ESTUDO DOS MÉTODOS DE CONTROLE DE POÇO - app.uff.br Garcia Neto.pdf · Em 2010, no poço de Macondo situado no Golfo do México, ocorreu um dos maiores acidentes da história da

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ESTUDO DOS MÉTODOS DE CONTROLE DE POÇO

MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ALOYSIO GARCIA NETO

Niterói, 2011

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ALOYSIO GARCIA NETO

ESTUDO DOS MÉTODOS DE CONTROLE DE POÇO

Monografia apresentada ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal Fluminense, como requisito parcial

para a obtenção do Grau de Bacharel em

Engenharia de Petróleo.

Orientadora: Claudia Ossanai Ourique

Niterói

2011

iii

AGRADECIMENTOS

Primeiramente gostaria de agradecer a todas as pessoas que participaram da minha vida

durante minha vida acadêmica

À minha mãe Theresa e meu irmão Jonas pelo incentivo, amor e amizade de sermpre.

Ao meu pai Marcelo e irmão Thiago pelo suporte e carinho.

À minha avó Dulcilia pela paciência e apoio durate toda minha vida.

Ao meu avô Jayme, tias e demais familiares.

Aos amigos da Marinha, sempre presentes nas melhores lembranças.

Ao amigo Carlos Eduardo pela ajuda e apoio durante todo o curso.

Aos amigos do grupo Ken, por tornarem os últimos cinco anos da minha vida mais

fáceis e divertidos.

À minha professora otientadora Claudia, por me “aceitar” de maneira repentina e

principalmente pelo suporte durante a execução deste trabalho.

iv

RESUMO

As operações de exploração e produção de petróleo envolvem aspectos que colocam em

risco a segurança dos trabalhadores e a integridade do meio ambiente. Para que o

desenvolvimento dessas atividades sejam bem sucedidas é fundamental que esses riscos

sejam minimizados através da manutenção do controle sobre as pressões e fluidos

envolvidos nessas operações. O estudo dos métodos de controle de poços é

fundamental para a determinação das principais variáveis envolvidas nessas atividades,

o que garante um aumento no controle de operações de perfuração, completação e

workover. Nesse sentido, esse trabalho apresenta um estudo dos principais aspectos

envolvidos nas operações de controle de poços, além de apresentar um estudo de casos

que analisará os motivos da perda do controle dos maiores acidentes da história da

indústria de petróleo, para que toda a perda humana, ambiental e financeira se torne um

legado para as futuras operações, as tornando mais seguras e eficiêntes.

Palavras-chave: Controle, primário, poço, secundário, kick, blowout, influxo.

v

ABSTRACT

The oil and gas exploration & production operations involve a lot of issues regarding

the worker’s safety and the environment’s health. It is essential that the risks regarding

these operations are optimized to a minimum, through the maintance and control over

the pressures and types fluids involved. This is important in order to achieve completely

successful and safe operations. The study of such methods and techniques to control

wells is significant to determine the main variables involved in these activities,

guaranteeing an increase of safety and control over drilling, completion and workover

operations. In that regard, this paper aims to present a study about the main aspects

involved in the well control operations, with an additional case study which analyses

the issues and reasons the led to some of the biggest accidents regarding the well

control in the oil industry history, for all human, financial and environmental losses

becomes a legacy to all future operations, making them safer and more efficient.

Keywords: Control, primary, well, secondary, kick, blowout, influx.

vi

LISTA DE FIGURAS

.

Figura 2.1 Tanque de Manobra ...................................................................................... 7

Figura 2.2 Circulação de Lama no Poço.......................................................................... 7

Figura 2.3 Sistema de Circulação de Lama...................................................................... 8

Figura 3.1 Ilustração da Manobra e Cálculos para Identificação de kicks....................... 14

Figura 3.2 Ilustração de Pistoneio................................................................................... 15

Figura 3.3 Ilustração de Surging...................................................................................... 15

Figura 3.4 Ilustração de gráficos que indicam kick.......................................................... 23

Figura 3.5 Ilustração da sísmica identificando Shallow Gas.......................................... 26

Figura 4.1 BOP Stack...................................................................................................... 32

Figura 4.2 BOP Gavetas ................................................................................................. 33

Figura 4.3 BOP Gavetas ................................................................................................. 34

Figura 4.4 BOP Gavetas Vazadas.................................................................................... 34

Figura 4.5 BOP Gavetas Cisalhantes............................................................................... 34

Figura 4.6 BOP Anular .................................................................................................. 35

Figura 4.7 Exemplo de funcionamento de um Diverter.................................................. 38

Figura 4.8 Fechamento do Poço...................................................................................... 39

Figura 4.9 Comportamento das pressões após o fechamento do poço............................. 44

Figura 4.10 Comportamento do Influxo............................................................................ 46

Figura 4.11 Comportamento das Pressões......................................................................... 52

Figura 4.12 Comportamento das Pressões......................................................................... 55

Figura 5.1 Sedco 135F blowout....................................................................................... 60

Figura 5.2 Poço Enchova Central.................................................................................... 62

Figura 5.3 Ocean Odyssey Blowout................................................................................ 64

Figura 5.4 Ekofisk Bravo................................................................................................ 65

Figura 5.5 Acionamento do BOP anular......................................................................... 71

vii

Figura 5.6 Ruptura na coluna.......................................................................................... 71

Figura 5.7 Ruptura total da coluna................................................................................... 72

Figura 5.8 Acionamento das gavetas cegas..................................................................... 72

viii

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 Determinação do tipo de influxo.................................................................... 47

ix

SUMÁRIO

1 –CONSIDERAÇÕES INICIAIS ................................................................................... 1

1.1 –MOTIVAÇÃO ............................................................................................................. 2

1.2 – OBJETIVO ................................................................................................................. 2

1.3 – ORGANIZAÇÃO ....................................................................................................... 2

2 – CONCEITOS PRELIMINARES .............................................................................. 4

2.1 – CONTROLE DE POÇO ............................................................................................ 4

2.2 – PRESSÃO DE PORO ................................................................................................. 4

2.3 – FLUIDOS DE CONTROLE ....................................................................................... 5

2.4 – MANOBRA ................................................................................................................ 6

2.4.1 – TANQUE DE MANOBRA................................................................................... 6

2.5 – CIRCULAÇÃO .......................................................................................................... 6

2.5.1 – SISTEMA DE CIRCULAÇÃO DE LAMA ......................................................... 7

2.6 – RISER........................................................................................................................... 9

2.7 – FLOW CHECK ........................................................................................................... 9

3 – CONTROLE PRIMÁRIO DE POÇO........................................................................ 10

3.1 – CAUSAS DE KICK .................................................................................................... 10

3.1.1 – CAUSAS DE KICK DURANTE A PERFURAÇÃO............................................ 10

3.1.1.1 – LAMAS COM MASSA ESPECÍFICA MENOR QUE A PRESSÃO DA

FORMAÇÃO........................................................................................................................ 10

3.1.1.2 – FALTA DE ATAQUE AO POÇO DURANTE A MANOBRA .................... 11

3.1.1.3 – PISTONEIO E SURGING .............................................................................. 14

3.1.1.4 – PERDA DE CIRCULAÇÃO........................................................................... 17

3.1.2 – CAUSAS DE KICK DURANTE A COMPLETAÇÃO E WORKOVER.............. 18

3.1.2.1 – FALTA DE ATAQUE AO POÇO DURANTE A MANOBRA.................... 18

3.1.2.2 – PISTONEIO .................................................................................................... 18

3.1.2.3 – FLUIDO DE COMPLETAÇÃO/WORKOVER COM DENSIDADE

INSUFICIENTE ...................................................... ........................................................... 18

x

3.1.2.4 – CANHONEIO ................................................................................................. 19

3.1.2.5 – MANOBRAS COM PERDAS DE FLUIDOS................................................ 19

3.1.2.6 – PESCARIA....................................................................................................... 20

3.2 – INDICADORES DE KICK........................... .............................................................. 20

3.2.1 – AUMENTO DA TAXA DE PERFURAÇÃO....................................................... 20

3.2.2 – DECRÉSSIMO DA PRESSÃO DE CIRCULAÇÃO OU AUMENTO DA

VELOCIDADE DA BOMBA ............................................................................................. 21

3.2.3 – AUMENTO DO TORQUE E ARRASTE ............................................................ 22

3.2.4 – REDUÇÃO DO PESO DA COLUNA DE PERFURAÇÃO................................ 22

3.2.5 – MUDANÇA NO FATOR “d” ............................................................................. 22

3.2.6 – MUDANÇA DO TAMANHO E FORMA DOS CASCALHOS.......................... 24

3.2.7 – MUDANÇA NA DENSIDADE DOS FOLHELHOS........................................... 24

3.2.8 – CORTE ÓLEO,GÁS E ÁGUA NA LAMA ........................................................ 25

3.3 – SHALLOW GAS........................................................................................................... 25

3.3.1 – AVALIAÇÃO DE UM SHALLOW GAS............................................................... 26

3.3.2 – CONSIDERAÇÕES PARA O DESIGNER DO POÇO........................................ 27

3.4 – COMPORTAMENTO DO FLUIDO INVASOR........................................................ 27

3.4.1 – POÇO ABERTO.................................................................................................... 27

3.4.2 – POÇO FECHADO................................................................................................. 28

3.5 – TOLERÂNCIA DE KICK........................................................................................... 29

4 –CONTROLE SECUNDÁRIO DE POÇO .................................................................. 31

4.1 –BOP.............................................................................................................................. 31

4.1.1– FUNÇÕES DO BOP.................................. .................................. ......................... 32

4.1.2 –COMPONENTES DO BOP STACK. .................................................................... 32

4.1.2.1- BOP DE GAVETAS......................................................................................... 33

4.1.2.2- BOP DE ANULAR........................................................................................... 35

4.1.2.3- LINHA DE CHOKE.......................................................................................... 35

4.1.2.4 - LINHA DE KILL.............................................................................................. 36

xi

4.1.3 – DIMENSIONAMENTO DO BOP........................................................................ 36

4.2 – OUTROS EQUIPAMENTOS .................................................................................... 37

4.2.1 – DIVERTER ............................................................................................................ 37

4.3– FECHAMENTO DO POÇO......................................................................................... 38

4.3.1– FECHAMENTO LENTO (SOFT).......................................................................... 39

4.3.2 – FECHAMENTO RÁPIDO (HARD) ..................................................................... 40

4.3.3 – PROCEDIMENTOS PARA FECHAMENTO DE POÇO.................................... 41

4.3.3.1 –FECHAMENTO DE POÇO DURANTE A PERFURAÇÃO.......................... 41

4.3.3.2 –FECHAMENTO DE POÇO DURANTE A MANOBRA............................... 41

4.3.3.3 –FECHAMENTO DE POÇO DURANTE A MANOBRA DE COMANDOS. 42

4.3.3.4 – FECHAMENTO DE POÇO SEM COLUNA NO POÇO............................... 42

4.3.3.5 – FECHAMENTO DE POÇO DURANTE A DESCIDA DO

REVESTIMENTO ............................................................................................................... 43

4.3.4 – PRESSÕES NO POÇO APÓS SEU FECHAMENTO.......................................... 43

4.4 – ESTIMATIVA DO COMPRIMENTO DE KICK....................................................... 45

4.5 – ESTIMATIVA DO TIPO DE KICK............................................................................ 46

4.6 – PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS DE SEGURANÇA...................................... 47

4.6.1 – FLOW CHECK...................................................................................................... 47

4.6.2 – PROCEDIMENTOS GERAIS.............................................................................. 48

4.6.3 – NA PERFURAÇÃO.............................................................................................. 48

4.6.4 – NA MANOBRA.................................................................................................... 49

4.6.5 – DURANTE A DESCIDA DO REVESTIMENTO................................................ 50

4.7 – CONTROLE DE KICK............................................................................................... 50

4.7.1 – PRINCÍPIO DA PRESSÃO CONSTANTE NO FUNDO DO POÇO.................. 51

4.7.2 – MÉTODOS COM CIRCULAÇÃO....................................................................... 51

4.7.2.1 – MÉTODO DO SONDADOR.......................................................................... 52

4.7.2.2 – MÉTODO DO ENGENHEIRO....................................................................... 54

4.7.2.3 – MÉTODO SIMULTANEO............................................................................. 55

xii

4.7.2.4 – CIRCULAÇÃO REVESRSA.......................................................................... 56

4.7.3 – MÉTODOS SEM CIRCULAÇÃO........................................................................ 57

4.7.3.1 – MÉTODO VOLUMÉTRICO.......................................................................... 57

4.7.3.2 – LUBRIFICAR E DRENAR............................................................................. 58

4.7.3.3 – BULHEADING................................................................................................ 58

5 – ESTUDO DE CASO..................................................................................................... 59

5.1 – SEDCO 135F .............................................................................................................. 59

5.2 – ENCHOVA CENTRAL - 1988................................................................................... 60

5.3 – C.P. BAKER................................................................................................................ 63

5.4 – OCEAN ODYSSEY…………………………...……………………………………. 63

5.5 – EKOFISK BRAVO..................................................................................................... 65

5.6 – DEEPWATER HORIZON......................................................................................... 66

5.7 – ANÁLISE CRÍTICA DO ESTUDO............................................................................ 73

6 – CONSIDERAÇÕES FINAIS...................................................................................... 75

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................. 77

1

1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS

A demanda contínua e crescente de energia no cenário mundial, bem como a

disponibilidade de tecnologias baseadas na utilização dos derivados de hidrocarbonetos,

dificulta o desenvolvimento de outras fontes e colocam o petróleo como a principal

fonte da matriz energética mundial para as próximas décadas.

A redução das reservas de fácil acesso e lucrativas tem obrigado as empresas a

buscar alternativas mais onerosas para suprir essa demanda, pois, mesmo sendo um

petróleo mais “caro”, a lucratividade dessas operações está garantida devido as

constantes altas nos preços do barril de petróleo no mercado internacional. Isso significa

que a quantidade de novos poços perfurados sobre grandes lâminas d’água a enormes

profundidades tem aumentado consideravelmente.

O desenvolvimento de poços nessas condições é um processo ainda mais

complexo, pois se trabalha com altos valores de pressão e temperatura, num ambiente

inóspito onde de acordo com site Portos e Navios1as ondas podem atingir até 19m em

uma tempestade, além de ventos e correntes. Para que se executem essas operações com

um grau aceitável de segurança, deve-se fazer um estudo complexo de controle de poço.

Em 2010, no poço de Macondo situado no Golfo do México, ocorreu um dos

maiores acidentes da história da indústria do petróleo, quando pelo mau funcionamento

de alguns equipamentos e pela falha da perfuradora em manter o controle do poço,

ocorreu um blowout2, causando incêndio da plataforma, mortes e um enorme vazamento

de óleo, quando de acordo com Costa et al.3cerca de 780 mil m³ de óleo foram

derramados no mar. Caso as devidas precauções tivessem sido tomadas, esse desastre

1PORTOS E NAVIOS, Os dez campos de petróleo mais perigosos do mundo. Disponível em:

<http://www.portosenavios.com.br/site/noticiario/industria-naval/4474-os-10-campos-de-petroleo-mais-

perigosos-do-mundo>, Acessado em 23 de agosto de 2011. 2Blowout é o escoamento descontrolado de gás, óleo ou qualquer outro fluido originalmente contido numa

formação rochosa, o reservatório, para a atmosfera, para o fundo do mar ou para uma outra formação

rochosa que não é o reservatório portador do fluido produzido. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y;

JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e

produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p. 3COSTA, D. O. da; Lopez, J. de C.: Tecnologia dos métodos de controle de poço e blowout , 76 f.

Monografia de Graduação em Engenharia de Petróleo, UFRJ, Rio de Janeiro/RJ, 2011.

http://www.portosenavios.com.br/site/noticiario/industria-naval/4474-os-10-campos-de-petroleo-mais-perigosos-do-mundo


2

poderia ter sido controlado a tempo de não atingir níveis catastróficos ou até mesmo ser

evitado completamente.

1.1 Motivação

Este trabalho foi incentivado pelos fatores supracitados e pela necessidade de

uma revisão bibliográfica em português direcionada ao controle de poços durante a

perfuração, completação e workover.

