do que o observado na n-parafina, por apresentar um menor inchamento para o mesmo

volume de gás no poço. Além disso, observa-se um encolhimento à medida que a ZC se

desloca pelo poço (1), o ponto de saturação ocorre cerca de 50 min antes do observado na n-

parafina (2) e um menor pico no instante da produção do gás (3).

104

Figura 5. 25 - Volume de ganho nos tanques durante a circulação do kick - Éster.

A chegada do gás na superfície na circulação com o éster pode ser vista na Figura 5.26

O pico observado na vazão de chegada no caso do éster foi inferior ao da n-parafina, porém

apresentou um acréscimo de tempo 40 min maior para expulsão completa do gás.

Figura 5. 26 - Vazão de gás na superfície - Éster.

Pela análise da vazão de líquido na saída (Figura 5.27), é possível identificar uma

diferença ao que foi observado na simulação com a n-parafina. Inicialmente na condição

105

subsaturada o comportamento é semelhante, apresentando pouca variação no retorno de

líquido em função da variação nas propriedades PVT do éster nesse intervalo, até o momento

em que ocorre a saturação da zona contaminada (1). Ocorre o aumento gradativo em função

da liberação de gás solubilizado no éster, até que todo gás saia de solução e se observa uma

diminuição no retorno de fluido (2). A expansão do gás gera então um pequeno aumento no

retorno de fluido até sua chegada na superfície, onde a vazão de líquido cai, em função da

produção conjunta da fase gasosa.

Figura 5. 27 - Vazão de retorno de líquido - Éster.

A análise das propriedades termodinâmicas, juntamente com o acompanhamento dos

parâmetros operacionais, permitiram identificar processos que ainda não haviam sido

discutidos por outros autores, principalmente sobre o fluido de perfuração à base de éster.

A respeito da representação das propriedades PVT, nota-se que o aspecto da superfície

plotada para representação da correlação para as propriedades PVT do éster ficaram mais

suaves do que aquelas vistas para a n-parafina. Isso se deve ao fato de Kim (2010) ter

elaborado apenas uma correlação que representa toda a faixa experimental para o éster, para

cada propriedade. Atolini (2008), ao contrário, gerou uma correlação para cada valor de

temperatura, necessitando da realização de interpolações para valores de temperatura

intermediários.

106

5.3 Comparação com simulador composicional

Foi realizada também uma comparação dos resultados obtidos pelo simulador

Unikick®, com o resultado de um simulador composicional de controle de poço. A

comparação foi realizada a partir do trabalho de Loiola (2015).

Loiola (2015) elaborou um simulador composicional que considera uma modelagem

baseada no Método de Diferenças Finitas para solução das equações diferenciais de

conservação de massa e quantidade de movimento, do gás e do líquido, considerando-se o

deslizamento entre as fases e o comportamento dessas fases da mistura de fluidos. O autor

ainda comparou seus resultados do modelo numérico composicional com dados experimentais

de um poço escola (Taquipe, BA), apresentando boa concordância.

De uma maneira geral, as diferenças entre os dois simuladores são apresentadas na Tabela

5.7:

Tabela 5. 7 - Comparativo simulador de Loiola (2015) e Unikick®.

Loiola (2015) Unikick® (2016)

Cálculo de escoamento transiente

pelas equações de continuidade

Cálculo do escoamento através de

subsequentes estados permanentes

Há a ressolubilização do gás no fluido

limpo acima da zona contaminada

Gás que sai de solução não solubiliza

novamente

Zona contaminada heterogênea, de

acordo com a liberação e reabsorção

do gás

Zona contaminada é homogênea (razão

gás líquido constante)

Há a consideração de diferentes

padrões de escoamento de acordo com

a fração de vazio de gás

Modelo de escoamento por bolhas

dispersas ou bolha de Taylor

Perda de carga na região bifásica dada

pela correlação de Beggs e Brill

(BEGGS e BRILL, 1972)

Perda de carga na região bifásica dada

pela correlação de Beggs e Brill

(BEGGS e BRILL, 1972)

Modelagem composicional Modelo Black-Oil

Acoplamento com reservatório Não possui acoplamento com o

reservatório

107

A comparação foi realizada para seguinte caso base, que se trata de um poço terrestre

vertical e é ilustrado pela Figura 5.28:

Poço vertical terrestre de 3000 metros de profundidade;

Geometria constante;

Gradiente geotérmico de 0,033°C/m;

Vazão de gás fixa e igual a 1375 scf/min;

Tempo de fechamento de 8 minutos;

Vazão na perfuração de 300 gpm;

Vazão reduzida de circulação de 200 gpm;

Kick de gás metano;

Fluido 100% sintético de base n-parafina com composição3 dada pela

Tabela 5.8.

Tabela 5. 8 - Dados da n-parafina utilizada no simulador de Loiola (2015).

Componentes Fração

Mássica Fração Molar

C13+ 3,42 3,852

C14 65,04 68,078

C15 19,76 19,317

C16 4,23 3,879

C17+ 7,55 4,874

Total 100,00 100,00

3 Dados necessários para simulador de Loiola (2015).

108

Figura 5. 28 - - Ilustração do poço utilizado na comparação entre os simuladores (Bezerra,

2006)

Devido às diferenças na modelagem do Unikick® e o simulador de Loiola (2015),

foram observadas algumas diferenças no comportamento dos parâmetros de saída que foram

analisados.

A Figura 5.29 mostra o comportamento da pressão no choke. Inicialmente, é possível

perceber que a pressão de fechamento no simulador de Loiola (2015) foi ligeiramente superior

àquela observada no Unikick®. Isso ocorre pois o simulador de Loiola (2015) possui uma

zona contaminada inicialmente maior que a do Unikick®, devido à sua discretização e

acoplamento com o reservatório, que faz com que a solubilização do gás seja feita de forma

gradativa.

109

Figura 5. 29 - Comparação do comportamento da pressão no choke entre os simuladores.

Nota-se que ambos simuladores apresentam uma tendência de diminuição na pressão

no intervalo que o gás se encontra solubilizado. A diminuição no Unikick® é maior pois se

deve à consideração de valores médios para o cálculo das propriedades termodinâmicas da n-

parafina, que segue as correlações advindas de resultados experimentais. Já no simulador de

Loiola (2015), o adensamento é realizado para cada ponto da malha discretizada, para

avaliação da interação entre a n-parafina e o metano.

A saturação da zona contaminada no Unikick® ocorre no instante t= 98 min, cerca de

5 minutos antes do instante observado na versão de Loiola (2015). Outro ponto importante a

ser observado no momento em que ocorre a saturação da zona contaminada, é que no

Unikick® não ocorre ressolubilização. Por este motivo, devido ao deslizamento da fase

gasosa e pela liberação gradativa do gás, ele gera uma maior coluna hidrostática “leve” no

poço, necessitando de uma maior contrapressão em relação ao que foi observado no trabalho

de Loiola (2015).

Comparando o comportamento do volume de ganho nos tanques, a Figura 5.30

apresenta o resultado dos simuladores. Observa-se que a resposta do Unikick® mostrou boa

concordância temporal com o observado na pressão no choke, e também com o resultado

obtido pelo simulador de Loiola (2015). O maior pico observado no Unikick® se deve à não-

ressolubilização do gás na n-parafina, possibilitando uma maior expansão do gás, e

consequentemente um aumento no nível de ganho nos tanques.

400

450

500

550

600

0 50 100 150 200

Pre

ssão(p

si)

Tempo(min)

Simulador Loiola (2015)

Simulador Unikick 2016

110

Figura 5. 30 - Comparação do comportamento do volume de ganho nos tanques entre os

simuladores.

Na vazão de gás na saída do poço, como apresenta a Figura 5.31, nota-se a diferença

no instante de produção do gás entre os dois simuladores. No Unikick®, como já foi visto nos

outros gráficos, a produção do gás ocorre antecipadamente, porém apresenta um menor pico

de produção.

Figura 5. 31 - Comparação do comportamento da vazão de gás na superfície entre os

simuladores.

0

5

10

15

20

25

30

0 50 100 150 200

Vo

lum

e(b

bl)

Tempo(min)



0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 50 100 150 200

Vazã

o d

e gás(

scf/

min

)

Tempo(min)



111

Essa diferença ocorre devido à condição de formação da zona bifásica, pois no

Unikick® ela se expande e se forma continuamente, alcançando um maior comprimento,

porém com uma menor fração de vazios média, devido ao modelo empregado na metodologia.

Já o simulador de Loiola (2015) considera uma distribuição da fração de vazios ao longo da

zona contaminada. A Tabela 5.9 mostra essa comparação, que evidencia o instante em que o

gás chega na superfície, e a condição da zona bifásica nesse instante.

Tabela 5. 9 - Comparação da chegada do gás na superfície entre os simuladores.

Fração de vazios

na superfície

Comprimento

da zona bifásica

Início da

produção do gás

Simulador Loiola (2015) 44% 340 metros 128 min

Simulador Unikick® 2016 16% 781 metros 108 min

Foi feita uma verificação da conservação de volume de gás do Unikick®, visando

avaliar o desempenho do Unikick® no cenário analisado. A Tabela 5.10 mostra o resultado da

comparação com o trabalho de Loiola (2015), indicando uma margem de 3,5% do volume de

entrada. Já no Unikick®, essa diferença é de 1,5%.

Tabela 5. 10 - Comparação da conservação de massa do gás pelos volumes de entrada e saída

após a simulação.

Volume total de gás

de entrada (em

condições padrão)

Volume total na

saída – Loiola

(2015)

Diferença

11000 scf 11417 scf ≅ 3,8%

Volume total de gás

de entrada (em

condições padrão)

Volume total na

saída – UNIKICK

Diferença

11000 scf 11116 scf ≅ 1,5%

É importante também observar o tempo total gasto para a realização da simulação

deste estudo de caso. As simulações foram realizadas em um computador Windows 7 Pro –

64 bits, com processador Intel core i7 (3.60 GHz) e 16 GB de RAM. A Tabela 5.11 mostra o

tempo total utilizado na simulação a partir do trabalho de Loiola (2015) e também do

Unikick®. Esta comparação evidencia o ganho computacional promovido pelo Unikick®,

112

pois a sua rapidez em simular os diversos cenários que foram e serão apresentados

posteriormente neste trabalho permite identificar e avaliar riscos com maior antecipação. Em

termos práticos, para uma equipe de sonda que trabalha numa operação de controle e exige a

tomada de decisão com maior agilidade, o Unikick® mostra-se assim uma excelente

ferramenta.

Tabela 5. 11 - Comparação dos tempos de simulação gastos por cada simulador.

Simulador Loiola (2015) Unikick® 2016

9,33 min (560 segundos) 10 segundos

5.4 Análise de sensibilidade

Na análise de sensibilidade, foram estudados o comportamento da pressão no choke,

volume de ganho nos tanques, vazão de gás na superfície e a vazão de líquido na superfície.

