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PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO DE POÇO OFFSHORE VISANDO
AUMENTO DE PRODUÇÃO
AGUINALDO DE SOUZA FARIA JUNIOR
UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSE – UENF
LABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO – LENEP
MACAÉ – RJ
JANEIRO 2005
2
PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO DE POÇO OFFSHORE VISANDO
AUMENTO DE PRODUÇÃO
AGUINALDO DE SOUZA FARIA JUNIOR
Monografia apresentada ao Centro
de Ciência e Tecnologia, da
Universidade Estadual do Norte
Fluminense, como parte das
exigências para obtenção do título
de Bacharel em Engenharia de
Petróleo.
Orientador: Prof. Wellington Campos, PhD.
MACAÉ – RJ
JANEIRO 2005
3
PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO DE POÇO OFFSHORE VISANDO
AUMENTO DE PRODUÇÃO
AGUINALDO DE SOUZA FARIA JUNIOR
Monografia apresentada ao Centro
de Ciência e Tecnologia, da
Universidade Estadual do Norte
Fluminense, como parte das
exigências para obtenção do título
de Bacharel em Engenharia de
Petróleo.
Aprovada em 05 de janeiro de 2005.
Comissão Examinadora:
Sérgio Henrique Souza Almeida (D.Sc.,Geologia) – UENF – CCT – LENEP
Viatcheslav Ivanovich Priimenko (Ph.D., Matemática) – UENF – CCT – LENEP
Fernando Antônio Machado (M.Sc) – PETROBRAS
(Co-Orientador)
Wellington Campos (Ph.D) – PETROBRAS
(Orientador)
4
SUMÁRIO_________________________________________________PÁGINA
SUMÁRIO_____________________________________________________4
LISTA DE FIGURAS_____________________________________________6
LISTA DE TABELAS_____________________________________________8
RESUMO_____________________________________________________10
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO E OBJETIVOS DO TRABALHO___________11
CAPÍTULO 2 – LOCALIZAÇÃO____________________________________12
CAPÍTULO 3 – SISTEMA DE PRODUÇÃO EXISTENTE________________ 15
3.1 – PLANTA DE PROCESSO__________________________ 15
3.2 – DUTOS DE ESCOAMENTO________________________ 15
3.3 – SISTEMA DE COLETA DE PRODUÇÃO______________ 16
3.4 – PROCESSAMENTO DE FLUIDOS E UTILIDADES______ 17
3.5 – PROCESSAMENTO PRIMÁRIO_____________________ 17
3.6 – ÁGUA INDUSTRIAL_______________________________19
3.7 – ENERGIA ELÉTRICA______________________________19
3.8 – COMBUSTÍVEIS__________________________________20
3.9 – TRATAMENTO DE EFLUENTES_____________________20
CAPÍTULO 4 – PLATAFORMA (SONDA) DE INTERVENÇÃO____________21
CAPÍTULO 5 – GEOLOGIA E RESERVATÓRIO_______________________23
5.1 – ASPECTOS GEOLÓGICOS_________________________23
CAPÍTULO 6 – ALTERNATIVA PROPOSTA__________________________27
6.1 – ANÁLISES DA SITUAÇÃO ATUAL___________________ 27
6.2 – PROJETO PROPOSTO____________________________ 28
6.3 – ANÁLISE DOS DADOS____________________________ 30
5
CAPÍTULO 7 – PROGRAMA DE PERFURAÇÃO_______________________ 31
7.1 – DADOS BÁSICOS_________________________________ 31
7.2 – OBJETIVO DO EMPREENDIMENTO__________________ 33
7.3 – PROJETO DE DIRECIONAL_________________________ 35
7.4 – PROJETO DE REVESTIMENTO E CIMENTAÇÃO________36
7.5 – PROJETO DE BROCAS_____________________________37
7.6 – PROGRAMA DE FLUIDOS___________________________38
7.7 – OPERAÇÕES_____________________________________ 39
7.7.1 – DMA________________________________________ 39
7.7.2 – FASE I (36”) de 143m a 207m____________________ 40
7.7.3 – FASE II (16”) de 207m a 1190m___________________41
7.7.4 – FASE III (12 ¼”) de 1190m a 2420m_______________ 43
7.7.5 – FASE IV (8 ½”) de 2420m a 2800m________________44
CAPÍTULO 8 – PROGRAMA DE COMPLETAÇÃO______________________46
8.1 – SUBSTITUIÇÃO DE FLUIDO DO POÇO________________46
8.2 – DESCIDAS DE TELAS DE GRAVEL E PACKER E OPERAÇÃO
DE GRAVEL____________________________________________________47