A crescente preocupação das autoridades e da sociedade com a questão

ambiental, também foi fundamental para escolha do tema a ser trabalhado nos capítulos

subsequentes, visto que o controle de poços é uma ferramenta fundamental para que a

vida de um poço transcorra sem a ocorrência de acidentes.

1.2 Objetivo

No presente trabalho será feito um estudo em diversos materiais de controle de

poço com intuito de reunir as mais importantes informações disponíveis em uma só

fonte que se torne instrumento de apoio e pesquisas dos estudantes e profissionais da

área. Certamente, a principal preocupação dos engenheiros é projetar um poço com o

menor risco possível de acidentes e, por isso mesmo é fundamental estar preparado para

quaisquer intercorrências que possam vir a ocorrer durante a vida útil do projeto.

Além disso, também será desenvolvido um estudo de caso onde serão analisados

os principais acidentes ocorridos na história da indústria de petróleo e gás, evidenciando

as principais causas da perda do controle primário e as causas da impossibilidade da

manutenção do controle secundário.

1.3 Organização

O trabalho foi dividido em seis capítulos. O Capítulo 1 será composto da

presente introdução, que será seguida de uma introdução de conceitos preliminares que

são fundamentais para o entendimento dos capítulos posteriores, apresentada no

Capítulo 2. O Capítulo 3, Controle Primário de Poços, apresentará os conceitos que

3

envolvem essa atividade, assim como os principais fatores que podem levar a um

insucesso da mesma. No Capítulo 4, serão apresentados os principais equipamentos

responsáveis pela manutenção do controle secundário de poços e alguns métodos para o

desenvolvimento do mesmo. Posteriormente será feito um estudo dos principais

acidentes da história da indústria de exploração e produção de petróleo e gás, onde

também serão identificados os principais motivos que levaram a perda do controle

primário e secundário dos poços em estudo, estão apresentados no capítulo 5. O

Capítulo 6 apresentará as considerações finais.

4

2 CONCEITOS PRELIMINARES

O presente capítulo desse estudo é uma introdução a conceitos essenciais para

facilitação do entendimento do trabalho em questão. O controle de poço de petróleo é

uma operação que está presente em diversas etapas da vida útil de um poço, daí a

necessidade de expandir o conhecimento de alguns termos relativos a estas operações.

2.1 Controle de Poço

As atividades de controle de poço são fundamentais para a manutenção da

segurança das operações de um projeto de perfuração, completação e produção. Para tal

é necessário que se faça uma análise profunda de todos os possíveis percalços que

possam ocorrer para que assim a equipe possa evitar acidentes que ponham em risco o

meio ambiente, a vida e o lucro.

Segundo Grace4 essas atividades são dividias em controle primário e secundário

de poços, conceitos esses que serão abordados profundamente nos capítulos a seguir.

2.2 Pressão de Poro

De acordo com o Fernández et al.5, pressão de poro é a pressão dos fluidos

contidos nos poros da formação, podendo ser medida por testes de formação, pela

descida de mostradores ou estimada com base em informações no tempo de trânsito de

ondas compressionais.

Segundo Ohara6, o seu valor máximo pode ser estimado através da utilização do

gradiente de pressão na profundidade máxima do poço, que é calculado através da

pressão exercida pela coluna de fluido por unidade de comprimento, como pode ser

observado na fórmula a seguir:

4GRACE, R. D.: Advanced Blowout & Well Control. Houston, Texas: Gulf Publishing Company, 1994.

396p. 5FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua

portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p. 6OHARA, S. Perfuração de Poços: Parte 3 – Controle de Poços – Universidade Federal do Rio de Janeiro,

Rio de Janeiro , 2008.

5

(1)

Assim, o valor máximo para a pressão dos poros pode ser dada através da

seguinte fórmula:

(2)

Na qual:

Gp,max = é o gradiente de pressão de poros no ponto mais fundo do poço em lb/gal;

h = distância total entre a cabeça e o fundo do poço em m.

2.3 Fluidos de Controle

De acordo com Fernández et al.7, para que a operação de controle de poço seja

bem sucedida é fundamental a utilização de fluidos que dentre outras utilidades são

responsáveis pela manutenção da pressão hidrostática dentro dos poços.

Os principais fluidos utilizados são para a perfuração, completação, workover8,

etc. Apesar de serem fundamentais para o desenvolvimento das atividades citadas, esses

fluidos também geram alguns efeitos colaterais, que devem ser minimizados, como:

Danos à formação de poços abertos: A utilização desses fluidos pode causar

prejuízos à formação da rocha onde os hidrocarbonetos se encontram, alterando

a forma em que os mesmos são produzidos e a estabilidade do poço. Por muitas

vezes é necessário que se trate quimicamente a formação para reduzir os danos

causados;

7FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua

portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p. 8Workover é a intervenção feita com uma sonda no poço após a sua completação para a manutenção.

Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em

língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio,

2009. 656p.

6

Corrosão dos equipamentos do poço: Para evitar que os fluidos danifiquem o

revestimento, a coluna e os demais equipamentos utilizados, é necessário que

seja feito um tratamento no mesmo ou que se utilize aditivos nos fluidos;

Perda da circulação: Se a pressão que o fluido exerce na parede do poço for

superior a pressão de poros, o poço poderá experimentar perda de fluidos para a

formação, podendo danificá-la;

Erosão na parede do poço: isso pode causar problemas para a cimentação,

aprisionamento da tubulação e etc. Para ser evitada deve-se atentar a velocidade

da bomba e a interação entre formação e fluido.

2.4 Manobra

Manobra é toda operação de descida ou retirada de qualquer ferramenta no poço.

2.4.1 Tanque de Manobra

Como bem definido por Fernández et al9, tanque de manobra é um tanque

auxiliar que monitora os volumes de fluidos deslocados pela descida ou subida das

ferramentas, através de um sistema de circulação. Com a análise da figura 2.1, pode-se

entender de que forma as linhas do tanque de manobra funcionam.

2.5 Circulação

De acordo com Fernández et al.10

, a circulação é uma operação que objetiva

condicionar as características dos fluidos para que estes mantenham o poço sob

controle, remover cascalhos, avaliar as condições hidráulicas do poço e o preparar para

operações posteriores.

A figura 2.2 apresenta uma representação de como ocorre à circulação da lama

durante a perfuração de um poço.

9FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua

portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p. 10

FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua

portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p.

7

Figura 2.1 – Tanque de Manobra

Fonte: Aberdeen11

Figura 2.2 – Circulação de Lama no Poço

Fonte: Site Tudo Sobre12

2.5.1 Sistema de Circulação de Lama

Segundo informações disponíveis no site Buyung13

e no livro Fernández et al.14

o

sistema de circulação é o conjunto de equipamentos que são responsáveis pela

11

ABERDEEN Drilling Schools & Well Control Training Centre: Well Control for Rig-Site Team –

Aberdeen: 2002. 390p. Disponível em: <http://pt.scribd.com/doc/4209107/ABERDEEN-Drilling-

Schools-Well-Control>. 12

TUDO SOBRE, Como tudo funciona. Disponível em: <http://ciencia.hsw.uol.com.br/perfuracao-de-

petroleo2.htm>. Acessado em 08 de setembro de 2011. 13

BUYUNG, Radity. How oil drilling works. Disponível em:<http://radityabuyung.blogspot.com

/2010/03/how-oil-drilling-works.html>, Acessado em 03 de setembro de 2011.

http://pt.scribd.com/doc/4209107/ABERDEEN-Drilling-Schools-Well-Control


http://ciencia.hsw.uol.com.br/perfuracao-de-petroleo2.htm


8

circulação da lama entre a coluna e o poço, o poço e a superfície e pelo seu tratamento

na superfície, e é composto pelos seguintes equipamentos:

Bomba: suga a lama dos fossos e a bombeia para o mecanismo de sondagem;

Tubulações e mangueiras: conectam a bomba ao mecanismo de sondagem;

Linha de retorno de lama: retorna a lama do poço;

Peneira oscilante: peneira/coador que separa os cortes de rocha da lama;

Calha de folhelho: transporta os cortes de rocha para o fosso de reserva;

Fosso de reserva: recolhe os cortes de rocha separados da lama;

Fossos de lama: onde a lama da perfuração é misturada e reciclada;

Lameiro: onde a nova lama é misturada e então enviada para os fossos de lama.

Pode-se observar na figura 2.3 uma ilustração completa do sistema de circulação

de lama.

Figura 2.3 – Sistema de Circulação de Lama

Fonte: Site Tudo Sobre15

14



TUDO SOBRE, Como tudo funciona. Disponível em:<http://ciencia.hsw.uol.com.br/perfuracao-de-

petroleo2.htm>. Acessado em 08 de setembro de 2011.



9

2.6 Riser

Segundo Fernández et al.16

, riser é um duto flexível que permite que o poço e a

plataforma flutuante permaneçam constantemente conectados.

2.7 Flow Check

De acordo com Grace17

e Fernández18

flow check é o período em que se para

operações de perfuração, manobra e circulação para conferir se o poço está estático.

Normalmente, esse tempo é suficiente para definir se existe algum risco ao controle do

poço. O período necessário para essa avaliação costuma ser de 15 a 30 minutos,

dependendo das condições que o poço se encontra. Além disso, também deve ser

executado sempre que há uma suspeita de influxo da formação.

Essa operação é fundamental para que as operações de perfuração, workover e

completação sejam executadas de maneira segura, mas para isso é necessário que se siga

o seguinte procedimento:

Espaçar a coluna de perfuração para fora do poço é necessário para que no caso

de o poço não parar de escoar com o flow check seja possível fechar o poço

imediatamente.

Manter o monitoramento constante do nível de lama no tanque de manobra, para

que assim rapidamente se identifique um ganho ou perda do fluido de controle.

16



GRACE, R. D. Advanced Blowout & Well Control. Houston, Texas: Gulf Publishing Company, 1994.

396p 18



10

3. CONTROLE PRIMÁRIO DE POÇO

É uma atividade que tem como princípio a manutenção da pressão hidrostática

exercida na parede do poço maior que às pressões dos fluidos presentes nas formações

que estão sendo perfuradas, completadas ou sobre workover. Tal controle é exercido

pelo fluido de perfuração que deve ter densidade dentro de uma janela operacional

tendo como limites inferior e superior as pressões de poro e de fratura respectivamente.

É essencial que o fluido de perfuração exerça uma pressão suficientemente grande para

evitar o influxo19

de fluidos da formação (pressão de poro), mas também não pode ser

tão grande a ponto de danificar a formação (pressão de fratura).

3.1 Causas de Kick

Segundo Blog Oil20

“Kick” é um influxo indesejável e não esperado de água, gás

ou óleo, das rochas para dentro do poço. Esse fenômeno é resultado da diminuição da

pressão dentro do poço em relação a pressão dos poros da formação. Basicamente, são

cinco os principais fatores que causam a perda do controle do poço primário.

3.1.1 Causas de Kick Durante a Perfuração

3.1.1.1 Lamas com Massa Específica Menor que a Pressão da Formação:

Quando a pressão hidrostática exercida pelo fluido de perfuração não é

suficiente para manter os fluidos de reservatório fora do poço, diz-se que há ocorrência

de kick. Normalmente, isso pode acontecer quando:

A perfuração está sendo feita em uma zona de pressões anormais;

Ocorre a diluição da lama de perfuração;

A densidade da lama é reduzida pelo influxo de fluido da formação (gás);

Erro na interpretação dos parâmetros da perfuração;

19

Influxo é a invasão de fluidos da formação para o poço, se que haja a necessidade da existência de um

diferencial de pressão entre a lama e a formação. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A.

P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo

e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p. 20

BLOG OIL. Disponível em: <http://blog-oil.blogspot.com/2009/11/apostila-controle-de-kick.html>.

Acessado em 22 de agosto de 2011.

http://blog-oil.blogspot.com/2009/11/apostila-controle-de-kick.html

11

Lida-se com altas temperaturas.

Atualmente, tem sido muito comum a perfuração de poços com a pressão do

fluido muito próxima ou até inferior a pressão da formação (underbalanced). Essa

técnica é utilizada visando o aumento da taxa de penetração da broca na rocha perfurada

e, ainda que sejam mais rentáveis, aumentam o risco de kicks durante a perfuração, por

isso é fundamental estar sobre alerta quando se está perfurando em situações desse tipo.

3.1.1.2 Falta de Ataque ao Poço durante a Manobra:

Um dos primeiros passos para a execução da manobra é o desligamento das

bombas, o que de acordo com Aberdeen21

costuma ser um grande causador de kicks,

pois o poço perde a pressão gerada pela circulação do fluido e a pressão no fundo poço

é reduzida à pressão hidrostática. Por esse motivo, deve-se executar um flow check antes

que se inicie a operação de retirada da coluna. Não havendo fluxo, a manobra pode ser

iniciada com segurança.

Além disso, durante a retirada da coluna de perfuração ou ferramentas, de

acordo com Schlumberger22

e Aberdeen23

, é necessário que se complete o poço com o

volume equivalente de lama, porque a queda desse volume gera uma reduç na pressão

hidrostática, sendo isso suficiente para a perda do controle primário do poço, permitindo

assim o influxo de fluidos. Normalmente, a falta de ataque ao poço é a mais comum

causa de kicks.

Alguns cálculos podem ser feitos para que se garanta a não ocorrência desses

tipos de kicks. Essas contas são relacionadas aos valores da densidade do fluido de

perfuração, às características do tubo de perfuração e do revestimento e também ao tipo

de manobra a ser adotado.

21



Schools-Well-Control> 22

SCHLUMBERGER – Well Control Manual. 288 p. Disponível em: <http://www.4shared.com

/document/UrKae8ya/Schlumberger_-_Well_Control_Ma.html>. 23



Schools-Well-Control>





12

O tubo de perfuração pode ser puxado seco ou molhado:

Manobra com tubo seco: A retirada do tubo seco visa facilitar a operação,

pois ao se bombear uma golfada de um fluido mais leve do que o lama de

perfuração para dentro da coluna diminui-se o esforço a ser feito para a

manobra da mesma. Com isso, para se calcular a variação da pressão

hidrostática durante essa operação, utiliza-se a seguinte fórmula24

:

o º Passo:

(3)

o 2º Passo:

(4)

Na qual:

Bd = é o volume de Barris deslocados, bbl.

Sp = é o número de stands25

deslocados

lS = é o comprimento médio do stand, ft.

Pd = volume por ft de tubulação, bbl/ft.

HP = Redução na pressão, psi.

Mw = peso da lama, ppg.

Cc = Capacidade do revestimento, bbl/ft

Manobra com tubo molhado: Caso o tubo seja retirado molhado, significa

que dentro da coluna há lama de perfuração, logo, utiliza-se a seguinte

fórmula26

para o cálculo da redução na pressão:

24

DRILLING FORMULAS. Disponível em: <http://www.drillingformulas.com/>. Acessado em 23 de

agosto de 2011. 25

Stand é uma seção de tubos, normalmente três tubos de perfuração. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y;


produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p. 26


agosto de 2011.

http://www.drillingformulas.com/


13

o 1º Passo:

(5)

o 2º Passo:

(6)

Na qual:

Bd = é o volume de Barris deslocados, bbl

Sp = é o número de stands deslocados

lS = é o comprimento médio do stand, ft

Cp = é a capacidade da tubulação, bbl/ft

Pd = volume por ft de tubulação, bbl/ft

HP = Redução na pressão, psi

Mw = peso da lama, ppg.

Cc = Capacidade do revestimento, bbl/ft

Para que a operação de manobra seja executada de forma segura, também é

comum a utilização de margens de segurança na densidade da lama de perfuração. O

que é feito através da estimativa de valores que compensem a perda de pressão pela

parada na circulação.

É importante ressaltar a diferença da utilização da golfada e das margens de

segurança: a golfada gera um aumento da pressão no fundo do poço após a retirada da

coluna, já a margem de segurança para a densidade da lama minimiza fatores negativos

durante todas as operações de perfuração.

A utilização excessiva da margem de segurança pode gerar uma perda na

circulação e, se insuficiente, pode causar um kick. Para que seja bem aplicada, é

fundamental que se julgue o tamanho do poço, suas condições, velocidade de retirada da

coluna e propriedades do fluido de perfuração e da formação.