Os parâmetros analisados foram a vazão de entrada de gás, a temperatura no fundo do

poço para o fluido de perfuração 100% base sintética, o comprimento da lâmina d’água (no

caso do poço marítimo vertical) e a composição do fluido de perfuração: puro e emulsão 70-

30 (fluido 70% óleo e 30% água). Não foram feitas análises para diferentes temperaturas de

fundo nas emulsões, devido à densidade de resultados. Foram feitas análises simulando

situações de kick em poço terrestre e marítimo verticais em águas profundas, além de poço

marítimo horizontal em águas profundas. Em todos casos de poços marítimos, considera-se a

presença de uma unidade flutuante, com BOP submarino, havendo assim uma linha de choke

submarina da cabeça do poço até a superfície.

Os valores da vazão de entrada de gás foram escolhidos de forma a verificar os

comportamentos das pressões, vazões de gás na saída e volumes de ganho nos tanques,

sempre respeitando os limites experimentais das correlações elaboradas por Atolini (2008) e

Kim (2010). Dessa maneira, foi analisado para cada fluido se a um dado volume de influxo

ele se encontra em condições subsaturadas, saturadas (ou próximas à saturação) e, em alguns

casos, supersaturadas.

5.4.1 N-parafina

Para os estudos com a n-parafina e suas emulsões foram criadas três seções distintas,

nas quais foram realizadas análises para poço terrestre vertical, marítimo vertical e marítimo

horizontal. Os dados de entrada e esquema ilustrativo de cada um dos poços são apresentados

nos Apêndices A, B e C.

113

5.4.1.1 Poço terrestre vertical e diferentes temperaturas de fundo do poço

Para o estudo com a n-parafina pura no poço terrestre vertical foram estudadas 4

vazões de entrada de gás distintas, de 3000 a 7000 scf/min, considerando um tempo de

fechamento do poço de 3 minutos.

A Figura 5.32 apresenta o comportamento da pressão no choke em função do tempo

de circulação do kick nas condições apresentadas. É possível notar que à medida que a vazão

de entrada de gás aumenta a pressão inicial de fechamento do poço (SICP) também aumenta,

pois mesmo que o gás se encontre solubilizado na n-parafina, a massa específica da região

contaminada diminui, requerendo assim uma maior contrapressão no choke para manutenção

da pressão no fundo do poço constante.

Figura 5. 32 - Pressão no choke no poço terrestre - N-parafina pura.

Nota-se que o aumento da vazão de entrada de gás também faz com que o ponto de

saturação seja atingido de forma antecipada, fato que se deve à capacidade do fluido de

solubilizar o gás na condição de pressão e temperatura que a mistura se encontra, como foi

discutido no item 5.2 deste capítulo. Nas vazões de entrada de 3000 scf/min e 4000 scf/min

percebe-se a ocorrência de um patamar constante no instante em que o gás alcança a

superfície (t =156min e t = 136min respectivamente). Tal ocorrência se deve ao fato de ainda

haver gás em solução à medida em que a zona bifásica é produzida na superfície.

A Figura 5.33 apresenta os resultados obtidos para o volume de ganho nos tanques,

seguindo o comportamento esperado para cada valor de vazão de entrada de gás. Nota-se que

700

750

800

850

900

950

1000

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)

Qgás = 3000 scf/min




114

o volume inicial de ganho é maior à medida que se aumenta a vazão de entrada de gás, fato

que se deve ao maior inchamento sofrido pela n-parafina numa maior quantidade de gás.

Figura 5. 33 - Volume de ganho nos tanques no poço terrestre - N-parafina pura.

A vazão de saída do gás pelo choke na superfície é apresentada na Figura 5.34. Nota-se

pela figura que há uma boa concordância temporal entre os gráficos apresentados para a

pressão no choke e volume de ganho. Percebe-se também que se tratando de volumes de gás

superiores, o tempo necessário para remoção completa do gás aumenta significativamente.

Tendo como base a vazão de entrada de 3000 scf/min, o tempo de remoção necessário para a

vazão de 7000 scf/min chega a ser 55% superior.

Figura 5. 34 - Vazão de gás na superfície no poço terrestre - N-parafina pura.

0

5

10

15

20

25

30

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)





0

100

200

300

400

500

600

700

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)





115

Acompanhou-se também o comportamento da vazão de chegada de líquido na superfície,

pela Figura 5.35. Nota-se também que há boa concordância deste parâmetro com os demais

que foram apresentados anteriormente. A variação que ocorre no intervalo subsaturado,

conforme o volume de ganho é quase imperceptível (varia entre 99,95 e 100,5 gpm

aproximadamente). Também é evidenciado o instante em que a zona contaminada atinge o

ponto de saturação, quando é percebido um aumento na vazão de líquido e aumento gradativo

à medida que o gás vai saindo de solução da n-parafina, e também o instante da chegada do

gás na superfície, onde nota-se uma diminuição na vazão de líquido. No caso da vazão de

7000 scf/min, nota-se uma diminuição em t=88 min, que representa o instante em que não há

mais gás solubilizado na n-parafina. Posteriormente a vazão aumenta ligeiramente devido à

expansão controlada do gás no poço até o mesmo ser produzido, onde o comportamento então

segue como para os demais casos.

Figura 5. 35 - Vazão de retorno de líquido no poço terrestre - N-parafina pura.

Foi analisada também a circulação de kicks numa emulsão 70-30 de n-parafina e água.

Os valores de vazão de entrada de gás foram de 3000 scf/min a 8000 scf/min, também para

um tempo de fechamento do poço de 3 minutos. O esquema do poço terrestre aqui estudado

foi o mesmo apresentado nos casos da n-parafina pura (Apêndice A).

A Figura 5.36 apresenta os resultados obtidos para a pressão no choke. Alguns dos

valores utilizados para vazão de entrada foram semelhantes aos utilizados para a n-parafina

pura, como 3000, 5000 e 7000 scf/min. Comparando-se os dois casos, nota-se que para o

80

100

120

140

160

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





116

mesmo volume de gás de entrada, ocorre uma antecipação no instante em que o gás sai de

solução. Tendo como referência a vazão de entrada de 5000 scf/min, nas mesmas condições

de poço, a zona contaminada atinge a pressão de saturação cerca de 60 minutos antes na

emulsão 70-30 em relação ao observado na n-parafina pura. Tal efeito se deve à solubilização

do gás ocorrer apenas na fase óleo da emulsão, dessa maneira, a mistura n-parafina-água

apresenta uma menor capacidade de manter o gás solubilizado durante o deslocamento do

kick pelo poço. Pelo mesmo motivo, observa-se também que a pressão de fechamento no

poço é maior no caso da vazão de 8000 scf/min, por já se tratar de um caso saturado, ou seja,

há gás livre desde o início da circulação, fazendo com que seja necessária uma maior

contrapressão no choke logo no início da circulação do kick.

Figura 5. 36 - Pressão no choke no poço terrestre - N-parafina Emulsão 70-30.

Pelo acompanhamento da pressão no choke, nota-se também que o aumento na

pressão no momento em que o gás sai de solução na emulsão 70-30 foi mais acentuado do que

o observado na n-parafina pura. Esse fato é explicado pelo fato de o gás sair de solução num

menor intervalo de tempo na emulsão do que na n-parafina pura.

O volume de ganho nos tanques, apresentado pela Figura 5.37, mostra que o

inchamento sofrido pela emulsão é menor do que o observado na n-parafina pura.

700

750

800

850

900

950

1000

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)

Qgás = 3000 scf/minQgás = 5000 scf/minQgás = 7000 scf/minQgás = 8000 scf/min

117

Figura 5. 37 - Volume de ganho nos tanques no poço terrestre - N-parafina Emulsão 70-30.

O comportamento da vazão de gás na superfície, apresentado na Figura 5.38, seguiu

como era esperado, havendo boa concordância temporal com os resultados obtidos para a

pressão no choke e o volume de ganho. Nota-se que na emulsão 70-30, ocorre uma

antecipação na produção de gás se comparada a n-parafina pura, devido ao gás sair de solução

antecipadamente, a uma maior pressão de saturação. Consequentemente, a produção do gás é

antecipada.

Figura 5. 38 - Vazão de gás na superfície no poço terrestre - N-parafina Emulsão 70-30.

Pelo acompanhamento da vazão de líquido na superfície, como mostra a Figura 5.39,

nota-se que a variação de retorno de líquido na condição subsaturada também foi pequena na

0

5

10

15

20

25

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)





0

100

200

300

400

500

600

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)





118

simulação com a emulsão 70-30 de n-parafina. Percebe-se também que existem dois

intervalos de tempo distintos onde ocorre um aumento na vazão de retorno de líquido sendo

que o primeiro aumento se deve ao instante em que o gás sai de solução e sua liberação do

fluido, e posteriormente ocorre um aumento devido à expansão controlada do gás até que o

mesmo atinja a superfície e a expulsão se inicia.

Figura 5. 39 - Vazão de retorno de líquido no poço terrestre - N-parafina Emulsão 70-30.

A última análise realizada no poço terrestre vertical foi considerando-se diferentes

temperaturas no fundo do poço, ou seja, um maior gradiente geotérmico no mesmo poço

terrestre apresentado. Foi considerada uma única vazão de entrada de gás de 6000 scf/min,

por um período de 3 minutos, para temperaturas no fundo do poço de 100, 110, 120 e 130 °C

(os gradientes geotérmicos utilizados estão disponíveis no Apêndice A). Foi considerada

nessa análise a composição de n-parafina pura.

A pressão no choke neste caso pode ser vista de acordo com a Figura 5.40, onde nota-

se que houve pouca sensibilidade à temperatura no intervalo de tempo que o gás se encontra

solubilizado na n-parafina. Observa-se que a contrapressão gerada em cada caso é bem

próxima.

80

100

120

140

160

180

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





119

Figura 5. 40 - Pressão no choke para diferentes temperaturas de fundo no poço terrestre - N-

parafina pura.

A variação no comportamento do volume de ganho nos tanques, apresentado pela

Figura 5.41 demonstra concordância com o efeito do encolhimento da n-parafina na presença

do gás.

700

750

800

850

900

950

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)

T = 100°C

T = 110°C

T = 120°C

T = 130°C

120


terrestre - N-parafina pura.

A chegada do gás na superfície, porém, não apresentou diferença significativa em

função da temperatura no fundo do poço, e a produção do gás em quaisquer um dos casos

ocorre no mesmo instante, como é mostrado na Figura 5.42.



0

5

10

15

20

25

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)

T = 100°C

T = 110°C

T = 120°C

T = 130°C

0

100

200

300

400

500

600

700

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)

T = 100°C

T = 110°C

T = 120°C

T = 130°C

121

De maneira semelhante, a vazão de liquido na superfície também não apresentou

mudança significativa em seu comportamento em função das diferentes temperaturas de

fundo, como é mostrado na Figura 5.43.



Pode-se observar por esta análise que o efeito da temperatura no fundo do poço não

impacta de maneira significativa na circulação do kick, sendo que a saturação da zona

contaminada ocorreu em instantes bem próximos em todos os casos.