8.3 – INSTALAÇÃO DA COP_____________________________ 49
8.4 – RETIRADA DO BOP_______________________________ 49
8.5 – INSTALAÇÃO DA ANM_____________________________ 50
8.6 – PULL-IN DAS FLOWLINES__________________________ 50
8.7 – INDUÇÃO DE SURGÊNCIA E TP_____________________ 50
8.8 – INSTALAÇÃO DA CORROSION CAP__________________ 51
CAPÍTULO 9 – ESQUEMA DE COLUNA______________________________51
CONCLUSÕES E CONSIDERAÇÕES________________________________56
BIBLIOGRAFIA CONSULTADA _____________________________________58
6
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1 – MAPA DE LOCALIZAÇÃO DO CAMPO B.___________________ 13
FIGURA 2 – PLATAFORMA DE PRODUÇÃO P-07.______________________ 14
FIGURA 3 – ESQUEMA ATUAL DE ESCOAMENTO OLEO-GÁS NA ÁREA SUL
DA BACIA DE CAMPOS.___________________________________________ 16
FIGURA 4 – PLATAFORMA DE INTERVENÇÃO P-16____________________ 22
FIGURA 5 – SEÇÃO GEOLÓGICA DO CAMPO B_______________________ 23
FIGURA 6 – MAPA ESTRUTURAL DO TOPO DO RESERVATÓRIO NO BLOCO
A._____________________________________________________________ 24
FIGURA 7 – MAPA DE ESPESSURA POROSA COM ÓLEO DO
RESERVATÓRIO ARENITO ENCHOVA NO BLOCO A.___________________25
FIGURA 8 – PERFIL DO POÇO Y (ARENITO ENCHOVA 10)______________26
FIGURA 9 – HISTÓRICO DE PRODUÇÃO DO POÇO Y.________________ 27
FIGURA 10 – MAPA ESTRUTURAL DO TOPO DO RESERVATÓRIO ENCHOVA
NO BLOCO A COM A PROPOSTA DE LOCAÇÃO DE UM NOVO POÇO
HORIZONTAL.__________________________________________________ 28
FIGURA 11 – VAZÃO DE ÓLEO X BSW._____________________________ 29
FIGURA 12 – PROJETO DE DIRECIONAL DO POÇO X.________________ 35
FIGURA 13 – PROJETO DE REVESTIMENTO E CIMENTAÇÃO.__________36
FIGURA 14 – PROGRAMA DE BROCAS._____________________________37
FIGURA 15 – DEMONSTRAÇÃO DA LITOLOGIA, DESENHO DE POÇO E
FLUIDOS PROPOSTOS.__________________________________________38
7
FIGURA 16 – TABELA DE REVESTIMENTO E FLUIDOS.________________ 45
FIGURA 17 – TELAS C____________________________________________47
FIGURA 18 – ESQUEMA DE COLUNA DO POÇO X, FEITO NO FLOW
CHARTING 3.___________________________________________________ 53
FIGURA 19 – ESQUEMA DE COLUNA DO POÇO X, VISUALIZADO NO
PROFILE.______________________________________________________ 54
FIGURA 20 – DADOS DE CIMENTAÇÃO DO POÇO X.__________________ 55
FIGURA 21 – COMPONENTES DE COLUNA DO POÇO X._______________ 56
8
LISTA DE TABELAS
TABELA 1 – CURVAS DE PRODUÇÃO._____________________________ 29
TABELA 2 – MOSTRA AS COORDENADAS DO POÇO X (GEOGRÁFICA E
UTM)._________________________________________________________31
TABELA 3 – MOSTRA OS MATERIAIS DE CABEÇA DE POÇO.__________ 32
TABELA 4 – MOSTRA A RELAÇÃO DE BROCAS E ALARGADORES.______32
TABELA 5 – MOSTRA DADOS REFERENTES AOS REVESTIMENTOS.____33
TABELA 6 – MOSTRA A COLUNA ESTRATIGRÁFICA DO POÇO X. _______34
9
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus em primeiro lugar, pela oportunidade de realização deste
trabalho, à minha família que sempre deu tamanho apoio mesmo nos momentos
mais complicados.
Aos Gerentes dos Setores de Intervenção em Poços do Ativo Sul e do Ativo
Nordeste, Sr. Antônio Marques e Sr. Paulo Junqueira, respectivamente, pela
oportunidade concedida de estagiar na PETROBRAS.
Aos meus supervisores, José Augusto Neto e Carlos Alberto Teles Borges,
pertencentes aos Ativos Sul e Nordeste, respectivamente e ao meu supervisor-
orientador Augusto Albano, do ativo Sul, que me forneceu os materiais, auxílio na
interpretação dos dados junto ao Setor de Reservatórios do Ativo Sul.
E agradeço em especial ao meu professor-orientador Wellington Campos, por
toda a ajuda e paciência demonstrada no decorrer deste trabalho e a todos
aqueles que de alguma forma contribuíram para que este trabalho fosse possível.