14

Figura 3.1 – Ilustração da Manobra e Cálculos para Identificação de kicks.

Fonte: Lima27

3.1.1.3 Pistoneio e Surging

Pistoneio é o resultado da redução da pressão hidrostática exercida pelo fluido

de perfuração que se encontra abaixo da coluna de perfuração, quando se retira de

maneira excessivamente rápida as ferramentas ou a coluna de dentro do poço. Também

pode ser resultado da adoção de lamas de perfuração com alta viscosidade ou com

restrições no anular. Esse diferencial de pressão é um dos maiores responsáveis pela

causa de kicks. (Figura 3.2)

Surging é o inverso do pistoneio, ou seja, ocorre o aumento da pressão

hidrostática que o fluido exerce sobre a formação, quando se coloca muito rapidamente

as ferramentas ou o tubo de perfuração dentro do poço. Essa pressurização pode gerar

fratura na formação causando kicks. (Figura 3.3)

27

LIMA, H.. Segurança de poço. 2009. Disponível em: <http://www.slideshare.net

/Victorslideshare/segurana-de-poo-heitor-lima> - Acessado em 18 de agosto de 2011.

http://www.slideshare.net/Victorslideshare/segurana-de-poo-heitor-lima

15

Figura 3.2 Ilustração de Pistoneio

Fonte: Aberdeen28

Figura 3.3 Ilustração de Surging

Fonte: Aberdeen29

Os principais fatores que afetam o Pistoneio e Surging:

Quanto maior a velocidade da manobra maior a chance de ocorrer

pistoneio e surging e um consequente kick;

Quando a retirada da coluna em grande velocidade é combinada com

BHA30

extensa, utilização de estabilizadores, packers, e poços com

28



Schools-Well-Control> 29








16

pequenos diâmetros aumentam a possibilidade da ocorrência de pistoneio

e surging;

Um claro sinal da ocorrência de surging é quando ao se se colocar a

coluna para dentro do poço percebe-se um fluxo de lama na sua conexão

de topo;

Quanto menor a distância entre o tubo de perfuração e a parede do poço

(folga) mais difícil é para o fluido de perfuração começar a escoar e

assim é maior a chance da ocorrência desses eventos. Isso pode ocorrer

pelas seguintes causas:

o Balling – Quando há um acúmulo de materiais em volta da

coluna, diminuindo a folga.

o Formações Selantes – Quando se está perfurando formações

selantes como sais, pois devido a sua grande elasticidade elas

dilatam e praticamente fecham a folga dificultando muito a

circulação da lama.

o Desvios – Quando se está fazendo um desvio no poço é comum

que a raspagem na parede do poço libere alguns cascalhos que

podem se acumular próximo a coluna e diminuir a folga.

o Estabilizadores – Quanto mais estabilizadores, maior a chance da

ocorrência de balling, pois eles causam grande acúmulo de

materiais.

A ocorrência desses eventos está totalmente relacionada a

facilidade/dificuldade que o fluido tem de escoar, por isso é fundamental

que se conheça algumas propriedades dos fluidos, como:

o Viscosidade: É a medida da resistência de um fluido a uma taxa

de deformação causada por um torque ou uma tensão, ou

simplesmente a dificuldade/facilidade que um fluido tem de

escoar. Essa é a propriedade de fluidos mais importante a ser

estudada, quando se busca evitar a ocorrência de pistoneio ou de

surging.

30

Bottom-Hole Assembly retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de.

Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de

Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p.

17

o Força Gel: É a capacidade que o fluido de perfuração tem de

manter os sólidos em suspensão quando não há circulação.

Quanto maior a força gel, maior a possibilidade da ocorrência de

pistoneio.

o Filtrado: É a propriedade do fluido de perfuração que expressa

sua capacidade de ser absorvido pela formação, formando assim

uma camada de lama chamada de reboco ou torta de filtração.

Isso diminui o espaço anular do poço, aumentando a

possibilidade de pistoneio ou surging.

3.1.1.4 Perda de Circulação

Quando ocorre a perda de circulação, ou perda de fluidos para a formação, o

nível do fluido de perfuração no poço diminui o que consequentemente causará uma

redução na pressão hidrostática exercida no fundo do poço, podendo lervar a perda do

controle de poço. Isso pode se dar pelos seguintes motivos: Existência de formações

cavernosas; formações naturalmente fraturadas ou zonas de baixa pressão; fraturas

induzidas por elevadas velocidades de perfuração; falhas no anular pelo atrito com a

coluna de perfuração; falha mecânica (revestimentos, risers, etc.).

De acordo com Belém31

, a menor altura de lama que o poço pode suportar sem a

ocorrência de kick pode ser calculada de acordo com a seguinte expressão retirado de :

(7)

Na qual:

H = ft

Overbalanced = É o valor acima da pressão dos poros, psi.

Gradiente da lama = psi/ft

31

BELÉM, F. A. T.. Operador de sonda de perfuração, controle de poço I. Petrobras-Promimp, 1998.

44p.Disponível em :<http://pt.scribd.com/doc/52421774/50/VI-%E2%80%93-COMPORTAMENTO-

DO-FLUIDO-INVASOR>.

http://pt.scribd.com/doc/52421774/50/VI-%E2%80%93-COMPORTAMENTO-DO-FLUIDO-INVASOR


18

3.1.2 Causas de Kick Durante a Completação e Workover

Como falado anteriormente na seção 3.1, kick é uma invasão indesejada de um

fluido proveniente da formação no poço. Apesar de menos frequentes, quando

comparada as operações de perfuração, durante a completação e o workover também é

comum a ocorrência desse fenômeno. Caso não se controle rapidamente esse influxo

poderá advir em um blowout. Abaixo, pode-se conhecer os principais causadores de

kicks durante a execução dessas atividades.

3.1.2.1 Falta de Ataque ao Poço Durante a Manobra:

Quando a coluna de completação ou workover é retirada do poço, assim como

com a coluna de perfuração, é necessário que se preencha o poço com fluido de

completação ou workover para que o nível do mesmo não diminua. Caso esse nível

sofra uma grande queda, a pressão hidrostática, responsável pela manutenção dos

fluidos da formação na mesma, também sofrerá redução, podendo resultar num kick.

3.1.2.2 Pistoneio

Existe grande preocupação quanto ao pistoneio durante essas atividades, devido

sua elevada frequência. Esse fenômeno normalmente é resultado de uma rápida retirada

da coluna ou da utilização de equipamentos e ferramentas, como por exemplo, os

packers, que possuem elementos selantes que se expandem enquanto estão sendo

puxadas, diminuindo assim a área livre para a passagem do fluido, tornando a operação

mais suscetível a reduções da pressão abaixo dessas ferramentas e o consequente

pistoneio.

3.1.2.3 Fluido de Completação/Workover com Densidade Insuficiente.

Se o fluido não estiver com densidade suficiente para conter os fluidos da

formação que se encontram na zona em que o poço está aberto, haverá a ocorrência de

um kick. Essa situação durante as a workover/completação, é crítica, pois normalmente

19

a única parte da parede do poço que está exposta é a payzone32

, com os fluidos prontos

para serem produzidos, assim facilitando a ocorrência do influxo.

Grande parte dos fluidos de completação são feitos a base de salmouras, ou seja,

saturados em sal, o que favorece a diluição do mesmo quando em contato com a água

do reservatório devido a diferença de concentração. Por isso, é fundamental que

constantemente se cheque as características dos fluidos de completação/workover para

diminuir a chance da ocorrência de um kick.

3.1.2.4 Canhoneio

O canhoneio é amplamente utilizado para interligar a zona produtora de um poço

revestido ao poço propriamente dito. Essa atividade, expõe a formação a um fluido de

baixa viscosidade e livre de sólidos, o que pode ser muito perigoso quando se está

trabalhando ambientes underbalanced, pois a tendência é que o fluido da formação

escoe, causando um kick.

3.1.2.5 Manobras com Perda de Fluidos

Segundo Ismail et al.33

é comum a perda de fluidos durante as operações de

workover e completação, principalmente devido a sobre pressão que a formação está

submetida pelo fluido de completação/workover.

Além de ser essencial para reduzir os gastos, segundo Hardy34

, controlar a perda

de fluidos também é importante para o controle de poços durante as manobras, visto que

a manutenção da pressão hidrostática no fundo do poço é fundamental para a não

ocorrência de kicks, e quando o nível de fluido no poço diminui a certo nível a essa

pressão também sofre a mesma alteração. Para tal, faz-se necessário acompanhar

cuidadosamente a operação analisando o nível do tanque de manobra.

32

Payzone é parte do reservatório que deseja-se produzir. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR,

O. A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de

petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p. 33

ISMAIL, I.; KADIR, A. A, A.: The importance of implementing proper mixing procedures in the

preparation of hec and corn starct mixures fort controlling fluid loss. Universiti Teknologi Malaysia,

1998. 8p. Disponível em <http://eprints.utm.my/4155/1/SKMBT_60007080711130.pdf>. 34

HARDY, M.: The Unexpected Advantages of a Temporary Fluid-Loss Control Pill. Texas: Society of

Petroleum Engineers, 1997. 4p.

http://eprints.utm.my/4155/1/SKMBT_60007080711130.pdf

20

3.1.2.6 Pescaria

Pescaria é um conjunto de operações que tem como intuito liberar uma coluna

presa ou quebrada, recuperar ferramentas ou objetos perdidos no poço.


, essa operação é fundamental para o

desenvolvimento das atividades de exploração de um poço de petróleo, no entanto

também podem aumentar a probabilidade da ocorrência de um kick e até mesmo

dificultar o controle primário do poço, pois:

Aumenta a quantidade de manobras necessárias;

Possibilita a ocorrência de pistoneio devido à necessidade da utilização de

packers, que diminuem a folga;

Pode limitar ou impossibilitar a circulação, caso a coluna ou equipamento

perdido no poço estiver a grande profundidade.

3.2 Indicadores de Kick

Para que o poço se mantenha controlado e seguro é necessária a rápida

identificação de qualquer anormalidade que possa vir a causar um eventual kick. Para tal

é importante conhecer os principais indícios que nos alertam sobre uma possível

ocorrência do mesmo. A saber:

3.2.1 Aumento da Taxa de Perfuração

Segundo Shubert36

, um dos primeiros a ser identificados e mais comuns indícios

de kicks durante a perfuração é a ocorrência do drilling break, que significa a ocorrência

de um aumento repentino da taxa de perfuração. Normalmente, isso é resultado de uma

mudança no tipo da formação que está sendo perfurada, como por exemplo, mudanças

de folhelhos para rochas arenosas, isso ocorre principalmente porque as brocas

costumam perfurar mais facilmente esses últimos tipos de formação.

35



SHUBERT, J. J. Well Control. Texas: B.S. Texas A&M University. 1995. 1987 p. Disponível em:

<http://www.pe.tamu.edu/schubert/public_html/PETE%20625/MEng%20Report.pdf>.

http://www.pe.tamu.edu/schubert/public_html/PETE%20625/MEng%20Report.pdf

21

No entanto uma simples mudança do tipo de formação não é um indicador da ocorrência

de um kick.

Para que a variação na taxa de penetração seja um bom parâmetro para

identificação de kicks, é necessário que esta seja avaliada em conjunto com outros

fatores. É comum a não ocorrência de influxos para dentro do poço quando se está

perfurando underbalanced um folhelho, no entanto, formações arenosas possuem

permeabilidade baixa o suficiente para escoar quando a pressão no fundo do poço é

menor do que a da formação. Ou seja, é possível perfurar underbalanced um folhelho

sem a incidência de kicks, mas assim que a broca atingir o topo de uma formação

arenosa permeável, o poço começará a escoar.

Além disso, segundo Schlumberger37

,quando se está perfurando um poço,

assumindo que o peso da coluna de perfuração, RPM e peso da lama se mantenham

constantes, a taxa de perfuração deve diminuir com o tempo. Logo, um acréscimo nesse

valor deve ser considerado fora do esperado, sendo possivelmente um indício de que o

diferencial de pressão e a densidade da formação estão diminuindo, podendo

rapidamente causar um kick.

3.2.2 Decréscimo da Pressão de Circulação ou Aumento na Velocidade da Bomba

De acordo com Grace38

, quando ocorre influxo no poço, o fluido que está

preenchendo o anular costuma ficar mais leve do que o fluido que se encontra dentro da

coluna de perfuração. Como esse sistema funciona como um tubo em “U”, essa redução

da pressão será evidenciada na bomba, já que a pressão requerida para deslocar a lama

será menor do que a necessária antes da invasão de fluidos da formação, causando um

aumento na velocidade da mesma. Não necessariamente isso é um sinal de kick, é

possível que isso seja um indício de problemas na bomba, da presença de fluidos de

lavagem na coluna, dentre outros fatores. Com isso, faz-se necessário a execução de um

flow check para assegurar a não ocorrência de influxo.

37



GRACE, R. D. Advanced Blowout & Well Control. Houston, Texas: Gulf Publishing Company, 1994.

396p.

22

3.2.3 Aumento de Torque e Arraste:

Segundo Schlumberger39

, o aumento do torque e arraste pode ocorre quando se

está perfurando underbalanced intervalos de folhelhos, podendo isso ser resultado do

excesso de cascalhos que acabam se acumulando no anular ou fruto do demasiado

preenchimento de lama durante a manobra e a conexão. Quando analisados juntos, esses

fatores podem ser considerados indícios de aumento da pressão de poro da formação, no

entanto, se o aumento do torque e arraste forem analisados separadamente, eles não

serão indicadores confiáveis, pois podem ser resultantes de mudança de rocha, desgaste

da broca, entre outras possibilidades.

3.2.4 Redução do Peso da Coluna de Perfuração:

A redução do peso da coluna de perfuração costuma ser resultado da ocorrência

de um kick, comum durante a perfuração de payzones. No entanto, esse fonômeno

costuma se manifestar de maneira tardia, ou seja, após uma prévia detecção de outro

indicador de kick.

3.2.5 Mudança no Fator “d”:

Segundo Aberdeen40

, em 1966 foi desenvolvida uma normalização da taxa de

penetração. Essa normalização é função de medidas como: peso na broca, taxa de

penetração, comprimento e velocidade de rotação de acordo com a seguinte expressão:

(8)

Na qual:

R = taxa de penetração (ft/hr)

N = velocidade de rotação (RPM)

39








23

W = peso na broca (Lb)

D = comprimento da broca (in)

d = Fator “d”

Como “d” é um fator de penetrabilidade, se plotarmos “d” versus profundidade

(em seções de folhelhos) é possível estimarmos com um alto grau de confiabilidade

alterações na pressão da formação. O fator “d” normalmente aumenta com a

profundidade, mas quando em zonas de transição, ele assume um valor abaixo do

esperado.

Na figura 3.4 é possível observar um exemplo da produção de um desses

gráficos que indicam a possível ocorrência de um kick.

Figura 3.4 Ilustração de gráficos que indicam kick.

Fonte: Adaptado de Aberdeen41

Com o passar dos anos, a fórmula acima foi sofrendo diversas adaptações que a

tornaram mais eficiente. De acordo com o site Calculaoredge42

, uma dessas novas

equações podem ser observadas abaixo.

41




CALCULAOREDGE. Disponível em: <http://www.calculatoredge.com/calc/d-exponent.htm>.

Acessado em 19 de agosto de 2011.



http://www.calculatoredge.com/calc/d-exponent.htm

24

(9)

Na qual:

R = taxa de penetração (ft/hr)

N = velocidade de rotação (RPM)

W = peso na broca (Lb)

D = comprimento da broca (in)

d = Fator “d”

ρn = peso inicial da lama (ppg)

ρm = peso atual da lama (ppg)

c = coeficiente de compactabilidade da formação.

3.2.6 Mudança do Tamanho e Forma de Cascalhos:

Segundo Aberdeen43

e Schlumberger44

, outra maneira de verificar a

possibilidade da ocorrência de kicks é a através da análise dos cascalhos, pois, quando

esses são provenientes de folhelhos pressurizados, costumam ser planos com bordas

arredondadas, já os provenientes de folhelhos com pressões anormais são estilhaçados

com bordas angulares. Além da mudança na forma, também será percebido um aumento

na quantidade de cascalhos, indicando assim uma provável anomalia na pressão de poro,

ou seja, uma grande chance de ter ocorrido um kick.