5.4.1.2 Poço Marítimo vertical e análise para diferentes lâminas d’água

Para o estudo com a n-parafina no poço marítimo vertical, foram estudadas 4 vazões

de entrada de gás distintas, de 4000 a 12000 scf/min, considerando um tempo de fechamento

do poço de 3 minutos. O poço (dados disponíveis no Apêndice B) tem pressão de fundo

próxima a de um poço de alta pressão (BHP = 9865 psi e BHT=120°C) e de lâmina d’agua

profunda (LDA=1500 metros).

O comportamento da pressão no choke pode ser visto de acordo com a Figura 5.44. É

possível notar que nos instantes iniciais, para todas as vazões de entrada de gás o

comportamento foi aproximadamente semelhante por se tratarem de casos subsaturados, nos

instantes em que a zona contaminada passa pelos trechos no poço com os comandos, poço

aberto e entrada no revestimento. Observa-se que o pico máximo da pressão no choke tende a

diminuir em função do aumento da vazão de entrada de gás. Este fato ocorre devido à

liberação do gás ocorrer mais próximas à linha submarina do choke (no caso da vazão de

80

90

100

110

120

130

140

150

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)

T = 130°C

T = 120°C

T = 110°C

T = 100°C

122

8500scf/min), ou mesmo já dentro da linha do choke (caso das vazões de 4000 e 6000

scf/min), onde o gás rapidamente chega na superfície. No caso da vazão de 12000 scf/min, a

saturação da zona contaminada ocorre ainda dentro do revestimento.

Figura 5. 44 - Pressão no choke no poço marítimo vertical. N-parafina pura.

A Figura 5.45 mostra o comportamento do volume de ganho nos tanques no mesmo

intervalo. Durante o deslocamento da zona contaminada até a sua chegada na linha submarina

do choke, o comportamento é bastante similar para cada valor de vazão de entrada, diferindo

apenas pelo nível de volume. Ocorre também que, quando a zona contaminada atinge o ponto

de saturação, há uma diminuição no nível de volume, o qual se acredita ser causado pelo

encolhimento maior sofrido pelo fluido a uma baixa temperatura quando o gás sai de solução.

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

0 100 200 300 400

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)


123

Figura 5. 45 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo vertical. N-parafina pura.

Acompanhando a vazão de gás na superfície pela Figura 5.46, nota-se um intervalo de

tempo muito curto onde ocorre a produção do gás para as vazões de gás de entrada menores,

fato explicado pela liberação do gás já ocorrer próximo à linha do choke, como já foi relatado.

Figura 5. 46 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo vertical. N-parafina pura.

0

5

10

15

20

25

30

0 100 200 300 400

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 100 200 300 400

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)


124

A vazão de líquido na superfície demonstra boa concordância com resultados obtidos,

mesmo pela diminuição observada no instante em que o gás sai de solução, como pode ser

visto na Figura 5.47. Nota-se também uma grande diminuição na vazão de líquido quando o

gás começa a ser produzido, devido à alta vazão de gás na superfície à medida que o mesmo

sai de solução e é produzido.

Figura 5. 47 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo vertical. N-parafina pura.

Foram realizadas também simulações para estudar a circulação do kick em emulsão

70-30 no poço marítimo vertical. Foram consideradas as mesmas vazões de 4000 a 12000

scf/min e o mesmo tempo de fechamento do poço de 3 minutos, estudadas na n-parafina pura

e observadas as diferenças operacionais e termodinâmicas em cada um dos casos.

A Figura 5.48 apresenta o acompanhamento da pressão no choke para as quatro vazões

de entrada de gás anteriormente mencionadas. Primeiramente, é possível observar que as

pressões iniciais de fechamento do poço foram menores que as observadas no caso estudado

para a n-parafina pura. Nota-se que apenas no caso da vazão de entrada de 4000 scf/min é que

a zona contaminada atingiu a pressão de saturação já próxima à linha submarina do choke,

apresentando porém um maior pico de pressão em relação ao que foi observado na n-parafina

pura.

40

60

80

100

120

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)


125

Figura 5. 48 - Pressão no choke no poço marítimo vertical. N-parafina Emulsão 70-30.

Para os demais casos de vazão de entrada, observa-se o mesmo comportamento na

pressão relatado no poço terrestre vertical, com relação à antecipação da ocorrência da

saturação da zona contaminada, devido à menor razão de solubilidade da emulsão para uma

mesma quantidade de gás a uma determinada pressão e temperatura.

O volume de ganho nos tanques foi inferior àqueles observados na simulação com a n-

parafina pura, como pode ser observado de acordo com a Figura 5.49.

700

800

900

1000

1100

1200

1300

0 100 200 300 400

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)


Qgás = 6000 scf/minQgás = 8500 scf/min


126

Figura 5. 49 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo vertical. N-parafina Emulsão

70-30.

O comportamento da vazão de gás na superfície pode ser visto de acordo com a Figura

5.50. Observa-se que o maior pico observado foi na circulação do kick de 4000 scf/min,

devido à liberação do gás solubilizado ocorrer próxima à linha do choke, e assim acaba

gerando uma maior velocidade na fase gasosa nesse trecho. Para as demais vazões de 6000,

8500 e 10000 scf/min, a liberação do gás ocorrendo dentro do poço ameniza a transição do

gás para a linha do choke, gerando menores velocidades e consequentemente um menor pico,

porém é necessário um maior tempo para expulsão completa do gás.

0

5

10

15

20

25

0 100 200 300 400

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)


127

Figura 5. 50 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo vertical. N-parafina Emulsão 70-

30.

A vazão de líquido também apresentou boa concordância com os demais parâmetros

analisados, apresentando um aumento no retorno quando ocorre a liberação do gás

solubilizado, e diminuição quando a saída do mesmo acontece na superfície, como

apresentado pela Figura 5.51.

Figura 5. 51 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo vertical. N-parafina Emulsão 70-

30.

0

500

1000

1500

2000

2500

0 100 200 300 400

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)





30

50

70

90

110

130

150

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





128

A terceira e última análise realizada para o poço marítimo vertical foi com relação ao

comprimento da lâmina d’água. Foram estudados 4 comprimentos diferentes, em poços

marítimos de lâminas d’água de 500, 1000, 1500 e 2000 metros de comprimento, para a

mesma profundidade de poço apresentado na tabela do Apêndice B. Em outras palavras,

variou-se a lâmina d’água, e assim o comprimento total da superfície até o fundo do poço

também variou em função de cada lâmina. Em todos os casos, a vazão de entrada de gás foi

de 15000 scf/min por um período de 3 min, e utilizou-se uma vazão de circulação do kick de

150 gpm neste caso.

A Figura 5.52 mostra o comportamento da pressão no choke. Pode-se observar que a

pressão inicial de fechamento do poço foi maior à medida que a lâmina d’água diminuiu. Tal

fato se deve à necessidade de se ter uma maior pressão inicial no choke para estabilizar a

pressão no fundo do poço, devido à menor coluna hidrostática de fluido sobre a formação,

advinda da linha do choke. Nota-se também que o ponto de saturação da zona contaminada é

antecipado em função da menor pressão exercida sobre ela nas condições do poço.

Figura 5. 52 - Pressão no choke para diferentes lâminas d'água no poço marítimo vertical. N-

parafina pura.

É possível notar ainda que nos casos de lâmina d’água de 500, 1000 e 1500 metros a

saturação ocorre dentro do poço, e para a lâmina de 2000 metros, ocorre dentro da linha do

choke, por isso assim se observa o maior pico.

450

650

850

1050

1250

1450

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)

LDA = 500 m

LDA = 1000 m

LDA = 1500 m

LDA = 2000 m

129

No caso do volume de ganho no tanque, mostrado pela Figura 5.53, percebe-se uma

tendência de haver um aumento no pico de volume à medida que se diminui a lâmina d’água.

Tal fato é explicado pela formação antecipada da zona bifásica, que acaba se expandindo por

mais tempo e assim promove um aumento maior no volume ganho, como se observa na

lâmina de 500 m.


vertical. N-parafina pura.

A vazão de gás na superfície segue de acordo com a Figura 5.54. Percebe-se uma

diminuição no pico da vazão à medida que se diminui a lâmina d’água, devido à menor coluna

de gás na linha do choke, e também pela formação antecipada da região bifásica, conforme

explicado anteriormente.

0

5

10

15

20

25

30

35

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)

LDA = 500 m

LDA = 1000 m

LDA = 1500 m

LDA = 2000 m

130

Figura 5. 54 - Vazão de gás na superfície para diferentes lâminas d'água no poço marítimo


A vazão de líquido na superfície (Figura 5.55) mostrou boa concordância com os

resultados obtidos nos demais parâmetros analisados neste estudo de caso.



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)

LDA = 500 m

LDA = 1000 m

LDA = 1500 m

LDA = 2000 m

80

100

120

140

160

180

200

220

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)

LDA = 500 mLDA = 1000 mLDA = 1500 mLDA = 2000 m

131

5.4.1.3 Poço Marítimo Horizontal

Na análise de sensibilidade realizada no poço marítimo horizontal simulado com n-

parafina pura, foram consideradas quatro vazões de entrada de gás distintas, de 9000 a 18000

scf/min, para um tempo de fechamento do poço de 1 min. Outros dados de entrada utilizados

na análise são apresentados no Apêndice C. O poço está a uma lamina d’água de 1200 m,

considerada profunda. O trecho horizontal do poço tem aproximadamente 800 m de

comprimento.

A pressão no choke pode ser vista de acordo com a Figura 5.56. Nota-se que o

comportamento é bastante similar no intervalo inicial da circulação do kick por todos casos se

tratarem de casos subsaturados, em que pode ser observado um aumento gradativo da pressão

à medida que a região contaminada com gás passa pelo trecho inclinado do poço. Nos casos

de vazão de entrada de 15000 e 18000 scf/min, nota-se que ocorre um aumento súbito na

pressão no instante em que a zona contaminada atinge o ponto de saturação, que ocorre no

intervalo inclinado do poço. Neste instante, a fração de vazios inicial calculada pelo simulador

é maior, o que promove o aspecto de aumento na contrapressão no choke, devido à maior

perda de carga na região bifásica. Para as vazões de 9000 e 10000 scf/min, a saturação da

zona contaminada já ocorre próxima à linha do choke.

Figura 5. 56 - Pressão no choke no poço marítimo horizontal. N-parafina pura.

500

600

700

800

900

1000

1100

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)


132

O comportamento do volume de ganho nos tanques, apresentado pela Figura 5.54,

demonstra uma variação decrescente para as vazões de entrada de 10000, 15000 e 18000

scf/min, que se deve ao descolamento da região contaminada pelo trecho inclinado do poço e

o efeito da temperatura (associado à diminuição da pressão). Nas vazões de 9000 e 10000

scf/min nota-se que nos instantes finais ainda há gás saindo de solução, gerando a mudança de

inclinação na curva do volume de ganho, da mesma forma que foi observado no gráfico da

pressão no choke (Figura 5.57).

Figura 5. 57 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo horizontal. N-parafina pura.

Pelo acompanhamento da vazão de gás na superfície (Figura 5.58), nota-se que as

menores vazões de entrada de gás (9000 e 10000 scf/min) foram as que geraram maiores pico

de vazão de gás na saída após a circulação, apresentando porém um menor tempo para

expulsão do gás. As vazões de 15000 e 18000 scf/min, por sua vez, requerem um maior

tempo para expulsão do gás no poço. É importante mencionar que estas situações distintas

mudam o panorama de controle do poço da equipe de sonda com relação à chegada do gás na

superfície, uma vez que os equipamentos da sonda que são utilizados para o tratamento do

fluido e descarte do gás precisam ser adequados a lidar com cenários como esse em cada

situação.

0

2

4

6

8

10

12

14

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)





133

Figura 5. 58 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo horizontal. N-parafina pura.

A Figura 5.59 apresenta o comportamento da vazão de líquido na superfície,

mostrando boa concordância temporal com os demais resultados obtidos para as simulações

realizadas com a n-parafina pura. É possível observar no intervalo subsaturado uma pequena

variação na vazão de retorno de líquido, devido à expansão do fluido na presença do gás

solubilizado, porém, como já foi relatado nos casos anteriores, essa variação é muito pequena

(±0,5 gpm)

Figura 5. 59 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo horizontal. N-parafina pura.

0

200

400

600

800

1000

1200

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)


65

75

85

95

105

115

125

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





134

Nas simulações realizadas com a emulsão 70-30 no mesmo poço marítimo horizontal

estudado neste tópico, também foram consideradas vazões de entrada de 9000 a 18000

scf/min, para o fechamento do poço em 1 minuto.

A Figura 5.60 mostra o comportamento esperado da pressão no choke na circulação de

kicks de diferentes proporções no poço marítimo horizontal, com a emulsão 70-30 de n-

parafina. Da mesma maneira que ocorreu nos demais casos estudados com emulsões, a

saturação da zona contaminada ocorre de forma antecipada, devido à menor capacidade de

solubilização da emulsão. Em todos os casos, a zona contaminada liberou o gás no intervalo

inclinado do poço, gerando o aumento súbito visto da pressão no choke. Nota-se que à medida

que se aumenta o volume de gás no poço, o pico da pressão no choke também aumenta,

devido à maior coluna de gás, quando o mesmo sai de solução da emulsão.

Figura 5. 60 - Pressão no choke no poço marítimo horizontal. N-parafina Emulsão 70-30.

Outra diferença importante entre a circulação do kick com a n-parafina pura e a

emulsão 70-30, é que os picos de pressão para o mesmo volume de gás no poço foram

inferiores na emulsão, se comparados à n-parafina pura. Tal fato é importante na

previsibilidade de riscos à integridade do poço com relação à ocorrência de fraturas em

formações mais frágeis expostas no poço.

O acompanhamento do volume de ganho nos tanques é apresentado na Figura 5.61. A

variação de volume acontece de forma semelhante ao estudo realizado para a n-parafina pura,

650

700

750

800

850

900

950

1000

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)





135

em função da variação da pressão e da temperatura à medida que a zona contaminada

(subsaturada) desloca pelo poço.

Figura 5. 61 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo horizontal. N-parafina

Emulsão 70-30.

As vazões de gás na superfície ficaram bem próximas para todos os casos, como é

apresentado na Figura 5.62. Nota-se que há semelhança no comportamento para cada um dos

casos, sendo maior o tempo de remoção do gás e o pico na superfície para o maior volume de

gás no poço.

Figura 5. 62 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo horizontal. N-parafina Emulsão

70-30.

0

2

4

6

8

10

12

14

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)


136

A vazão de líquido na superfície, apresentada pela Figura 5.63, mostrou boa

concordância temporal com demais dados de saída apresentados na análise para a emulsão.

Figura 5. 63 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo horizontal. N-parafina Emulsão

70-30.

5.4.2 Éster

Nos estudos de caso realizados com o éster e suas emulsões, também foram criadas

três seções distintas, nas quais foram realizadas análises para os mesmos esquemas de poço

terrestre vertical, marítimo vertical e marítimo horizontal estudados no tópico anterior para a

n-parafina (dados apresentados nos Apêndices A, B e C).

As discussões que foram realizadas a respeito dos resultados obtidos para o éster,

permitiram uma melhor compreensão das diferenças operacionais na utilização deste fluido

em relação à n-parafina, em cenários de controle de poço semelhantes.

5.4.2.1 Poço terrestre vertical e diferentes temperaturas de fundo do poço

No primeiro estudo realizado no poço terrestre vertical com o éster, foram estudadas 4

vazões de entrada de gás distintas, de 3000 a 7000 scf/min, considerando um tempo de

fechamento do poço de 3 minutos.

A Figura 5.64 apresenta o comportamento da pressão no choke em função do tempo

de circulação do kick nas condições apresentadas. No caso do éster, observa-se que todos os

casos são inicialmente subsaturados. Para a maior vazão de entrada de gás, 7000 scf/min, a

zona contaminada atinge a pressão de saturação pouco tempo após o início da circulação do

90

100

110

120

130

140

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





137

kick. Comparando com a mesma vazão de 7000 scf/min no caso de poço terrestre estudado

para a n-parafina, nota-se que para as mesmas condições de poço e circulação do kick, a

saturação da zona contaminada na simulação com o éster ocorre aproximadamente 64 minutos

antes do que o observado na n-parafina. Tal comportamento já era esperado, uma vez que o

éster possui uma razão de solubilidade bem menor que a n-parafina, a uma mesma condição

de temperatura e pressão.

Figura 5. 64 - Pressão no choke no poço terrestre. Éster puro.

Como relatado no tópico de análise das propriedades termodinâmicas, o éster

apresenta um menor inchamento em relação à n-parafina para uma mesma quantidade de gás

solubilizado. Consequentemente, ele apresenta uma maior massa específica nessa mesma

condição. Por este motivo, nota-se que a SICP em todos os casos foi menor que a observada

na n-parafina (apesar dos valores de entrada de gás não serem iguais).

Acompanhando o volume de ganho nos tanques de acordo com a Figura 5.65, percebe-

se também que os picos de ganho de volume são menores no caso do éster, se comparados

com os resultados da n-parafina, mantendo, porém, o aumento proporcional em função do

aumento da quantidade de entrada de gás no poço.

700

750

800

850

900

950

1000

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)


138

Figura 5. 65 - Volume de ganho nos tanques no poço terrestre. Éster puro.

O comportamento da vazão de gás na superfície é mostrado na Figura 5.66. Observa-

se que os picos de vazão ficaram bem próximos, diferindo-se pelo instante em que o gás

chega na superfície e pelo tempo necessário para expulsão completa do gás.

Figura 5. 66 - Vazão de gás na superfície no poço terrestre. Éster puro.

A vazão de líquido na superfície (Figura 5.67) apresentou boa concordância com os

demais resultados, com pouca variação no intervalo subsaturado, o instante em que o gás sai

de solução, pelo aumento percebido no retorno de líquido, e chegada do gás na superfície,

pela diminuição abaixo da vazão de circulação de 100 gpm. Nota-se que ocorre uma oscilação

numérica quando se inicia a etapa de produção do gás na superfície, assim como foi

observado para a n-parafina no poço terrestre vertical, que pode estar sendo causada pela

0

5

10

15

20

25

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)


0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)


139

escolha do passo de tempo utilizado na simulação (consultar o passo de tempo no Apêndice

A).

Figura 5. 67 - Vazão de retorno de líquido no poço terrestre. Éster puro.

Para o mesmo poço terrestre, foi analisada também a circulação de kicks numa

emulsão 70-30 de éster e água. Os valores de vazão de entrada de gás foram de 3000 scf/min a

7000 scf/min, também para um tempo de fechamento do poço de 3 minutos.

Acompanhando pelo gráfico da pressão no choke (Figura 5.68), nota-se que ocorre o

mesmo efeito de antecipação da saturação da zona contaminada no éster para as vazões de

3000, 4000 e 5000 scf/min, pois se tratam de casos subsaturados. A vazão de 7000 scf/min,

porém, trata-se de um caso supersaturado, ou seja, ocorre a formação de uma região bifásica

desde o início da circulação do kick. Nas mesmas condições de fundo de poço e para um

mesmo volume de gás, a emulsão 70-30 de éster não é capaz de solubilizar todo o gás invasor,

como foi visto no caso do éster puro.

80

90

100

110

120

130

140

150

160

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





140

Figura 5. 68 - Pressão no choke no poço terrestre. Éster Emulsão 70-30.

Percebe-se que para o valor de 7000 scf/min, o gás rapidamente chega à superfície e é

liberado, promovendo assim uma rápida expansão do fluido, como pode ser visto pela Figura

5.69, que mostra o comportamento do volume de ganho nos tanques.

Figura 5. 69 - Volume de ganho nos tanques no poço terrestre. Éster Emulsão 70-30.

Pelo fato da chegada do gás ocorrer com maior antecipação no caso da vazão de 7000

scf/min em relação aos demais casos, a operação de controle pode ser mais difícil aos

operadores, no que diz respeito ao controle das pressões no poço, tratamento e descarte do gás

700

750

800

850

900

950

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)





0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)





141

invasor. A Figura 5.70 mostra o comportamento da vazão de gás na superfície, indicando

tanto um maior pico na vazão, como também um maior tempo para remoção completa do gás.

Figura 5. 70 - Vazão de gás na superfície no poço terrestre. Éster Emulsão 70-30.

Por este motivo, é observado também um maior retorno de líquido na superfície em

função da rápida expansão do gás no caso da vazão de 7000 scf/min, como pode ser visto de

acordo com a Figura 5.71.

Figura 5. 71 - Vazão de retorno de líquido no poço terrestre. Éster Emulsão 70-30.

Como foi observado tanto no estudo feito para o éster puro e a emulsão 70-30, o fato de o gás

sair de solução a uma profundidade maior no poço (maior pressão de bolha) pode trazer

0

50

100

150

200

250

300

350

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)


80

90

100

110

120

130

140

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





142

algum risco à integridade do poço com relação à formação de fraturas em trechos mais frágeis

no poço aberto exposto ao aumento de pressão. Tal risco deve ser levado em consideração no

estudo das pressões que serão geradas durante a circulação do kick. Avaliando-se esta

possibilidade, em comparação à n-parafina, o risco de fraturas pode ser maior no éster.

Entretanto, no presente trabalho não será realizada uma análise voltada a este risco.

Realizou-se também uma análise de sensibilidade a diferentes temperaturas no fundo

do poço vertical, considerando éster puro como fluido de perfuração. Foi considerada uma

única vazão de entrada de gás de 6000 scf/min, por um período de 3 minutos, para

temperaturas no fundo do poço de 100, 110, 120 e 130 °C (ver Apêndice A).