3.2.7 Mudança na densidade dos Folhelhos:

Outra maneira não muito comum de se identificar influxos é através da análise

da densidade dos cascalhos provenientes da perfuração. Normalmente a densidade da

formação aumenta com a profundidade, mas diminui quando se está perfurando zonas

43


Aberdeen: 2002. 390p.Disponível em: <http://pt.scribd.com/doc/4209107/ABERDEEN-Drilling-



/document/UrKae8ya/Schlumberger_-_Well_Control_Ma.html>.



25

com pressões anormais. A densidade dos cascalhos é determinada na superfície e

plotada contra a profundidade, um desvio fora do normal nesse gráfico, teoricamente,

indica mudanças na pressão de poro das formações.

3.2.8 Corte de Gás, Óleo e Água na Lama:

É imprescindível aumentar a precaução quando se identifica o corte da lama com

óleo, gás ou água, pois quando acompanhado de outro indicio de kick, certamente o

poço está experimentando influxo de fluidos da formação.

3.3 Shallow Gas

De acordo com Schlumberger45

é chamado Shallow Gas qualquer acúmulo de

gás próximo à superfície. Quando encontrado durante a perfuração pode rapidamente

levar o poço a entrar em blowout, representando grande risco para o controle de poço.

Por isso, quando a equipe de perfuração se depara com esse tipo de reservatório deverá

rapidamente decidir se desviará o poço ou se deverá fechá-lo para evitar um possível

acidente.

Esse tipo de concentração de gás normalmente ocorre em formações

sedimentares areníticas, com alta porosidade e permeabilidade, que podem facilmente

ser sobre pressurizadas em relação ao gradiente de pressões da formação. Por isso deve-

se ter muito cuidado ao perfurar esse tipo de rocha, já que é quase impossível uma

detecção precoce do influxo de gás, pois como ocorre muito próximo à superfície o gás

atinge rapidamente a cabeça do poço.

É imprescindível que se adotem prevenções nos projetos de perfuração onde um

risco de Shallow Gas deva ser antecipado e, sempre quando possível, a perfuração em

locais perigosos como estes devem ser evitadas.

45


/document/UrKae8ya/Schlumberger_-_Well_Control_Ma.html>.

26

3.3.1 Avaliação de um Shallow Gas

Schlumberger46

aponta que normalmente a sísmica dessas avaliações só são

feitas em operações offshore. No entanto, deve-se cuidadosamente considerar a

possibilidade de shallow gas em determinadas áreas onshore. Na falta de uma pesquisa

mais detalhada é importante que a avaliação seja feita de acordo com os dados já

existentes de sísmica e histórico geológico de poços com formações semelhantes.

A pesquisa feita através de sísmicas são as melhores ferramentas disponíveis

para identificação da presença de possíveis acumulações do tipo Shallow Gas. Esse tipo

de aquisição de dados é muito utilizado offshore, pois o custo é muito alto, não

justificando sua utilização em poços onshore. Um bom exemplo de uma sísmica que

identificou a existência de acúmulos de Shallow Gas pode ser observado na figura 3.5.

É preciso estar alerta porque a confiabilidade desse tipo de pesquisa depende

muito dos métodos utilizados para aquisição de dados, processamento e interpretação.

Os resultados obtidos dessa pesquisa devem ser considerados como guia, e nunca como

uma garantia.

Figura 3.5:Illustração da sísmica identificando Shallow Gas.

Fonte: Earth Stories47

46



EARTHSTORIES. Mixed stories about science, journey and experiences in my life….Disponível em

<http://inibumi.blogspot.com/2010/01/shallow-gas.html>. Acessado em 25 de agosto de 2011.

http://inibumi.blogspot.com/2010/01/shallow-gas.html

27

3.3.2 Considerações para o Designer do Poço

De acordo com Schlumberger48

, a localização e a direção do poço devem ser

alteradas no caso da indicação de uma possível acumulação de Shallow Gas obtida

através de sísmicas. No entanto, caso se decida perfurar uma zona com presença de

Shallow Gas, uma série de revestimentos devem ser assentados e devidamente

cimentados onde se encontra a primeira formação seladora, mesmo que para isso seja

necessária utilização de revestimentos extras. Com isso, o risco de blowout torna-se

menor durante a perfuração. Outra maneira de aumentar a segurança dessa operação é

através da perfuração de um poço piloto (diâmetro de no máximo 250.8 mm). Esse

procedimento aumentará a capacidade de controle de kicks provenientes de acumulações

desse tipo Shallow Gas.

3.4 Comportamento do Fluido Invasor

De acordo com o apresentado na seção 3.1, o influxo da formação para o poço

pode ser de água, óleo ou gás. Apesar de perigosos para o controle do poço, kicks de

água e óleo são mais fáceis de controlar. De acordo com Belém49

, quando o kick é de

gás o controle do poço é mais complexo e perigoso, devido as suas propriedades

expansivas e à diferença entre sua massa específica e a do fluido de perfuração.

Assim, é fundamental conhecer e analisar o comportamento dos fluidos nas

diferentes condições de operação, a saber, com poço aberto e poço fechado.

3.4.1 Poço Aberto

Quando ocorre um kick e o poço é mantido aberto, esse influxo é circulado

juntamente ao fluido de perfuração. Isso pode tornar o controle do poço insustentável,

pois à medida que o gás sobe, este se expande devido a diminuição da pressão que atua

sobre o mesmo. A expansão do gás faz com que a lama tenha sua densidade reduzida,

gerando consequentemente uma redução da pressão hidrostática que a coluna de fluido

48



BELÉM, F. A. T. Operador de sonda de perfuração, controle de poço I. Petrobras-Promimp, 1998.


DO-FLUIDO-INVASOR>.



28

de perfuração exerce sobre a formação. Esse fenômeno deve ser cuidadosamente

estudado, pois normalmente facilita a ocorrência do influxo da formação para o poço.

Segundo Belém50

, esse tipo de comportamento pode ser verificado pela equação

dos gases reais mostrada abaixo:

(10)

Na qual:

P = pressão absoluta;

V = volume;

T = temperatura;

Z = Fator de compressibilidade;

1 = Local onde ocorreu o kick;

2 = Cabeça do poço;

Se considerarmos que T1 = T2 e que o gás em questão é ideal (Z1=Z2=1),

obtemos a seguinte equação:

(11)

Assim, facilmente podemos inferir que o volume do gás aumenta a medida que

ele sobe no poço, pois a pressão atuante sobre ele reduz.

3.4.2 Poço Fechado

Quando se fecha o poço após a identificação de um kick, não há a ocorrência do

fenômeno citado anteriormente. No entanto, como também abordado por Belém51

,

50



DO-FLUIDO-INVASOR>.



29

verifica-se que devido à grande diferença de massa específica do gás e fluido de

perfuração há migração do gás pelo efeito de segregação gravitacional.

Como o poço está fechado, não há alívio da pressão e consequente não ocorre a

expansão do gás, ou seja, ele sobe com a mesma pressão que entrou no poço, a pressão

de poro da formação.Com isso, ele transmite essa pressão para as formações enquanto

migra para a superfície, podendo causar assim um aumento da pressão em todos os

pontos do poço e consequentemente uma fratura na formação.

Logo, segundo Costa et al.52

o ideal para se controlar o kick, sem causar danos à

formação, é não permitir que o poço fique completamente aberto e nem indefinidamente

fechado. Deve-se controlar a sua abertura/fechamento pelo choke, permitindo o controle

da expansão do gás até que ele atinja a superfície. A correta execução dos

procedimentos, que serão posteriormente abordados, auxiliarão a retomada do controle

do poço antes que ocorra um blowout ou até mesmo a fratura da formação, durante a

subida do gás até à superfície.

3.5 Tolerância de Kick

A definição de tolerância de kick, nada mais é do que o volume máximo de kick

que o poço pode aceitar, existindo a possibilidade de circulação sem que ocorra

fraturamento na formação pela diferença da pressão do poro e do peso da coluna de

lama.

De acordo com Almeida53

, a tolerância de kick é baseada em uma série de

cálculos e análises de resultados, que atualmente tiveram sua importância ampliada,

pois tem sido um fator decisivo para as decisões de designer de poços, de perfuração e

nas operações de controle de poço.

51

BELÉM, F. A. T. Operador de sonda de perfuração, controle de poço I. Petrobras-Promimp, 1998.


DO-FLUIDO-INVASOR>. 52

COSTA, D. O. da; LOPEZ, J. de C.. Tecnologia dos métodos de controle de poço e blowout , 76 f.

Monografia de Graduação em Engenharia de Petróleo, UFRJ, Rio de Janeiro/RJ, 2011. 53

ALMEIDA, M. de A.. Controle de Poços. Disponível em: <http://xa.yimg.com/kq/groups

/22113478/190079740/name/Controle+de+po%C3%A7o1.ppt>. Acessado em 22 de setembro de 2011.



30

Almeida54

também defende que os métodos e cálculos de tolerância de kick

podem permitir que as operações de perfuração e controle de poço sejam mais seguras e

econômicas, já que com essa técnica, se corretamente aplicada, reduz a probabilidade da

ocorrência de um acidente.

54


/22113478/190079740/name/Controle+de+po%C3%A7o1.ppt>. Acessado em 22 de setembro de 2011.

31

4 CONTROLE SECUNDÁRIO DE POÇO

O controle de poço secundário entra em cena quando o controle primário não é

capaz de controlar o kick e o acionamento do Blowout Preventer (BOP) se faz

necessário. Uma rápida identificação do influxo no poço e o acionamento do mesmo são

essenciais para o sucesso do controle de poço.

Juntamente a isso, uma rápida tomada de decisão a respeito de qual método será

utilizado para retomar o controle do poço, faz com que menos fluido invada o poço,

facilitando as operações posteriores. A severidade e o tamanho do kick dependem

basicamente do grau de underbalanced, da permeabilidade da formação e do tempo

total que a formação permaneceu sobre essa condição.

4.1 BOP

O Blowout Preventer é um conjunto de válvulas, colocado acima da cabeça do

poço, utilizado principalmente para selar, controlar e monitorar poços de gás e petróleo.

Essas válvulas foram desenvolvidas para lidar com pressões extremamente grandes e

com escoamentos descontrolados de fluidos provenientes do reservatório para o poço.

Uma das principais funções do BOP é permitir o controle das pressões no fundo

do poço, mas ele também é fundamental para a segurança das operações, pois é a última

chance de se conseguir conter um kick e assim evitar um possível blowout. Outra

importante função desse equipamento é evitar que a coluna de produção, ferramentas ou

até mesmo o revestimento sejam lançados para fora do poço no caso da ocorrência de

um blowout. Assim, esse instrumento é fundamental para a segurança e integridade do

poço, dos trabalhadores e do meio ambiente.

Normalmente, é utilizado como BOP stack, ou seja, uma “pilha” de válvulas que

visam aumentar o controle e diminuir a chance de falha em uma situação de

emergência. Esses equipamentos são produzidos em diversos estilos, tamanhos e classes

de pressão. No entanto, Broder55

reportou que os BOP em uso até 2011 não são capazes

55

JOHN, M. B.; C. K.. Regulation of Offshore Rigs Is a Work in Progress. New York Times. Retrieved 17

April 2011.

http://www.nytimes.com/2011/04/17/us/politics/17regulate.html?_r=1&nl=todaysheadlines&emc=tha2

32

de prevenir que fortes erupções, como a do blowout ocorrido em Deepwater Horizon

(acidente que será amplamente abordado no capítulo 5 deste trabalho), ocorram. Ele

também indicou a necessidade de melhorias emergenciais.

4.1.1 Funções do BOP

As funções primárias de um sistema de BOP são:

Confinar o fluido do poço dentro do poço;

Possibilitar a adição de fluidos no poço;

Permitir o controle da quantidade de fluido a ser produzido.

Além disso, esse sistema possui outras funções como:

Regular e monitorar as pressões dentro do poço;

Segurar e centralizar a coluna de perfuração;

Possibilitar o fechamento do poço;

Permitir que se mate o poço quando necessário;

Cortar o revestimento e a coluna de perfuração em caso de emergência.

4.1.2 Componentes do BOP Stack

Figura 4.1: BOP stack

Fonte: Adaptado de http://cenvironment.blogspot.com/2010/05/offshore-blowout-preventer-bop.html

http://en.wikipedia.org/wiki/Blowout_preventer#Deepwater_Horizon_blowout

http://cenvironment.blogspot.com/2010/05/offshore-blowout-preventer-bop.html

33

De acordo com Osha56

o blowout preventer stack é composto por dois tipos de

BOP, o de gavetas e o anular, a linha de choke a e a linha de kill, como ilustrado na

figura 4.1.

4.1.2.1 BOP de Gavetas

Criado em 1922, esse tipo de preventor funciona como uma válvula de gaveta. É

composto por duas gavetas de aço que são responsáveis por restringir ou permitir o

fluxo no poço. Um exemplo desse equipamento pode ser observado na figura 4.2.

Figura 4.2: BOP de Gavetas

Fonte: Lima57

Existem três tipos de BOP de gavetas:

Os de gavetas cegas que são feitas para fechar o poço sem a presença de colunas

ou ferramentas (Desenho (a) da figura 4.3);

Os de gavetas vazadas (Desenho (b) da figura 4.3 e a figura 4.4), que visam

fechar somente o anular.

Os de gaveta cisalhante (Desenho (c) da figura 4.3 e figura 4.5) que fecham todo

o poço, inclusive cortando a coluna.

56

OSHA. Oil and gas well drilling and servicing tool. Disponível em: <http://www.osha.gov/

SLTC/etools/oilandgas/drilling/wellcontrol_bop.html>. Acessado em 28 de agosto de 2011. 57

LIMA, H.. Segurança de poço:2009. Disponível em: <http://www.slideshare.net/Victor

slideshare/segurana-de-poo-heitor-lima> - Acessado em 18 de agosto de 2011.

http://www.osha.gov/%20SLTC/etools/oilandgas/drilling/wellcontrol_bop.html



http://www.slideshare.net/Victor%20slideshare/segurana-de-poo-heitor-lima



34

Figura 4.3: BOP de Gavetas

Fonte: <http://pediaview.com/openpedia/Blowout_preventer>

Figura 4.4: BOP de Gavetas Vazadas

Fonte: <http://www.alibaba.com/product-gs/357822086/pipe_ram_block_Assembly.html

Figura 4.5: BOP Gavetas cisalhantes

Fonte: http://www.slideshare.net/Victor slideshare/segurana-de-poo-heitor-lima

http://pediaview.com/openpedia/Blowout_preventer

http://www.alibaba.com/product-gs/357822086/pipe_ram_block_Assembly.html


35

4.1.2.2 BOP Anular

Inventado em 1946, esse tipo de preventor pode fechar o fluxo em volta da

coluna de perfuração, do revestimento ou até mesmo em volta de ferramentas não

cilíndricas como o kelly58

. Uma boa ilustração desse tipo de BOP pode ser visto na

figura 4.6

Figura 4.6: BOP Anular

Fonte: Lima59

Através de uma série de elementos hidráulicos essa ferramenta consegue vedar

completamente a seção anular do poço, mesmo que a coluna de perfuração esteja

girando. Quando se utiliza sistemas de BOP múltiplos, é comum que o anular seja o

primeiro BOP da pilha, como o representado na figura 4.1.

4.1.2.3 Linha de Choke

Segundo Fernández et al.60

é uma tubulação capaz de suportar altas pressões,

responsável por transportar os fluidos provenientes do anular para o choke manifold61

,

58

É o elemento que transmite a rotação originada na mesa rotativa para a coluna de perfuração, cuja seção

pode ser quadrada ou hexagonal. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C.

de. Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de

Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p. 59

LIMA, H.. Segurança de poço: 2009. Disponível em: <http://www.slideshare.net/Victor

slideshare/segurana-de-poo-heitor-lima> - Acessado às 10 horas e 27 minutos em 18 de agosto de 2011. 60






36

que se no caso de operação no mar se encontra na superfície. Em operações de controle

de poço, a partir do fechamento do BOP, a circulação de um kick é feita pela linha de

choke.