A Figura 5.72 apresenta o comportamento da pressão no choke para diferentes

temperaturas no fundo do poço. Nota-se também que houve pouca sensibilidade a este

parâmetro no estudo para o éster. Mesmo para temperaturas mais altas, não observou-se

grande variação nas propriedades PVT do éster que proporcionassem comportamentos

diferentes para cada caso de temperatura de fundo.

Figura 5. 72 - Pressão no choke para diferentes temperaturas de fundo no poço terrestre. Éster

Puro.

O mesmo foi observado no comportamento do volume de ganho nos tanques,

apresentado pela Figura 5.73, demonstrando concordância com o efeito do inchamento do

700

750

800

850

900

950

0 50 100 150 200

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)

T = 100°C

T = 110°C

T = 120°C

T = 130°C

143

éster na presença do gás, sendo que o fator de formação de volume aumenta com o aumento

da temperatura.


terrestre. Éster Puro.

A vazão de gás na superfície (Figura 5.74), como era esperado, ocorre praticamente no

mesmo instante para todos os casos de temperatura de fundo.



0

5

10

15

20

25

0 50 100 150 200

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)

T = 100°CT = 110°CT = 120°CT = 130°C

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 50 100 150 200

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)

T = 100°C

T = 110°C

T = 120°C

T = 130°C

144

A vazão de líquido também demonstrou boa concordância temporal com os demais

parâmetros, indicando o instante da saturação da zona contaminada e produção do gás na

superfície, como apresenta a Figura 5.75.



5.4.2.2 Poço Marítimo vertical e análise para diferentes lâminas d’água

Para o estudo com éster no poço marítimo vertical, foram estudadas 4 vazões de

entrada de gás distintas, de 5000 a 10000 scf/min, considerando um tempo de fechamento do

poço de 3 minutos. O poço marítimo possui os mesmos dados que aqueles utilizados no

estudo para a n-parafina (dados disponíveis no Apêndice B).

Analisando primeiramente a circulação do kick com éster puro, a Figura 5.76

apresenta o comportamento esperado da pressão no choke em função do tempo. Todos as

situações se tratam de casos subsaturados, sendo crescente a pressão de fechamento do poço

em função do maior volume de gás, pelo maior inchamento inicial sofrido pelo éster nas

condições de fundo do poço. Observa-se os maiores picos de pressão para as vazões de 5000 e

6000 scf/min, pois nesses casos a saturação do gás ocorre também próxima à linha do choke.

80

90

100

110

120

130

140

0 50 100 150 200

Va

zã

o d

e l

íqu

ido

(gp

m)

Tempo (min)

T = 100°C

T = 110°C

T = 120°C

T = 130°C

145

Figura 5. 76 - Pressão no choke no poço marítimo vertical. Éster puro.

Nota-se pelo comportamento do volume de ganho no tanque (Figura 5.77) uma maior

diminuição no nível de volume à medida em que a zona contaminada se desloca pelo poço,

demonstrando o efeito de encolhimento do éster, pelo fato de haver diminuição tanto da

pressão quanto da temperatura na ZC.

Figura 5. 77 - Volume de ganho no tanque no poço marítimo vertical. Éster puro.

700

800

900

1000

1100

1200

0 100 200 300

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)





0

5

10

15

20

25

0 100 200 300

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)


146

Pela chegada do gás na superfície (Figura 5.78), nota-se uma rápida produção para a

vazão de 5000 scf/min e um alto pico de vazão de saída do gás. Como foi relatado, a maior

velocidade adquirida pelo gás durante sua liberação e passagem pela linha do choke promove

uma expansão mais rápida do mesmo.

Figura 5. 78 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo vertical. Éster puro.

Observando o comportamento da vazão de retorno de líquido na superfície pela Figura

5.79. No intervalo subsaturado, a variação é mínima. Nota-se concordância do aumento no

retorno de líquido no instante em que ocorre a saturação da zona contaminada em todos os

casos. Com relação às vazões de 5000 e 6000 scf/min, com a saturação da zona contaminada

ocorrendo na linha do choke, tende-se a observar um ligeiro aumento após o início da

produção do gás, que se deve à entrada da base do gás na linha do choke, causando um ganho

de velocidade.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 100 200 300

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)





147

Figura 5. 79 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo vertical. Éster puro.

Nas simulações realizadas com emulsão 70-30 no poço marítimo vertical, foram

consideradas as mesmas vazões de 5000 a 10000 scf/min e o mesmo tempo de fechamento do

poço de 3 minutos, estudadas no éster puro e observadas as diferenças operacionais e

termodinâmicas em cada um dos casos.

A Figura 5.80 apresenta o comportamento da pressão no choke em função do tempo.

Nota-se também que, para os mesmos valores de vazão de gás de entrada estudados no éster

puro, para a emulsão 70-30 as pressões geradas no choke foram inferiores. Em todos os casos,

a saturação da zona contaminada ocorre completamente dentro do poço, então o aumento no

pico de pressão observado se deve apenas ao volume de gás no poço, sendo que à medida que

se aumenta o volume de gás, maior será a contrapressão a ser gerada para compensar a menor

hidrostática da região bifásica.

75

85

95

105

115

125

135

145

155

0 100 200 300

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





148

Figura 5. 80 - Pressão no choke no poço marítimo vertical. Éster Emulsão 70-30.

Após a saturação da zona contaminada, percebe-se um período de ligeiro aumento na

pressão no choke, durante o intervalo de formação da região bifásica até a completa saturação

da zona contaminada. Para a vazão de 10000 scf/min, a saturação ocorre a uma maior

profundidade, e assim a hidrostática gerada pela coluna de gás não se expande tanto como

para os demais casos, e assim se observa uma redução na pressão no choke (t=50min), até que

a expansão do gás seja maior e se torna necessária maior contrapressão no choke para manter

a pressão no fundo do poço estabilizada (a partir de 65 min).

Pelo acompanhamento do volume de ganho nos tanques (Figura 5.81), notam-se

valores de ganho inicialmente menores que os observados no éster puro, com o nível de ganho

aumentando conforme o volume de gás de entrada no poço, como era esperado.

750

800

850

900

950

0 100 200 300

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)





149

Figura 5. 81 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo vertical. Éster Emulsão 70-30.

No comportamento da vazão de gás (Figura 5.82), notam-se picos maiores para as

vazões de 5000 scf/min e 10000 scf/min. No primeiro caso, pela saturação ocorrer próxima à

linha do choke se expandindo com maior velocidade, e no segundo caso, pela maior coluna de

gás no poço e rápida chegada do gás.

Figura 5. 82 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo vertical. Éster Emulsão 70-30.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 100 200 300

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)





0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 100 200 300

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)





150

A vazão de retorno de líquido (Figura 5.83) concorda em tempo e amplitude com os

instantes de surgimento e formação da zona bifásica, bem como na chegada do gás na

superfície.

Figura 5. 83 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo vertical. Éster Emulsão 70-30.

Na análise realizada para diferentes lâminas d’água no poço marítimo vertical, foram

consideradas lâminas d’água de 500, 1000, 1500 e 2000 metros de comprimento, assim como

foi realizado para a n-parafina para o mesmo comprimento de poço apresentado na tabela do

Apêndice B. Em todos os casos, a vazão de entrada de gás foi de 15000 scf/min por um

período de 3 min, e utilizou-se uma vazão de circulação do kick de 150 gpm neste caso.

A Figura 5.84 mostra o comportamento da pressão no choke. Pode-se observar que a

pressão inicial de fechamento do poço foi maior à medida que a lâmina d’água diminuiu,

devido à necessidade de se impor uma maior contrapressão inicial para estabilizar a pressão

no fundo do poço, devido à menor coluna hidrostática de fluido sobre a formação, advinda da

linha do choke.

95

100

105

110

115

0 100 200 300

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





151

Figura 5. 84 - Pressão no choke para diferentes lâminas d'água no poço marítimo vertical.

Éster puro.

Em todos os casos, observa-se que os picos de pressão gerados foram menores que

aqueles observados para a n-parafina. Entretanto, devido à antecipação da saturação da zona

contaminada no éster, em relação à n-parafina, o aumento excessivo na pressão já nos

instantes iniciais pode trazer outros problemas no poço, com relação à ocorrência de fraturas

em formações mais frágeis, como se observa no caso da lâmina de 500 m. Dessa forma, deve-

se evitar kicks dessa proporção em fluidos base éster, de maneira a minimizar os riscos

associados às pressões geradas no poço.

Como se pode observar na Figura 5.85, o volume de ganho nos tanques indica um

valor inicial de ganho de 22 bbl aproximadamente, além de acompanhar o aumento da pressão

no choke devido ao surgimento da fase gasosa quando a zona contaminada atinge a pressão de

saturação.

500

600

700

800

900

1000

1100

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)

LDA = 500 m

LDA = 1000 m

LDA = 1500 m

LDA = 2000 m

152


vertical. Éster puro.

A vazão de gás na superfície (Figura 5.86) demonstra a tendência de diminuição do

pico de vazão, em concordância com o gráfico de pressão no choke, devido à maior

velocidade e comprimento da fase gasosa quando a mesma atinge a linha do choke.

Figura 5. 86 - Vazão de gás na superfície para diferentes lâminas d'agua no poço marítimo


0

5

10

15

20

25

30

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)

LDA = 500 m

LDA = 1000 m

LDA = 1500 m

LDA = 2000 m

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)

LDA = 500 m

LDA = 1000 m

LDA = 1500 m

LDA = 2000 m

153

Por fim, a vazão de líquido (Figura 5.87) demonstra a concordância com os resultados

obtidos para os demais parâmetros. Nota-se para a lâmina d’água de 500 m um aumento mais

súbito no retorno de líquido, devido ao menor comprimento da linha do choke e

consequentemente, pela chegada rápida do gás na superfície, o retorno de líquido acaba sendo

maior.



5.4.2.3 Poço Marítimo Horizontal

A última análise de sensibilidade realizada para o éster foi considerando o mesmo

esquema de poço marítimo horizontal a uma lâmina d’água de 1200 simulado com n-parafina

pura, pelos dados de entrada utilizados na análise são apresentados no Apêndice C. Nesta

análise, foram consideradas quatro vazões de entrada de gás distintas, de 9000 a 18000

scf/min, para um tempo de fechamento do poço de 1 min.

O acompanhamento da pressão no choke (Figura 5.88) apresenta os resultados para as

quatro vazões de entrada de gás. Observa-se que para as vazões de 15000 e 18000 scf/min,

ocorre um aumento mais acentuado na pressão, pois em ambos casos há gás livre desde o

início da circulação, indicando supersaturação. Para as vazões de 9000 e 10000 scf/min, o gás

se encontra solubilizado no éster, tendo sua liberação ocorrendo no trecho inclinado do poço,

também com uma maior fração de vazios, como foi observado na n-parafina, gerando o

aumento na contrapressão no choke.