4.1.2.4 Linha de Kill


, linha de kill é uma linha de alta pressão

responsável por ligar o BOP aos equipamentos que fazem o bombeamento. É onde se

injeta fluidos de perfuração com o devido peso no poço durante o controle de um kick,

com o intuito de amortecer o poço ou até mesmo “matá-lo”.

4.1.3 Dimensionamento do BOP

De acordo com Ohara63

para que a eficácia do BOP seja garantida, é

fundamental que se determine o limite de pressão a que ele estará sujeito. Normalmente,

os BOP são fabricados em três diferentes tipos, de acordo com as pressões que estarão

submetidos: 5000 psi, 10000 psi e 15000 psi.

Os cálculos de dimensionamento do BOP permitem a escolha do equipamento

que atenda as normas de segurança e que tenha o menor custo possível. Para tal,

inicialmente, é necessário calcular a pressão na cabeça do poço, a qual o BOP estará

submetido, PBOP, de acordo com a seguinte fórmula:

(12)

Na qual:

Pp,max= pressão de poros máxima o na região mas profunda do poço em psi;

61

Conjunto de válvulas automáticas, sensores, chokes e linhas em uma sonda de perfuração. É utilizado

para circular um influxo para fora do poço, ou circular fluidos de perfuração, pesado, para dentro do

poço, e assim controla-lo. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de.

Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de

Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p. 62



OHARA, S. Perfuração de Poços: Parte 3 – Controle de Poços – Universidade Federal do Rio de

Janeiro, Rio de Janeiro , 2008.

37

Ph,gas= é a pressão hidrostática do gás em psi.

O cálculo da pressão hidrostática do gás é feito através da seguinte fórmula:

(13)

Na qual:

ρgas= massa específica do gás em lb/gal;

h = distância entre o fundo do poço e o BOP em m.

O cálculo da pressão de poros máxima na região mais profunda do poço, Pp,max,

pode ser obtida através de formulação indicada na seção 2.2.

De acordo com Ohara64

,esses cálculos são suficientes para se estimar a pressão

máxima que o BOP deverá suportar.

4.2 Outros Equipamentos

O BOP é o equipamento responsável pelo controle secundário do poço, mas

existem outros que auxiliam e permitem a manutenção do controle no poço, como:

4.2.1 Diverter

Utilizado principalmente em perfurações no mar, de acordo com Watson65

é um

equipamento que aumenta a segurança durante esta atividade e tem como função

direcionar o escoamento que retorna do poço para longe da sonda de perfuração.

Normalmente, esse equipamento entra em ação quando durante a perfuração,

ocorre um kick proveniente de zonas de shallow gas. Como explicado anteriormente,

esse influxo pode atingir a cabeça do poço muito rapidamente, não havendo assim

64

OHARA, S. Perfuração de Poços: Parte 3 – Controle de Poços – Universidade Federal do Rio de

Janeiro, Rio de Janeiro , 2008. 65

WATSON, D.; BRITTENHAM, T; MOORE, P. L. Advanced Well Control. Richardson Texas. SPE

Textbook Series, 2003. 386p.

38

tempo suficiente para que se feche o poço e que se circule o kick. Assim, para evitar

acidentes na sonda, deve-se direcionar esse escoamento para uma região onde a

segurança da sonda não seja afetada, como pode ser observado na figura 4.7.

Figura 4.7: Exemplo de funcionamento de um Diverter

Fonte:<http://www.canadianwellsite.com/images/Photo%20Gallery/BFM/West_Vanguard_Blowout.jpg

Esse equipamento só pode entrar em funcionamento quando:

Quando somente o revestimento condutor está assentado;

Quando não se pode fechar o poço por desejo de não se perder a circulação e de

não causar quebra da formação;

Quando existe um alto fluxo de baixa pressão.

4.3 Fechamento do Poço

Logo que se verifique qualquer indício de kick, é preciso rapidamente fechar o

poço, de modo a minimizar o volume de influxo a entrar no poço. As recomendações do

API RP 5966

citam dois procedimentos de fechamento: o soft e o hard.

66

Recomendações de práticas para operações de controle de poço. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y;


produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p.

http://www.canadianwellsite.com/images/Photo%20Gallery/BFM/West_Vanguard_Blowout.jpg

39

Figura 4.8: Fechamento do Poço

Fonte: Almeida67

.

4.3.1 Fechamento Lento (soft)

De acordo com Watson68

e com o Belém69

, no fechamento lento o choke fica

aberto durante as operações de perfuração. Além disso, o fechamento do BOP é feito

com a linha de choke aberta. O choke é gradualmente fechado de maneira a permitir um

acompanhamento detalhado do crescimento da pressão e fazendo com que seja possível

administrá-la de acordo com a limitação dos equipamentos. Além de também

possibilitar a rápida aplicação do método de baixa pressão no choke (low choke pressure

method), onde a pressão no choke é mantida na máxima pressão permissível ou abaixo

dela.

67

ALMEIDA, Mauricio de Aguiar. Controle de Poços. Disponível em: <http://xa.yimg.com/kq/groups/

22113478/190079740/name/Controle+de+po%C3%A7o1.ppt>. Acessado em 22 de setembro de 2011. 68

WATSON, D.; BRITTENHAM, T.; MOORE, P. L. Advanced Well Control. Richardson Texas. SPE

Textbook Series, 2003. 386p. 69

BELÉM, Francisco Aldemir Teles. Operador de sonda de perfuração, controle de poço I. Petrobras-

Promimp, 1998. 44p. Disponível em :<http://pt.scribd.com/doc/52421774/50/VI-%E2%80%93-

COMPORTAMENTO-DO-FLUIDO-INVASOR>.



40

No entanto, a utilização desse método também pode ser muito perigosa para o

controle do poço, pois o fato de ser mantido aberto, permite que mais fluido da

formação entre no poço.

4.3.2 Fechamento rápido (hard)

Ainda de acordo com Watson70

e com o Belém71

, o choke permanece fechado

durante as operações de perfuração. Nesse caso, o BOP é fechado com a linha do choke

fechada. O volume de influxo que entra no poço é reduzido quando comparado com o

método anterior, pois esse método permite o fechamento do poço de forma rápida.

Também é importante ressaltar que o fechamento rápido é mais simples que o outro

procedimento em questão já que possui um passo a menos.

No entanto, o rápido fechamento dessa válvula causa um efeito muito comum

chamado golpe de aríete, que é a formação de um vácuo próximo a válvula, podendo

prejudicar a integridade das tubulações ou da válvula em questão.

Belém afirma que :

“Devido a maior simplicidade do método rápido e ao menor volume

de influxo gerado, o DP-PS recomendou que esse método seja usado

no fechamento de poço quando operando em águas profundas.

Estudos teóricos e experimentais recentemente publicados também

mostraram que o aumento de pressão devido ao golpe de aríete gerado

durante o fechamento rápido não é muito significativo quando

comparado ao aumento da pressão de fechamento no choke devido ao

volume adicional de gás obtido caso o método lento tivesse sido

implementado.”72

70








DO-FLUIDO-INVASOR>.





41

4.3.3 Procedimentos para o Fechamento de Poço

A seguir, serão mostrados os procedimentos para que se execute o fechamento

do poço de maneira segura e eficiente de acordo com Belém73

e Almeida74

. Os

procedimentos abaixo são relacionados ao fechamento de poço rápido, pois pelos fatos

explanados no tópico anterior é o mais comum na indústria do petróleo.

4.3.3.1 Fechamento do Poço Durante a Perfuração

Parar a mesa rotativa;

Elevar kelly, posicionando um tool joint75

acima da mesa rotativa;

Parar a bomba de lama;

Abrir a linha do choke;

Fechar o BOP anular;

Observar no manômetro do choke a pressão máxima permissível;

Ler as pressões estabilizadas na coluna de perfuração (SIDPP) e no

choke (SICP);

Aplicar o método do sondador, que será futuramente abordado, para a

circulação do kick.

4.3.3.2 Fechamento do Poço Durante a Manobra

Posicionar um tool joint acima da mesa rotativa e acunhar a coluna de

perfuração;


Instalar a válvula de segurança da coluna;

Fechar a válvula de segurança da coluna;

Retirar as cunhas e posicionar o do tubo em frente ao BOP de gaveta;

73





/22113478/190079740/name/Controle+de+po%C3%A7o1.ppt>. Acessado em 22 de setembro de 2011. 75

É a conexão entre os tubos de perfuração. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. .;

PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e

gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p.



42


Observar a pressão máxima permissível no manômetro do choke ;

Ler SICP;

Aplicar um método de controle de kick . No caso da escolha da operação

de stripping76

,deve-se fechar a válvula de segurança da coluna, retirar o

kelly, instalar o inside-BOP, abrir a válvula de segurança e proceder ao

stripping.

4.3.3.3 Fechamento do Poço Durante a Manobra de Comandos

Posicionar uma tool joint acima da mesa rotativa e acunhar a coluna de

perfuração;


Instalar a válvula de segurança da coluna;

Fechar a válvula de segurança da coluna;


Observar a pressão máxima permissível no manômetro do choke ;

Ler SICP;

Aplicar um método de controle de kick. No caso da escolha da operação

de stripping , deve-se fechar a válvula de segurança da coluna, retirar o

kelly, instalar o inside -BOP, abrir a válvula de segurança e proceder ao

stripping.

4.3.3.4 Fechamento do Poço sem Coluna no Poço


Fechar gaveta cega ou cisalhante;

Observar a pressão máxima permissível no manômetro do choke;

Ler SICP;

Aplicar um método de controle de kick.

76

É quando se coloca a coluna dentro do poço quando o BOP está fechado e as pressões estão confinadas

dentro do poço. Isso é necessário quando ocorre um kick com a coluna fora do poço e é necessário

circular o poço para retomar o controle do poço. Retirado de <http://www.glossary.o

ilfield.slb.com/Display.cfm?Term=stripping> acessado em 18 de setembro de 2011.

43

4.3.3.5 Fechamento do Poço Durante a Descida do Revestimento

Posicionar uma tool joint acima da mesa rotativa;

Abrira linha do choke;

Fechar a gaveta de revestimento;

Observar a pressão máxima permissível no manômetro do choke;

Ler SICP;

Completar o revestimento com lama;

Conectar a cabeça de circulação à coluna de revestimento;

Efetuar os cálculos da planilha de controle e aplicar um método de

controle de poço.

4.3.4 Pressões no Poço Após o seu Fechamento

Quando ocorre um kick e se fecha o poço, é comum que as pressões registradas

nos manômetros da coluna de perfuração e do choke subam até que a pressão da parede

do poço e a pressão de poro da formação se estabilizem. Essas novas pressões, são

conhecidas respectivamente como SIDPP e SICP.

Segundo Belém77

e Watson78

, se não houver fluido da formação no interior da

coluna, o valor da SIDPP representa o gradiente de pressão existente no poço, ou seja, a

diferença entre a pressão da formação e a coluna hidrostática de fluido no interior da

coluna de perfuração. É fundamental também ressaltar que este valor não é função do

volume de kick que invadiu o anular do poço, na medida em que o valor de SICP é

dependente e diretamente proporcional à quantidade de influxo da formação presente no

anular, ou seja, quanto maior for o volume do influxo, maior será o valor de SICP.

A Figura 4.9 é uma boa representação de como se comportam as pressões após o

fechamento do poço, e através desta pode-se concluir que inicialmente essas pressões

crescem rapidamente, depois reduzem o seu crescimento até atingir a estabilização. Isso

77




WATSON, D.; BRITTENHAM, T.; MOORE, P. L. Advanced Well Control. Textbook Series, 2003.

386p.



44

ocorre pela parada do fluxo da formação para o poço, devido ao equilíbrio entre a

pressão de fundo e a pressão da formação geradora do kick. A duração deste período se

dá em função de algumas variáveis como tipo de fluido, permeabilidade e porosidade da

formação e grau de desbalanceamento hidrostático no instante do kick. Dessa forma,

não existe um valor arbitrário para a duração deste período. Por isso é recomendado que

se faça um gráfico semelhante ao da figura 4.9, para que assim, seja possível visualizar

a duração deste período.

Figura4.9: Comportamento das pressões após fechamento do poço

Fonte: Belém79

Após o período de estabilização, as pressões de fechamento tenderão a subir

devido à migração do gás. Se por algum motivo a imediata circulação do kick não for

possível, é fundamental que se monitore o comportamento dessas pressões, pois caso

excedam um determinado valor, por exemplo 50 psi acima do valor estabilizado, será

preciso a drenagem do poço até que seu valor na coluna volte a ser SIDPP.

O valor de SIDPP, normalmente é menor que o de SICP, pois na maioria dos

influxos só existe fluido invasor no espaço anular. Entretanto, segundo o Belém80

é

79




BELÉM, F. A.T.. Operador de sonda de perfuração, controle de poço I. Petrobras-Promimp, 1998.


DO-FLUIDO-INVASOR>.





45

importante considerar que existem situações nas quais se pode observar o contrário. As

possíveis causas para este comportamento são:

a) excesso de cascalhos no espaço anular;

b) manômetros defeituosos;

c) massa específica do fluido invasor maior que a do influxo;

d) gás no interior da coluna;

e) bloqueio do espaço anular.

4.4 Estimativa do comprimento do kick

Para se estimar o comprimento de um kick, inicialmente, toma-se como hipótese

que esse influxo fica arranjado de forma coesa no poço, ou seja, o fluido proveniente da

formação não se mistura com os fluidos do poço, de maneira semelhante a figura 4.10.

Além disso, segundo Watson81

e Almeida82

também é plausível assumir que o ganho de

volume no tanque de lama é o volume de kick que o poço recebeu.

A partir disso, com a fórmula83

abaixo, é possível calcular com grande grau de

precisão o comprimento do kick.

(14)

Onde :

= comprimento do kick,ft;

= volume do kick, bbl = G = Ganho de volume no tanque de lama, bbl;

= capacidade do anular, bbl/ft.

81



ALMEIDA, M. de A.. Controle de Poços. Disponível em: <http://xa.yimg.com/kq/groups/2

2113478/190079740/name/Controle+de+po%C3%A7o1.ppt>. Acessado em 22 de setembro de 2011. 83


Setembro de 2011.


46

Figura 4.10: Comprimento do influxo

Fonte: http://www.drillingformulas.com/calculate-influx-height/

4.5 Estimativa Do Tipo De Kick

Tendo o conhecimento do conceito U-Tube desenvolvido anteriormente e da

estimativa do comprimento do kick, é possível estimar o tipo de kick através da seguinte

fórmula84

:

(15)

Na qual:

= peso do kick, ppg;

= peso atual da lama, ppg;

= pressão de fechamento no choke, psi;

84


Setembro de 2011.

http://www.drillingformulas.com/calculate-influx-height/


47

= pressão de fechamento no tubo bengala, psi;

= comprimento do kick, ft.

Após o cálculo do peso do kick, através da análise da tabela 1 abaixo, é possível

determinar com uma precisão aceitável, o tipo de influxo no poço:

Tabela 1: Determinação do tipo de influxo.

Fonte: Próprio baseado no http://www.drillingformulas.com/estimate-type-of-influx-kick/?lang

4.6 Procedimentos Operacionais de Segurança

4.6.1 Flow check

Como definido na seção 2.7, a execução do flow check é fundamental para a

análise da existência riscos para a continuidade das operações. Porém, Watson85

defende que o tempo gasto na realização do flow check pode permitir um significante

aumento do volume do kick, o que pode ser intolerável no cenário de águas profundas.

Por isso, com o intuito de mitigar esse efeito colateral, recomenda-se fechar de imediato

o poço, tão logo seja detectado influxo sem a realização de flow check de confirmação.

Entretanto, quando os aumentos da vazão de retorno e do nível de lama nos tanques são

difíceis de serem detectados, um flow check pode ser realizado para confirmar se o poço

está fluindo.

85



http://www.drillingformulas.com/estimate-type-of-influx-kick/?lang

48

4.6.2 Procedimentos Gerais:

Para Belém86

, inicialmente é de fundamental importância que o programa do

poço contenha todas as informações a respeito das formações a serem perfuradas, tais

como: as curvas de pressão de poros e de fratura, as propriedades recomendadas do

fluido de perfuração e a possibilidade de formação de hidratos.

Além disso, é vital que se exija aos integrantes das equipes de perfuração das

sondas que operam em águas profundas a certificação válida em controle de poço e

também é amplamente recomendado que se prepare e divulgue um plano de ações para

o caso da ocorrência de um kick. Também é preciso certificar que os elementos

envolvidos nas operações de controle de poço estão cientes de suas funções e

responsabilidades e que os equipamentos de segurança do poço estão operando

satisfatoriamente.

4.6.3 Na Perfuração

Para que as atividades de perfuração procedam sem riscos desnecessários de

acidentes, inicialmente é preciso revisar os alarmes dos indicadores do nível dos tanques

e do fluxo de retorno do poço.

É necessária a delegação clara de um responsável para constantemente

monitoramento das principais propriedades do fluido (massa específica e viscosidade) e

comunicar o imediato do sondador quaisquer anomalias verificadas, tais como o

aumento do fluxo de retorno e corte de gás ou óleo do fluido de perfuração.

É considerado crucial que diariamente se faça circulação pelo choke e pelo kill,

para que assim o risco de entupimento dessas linhas reduzam significativamente.

Executar um flow check preventivo antes das conexões durante a perfuração de uma

zona potencialmente produtora.

86



DO-FLUIDO-INVASOR>.



49

4.6.4 Na Manobra

Como já citado anteriormente, a maior parte dos kicks ocorrem quando se está

puxando a coluna de perfuração para fora do poço, o que pode facilmente ser evitado

caso sejam seguidos de maneira correta os procedimentos e é claro, se a equipe estiver

bem treinada. De acordo com Belém87

e Watson88

, as seguintes preparações para a

manobra devem ser tomadas para o sucesso da operação:

Checar as Condições do Poço: Antes da execução da manobra, o fluido de

perfuração deve estar em boas condições e com a circulação assegurada. Além

disso, não pode haver indícios de influxos antes de tirar a coluna e a densidade

da lama que entra pelo choke e da que sai pelo kill não pode ser maior que 24

kg/m³.

Tanque de Manobra: deve estar completo com um fluido de peso adequado, de

acordo com o teste previamente feito para que assim se possa remover o kelly e

o topdrive89

.

Válvula de Segurança: Deve ser adequada e com as apropriadas conexões de

conversão de rosca para encaixar em toda a coluna, além das conexões BHA no

piso da plataforma estar na posição aberta.

Golfadas: Quando for possível e após a checagem da confirmação de fluxo,

deverá ser preparada e lançada uma golfada de lama na coluna antes de sua

retirada. Um balde de lama deve ser adicionado no caso da golfada não

conseguir ser bombeada ou mesmo se for necessário retirar a coluna molhada.

Completação de Lama: Caso o volume de aço retirado não esteja sendo

compensado da maneira ideal é importante que se pare a manobra e se faça uma

checagem de fluxo.

87






É o equipamento utilizado para girar a coluna de perfuração no lugar da mesa rotativa. É acoplado ao

mastro , que sustenta todo o torque gerado na rotação da coluna. Muito utilizado em perfurações

horizontais e direcionais , pois permite que a coluna esteja em movimento durante a manobra, assim

diminuindo o atrito entre a parede do poço e a coluna. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O.

A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de

petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p.



50

Checagem de Fluxo: É fundamental para a garantia de uma operação de

manobra e, principalmente, é a maneira adequada de assegurar que o poço não

esteja com kick. Esta manobra consiste em deixar o poço momentaneamente sem

circulação e observar o seu comportamento. Caso seja mantida certa quantidade

de fluxo, o poço está sofrendo invasão de fluidos da formação.

4.6.5 Durante a Descida do Revestimento

Inserir na planilha de informações prévias os dados relativos à coluna de

revestimento que está sendo descida no poço.

Em sondas com ESCP de superfície, antes da descida da coluna de revestimento,

deve-se trocar a gaveta cega ou cisalhante por gaveta vazada compatível com o

tubo de revestimento a ser descido.

Descer a coluna de revestimento com velocidade compatível com a pressão de

fratura da formação mais fraca exposta no poço para evitar problemas com o

surgimento de pressões anormais.

Fazer um flow check preventivo antes da coluna de revestimento passar pelo

BOP.

4.7 Controle de Kick


e com o já citado anteriormente, após a confirmação da

existência de um kick no poço é amplamente recomendado que se feche o poço e se

decida qual método será utilizado para assegurar o seu controle.

Existem basicamente dois tipos de métodos de controle de poço, os que

controlam o poço através da circulação do kick com fluido de amortecer91

e os que não

utilizam nenhum tipo de circulação.

90



É um fluido de perfuração ou de completação com densidade que proporcione uma pressão hidrostática

superior à da formação na profundidade que ocorre o influxo, cessando dessa forma o fluxo para o poço.



2009. 656p.

51

Apesar de diferentes, ambos possuem o mesmo objetivo final, ou seja,

possibilitar a continuidade das operações de extração de petróleo sem que haja riscos ao

meio ambiente, a saúde dos trabalhadores e ao lucro da operação.

4.7.1 Princípio da pressão constante no fundo do poço

Watson92

também sugere que ao se fechar o poço após a detecção de um kick, as

pressões no seu interior aumentam até o instante que se igualam à pressão da formação

no fundo do poço. Conforme visto anteriormente, neste momento o fluxo da formação

cessa e então um método de controle de poço pode ser aplicado.

Seja qual for o método de controle adotado, ele utiliza o princípio básico de

manutenção da pressão de fundo do poço constante. Para evitar a ocorrência de novos

kicks essa pressão deve ser igual ao valor da pressão da formação que o originou,

acrescido de uma margem de segurança.

Controlar as pressões de um poço sobre kick é fundamental para o sucesso das

atividades de controle de poço. Essas pressões são controladas através da manipulação

do choke, ou seja, quando a pressão de bombeio é mantida constante e lentamente se

abre o choke, o poço irá sentir um decréscimo nas pressões, pois além aumentar a

drenagem do fluido que preenche o anular, também se diminui o atrito do escoamento

desse fluido pelo choke. Por outro lado, quando lentamente se fecha o choke, o poço

sofre um acréscimo nas pressões.

4.7.2 Métodos com Circulação:

Basicamente, os objetivos desses métodos de controle de kicks são os de

remover do poço o fluido invasor e reestabelecer seu o controle primário através do

ajuste da massa específica do fluido de perfuração ou completação. Além disso, de

acordo Watson93

, nos métodos circulatórios, o controle secundário do poço, após o seu

fechamento, é recuperado envolvendo duas etapas que serão descritas a seguir.

92





52

Inicialmente, para a remoção do influxo é preciso que se prepare um fluido de

amortecimento de maneira que estabilize as pressões da formação e do fundo do poço.

Adicionalmente, o estado de pressão no poço deve ser mantido num nível

suficientemente alto para evitar a ocorrência de mais influxo, contudo, mas não tão

grande a ponto de causar danos à formação, aos equipamentos de segurança de cabeça

de poço e ao revestimento.

Antes da retomada das operações normais, é preciso que toda a lama de

perfuração possua as características necessárias para manter o controle do poço. As

etapas descritas devem ser cumpridas juntas ou separadas e esta decisão dependerá do

método de controle de poço utilizado.

4.7.2.1 Método do Sondador

Esse método é muito utilizado na indústria do petróleo por ser simples, seguro e

eficiente, além de também poder ser utilizado em operações terrestres e marítimas. É

um método baseado basicamente em dois princípios, o da circulação do kick para fora

do poço e a substituição da lama contaminada com fluidos da formação pelo novo

fluido de perfuração.

Na Figura 4.11, é apresentada a evolução da pressão de circulação com o volume

de lama bombeado, ao longo da operação.

Figura 4.11: Comportamento das Pressões

Fonte: Almeida94

.

94

ALMEIDA, M. de A.. Controle de Poços. Disponível em: <http://xa.yimg.com/kq/groups/

22113478/190079740/name/Controle+de+po%C3%A7o1.ppt>. Acessado em 22 de setembro de 2011.

53


o procedimento para matar o poço por esse método é:

i. Cuidar das pressões no poço até que a aplicação do método possa ser iniciada.

Deve-se manter a pressão no fundo do poço constante e permitir que o gás

migrante se expanda.

ii. Abrir lentamente o choke e aumentar a vazão de bombeio. Essa operação deve

ser sincronizada de modo a SICP seja mantida constante até que se atinja a

velocidade de circulação.

iii. Comparar a pressão da coluna de perfuração com a pressão inicial de circulação

(ICP). A ICP deve ser mantida constante através do choke até que se circule o

kick e a nova lama esteja preparada para ser circulada para dentro do poço.

iv. O fechamento do choke deve ser feito de forma sincronizada à diminuição da

velocidade do bombeamento, para que assim a pressão no revestimento seja

mantida constante. Quando a bomba estiver praticamente parada, fechar o choke

e desligar a bomba.

v. Verificar se os medidores de pressão estão condizentes com os valores iniciais

do SIDPP. Caso não estejam, deve-se verificar a existência de erros nas

medições das pressões;

vi. Recalcular o peso da lama de circulação de kick e aumentar a densidade da lama

nos tanques.

vii. Reabrir o choke simultaneamente ao aumento da velocidade de bombeio, para

manter a pressão no revestimento constante.

viii. Manter a pressão no revestimento constante até que a nova lama comece a entrar

no anular.

ix. Manter constante a pressão na coluna de perfuração até que se refaça a medição

da densidade da nova lama ao sair pelo choke.

x. Desligar a bomba e fechar o poço.

xi. Abrir o choke e fazer um check flow.

xii. Voltar às operações normais.

95



54

4.7.2.2 Método do Engenheiro

Nesse método, o controle do poço é retomado através uma circulação.

Comparado ao método do sondador, este método é mais eficiente e rápido. Dentre todos

os métodos esse é o que mantém a parede do poço e os equipamentos de superfície

sobre menores pressões. Por outro lado é o mais complexo e trabalhoso.

Na Figura 4.12, é apresentada a evolução da pressão de circulação com o volume

de lama bombeado, ao longo da operação.

De acordo com Watson 96



Deve-se manter a pressão no fundo do poço constante e permitir que o gás

migrante se expanda.

ii. Recalcular o peso da lama de circulação de kick e aumentar a densidade da lama

nos tanques. Determinar o aumento na taxa de bombeio para que essa operação e

gerar um gráfico ou tabela de redução da pressão da coluna;

iii. Lentamente, abrir o choke e aumentar a vazão de bombeio. Essa operação deve

ser sincronizada de modo a SICP seja mantida constante até que a velocidade de

circulação seja atingida.

iv. Comparar a pressão da coluna de perfuração com a pressão inicial de circulação

(ICP). Manipular o choke de maneira a controlar a pressão de circulação na

coluna de perfuração (CDDP)até que o cronograma de redução de pressão seja

cumprido.

v. Manter constante a pressão na coluna de perfuração com o valor da pressão final

de circulação (FCP), até que se refaça a medição da densidade da nova lama ao

sair pelo choke.

vi. O fechamento do choke deve ser feito de forma sincronizada com a diminuição

da velocidade da bombeamento, para que assim a pressão no revestimento seja


e desligar a bomba.

96



55

vii. Observar os medidores de pressão, caso eles não estejam marcando zero,

verificar possíveis armadilhas de pressão.

viii. Abrir o choke e fazer um check flow.

ix. Voltar as operações normais.

Figura 4.12: Comportamento das Pressões

Fonte: Almeida97

.

4.7.2.3 Método Simultâneo

Este método é caracterizado principalmente pelo peso da lama ser gradualmente

aumentado durante a circulação do influxo. Isso ocorre até que o fluido de perfuração

atinja o valor ideal para resistir a futuras invasões de fluidos de formação.

O controle desse método pelo choke é reduzido, devido ao fato de o operador

não ter conhecimento da localização exata do limite entre lama nova e lama velha.




Deve se manter a pressão no fundo do poço constante e permitir que o gás que

migrar se expanda.

97

ALMEIDA, M. de A.. Controle de Poços. Disponível em: <http://xa.yimg.com/kq/group

s/22113478/190079740/name/Controle+de+po%C3%A7o1.ppt>. Acessado em 22 de setembro de 2011. 98



56

ii. Calcular o peso da lama de circulação do kick e preparar um gráfico ou tabela

mostrando o valor desejado para CDDP como função do peso da lama na broca.

iii. Lentamente abrir o choke e aumentar a vazão de bombeio. Essa operação deve

ser sincronizada de modo a SICP seja mantida constante até que a velocidade de

circulação seja atingida.

iv. Comparar a pressão na coluna de perfuração com o valor computado de ICP.

Começar a aumentar a densidade da lama no tanque.

v. Verificar o curso da bomba, sempre que 0,1 a 0,2 lbm/gal de aumento na

densidade seja bombeado para dentro da coluna;

vi. A partir do gráfico de CDDP, ajustar a pressão na coluna sempre que 0.1 ou 0.2

lbm/gal de aumento na densidade atinja a broca. Repetir esse procedimento

sempre que haja o aumento na densidade da lama, até que a coluna de

perfuração esteja preenchida com lama de matar o poço.

vii. Manter constante a pressão na coluna de perfuração com o valor de FCP, até que

se refaça a medição da densidade da nova lama ao sair pelo choke.

viii. O fechamento do choke deve ser feito de forma sincronizada com a diminuição

da velocidade de bombeamento, para que assim a pressão no revestimento seja


e desligar a bomba.

ix. Observar os medidores de pressão, caso eles não estejam marcando zero,

verificar possíveis armadilhas de pressão.

x. Abrir o choke e fazer um check flow.

xi. Voltar as operações normais.

4.7.2.4 Circulação Reversa

Esse método circula o kick que se encontra no interior do poço através de uma

circulação reversa, ou seja, o choke funciona como a linha de kill e vice-versa.

Esse método possui as seguintes vantagens:

i. É a maneira mais rápida de circular um kick para a superfície;

57

ii. O kick é circulado pelo interior da coluna, ou seja, estará dentro de uma

tubulação mais resistente que o revestimento, diminuindo assim a possibilidade

de ocorrência de acidentes por colapso do tubo.

iii. Reduz a quantidade de lama de amortecimento, pois a pressão hidrostática que a

coluna de líquidos do anular exerce sobre a coluna de fluido é muito maior que a

pressão exercida pela coluna de líquido da coluna de perfuração, assim é

necessário menos tempo e esforço para circular o kick.

No entanto, possui as seguintes desvantagens:

i. A formação e o revestimento ficam sobre ação de maiores pressões;

ii. Pressões excessivas podem causar perda de fluidos para a formação ou até

mesmo fratura da mesma;

iii. Kicks de gás ou fluidos de perfuração com diferentes pressões podem gerar

dificuldades de estabilização da velocidade de bombeamento necessária para a

circulação desse influxo.

4.7.3 Métodos sem Circulação:

Normalmente esses métodos são utilizados quando a circulação não é possível.

4.3.7.1 Método Volumétrico


, este método é caracterizado por permitir a expansão

controlada do gás durante sua migração a superfície. Além disso, também objetiva a

manutenção da pressão no fundo do poço constante, igual ou pouco maior que pressão

de poros. Deve ser utilizado até que a circulação possa ser utilizada.

As principais situações em que esse método costuma ser utilizado são quando:

i. A coluna está fora do poço;

ii. As bombas não estão funcionando;

99



58

iii. A Coluna não se encontra no fundo do poço;

iv. Está se fazendo stripping ou snubbing;

v. Se está fechando o poço ou reparando algum equipamento de superfície;

4.7.3.2 Lubrificar e Drenar

Esse método normalmente é utilizado quando o fluido proveniente da formação

atinge a cabeça do poço, é considerado a continuação do método do engenheiro.

Costuma ser amplamente utilizado em operações de workover, pois existem diversas

situações em que a circulação não é possível.

Esse método é desenvolvido através do bombeamento de um fluido, mais denso

que o kick, para dentro do anular do poço. Após esse procedimento deve-se esperar

tempo suficiente para que esse fluido pesado esteja abaixo do influxo. É fundamental

que o volume de kick seja precisamente calculado para que o ganho de pressão

hidrostática no poço possa ser determinado. Ao atingir a cabeça do poço, o volume

calculado de influxo é drenado do poço.