130

150

170

190

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)

LDA = 500 m

LDA = 1000 m

LDA = 1500 m

LDA = 2000 m

154

Figura 5. 88 - Pressão no choke no poço marítimo horizontal. Éster puro.

É importante ressaltar que, para os mesmos volumes de gás de entrada, em todos os

casos realizados para a n-parafina o gás se encontrava solubilizado. Já no éster, o fato de

haver uma fase gasosa livre desde o início da circulação exige uma maior contrapressão no

choke, de forma a manter a pressão no fundo do poço constante. Por este motivo, observa-se

maiores níveis de pressão na simulação com éster do que na n-parafina.

Pelo mesmo motivo, espera-se que haja um maior ganho inicial de volume nos tanques

(Figura 5.89) para os casos supersaturados, em função da expansão do gás no poço.

Figura 5. 89 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo horizontal. Éster puro.

650

700

750

800

850

900

950

1000

1050

0 100 200

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)

Qgás = 9000 scf/minQgás =10000 scf/minQgás = 15000 scf/minQgás = 18000 scf/min

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 50 100 150 200

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)


155

A vazão de gás na saída do poço, de acordo com a Figura 5.90, indica que nos casos

supersaturados (15000 e 18000 scf/min), apesar da diferença no volume total de gás, o tempo

de chegada na superfície e de expulsão do gás são bem próximos.

Figura 5. 90 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo horizontal. Éster puro.

Já a vazão de líquido na superfície demonstra boa concordância com os demais

resultados obtidos para a simulação com o éster puro no poço horizontal, como pode ser visto

de acordo com a Figura 5.91. Percebe-se que há um maior retorno de liquido nos instantes

iniciais, devido à contínua formação da região bifásica no fundo do poço, pela expansão do

gás nos casos supersaturados.

Figura 5. 91 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo horizontal. Éster puro.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 50 100 150 200

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)


90

100

110

120

0 50 100 150 200

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)


Qgás =10000 scf/min



156

A última análise de sensibilidade realizada para o éster, foi para a emulsão 70-30 no

mesmo poço marítimo horizontal estudado neste tópico. Também foram consideradas vazões

de entrada de 9000 a 18000 scf/min, para o fechamento do poço em 1 minuto.

O comportamento esperado da pressão no choke para as diferentes vazões de entrada

de gás pode ser vista de acordo com a Figura 5.92. Nota-se que neste caso apenas para a

vazão de 9000 scf/min o gás conseguiu se solubilizar completamente. Para os demais valores

de vazão de entrada, o éster encontra-se supersaturado de gás. É importante ainda observar

que os níveis de pressão alcançados no caso da emulsão 70-30 foram menores que os

observados nas mesmas condições para o éster puro, e também para aqueles observados nas

simulações com a n-parafina.

Figura 5. 92 - Pressão no choke no poço marítimo horizontal. Éster Emulsão 70-30.

Como era esperado, o volume de ganho nos tanques (Figura 5.93) apresenta um maior

nível nos instantes iniciais da circulação do kick na emulsão 70-30 de éster, justamente por

haver a presença de gás livre no fundo do poço. O aumento gradativo se deve à formação da

região bifásica à medida que sai gás da região contaminada abaixo da zona bifásica.

650

700

750

800

850

900

950

0 50 100 150 200 250

Pre

ssã

o (

psi)

Tempo (min)





157

Figura 5. 93 - Volume de ganho nos tanques no poço marítimo horizontal. Éster Emulsão 70-

30.

Acompanhando a chegada do gás na superfície (Figura 5.94), nota-se que o gás é

produzido quase que praticamente no mesmo instante de tempo, para as vazões de 10000,

15000 e 18000 scf/min. Pelo fato de já haver gás livre na circulação destes kicks, a velocidade

de ascensão do gás é bem próxima em todos os casos, diferenciando-se apenas no pico de

vazão.

Figura 5. 94 - Vazão de gás na superfície no poço marítimo horizontal. Éster Emulsão 70-30.

Analisando, por fim, a vazão de líquido na superfície pela Figura 5.95, nota-se

também um retorno maior de liquido nos instantes iniciais da circulação do kick nos casos

0

2

4

6

8

10

12

0 50 100 150 200 250

Vo

lum

e (

bb

l)

Tempo (min)





0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o (

scf/

min

)

Tempo (min)


158

supersaturados. No caso da vazão de 9000 scf/min, a liberação do gás ocorre no instante t= 40

min aproximadamente, com a zona contaminada no trecho inclinado do poço. Houve boa

concordância temporal com os demais parâmetros analisados para a emulsão 70-30 de éster

no poço horizontal.

Figura 5. 95 - Vazão de retorno de líquido no poço marítimo horizontal. Éster Emulsão 70-30.

5.4.3 Comentários sobre os Resultados Simulados para o Éster e N-parafina

Como já havia sido relatado anteriormente na revisão da literatura do presente

trabalho, o estudo de Silva et al. (2004) apontou experimentalmente as diferenças que a

utilização da n-parafina ou do éster podem trazer durante a perfuração, num contexto de

segurança do poço.

Nas simulações realizadas nos três tipos de poços foi visto que a menor solubilidade

do metano no éster em relação à n-parafina, promove a saturação antecipada da mistura gás e

fluido de perfuração. Isso equivale a dizer que a saturação ocorrerá a uma profundidade maior

no poço (maior pressão) para uma mesma quantidade de gás.

Nos estudos de caso desta análise de sensibilidade, percebeu-se que o aumento na

contrapressão no choke ocorre de forma antecipada no éster em relação à n-parafina (como

nas Figuras 5.32 e 5.64 – casos de poço terrestre ). O impacto que esse fenômeno traz para a

operação de controle de poço está relacionado ao risco de fraturas nas formações expostas no

poço aberto, caso haja um aumento excessivo na contrapressão gerada no choke antes da

passagem da zona contaminada pelo trecho aberto do poço. Esse risco pode trazer

preocupações com relação à utilização do éster.

90

100

110

120

130

140

0 50 100 150 200 250

Va

zã

o d

e líq

uid

o(g

pm

)

Tempo(min)





159

Porém, na comparação entre os poços marítimos e poço terrestre, foi visto que nos

poços marítimos são observadas maiores pressões no fundo do poço. Com isso, a saturação da

mistura com metano no éster já ocorre em instantes de tempo maiores que o observado no

poço terrestre, o que torna uma vantagem a utilização deste fluido em poços marítimos. Essa

informação, juntamente com o acompanhamento do kick pelo poço, já permite ter-se uma

previsão do risco de fraturas e adequar tanto a equipe de sonda quanto os equipamentos para

tratamento e descarte do influxo em condições mais severas.

Outro ponto destacado por Silva et al.(2004), e confirmado neste trabalho, diz respeito

a detecção de kicks. Apesar de o Unikick® não possuir uma metodologia que permita

realizar-se um estudo de detecção, foi visto pelos resultados, para mesmos valores de entrada

de gás, que o ganho de lama inicial (que reflete o volume de detecção do influxo) foi menor

no éster do que na n-parafina (o mesmo para as emulsões). Sendo assim, o acompanhamento

dos níveis de fluido no tanque durante a perfuração (pelos alarmes e indicadores de kicks)

deve ser bem estabelecido na escolha do fluido de perfuração, de forma a prever cenários de

kick que podem ser mais críticos num tipo de fluido ou outro.

Portanto, é possível observar que a segurança e integridade de poços já se inicia antes

mesmo do poço ser perfurado, pois a escolha do tipo de fluido a ser utilizado impactará

posteriormente durante a execução do controle do poço. Não somente o tipo de fluido, mas

também as condições do poço, sua localização, seu dimensionamento e geometria, irão

influenciar no comportamento dos parâmetros operacionais do controle do poço.

160

6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

O presente trabalho propôs realizar uma revisão da literatura abordando conceitos

importantes sobre a aplicabilidade de fluidos de perfuração sintéticos na construção de poços,

relatando sobre os impactos causados pela solubilidade do gás, principalmente na detecção e

ocorrência de kicks. Foi relatado também sobre a aplicação de fluidos de perfuração à base de

éster, como sendo uma alternativa de menor impacto ambiental em relação à utilização de

outros fluidos como diesel e n-parafina.

Relatou-se também sobre os desafios envolvendo a operação de controle de poço em

situações terrestres e marítimas, ou mesmo em condições de alta pressão e alta temperatura,

que são cenários recorrentes e atuais durante a perfuração de poços. Sobre a operação de

controle de poços, foram abordados alguns conceitos e técnicas comumente aplicadas pela

indústria para a remoção de kicks em diversas situações durante a perfuração, dentre as quais

se buscou ressaltar o Método do Sondador, por ser o mais aplicado em situações de kick

durante o avanço na perfuração.

Foi apresentada também a evolução de simuladores computacionais de controle de

poços, mostrando como são ferramentas imprescindíveis na etapa de projeto de poços,

permitindo identificar cenários que podem colocar em risco a integridade do poço durante a

perfuração.

6.1 Conclusões

Como foco principal do presente trabalho, apresentou-se a metodologia de aplicação

do software Unikick® e sua evolução ao longo dos anos, primeiramente com simulações de

kick em fluido base água, até as versões com fluidos sintéticos à base de diesel e n-parafina,

que utilizam correlações de propriedades termodinâmicas obtidas através de experimentos

para a realização das simulações. A implementação das correlações do éster foi o foco

principal do presente trabalho, seguindo a metodologia de outros autores que contribuíram

com o desenvolvimento do programa Unikick®.

Comparação com dados experimentais e simulador transiente

Na comparação com os dados experimentais e o simulador em regime transiente, o

simulador Unikick® foi capaz de representar um caso experimental com qualidade em seus

resultados, permitindo uma validação da modelagem de escoamento bifásico utilizada na

metodologia.

161

Análise das propriedades PVT na condição subsaturada

Atualizações e melhorias foram realizadas no simulador, visando uma melhor

representação de fenômenos físicos que podem vir a ocorrer na circulação de kicks em fluidos

sintéticos, devido à solubilização do gás nesses fluidos. Na condição subsaturada, como foi

apresentado, observou-se que as variações das propriedades como o fator de formação de

volume e a massa específica, tanto da n-parafina quanto do éster, sofreram pouca variação até

o momento em que o gás sai de solução. Tal fato se deve à faixa de pressão e temperatura a

qual foi realizada a simulação. Entretanto, o acompanhamento permitiu um melhor

entendimento dos processos físicos associados à etapa de controle de poço nas condições

apresentadas.

Outro destaque a ser mencionado é com relação à detecção de kicks. Apesar de no

presente trabalho não ter sido realizada uma análise aprofundada sobre as diferenças na

detecção de um kick num fluido base n-parafina e num fluido base éster, verificou-se que os

níveis de ganho de volume em cada um dos casos estudados diferiram significativamente,

corroborando os resultados experimentais, podendo indicar uma maior dificuldade de

detecção de kick no éster, em função do menor inchamento sofrido por este fluido na presença

do gás.

Comparação com simulador composicional

Na comparação realizada com o simulador composicional de Loiola (2015), foi

possível observar uma representação próxima à do Unikick®, salvo as particularidades da

modelagem de cada simulador. As análises para pressão no choke, volume de ganho e vazão

de gás ficaram próximas, sendo que o Unikick® apresentou um aspecto mais conservador

para os picos de pressão e volume de ganho, pois apresentou níveis de pressão e volume

maiores. Entretanto, viu-se que ocorreu conservação de massa de gás no simulador,

mostrando boa estabilidade em sua simulação, bem como no simulador composicional.

A maior vantagem do Unikick® é seu tempo de simulação, que permite obter uma

resposta rápida para analisar um caso específico de controle de poço. Isso é essencial para

uma situação real de kick, caso haja utilização do simulador como ferramenta para tomada de

decisão, ou mesmo para treinamento de pessoal.

162

Análise de sensibilidade

Na análise de sensibilidade realizada para a n-parafina, éster e emulsões destes fluidos

em água, verificou-se diversas situações de kick em condições semelhantes para cada tipo de

fluido em diversos arranjos de poços.

Nas simulações, foi possível perceber que na situação de perfuração com o éster a

liberação do gás ocorre de forma antecipada à da n-parafina, e também para as emulsões 70-

30 destes fluidos. Nos três tipos de poço, verificaram-se menores picos de pressão no éster e

suas emulsões, do que na n-parafina.

Sobre as simulações nos poços marítimos vertical e horizontal, verificou-se a

capacidade do Unikick® de estudar cenários mais diversificados, mostrando sua influência

principalmente no ponto de saturação da zona contaminada, em função do volume de gás de

entrada e da pressão total exercida sobre a zona contaminada.

Com relação ao que foi estudado, pode-se concluir que a simulação de controle de

poços contribui de forma significativa para a previsão de comportamento em diversos

parâmetros operacionais. Num primeiro momento, foi apresentado o comportamento da

pressão no choke, posição do kick, volume de ganho nos tanques, vazão de gás e de líquido na

superfície. Os quatro parâmetros estão inter-relacionados e devem ser previamente estudados,

para se definir os limites técnicos e preparação da equipe de sonda, garantindo assim o

sucesso e a segurança da operação.

6.2 Recomendações Para Trabalhos Futuros

Durante a realização deste trabalho foram observadas algumas possibilidades de estudo,

dentre as quais se incluem:

Realizar um estudo com relação ao risco de fratura, usando o critério de

tolerância ao kick;

Implementar no Unikick® uma metodologia para detecção de kicks, realizando

acoplamento com reservatório;

Estudar a operação de controle de poço em poços delgados e também em poços

alargados, com a utilização dos fluidos sintéticos descritos neste trabalho;

Avaliar a operação de controle de poço para outros fluidos sintéticos, como

olefinas, por exemplo.

163

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setembro de 2015.

166

APÊNDICE A – Dados do poço terrestre vertical utilizado na análise de

sensibilidade

Figura A-1 - Ilustração e dados de entrada utilizados nas análises para a n-parafina e o éster

no poço terrestre vertical.

Dados do poço terrestre vertical








Diâmetros do tubo de

perfuração 5'' OD/ 4,28'' ID





Passo de tempo – 90 segundos




SIDPP 700 psi



Vazão de gás 5000 ft³/min - 7500 ft³/min

Dados do fluido de perfuração – Modelo Newtoniano



Razão óleo-água 100%/ 70% (emulsão)

Dados utilizados na análise de temperatura de fundo

Temperatura 212/230/248/266 °F

Gradiente geotérmico 0,017/0,019/0,021/0,024 °F/ft

167

APÊNDICE B - Dados do poço marítimo vertical utilizado na análise

de sensibilidade

Dados do poço marítimo vertical



















SIDPP 700 psi








Dados utilizados na análise de diferentes lâminas d’água

Lâmina d’água 500/1000/1500/2000m

Figura B- 1 - Figura B-1 - Ilustração e dados de entrada utilizados nas análises para a n-

parafina e o éster.

168

APÊNDICE C - Dados do poço marítimo horizontal utilizado na análise de

sensibilidade

Dados do poço marítimo horizontal



















SIDPP 700 psi








Dados de inclinação do poço

Taxa de ganho de ângulo 1°/16m

KOP 1674 m

169

Figura C- 1 - Ilustração e dados de entrada utilizados nas análises para a n-parafina e o éster

no poço marítimo horizontal.

170

Anexo I – Cálculo de Perdas de Carga

As perdas de carga por fricção, originadas pelo escoamento do fluido de perfuração através do

espaço anular foram determinadas para diferentes modelos reológicos: Newtoniano, de

Bingham e de Potência. As equações para o cálculo da perda de carga monofásica seguem a

obra de Bourgoyne Jr. et al. (1986).

Fluido Newtoniano

Considerando fluido newtoniano, inicialmente é calculado o número de Reynolds do fluido na

seção correspondente. Para o escoamento no interior de um tubo, Reynolds é calculado pela

equação 2:

𝑅𝑒 =928𝜌𝑣𝑚𝑑

𝜇

Onde 𝜌 é a massa específica do fluido no trecho em lb/gal, d é o diâmetro da seção em pol. e

µ é a viscosidade do fluido em cP.

Para escoamento em anulares, a equação 2 passa a ser:

𝑅𝑒 =928𝜌𝑣𝑚(𝑑𝑒 − 𝑑𝑖)

𝜇

A seguir, o programa verifica o regime de fluxo do sistema, considerando o número de

Reynolds crítico4 igual a 2100. A perda de carga em regime laminar no anular e no interior de

um tubo é dada pelas equações 4 e 5:

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝜇𝑣𝑚

1000(𝑑𝑒2 − 𝑑𝑖

2)

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝜇𝑣𝑚

1000(𝑑𝑖2)

Considerando regime turbulento, a perda de carga no anular e no interior de um tubo é dada

pelas equações 6 e 7:

4 Valor em que ocorre a mudança de regime de fluxo, do laminar para o turbulento.

171

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝑓𝜌𝑣𝑚2

21,1(𝑑𝑒2 − 𝑑𝑖2)

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝑓𝜌𝑣𝑚2

21,1(𝑑𝑖2)

Onde 𝑓 representa o fator de fricção, calculado pela correlação de Blasius:

𝑓 =0,0791

𝑅𝑒0,25

Fluido de Bingham

Para o cálculo do gradiente de perda de carga, para um fluido de Bingham, determina-se

inicialmente o regime de fluxo, entre o laminar e o turbulento. Para a determinação do regime

defluxo, determina-se inicialmente o número de Headstrom, calculado através das equações 9

e 10, para anulares e tubos:

𝐻𝑒 =37100𝜌𝜏𝑦(𝑑𝑒

2 − 𝑑𝑖2)

𝜇𝑝2

𝐻𝑒 =37100𝜌𝜏𝑦(𝑑𝑖

2)

𝜇𝑝2

Onde 𝜏𝑦 é a tensão limite de escoamento do fluido e 𝜇𝑝 é a viscosidade plástica.

Em seguida, calcula-se o número de Reynolds crítico pela equação 11:

𝑁𝑅𝑒 𝑐𝑟𝑖𝑡 = 143,3𝐻𝑒0,34

Através da comparação entre o número de Reynolds crítico e o número de Reynolds

determina-se o regime de fluxo. Para escoamento laminar num anular, o gradiente de perda de

carga por fricção é dado pela equação 12:

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝜇𝑣𝑚

1500(𝑑𝑒2 − 𝑑𝑖2)+

𝜏𝑦

225(𝑑𝑒2 − 𝑑𝑖2)

Considerando o escoamento no interior de um tubo:

172

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝜇𝑣𝑚

1500(𝑑𝑖2)+

𝜏𝑦

225(𝑑𝑖2)

Já para escoamento em regime turbulento, inicialmente calcula-se o fator de fricção pela

equação13:

𝑓 =0,0791

𝑅𝑒0.25

Em seguida, calcula-se a perda de carga em regime turbulento pelas equações 14 e 15, para

escoamento em anulares e no interior de tubos respectivamente:

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝑓𝜌𝑣𝑚2

21,1(𝑑𝑒2 − 𝑑𝑖2)

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝑓𝜌𝑣𝑚2

21,1(𝑑𝑖2)

Fluido de potência

Para fluidos de potência, o número de Reynolds é calculado pela correlação de Dodge e

Metzner (1959). Para escoamento em tubo e em anular o número de Reynolds é dado

respectivamente pelas equações 16 e 17:

𝑅𝑒 =89100𝜌𝑣𝑚

2−𝑛

𝐾(0,0416𝑑

3 +1𝑛

)

𝑛

𝑅𝑒 =109000𝜌𝑣𝑚

2−𝑛

𝐾(0,0208(𝑑𝑒 − 𝑑𝑖)

3 +1𝑛

)

𝑛

Onde n e K são respectivamente os índices de comportamento e de consistência do fluido.

A verificação da transição do regime de escoamento laminar para turbulento é dado pela

aproximação fornecida por Leitão, Maidla & Bourgoyne (1990), como segue nas equações

18:

𝑅𝑒𝑐𝑟𝑖𝑡 = 4200, 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑛 < 2

𝑅𝑒𝑐𝑟𝑖𝑡 = 5690 − 8800𝑛, 𝑝𝑎𝑟𝑎 0.2 ≤ 𝑛 ≤ 0.45

𝑅𝑒𝑐𝑟𝑖𝑡 = 2000, 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑛 > 0.45

173

Considerando regime de fluxo laminar, a equação que descreve a perda de carga em anulares

e tubos é dada pelas equações 19 e 20:

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝐾𝑣𝑚2 (

2 +1𝑛

0.0208)

144000(𝑑𝑒2 − 𝑑𝑖2)1+𝑛

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝐾𝑣𝑚2 (

2 +1𝑛

0.0208)

144000(𝑑𝑖2)1+𝑛

Para regime de escoamento turbulento, inicialmente calcula-se o fator de fricção pela equação

21:

𝑓 =0,0791

𝑅𝑒0.25

E a perda de carga em regime turbulento no anular e em tubos é dada pelas equações 21 e 22:

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝑓𝜌𝑣𝑚2

21,1(𝑑𝑒2 − 𝑑𝑖2)

𝑑𝑃

𝑑𝐿=

𝑓𝜌𝑣𝑚2

21,1(𝑑𝑖2)

174

Anexo II – Perda de carga na região bifásica

O cálculo das perdas de carga na região bifásica é realizado de acordo com o trabalho de

Beggs & Brill (1973).