4.7.3.3 Bulheading

Segundo Oilfield100

esse método consiste em bombear pelo anular grande

quantidade de fluido de amortecimento injetando assim o kick de volta para o

reservatório. É muito utilizado quando se está fazendo workover e só é aplicável quando

não há obstruções e quando a formação pode sustentar um influxo para dentro dela sem

que haja fratura.

É uma operação que envolve muitos riscos, por isso, é fundamental atentar para

a possibilidade do revestimento e da coluna colapsarem, a possibilidade de fratura da

formação e a possível ocorrência de migração de gás para a superfície.

100

OILFIELD. Oil and Gas glossary. Disponível em : <http://oilgasglossary.com/bullheading.html>.

Acessado em 18 de setembro de 2011.

http://oilgasglossary.com/bullheading.html

59

5 ESTUDO DE CASOS

O presente capítulo fará um estudo dos principais acidentes ocorridos na

Indústria do Petróleo, analisando o que gerou a perda do controle primário de poço, e a

razão do insucesso do controle secundário.

5.1 Sedco 135F

No ano de 1979, a sonda Sedco 135F estava perfurando o poço IXTOC I para a

empresa PEMEX quando ocorreu um blowout. Segundo Oil Rig Disaster101

, estima-se

que esse acidente provocou o derramamento de cerca de 550 milhões de litros de óleo

no mar, afetando por diversos anos as atividades econômicas, a vida marinha e terrestre

da região onde ocorreu o acidente em questão.

De acordo com Cherniak102

, um dia antes da ocorrência desse acidente, a broca

atingiu uma zona rochosa com características bem diferentes da rocha que estava sendo

perfurada anteriormente. Essa inesperada mudança causou fraturas na formação devido

à excessiva pressão hidrostática que estava sendo exercida no fundo do poço. Com o

fraturamento, o fluido de perfuração começou a invadir a formação e o poço perdeu a

circulação. Com isso, os engenheiros da PEMEX decidiram que iriam puxar a coluna de

perfuração para fora do poço, retirar a broca e recolocar a coluna no poço para fazer a

circulação de lama sem a broca. O principal objetivo dessa operação era selar

rapidamente a formação através da circulação de fluidos com a coluna aberta (sem a

broca) e assim cessar a perda de fluidos para a formação, normalizando assim a

circulação.

Entretanto, durante a manobra de retirada da coluna, veio a ocorrer pistoneio, o

que rapidamente levou à perda do controle primário do poço. Como já citado

anteriormente neste trabalho, esta é a causa mais comum de ocorrência de kicks

provenientes da formação.

101

OIL RIG DISASTER. Offshore Blowouts. Disponível em: <http://home.versatel.nl/the_

sims/rig/ixtoc1.htm>. Acessado em 10 de outubro de 2011. 102

CHERNIAK, Christopher. Oil spill part 1, 2010. Disponível em <http://radiogreeneart

h.org/blog/?p=1885>. Acessado em 10 de outubro de 2011.

http://home.versatel.nl/the_%20sims/rig/ixtoc1.htm



60

Ao identificar na superfície que o poço começou a escoar, o procedimento

padrão para assegurar o controle secundário foi tomado, ou seja, o BOP foi acionado.

No entanto, esse equipamento não funcionou como esperado, pois suas gavetas, que

deveriam conter o fluxo e fechar o poço, não o fizeram. Assim, não foi possível manter

o controle secundário desse poço, e ao atingir a cabeça do mesmo, esse escoamento

composto por lama de perfuração e hidrocarbonetos provenientes da formação causou o

blowout, que ao entrar em contato com as bombas causou uma enorme explosão.

Figura 5.1: Sedco 135F blowout

Fonte : <http://uvamagazine.org/first_person/article/an_almost_forgotten_oil_spill/>

Algum tempo depois, constatou-se que o BOP não foi capaz de selar o poço,

pois a parte da coluna que se encontrava dentro do BOP stack eram os comandos, e as

gavetas cisalhantes desse equipamento não foram projetadas para cortar esse

seguimento mais grosso e resistente da coluna.

5.2 Enchova Central - 1988

De acordo com vídeo disponibilizado pela Petrobras103

, a companhia estava

produzindo a seção da formação Macaé, quando esta se tornou economicamente

103

PETROBRAS. Blowout Enchova Central. Vídeo disponível em: <http://www.youtube.com/

watch?v=ebJYFaDWqSY>. Acessado em 11 de outubro de 2011.

http://uvamagazine.org/first_person/article/an_almost_forgotten_oil_spill/

http://www.youtube.com/%20watch?v=ebJYFaDWqSY



61

inviável devido o aumento da razão água-óleo104

, por isso, decidiu-se começar a

explorar uma zona de arenito porosa, friável105

(em 1983 não se tinha conhecimento de

que esse reservatório possuía essas características) e rica em gás, conhecida como

formação Campos-Carapebus. Essa formação se encontrava acima da formação Macaé e

para começar a ser produzida foi necessário abandonar o poço nessa na zona de Macaé e

recompletar o poço na zona de interesse.

Em 1983, durante a perfuração, essa formação com gás não foi revestida, para

que posteriormente facilitasse uma eventual recompletação para produção desse

hidrocarboneto. No entanto, houve um erro no cálculo da cimentação e a formação

arenítica não foi preenchida, ficando em contato com o fluido de completação que se

encontrava no anular, como pode ser visto na figura 5.2. Devido a presença de um

obturador decidiu-se não recimentar para corrigir esse erro.

Acredita-se que o gás tenha contaminado o anular, diminuindo sua massa

específica e, por isso, em 1988, ao canhonear essa região para recompletar essa zona e

recimentá-la houve perda de fluido para a formação. Para tentar vencer essa perda para

a formação, preparou-se um novo fluido de completação com massa específica menor

que o anterior. A perda foi contida. A tripulação tentou circular, pelo anular, o fluido

contaminado por gás que lá se encontrava. Essa tentativa deixou claro o

desconhecimento da presença do obturador, que foi o responsável pelo insucesso da

operação e acabou por induzir a uma nova perda de fluido para a formação, que foi

rapidamente contida.

Para tentar manter o controle primário, a tripulação decidiu canhonear um pouco

abaixo desse obturador para assim possibilitar a circulação do fluido que preenchia o

104

É a razão de números de barris e o número de barris de óleo produzidos por um poço. Retirado de



É um tipo de arenito não consolidado, semelhante ao consolidado, com boa qualidade de mineral

cimentante entre os grãos, mas quando o poço sofre alterações nas condições operacionais de produção

(como aumento da vazão ou depleção) pode desestabilizar a formação. Quanto à completação para este

tipo de arenito, pode-se utilizar até poço aberto em condições normais, as paredes são suficientemente

estáveis (não chegam a desmoronar, pode ocorrer formação de areia). Quando o poço é cimentado e

revestido, a produção de areia se dá mais na fase inicial da produção, depois reduz. Retirado de

(Sparlinetal, 1982, apud Martins, 2011) Rafael Gonçalves Martins. Controle da Produção de Areia em

Poços de Petróleo Brasileiros. Monografia de Graduação em Engenharia de Petróleo, UFF, Niterói/RJ,

2011.

62

anular. Porém, ao executá-lo, o fluido da formação- gás - invadiu o anular de produção

sem que a equipe que trabalhava na plataforma percebesse. Devido sua baixa massa

específica, esse influxo causou uma queda na pressão hidrostática, que a coluna de

fluido de completação estava exercendo na formação a ser completada, causando assim

o aumento do volume de kick.

Figura 5.2: Poço Enchova Central

Fonte: Petrobras106

Com a perda do controle primário, para evitar o blowout foram adotadas duas

estratégias:

Instalar o inside-BOP acionando-o. Essa operação não foi bem sucedida, pois

devido a enorme pressão que o gás exercia no inside-BOP, a coluna subiu

descontroladamente, sendo parada somente pela ação da gaveta cega do BOP.

Ataque ao poço pela linha de kill. Essa operação também não obteve o sucesso

esperado.

106

PETROBRAS. Blowout Enchova Central. Vídeo disponível em: <http://www.youtube.com

/watch?v=ebJYFaDWqSY>. Acessado em 11 de outubro de 2011.

63

Com a perda total do controle secundário, a situação na plataforma tornou-se

insustentável e foi preciso que todos os tripulantes a abandonassem. Houve uma grande

explosão sem a ocorrência de fatalidades.

5.3 C.P. Baker

Segundo Oil Rig Disaster107

, em 1964, a plataforma C.P. Baker, estava

perfurando um poço com cerca de 10000 pés de profundidade em região próxima a ilha

de Eugene. Cerca de 684 pés já haviam sido perfurados e a tripulação estava se

preparando para assentar o revestimento condutor, juntamente com o BOP, quando

percebeu-se que a água do mar no entorno do poço começou a borbulhar. A pressão

com que o gás subia era muito grande e a água invadiu o convés dessa embarcação. Em

poucos minutos, a plataforma ficou sem eletricidade e explodiu. O fogo se alastrou por

cerca de 100 pés em volta da plataforma e cerca de 22 pessoas morreram nesse

incidente.

A perda do controle primário foi decorrente do influxo de gás em uma região

muito próxima a superfície, não havendo tempo suficiente para a tripulação agir e evitar

essa perda. Pela falta de equipamentos de segurança a perda do controle secundário não

pode ser evitado.

Esse acidente foi decorrente da perfuração de uma região de shallow gas. Os

equipamentos de segurança ainda não estavam instalados e, como citado anteriormente,

a perfuração desse tipo de formação é uma das mais perigosas e devem ser evitadas ou,

pelo menos, caso seja extremamente necessário, deve ser feita com todos os

equipamentos que possam controlar o poço e evitar o blowout.

5.4 Ocean Odyssey

Ocean Odyssey foi uma plataforma feita para perfurar poços em regiões

perigosas e de altas pressões, tais como o Mar do Norte e Alaska. Em 1988, foi

contratada pela ARCO para perfurar o poço 22/30b-3 no Mar do Norte.

107

OIL RIG DISASTER. Offshore Blowouts. Disponível em: <http://home.versatel.nl/the

_sims/rig/cpbaker.htm>. Acessado em 10 de outubro de 2011.

http://home.versatel.nl/the%20_sims/rig/cpbaker.htm



64

Figura 5.3: Ocean Odyssey Blowout

Retirado de: http://www.japt.org/html/iinkai/drilling/guinees/blowout.html

Segundo Oil Rig Disaster108

, as operações estavam sendo desenvolvidas com

sucesso e já haviam sido perfurados cerca de 16160 pés, quando tiveram que ser

reduzidas na medida em que a tripulação tentava conter severas perdas de circulação.

Em certo momento, restando pouca lama e barita em estoque e contra o julgamento de

muitos que estavam a bordo, os representantes da ARCO decidiram retirar a coluna de

dentro do poço para tentar retomar a circulação, forçando “pistoneio”. Mais de 70

barris de lama foram recuperados com essa operação e decidiu-se suspender a manobra

para tentar recuperar o controle do poço e retomar a circulação, via a linha de choke.

De repente, percebeu-se que a pressão no revestimento sofreu um rápido

aumento e que a lama que retornava do poço estava contaminada por gás. Como a

coluna não se encontrava mais no fundo do poço, a pressão de circulação não foi

suficiente para conter esse kick. Com isso, o fluido da formação começou a escoar para

dentro do poço, caracterizando assim a perda do controle primário.

Cientes do agravamento da situação e da incapacidade de se manter o controle

secundário, pois não foi possível fechar o poço, ordenou-se o abandono da plataforma.

O gerente da plataforma ordenou que a pessoa responsável pelas comunicações, que

estava a caminho dos botes salva-vidas, retornasse para sua sala para avisar sobre os

108

OIL RIG DISASTER. Offshore Blowouts. Disponível em: <http://home.versatel.nl/the_sims/rig/o-

odyssey.htm>. Acessado em 10 de outubro de 2011.

http://www.japt.org/html/iinkai/drilling/guinees/blowout.html

http://home.versatel.nl/the_sims/rig/o-odyssey.htm


65

problemas ocorridos. Logo depois houve explosões e o chefe de comunicações veio a

falecer. Na figura 5.3 pode-se obersevar o blowout dessa plataforma.

Esse incidente levou o Departamento de Energia do Reino Unido proibisse por

diversos anos perfurações de poços com pressões acima de 10000 psi.

5.5 Ekofisk Bravo

Oil Rig Disaster109

, o blowout da plataforma Ekofisk ocorreu num workover,

durante a manobra da coluna de produção. A árvore de natal já havia sido retirada, no

entanto o BOP ainda não tinha sido instalado. O poço perdeu o controle primário após a

ocorrência de um kick, gerado pelo pistoneio dos fluidos da formação. Devido à falha de

uma válvula de segurança não foi possível manter o controle secundário, causando o

blowout, ilutrado na figura 5.4.

Figura 5.4: Ekofisk Bravo

Retirado de: http://home.versatel.nl/the_sims/rig/ekofiskb.htm

109

OIL RIG DISASTER. Offshore Blowouts. Disponível em: <http://home.versatel.nl/the_sims/r

ig/ekofiskb.htm>. Acessado em 10 de outubro de 2011.

http://home.versatel.nl/the_sims/rig/ekofiskb.htm

http://home.versatel.nl/the_sims/r%20ig/ekofiskb.htm



66

Todos conseguiram evacuar a embarcação a tempo, mas, cerca de 32 milhões de

litros de óleo foram derramados no mar, causando grande prejuízo à sociedade e ao

meio ambiente.

Após 7 dias, retomou-se o controle do poço. Em um relatório posteriormente

divulgado, conclui-se que o acidente o correu por falha humana na instalação da válvula

que deveria manter o controle do poço enquanto o BOP não se encontrava devidamente

em funcionamento.

5.6 Deepwater Horizon

A plataforma Deepwater Horizon era propriedade da Transocean e estava

perfurando um poço no campo Macondo, que pertence a British Petroleum (BP),

quando no dia 20 de abril de 2010 ocorreu um blowout que causou a morte de 11

funcionários e o vazamento de cerca 750 milhões de litro de óleo durante os 87 dias que

o poço ficou fora de controle. Este acidente de proporções catastróficas é considerado o

maior da história da indústria do petróleo. Segundo Brasilagro110

o governo americano

obrigou a BP a criar um fundo de indenização no valor de cerca de 20 bilhões de dólares

em virtude desse acidente.

A plataforma Deepwater Horizon era propriedade da Transocean e estava

perfurando um poço no campo Macondo, que pertence a British Petroleum (BP),

quando no dia 20 de abril de 2010 ocorreu um blowout que causou a morte de 11

funcionários e o vazamento de cerca 750 milhões de litro de óleo durante os 87 dias que

o poço ficou fora de controle. Este acidente de proporções catastróficas é considerado o

maior da história da indústria do petróleo. Segundo Brasilagro111

o governo americano

obrigou a BP a criar um fundo de indenização no valor de cerca de 20 bilhões de dólares

em virtude desse acidente.

A empresa operadora do poço em questão disponibilizou um relatório técnico

com o intuito de apurar o ocorrido nesse evento e constatou oito possíveis motivos que

110

BRASILAGRO. Um ano após acidente BP enfrenta mais uma crise, 2011. Disponível em: http://www.

brasilagro.com.br/index.php?noticias/detalhes/6/35256. >. Acessado em 14 de outubro de 2011. 111

BRASILAGRO. Um ano após acidente BP enfrenta mais uma crise, 2011. Disponível em: http://www.

brasilagro.com.br/index.php?noticias/detalhes/6/35256. >. Acessado em 14 de outubro de 2011.

67

podem ter causado a perda do controle primário do poço. Outrossim, de acordo com

British Petroleum112

ficou constatado que:

1. Cimentação inadequada: Acredita-se que por ser composto por nitritos, o

nitrogênio se desprendeu, causando falhas na cimentação e permitindo o fluxo

de hidrocarbonetos para o poço. A BP concluiu que houve falha na avaliação da

integridade da cimentação e falha no teste de pressão negativa executado logo

após essa operação.

2. Falha da sapata e do colar flutuante: Outra hipótese é a de que houve falha na

instalação ou produção dessas ferramentas, pois elas não foram capazes de

conter o influxo de gás e óleo para o interior do poço. No entanto, não foi

possível examinar as ferramentas, pois estas foram destruídas com o fechamento

do poço.