Para se calcular a perda de carga, primeiramente é necessário determinar o regime de fluxo

durante o escoamento, que pode ser segregado, de transição, intermitente ou distribuído. O

regime de fluxo é determinado a partir dos seguintes parâmetros:

Segregado: 𝐻𝑛𝑠 < 0.01 𝑒 𝑁𝐹𝑟 < 𝐿1 𝑜𝑢 𝐻𝑛𝑠 ≥ 0.01 𝑒 𝑁𝐹𝑟 < 𝐿2

Transição: 𝐻𝑛𝑠 ≥ 0.01 𝑒 𝐿2 ≤ 𝑁𝐹𝑟 ≤ 𝐿3

Intermitente: 0.01 ≤ 𝐻𝑛𝑠 ≤ 0.4 𝑒 𝐿3 < 𝑁𝐹𝑟 ≤ 𝐿1 𝑜𝑢 𝐻𝑛𝑠 ≥ 0.4 𝑒 𝐿3 < 𝑁𝐹𝑟 ≤ 𝐿4

Distribuído: 𝐻𝑛𝑠 ≥ 0.4 𝑒 𝑁𝐹𝑟 ≥ 𝐿1 𝑜𝑢 𝐻𝑛𝑠 ≥ 0.4 𝑒 𝑁𝐹𝑟 > 𝐿4

Onde 𝐻𝑛𝑠 é o holdup do líquido sem considerar o deslizamento entre as fases, 𝑁𝐹𝑟 é o número

de Froude da mistura e 𝐿1, 𝐿2, 𝐿3 e 𝐿4 são critérios de transição, dados pelas seguintes

relações:

𝑁𝐹𝑟 =𝑣𝑚2

𝑔𝑑

𝐻𝑛𝑠 = 𝑣𝑙/𝑣𝑚 , onde 𝑣𝑙 é a velocidade do líquido.

𝐿1 = 316𝐻𝑛𝑠0.302

𝐿2 = 0.00009252𝐻𝑛𝑠−2.4684

𝐿3 = 0.10𝐻𝑛𝑠−1.4516

𝐿4 = 0.5𝐻𝑛𝑠−6.738

O hold up do liquido para tubos horizontais é dado por:

𝐻𝐿0 =𝑎𝐻𝑛𝑠

𝑏

𝑁𝐹𝑟𝑐 , as constantes a, b e c são determinadas para o regime de fluxo, como mostrado

na tabela:

175

Regime de fluxo a b c

Segregado 0.980 0.4846 0.0868

Intermitente 0.845 0.5351 0.0173

Distribuído 1.065 0.5824 0.0609

Considerando-se o efeito da inclinação do tubo, o hold up do líquido será:

𝐻𝐿(𝜃) = 𝐻𝐿(0)𝛹

Onde 𝛹 é o fator de correção para inclinação e é dado por:

𝛹 = 1 + 𝐶[𝑠𝑒𝑛(1.8𝜙) − 0.333𝑠𝑒𝑛3(1.8𝜙)]

𝐶 = (1 − 𝐻𝑛𝑠)ln (𝑑𝐻𝑛𝑠𝑒 𝑁𝐿𝑉

𝑓𝑁𝐹𝑟𝑔)

As constantes são determinadas pelo regime de fluxo e 𝑁𝐿𝑉 é o número de velocidade do

líquido.

Padrão de fluxo d e f g

Segregado ascendente 0.011 -3.768 3.539 -1.614

Intermitente

ascendente

2.96 0.305 -0.4473 0.0978

Distribuído ascendente 1 0 0 0

Descendente 4.7 -0.3692 0.1244 -0.5056

O número de velocidade do líquido é calculado por:

𝑁𝐿𝑉 = 𝑣𝑙 (𝜌𝑙

𝑔𝜎)0.25

, onde 𝜌𝑙 é a massa específica e 𝜎 é a tensão superficial do líquido.

Para o regime de transição, o hold-up do líquido é feito através de uma interpolação entre os

regimes segregado e intermitente:

𝐻𝐿(𝜃) = 𝐴𝐻𝐿(𝜃)(𝑠𝑒𝑔. ) + 𝐵𝐻𝐿(𝜃)(𝑖𝑛𝑡. )

𝐴 =𝐿3 − 𝑁𝐹𝑟𝐿3 − 𝐿2

176

𝐵 = 1 − 𝐴

O fator de fricção bifásico é dado por:

𝑓𝑏𝑖𝑓 = 𝑓𝑒𝑆

𝑆 =ln(𝑦)

−0.0523 + 3.182 ln(𝑦) − 0.8725(ln(𝑦))2 + 0.01853(ln(𝑦))4

𝑦 =𝐻𝑛𝑠

𝐻𝐿(𝜃)2

O parâmetro 𝑓 é o fator de fricção sem considerar o deslizamento das fases:

𝑓 = [2 log (𝑅𝑒

4.5223 𝑙𝑜𝑔(𝑅𝑒) − 3.8125)]−2

𝑅𝑒 =𝜌𝑚𝑣𝑚𝑑

𝜇𝑚

Onde 𝜌𝑚 e 𝜇𝑚 são a massa específica e viscosidade da mistura respectivamente, e são dadas

por:

𝜌𝑚 = 𝜌𝑙𝐻𝑛𝑠 + 𝜌𝑔(1 − 𝐻𝑛𝑠)

𝜇𝑚 = 𝜇𝑙𝐻𝑛𝑠 + 𝜇𝑔(1 − 𝐻𝑛𝑠)

Sendo 𝜌𝑔 e 𝜇𝑔 a massa específica e viscosidade do gás respectivamente.

Por fim, a perda de carga por fricção na região bifásica é dada pela equação:

𝑑𝑃

𝑑𝐿𝑏𝑖𝑓,𝑓𝑟𝑖𝑐=𝑓𝑏𝑖𝑓𝜌𝑚𝑣𝑚

2

2𝑔𝑑

177

Anexo III – Viscosidade do gás (Lee et al, 1958)

A viscosidade do gás é um parâmetro utilizado no cálculo da perda de carga da região bifásica

e é dado por:

𝜇𝑔 = 𝐾10−4exp (𝑋𝜌𝑔

𝑦)

Onde:

𝐾 =(9.4 + 0.02𝑀)𝑇1.5

209 + 19𝑀 + 𝑇

𝑋 = 3.5 +968

𝑇+ 0.01𝑀

𝑦 = 2.4 − 0.2𝑋

178

Anexo IV – Fator de compressibilidade do gás - Correlação de Hall &

Yarborough

No modelo, utiliza-se a equação de estado de um gás para se determinar suas características:

𝑃𝑉 = 𝑍𝑛𝑚𝑜𝑙𝑅𝑇

Onde P é a pressão em psi, V é o volume em gal, 𝑛𝑚𝑜𝑙 é o número de moles do gás, T é a

temperatura, R é a constante universal dos gases e Z é o fator de compressibilidade do gás.

Fazendo algumas manipulações na equação de estado, chegamos numa expressão para a

densidade média do gás:

𝜌𝑔 =0.36𝛾𝑔𝑃

𝑇𝑍

O fator de compressibilidade que foi calculado pelo método de Hall-Yarborough:

𝑍 =0.06125𝑃𝑝𝑟𝑡𝑒𝑥𝑝(−1.2(1 − 𝑡)

2)

𝑦

Onde:

𝑡 – recíproco da temperatura pseudo-reduzida = 𝑇𝑐/𝑇

𝑃𝑝𝑟 – pressão pseudo-reduzida = 𝑃/𝑃𝑐

Onde 𝑇𝑐 e 𝑃𝑐 são a temperatura e pressão crítica respectivamente, calculadas como:

𝑃𝑐 = 708.75 − 57.5𝛾𝑔

𝑇𝑐 = 169 + 314𝛾𝑔

Na equação para o fator Z, y é a densidade reduzida do gás, dada pela expressão:

𝑓(𝑦) = −0.06125𝑃𝑝𝑟𝑡𝑒𝑥𝑝(−1.2(1 − 𝑡)2) +

𝑦 + 𝑦2 + 𝑦3 + 𝑦4

1 − 𝑦3

− (14.76𝑡 − 9.76𝑡2 + 4.58𝑡3)𝑦2 + (90.7𝑡 − 242.2𝑡2 + 42.4𝑡3)𝑦2.18+2.82𝑡

A raiz da equação acima pode ser encontrada pelo método de Newton-Raphson, onde y =

0.001é um bom chute inicial.

179

Anexo V – Correlações de Kim (2010) para o éster utilizadas no simulador

A seguir estão apresentadas as correlações para o éster, em unidades de campo, necessárias

para os cálculos numa situação de controle de poço, elaboradas por Kim (2010) e validadas no

presente trabalho.

Para cálculo da razão de solubilidade, RS [scf/stb], com as variáveis independentes pressão

(P[psi]), temperatura (T[°F]) e fração volumétrica de éster (FE foi utilizada a seguinte

correlação V.1:

Para P< 5000psi:

𝑅𝑆 = 𝐴𝑃𝐵 (𝑇−32

1,8+ 273,15 )

𝐶𝐹𝐸𝐷 + 𝐸𝑃 + 𝐹 (V.1)

Onde os coeficientes são A= 6,24.10-6 , B= -0,339, C=0,383, D=4,02, E=0,189 e F=-273,33.

Para 5000psi < P < 15000 psi, a correlação é a mesma V.1, porém os coeficientes são:

A=5,92.10-9, B=1,89, C=1,43, D=0,236, E=-0,175 e F=928,39.

Para o cálculo do fator volume de formação, em [bbl/stb] na condição subsaturada, foi

utilizada a correlação V.2, em função da fração molar de gás 𝑓𝑔 [%], P e T:

𝐵𝑜 = 𝐴𝑓𝑔4 + 𝐵𝑓𝑔3 + 𝐶𝑓𝑔2 (𝑇−32

1,8+ 273,15)

2+ 𝐷𝑓𝑔 + 𝐸𝑃 + 𝐹 (V.2)

Onde A=5,79.10-8, B=-4,85.10-6, C=5,22.10-10, D=2,84.10-3, E=-7,3.10-6 e F=1,06.

Na condição saturada, o Bo é representado pela correlação V.3, para P<5000 psi , e V.4, para

5000<P<15000psi:

𝐵𝑜 = 𝐴𝐵6,89.10−3𝑃 (

𝑇−32

1,8+ 273,15 )

𝐶𝐹𝐸𝐷 + 𝐸𝑃 + 𝐹 (V.3)

Sendo: A = -26,69, B = 1,01, C = -0,53, D = -0,16, E = 1,23.10-4 e F = 1,60.

𝐵𝑜 = 𝐴𝑒𝑥𝑝 (𝐵

𝑃+ 𝐶 (

𝑇−32

1,8+ 273,15) ) 𝐹𝐸𝐷 + 𝐸𝑃 + 𝐹 (V.4)

Onde A= 5,86.10-5 , B = -30976,92 , C = 1,54.10-2 , D = 1,36 , E = 9,81.10-7 e F = 1,23

180

E finalmente, para a massa específica em condição subsaturada, Kim (2010) elaborou a

correlação V.5:

𝜌 = 𝐴𝑓𝑔4 + 𝐵𝑓𝑔3 + 𝐶𝑓𝑔2𝑇2 + 𝐷𝑓𝑔 + 𝐸𝑃 + 𝐹 (V.5)

Onde A=-1,05.10-5 , B=9,38.10-4,C=-1,84.10-7, D=-0,729, E=0,766 e F=817,31.

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