3. Falha na interpretação do teste de pressão negativa executado antes do abandono

temporário: Foi constatado diversos indícios de fluidos da formação dentro do

poço, no entanto BP e a Transocean falharam ao interpretar os resultados desse

teste.

4. Demora na detecção do kick: A não identificação desse incidente antes que ele

atingisse o riser foi um fator que agravou a situação, dificultando a retomada do

controle primário.

5. Erro na aplicação do método de retomada do controle secundário: Decidiu-se

que esse escoamento indesejado seria recebido pela plataforma, ou seja, não se

faria a utilização do diverter, o que causou a explosão, dificultando assim a

retomada do controle secundário.

6. Erro na decisão de direcionamento do fluido de perfuração: A falha na

identificação do volume de kick presente na coluna, fez com que se decidisse por

direcionar o fluido de perfuração, contaminado com fluidos da formação, que se

encontravam no interior da mesma, para o sistema de separação. A primeira

explosão ocorreu nesse momento, pois a quantidade de gás presente na lama era

maior do que esse equipamento podia suportar, causando vazamentos na sala de

máquinas.

112

BRITISH PETROLEUM. Deepwater Horizon Accident Investigation Report, 2010. Disponível em :

<http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/gom_response/STAGING/lo

cal_assets/downloads_pdfs/Deepwater_Horizon_Accident_Investigation_Report.pdf>. Acessado em 14

de outubro de 2011.

http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/gom_response/STAGING/local_assets/downloads_pdfs/Deepwater_Horizon_Accident_Investigation_Report.pdf



68

7. Falha no BOP: O BOP falhou, pois os seus três possíveis métodos de

acionamento não funcionaram. Inicialmente, as explosões iniciais destruíram os

equipamentos de ativação do sistema de desconexão de emergência. Além disso,

após a perda de energia na plataforma, houve falha nos métodos automáticos de

acionamento do BOP, pois, os chamados pods amarelos encontravam-se com

uma válvula defeituosa e os pods azuis estavam com suas baterias

descarregadas.

Como a perfuração já havia ultrapassado em 43 dias o prazo para o seu término e

o prejuízo financeiro já era superior a 60 milhões de dólares, a BP também cita como

fator determinante para o acidente, a decisão das empresas envolvidas em cortar os

custos e acelerar a perfuração. Um bom exemplo disso foi a adoção de

liners113

consecutivos que visavam acelerar o processo e economizar gastos, mas

aumentavam os riscos que envolviam operação.

A Transocean, empresa responsável pela plataforma e pela perfuração, tornou

público um relatório114

no qual concluiu que o acidente da Deepwater Horizon foi

resultado de uma série de decisões no tangente ao projeto do poço e ao abandono do

mesmo. Essas decisões, findaram por reduzir as margens de segurança que envolviam as

operações, aumentando, assim, os riscos de falhas de equipamentos e consequentemente

de possibilidade de acidentes.

Em síntese, o relatório da Transocean inicialmente relata que a BP era a

responsável por todo o projeto de perfuração e completação e que, durante a execução

destes, foram experimentados diversos kicks e muitas perdas de circulação. Visando

manter o controle primário do poço, diversas mudanças no projeto inicial foram

implementadas, mas acabaram por preparar o terreno para o acidente ocorrido. Os

seguintes pontos foram considerados chave pelo relatório em questão:

113

É uma coluna de revestimento que se situa um pouco acima da sapata do revestimento anterior.



2009. 656p 114

Disponível em: http://www.deepwater.com/_filelib/FileCabinet/pdfs/02_TRANSOCEAN_Ch_1-0.pdf

acessada em 10/10/2011

http://www.deepwater.com/_filelib/FileCabinet/pdfs/02_TRANSOCEAN_Ch_1-0.pdf

69

Redução da profundidade alvo do poço: O poço fora projetado para atingir o

reservatório na profundidade de 20200 ft, mas, visando manter a integridade do

mesmo, a BP decidiu que sua profundidade máxima passaria a ser 18360 ft.

A coluna de produção: Foi escolhida um long string115

como coluna de produção.

De acordo com o relatório em questão, apesar dessa opção estar de acordo com

as práticas usuais da indústria de petróleo, esse tipo de coluna aumenta o risco

envolvidos na operação por requerer uma cimentação mais complexa e com

pequenos volumes de cimento. A utilização de liner e tie-back116

permitiria uma

grande redução nesses riscos, pois adicionariam novas barreiras no poço.

Baixa razão de circulação durante a conversão do colar flutuante117

: O plano

inicial da BP para a conversão dessa ferramenta era de que lentamente se

aumentaria a taxa de circulação da lama (5-8 barris por minuto), gerando assim

uma pressão de 500-700 psi no colar flutuante. A BP tentou converter esse colar

por mais de nove vezes e em nenhum momento gerou um aumento na taxa de

circulação maior que 2 barris por minuto, o que causou uma pressão de 3142 psi

no colar. Caso esse valor tenha sido muito elevado para a troca do colar, a

cimentação pode ter sido comprometida.

Redução na densidade de cimentação: A equipe responsável pela execução do

plano de cimentação e também de todos os testes era composta por funcionários

da BP e da Halliburton. O relatório concluiu que a causa que precipitou o

incidente de Macondo foi a falha da cimentação no shoe track e a falha na

cimentação primária no entorno da formação produtora, o que permitiu que

hidrocarbonetos fluíssem para dentro do poço. Essas falhas foram resultantes

dos seguintes fatores:

o O poço foi inadequadamente circulado antes da cimentação;

115

É a mais longa dentre as colunas de revestimento, cujo comprimento vai desde a zona de produção até

a cabeça do poço. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário

do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon:

PUC-Rio, 2009. 656p 116

É o revestimento usado para complementar uma coluna liner até a superfície, quando limitações

técnicas ou operacionais exigem proteção do revestimento anterior. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y;


produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p 117

È um acessório descido conectado ao revestimento por dois tubos acima da sapata, cuja função é servir

de batente ara os tampões de fundo e de topo. Possuem um dispositivo que não permitem o retorno de

fluidos para dentro do revestimento. Os dois tubos entre a sapata e o colar flutuante garantem a

cimentação da parte inferior do revestimento e, principalmente a sapata. Retirado de FERNÁNDEZ, E.

F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A. C. de. Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e

produção de petróleo e gás – Rio de Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p

70

o O programa de cimentação era demasiadamente complexo para prevenir

perdas para a formação;

o Falha no teste prévio da pasta de cimentação;

o Não houve execução de testes para a verificação da operação de

cimentação.

Procedimentos de Abandono Temporário: O plano final de abandono temporário

do poço possuía demasiados riscos, que não foram devidamente submetidos a

uma formal análise de riscos.

Falha na substituição dos fluidos que preenchiam o anular: O plano de abandono

temporário envolvia uma etapa de substituição do fluido que se encontrava no

anular. Essa operação basicamente seria preencher o anular abaixo do BOP com

água do mar para que assim ficassem garantidas as condições do teste de pressão

negativa. No entanto, os testes pós acidente indicaram que por falhas na

circulação essas condições não foram atingidas.

Ativação do BOP: O BOP estava completamente funcional na hora da

ocorrência do acidente e o equipamento funcionou. Após detectar o kick, a

tripulação acionou o BOP anular, que não foi capaz de selar o poço, pois o tool

joint118

impediu seu fechamento, ilustrado na figura 5.5. O escoamento altamente

pressurizado nessa região corroeu o tubo, como pode ser visto nessa mesma

figura. Visando parar o escoamento no anular, as gavetas vazadas foram

fechadas, gerando um aumento na pressão dentro da coluna, o que causou o

rompimento da mesma na área onde esta sofreu corrosão, como pode ser

percebido na figura 5.6. Essa ruptura permitiu que os hidrocarbonetos

atingissem o riser, a plataforma perdeu energia, o seu posicionamento dinâmico

parou de funcionar e a coluna partiu completamente (Figura 5.7). Em

consequência das explosões, à plataforma e o BOP perderam a comunicação e

assim o modo de funcionamento automático (AMF) foi acionado para que

operasse as gavetas cegas. Como pode ser percebido na figura 5.8 o acionamento

destas não foi capaz de conter o escoamento, pois devido sua elevada pressão as

gavetas não conseguiram cortar completamente a coluna.

118

É a conexão do tubo de perfuração, normalmente é rosqueada entre seções da colina de perfuração,

sejam tubos, hastes ou ferramentas. Retirado de FERNÁNDEZ, E. F. y; JUNIOR, O. A. P.; PINHO, A.

C. de. Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás – Rio de

Janeiro: Lexikon: PUC-Rio, 2009. 656p

71

Figura 5.5: Acionamento do BOP anular.

Fonte: Retirado vídeo Transocean119

Figura 5.6: Ruptura na coluna.


119

Vídeo BOP Transocean. Disponível em: <http://www.deepwater.com/fw/main/BOP-Video-

1079.html>. Acessado em 01 de outubro 2011. 120

Vídeo BOP Transocean. Disponível em: <http://www.deepwater.com/fw/main/BOP-Video-

1079.html>. Acessado em 01 de outubro 2011.

http://www.deepwater.com/fw/main/BOP-Video-1079.html




72

Figura 5.7: Ruptura total da coluna


.

Figura 5.8: Acionamento das gavetas cegas


121

Vídeo BOP Transocean. Disponível em: <http://www.deepwater.com/fw/main/BOP-Video-1079.html>.

Acessado em 01 de outubro 2011. 122

Vídeo BOP Transocean. Disponível em: <http://www.deepwater.com/fw/main/BOP-Video-1079.html>.

Acessado em 01 de outubro 2011.



73

5.7 Análise crítica do Estudo

Quando se busca aprimorar a segurança de qualquer processo, é fundamental e

necessário que, incialmente, investigue-se as lições aprendidas através do

desenvolvimento um estudo detalhado dos principais acidentes ocorridos na história,

durante a execução das atividades em questão, avaliando as principais falhas geradoras

dos acidentes, identificando como e o porquê elas ocorreram.

Após a implementação desse estudo, os envolvidos nos processos devem

determinar quais são as etapas deste que necessitam sofrer alterações para que então se

reduza o risco de acidentes.

Neste aspecto, o tópico anterior, do presente trabalho identificou, nos principais

acidentes da história da indústria de extração e produção de petróleo, as principais

razões de sua ocorrência. Para que esse estudo seja utilizado como ferramenta de

melhoria do processo, e assim, cumpra a razão de sua existência, será feita, a seguir,

uma análise das possíveis melhorias que podem ser implementadas para a mitigação dos

riscos de acidentes durante o desenvolvimento das atividades de perfuração,

Completação e workover.

Foram analisados seis acidentes, os quais foram responsáveis pelo

derramamento de mais de 1,5 bilhões de litros de óleo no mar, pela morte de trinta e

quatro pessoas, por imensuráveis danos ao meio ambiente e, é claro, por prejuízos de

bilhões e bilhões de dólares às empresas responsáveis pelos desenvolvimentos das

atividades.

Após a identificação das causas da perda do controle primário e secundário dos

poços, os principais dados que chamaram atenção foram:

• Em cinquenta porcento dos casos analisados, a perda do controle primário foi

decorrente do pistoneio durante a execução da manobra, como abordado anteriormente,

esse é o principal causador de kicks.

74

• A perda do controle secundário, em todos os casos, foi causada por

falha/inexistência da barreira de segurança do BOP.

Com o estudo desenvolvido anteriormente e com o exposto acima, fica clara a

necessidade de melhoria nos procedimentos para a execução de manobras. A

importância da execução do check flow antes do início dessa operação deve ser

intensificada durante os treinamentos nos cursos de controle de poços. O pessoal

envolvido nas operações deve estar atento à qualquer indício de kick, e caso haja a

suspeita da ocorrência do mesmo, é fundamental a parada das operações, a execução do

check flow, e caso se confirme o fluxo, deve-se aplicar os procedimentos de fechamento

do poço estabelecidos nos pocedimentos padrão. Caso não se confirme, as operações

normais podem ser retomadas. Além disso, é fundamental que constantemente se

mantenha o controle sobre a velocidade de retirada da coluna, reduzindo assim a chance

da ocorrência de pistoneio.

O estudo identificou claramente que a perda do controle secundário é

decorrência da inexistência do BOP ou principalmente da incapacidade do mesmo em

fechar uma zona mais grossa da coluna. Portanto, para que a chance de ocorrência de

blowouts quando se está desenvolvendo uma operação sem a presença de BOP seja

evitada, é fundamental que se aprimore os procedimentos de segurança, que se adicione

mais barreiras dentro do poço e que se fique muito atentos a possibilidade de um kick,

executando sempre que preciso um check flow. Além disso, tem se mostrado necessário

o desenvolvimento de gavetas cisalhantes e anulares com capacidade de fechar e/ou

cisalhar qualquer trecho da coluna, seja ele de tool joint, de comandos ou de coluna.

75

6 CONSIDERAÇÕES FINAIS

A redução na disponibilidade de reservas baratas de óleo e gás, a crescente

demanda mundial por energia aliada a baixa eficiência energética das energias

renováveis e o rápido desenvolvimento tecnológico das técnicas de extração de petróleo

são os principais fatores que impulsionarão as empresas da indústria do petrolífera a

buscar novas reservas de hidrocarbonetos em locais cada vez mais inóspitos e de difícil

acesso. Essa tendência pode ser claramente notada pelo aumento dos poços no ambiente

marítimo.

O desenvolvimento das atividades da indústria de petróleo nesses ambientes

aumentam os riscos de acidentes e dificultam o controle das operações. Por isso é

fundamental que se trabalhe com amplas margens de segurança, que se faça uma

detalhada avaliação dos riscos e que se treinem cada vez mais os trabalhadores para que

estejam devidamente preparados para controlar o poço em situações extremas.

O presente trabalho teve o objetivo de estudar diversos materiais de controle de

poços, reunindo as mais importantes informações disponíveis em uma só fonte para que

este se torne um instrumento de apoio e pesquisas dos estudantes e profissionais da área.

Primeiramente foi feita uma contextualização do atual cenário da indústria de

extração e produção de petróleo e gás. Logo após, no segundo capítulo foram

apresentados alguns conceitos para facilitar o entendimento do trabalho que foi

desenvolvido nos capítulos posteriores.

O capítulo 3 conceitua o controle primário de poços, as principais causas que

podem levar a perda do mesmo e como podemos identificar a ocorrência de um kick.

Apesar de alguns conceitos parecerem óbvios, um profundo conhecimento destes é

fundamental para o desenvolvimento das atividades de perfuração, workover e

completação sem que se coloque em risco a integridade dos trabalhadores e do meio

ambiente.

Posteriormente, no capítulo quatro foram apresentados os principais

equipamentos responsáveis pela manutenção do controle secundário e suas principais

funções. Além disso, também foram destacados alguns procedimentos que devem ser

76

seguidos para que se minimize a possibilidade da ocorrência de kicks e apresentados os

principais métodos que são utilizados pelos profissionais da área para a retomada das

operações após a ocorrência de um influxo. É importante destacar que independente do

método utilizado, todos os procedimentos devem ser seguidos para que não sejam

causados prejuízos à formação e aos equipamentos de fundo do poço.

Finalmente, no capítulo cinco, foi apresentado um estudo de casos que destacou

e analisou os mais expressivos acidentes de toda história moderna da indústria de

petróleo. O principal objetivo desse estudo foi observar as principais causas da perda do

controle primário e secundário. Com isso, o desenvolvimento desse capítulo apenas

confirmou os capítulos anteriores, onde foram destacadas as principais causas da perda

do controle do poço. Ficou claro que pequenas falhas operacionais podem causar

acidentes catastróficos e que para mitiga-los é fundamental o investimento em

treinamento de pessoal e no desenvolvimento de tecnologias que ajudem a aumentar a

segurança e a eficiência das operações desenvolvidas pela indústria de petróleo.

77

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ESTUDO DOS MÉTODOS DE CONTROLE DE POÇO - app.uff.br Garcia Neto.pdf · Em 2010, no poço de Macondo situado no Golfo do México, ocorreu um dos maiores acidentes da história da