10
RESUMO
Nas atividades exploratórias da Bacia de Campos, com o decorrer das
operações, quedas de pressão ou até mesma produção de água ou areia ocorrem
sem a previsão do Grupo de Empreendimento de Poços (GEP`s). Visando a
correção deste problema, a PETROBRAS decidiu perfurar e completar o poço X,
logo após o abandono o poço Y com o seguinte objetivo: Perfurar e Completar
poço horizontal tendo como objetivo ARN Enchova do Campo B, intervalo 10
e 20. Poço será interligado ao sistema de produção de P-7.
Este poço será perfurado para complementar a drenagem do reservatório
ARN Enchova, na parte Leste do Campo B, Bloco A, em substituição ao poço Y,
que foi fechado devido a aumento de BSW.
Após a perfuração do Y pela P-16, foi feita tomada de pressão onde foi
constatada Pe=180kgf/cm2 a 1950m e 186,3kgf/cm2 a 2020m (limites do
reservatório) e realizado Gravel Pack, para contenção de areia.
Foi realizado o TFR-01 com o seguinte resultado: Qo=376 m3/d, Pe=187
kgf/cm2 a 2020 m, BSW = 0, RGO=205m3/m3, IP=166,7 (m3/d)/(kgf/cm2), cuja
previsão era de 150 (m3/d)/(kgf/cm2).
Após entrega do poço à produção de P-7 esta realizou testes de produção
com várias aberturas de choke chegando a uma vazão máxima de 12 m3/d com Qg
=1600 m3/h e Pm = 8 a 11kgf/cm2, que constatou que o poço estava produzindo
água.
Durante a parada de P-7 foram realizados testes de perda de carga nas flow-
lines com diesel, com o objetivo de identificar possíveis obstruções, porém o
resultado destes testes não revelou nenhuma anormalidade nas flow-lines.
A situação descrita acima, com os resultados obtidos nos testes efetuados,
levou o ATP-S decidir pela intervenção no poço com a P-16 a fim de restabelecer
a produção obtida no TFR-01, que era a prevista originalmente para o poço.
11
A perfuração será feita em 4 fases: I – 36”(condutor 30”); II – 16”
(revestimento 13 3/8”); III – 12 ¼” (revestimento 9 5/8”); IV – 8 ½” (telas para
contenção de areia).
Na completação haverá operações como: substituição de fluido do poço,
descidas de telas de gravel e descida de packer, instalação da COP, retirada do
BOP, instalação da ANM, pull-in das flow-lines, indução de surgência, TP e
instalação da Corrosion Cap.
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO E OBJETIVOS DO TRABALHO
A atividade de Perfuração de um poço de petróleo é realizada com uma
sonda. Através desta sonda pode-se alcançar a grandes profundidades, inclusive
em campos de lâmina d’água muito extensa. Junto com a Perfuração está a
Completação, que é a fase posterior à perfuração de um poço, onde é necessário
deixa-lo em condições de operar, de forma segura e econômica, durante toda a
sua vida produtiva. A este conjunto de operações destinadas a equipar o poço
para produzir óleo ou gás (ou ainda injetar fluidos nos reservatórios) denomina-se
Completação (dados extraídos da bibliografia citada).
Considerando-se que a Completação tem reflexos em toda vida produtiva do
poço e envolve altos custos, faz-se necessário um planejamento criterioso das
operações e uma análise econômica cuidadosa. É em virtude deste cenário que a
PETROBRAS tem procurado aperfeiçoar seus métodos na descoberta de óleo,
para obter êxito em suas operações.
A partir deste foi elaborado um Projeto de Perfuração e conseqüentemente
de Completação de um poço offshore, visando obter melhores resultados na
obtenção deste precioso combustível. Este projeto foi feito em parceria entre os
Setores de Geologia e Reservatório, Produção e Intervenção em Poços. Tive a
oportunidade de acompanhar a revisão deste projeto, assim como o decorrer das
operações finais de Completação e contribuir com tal, descrito na Capítulo 9, na
12
confecção dos Esquemas de Coluna deste poço, usando os Softwares
FLOWCHARTING 3, DIMS e PROFILE.
CAPÍTULO 2 – LOCALIZAÇÃO
O campo B situa-se na porção meridional da Bacia de Campos em
profundidade d’água variando entre 115 a 210 metros (figura 1). Foi descoberto
em Agosto de 1976 com a perfuração do poço pioneiro Z, no Reservatório
Enchova 10. Produz óleo em 2 reservatórios principais, o Arenito Enchova, que
ocorre em uma área de cerca de 22 km2 com espessura média de 60 metros,
constituído por cinco acumulações com hidrocarbonetos comunicadas através de
um aqüífero de fundo, e os calcários albianos da Formação Macaé, membro
Quissamã (dado obtido junto ao Setor de Geologia).
O Campo B iniciou a produção em janeiro de 1982 com o poço W,
Reservatório Enchova, por meio do sistema de produção antecipado montado na
SS-06. O início da produção para P-7 aconteceu em junho de 1988. Atualmente a
produção de todo o campo continua a ser escoada para P-07 (figura 2), cuja
capacidade de processo é de 9.000 m³/d de líquido e a capacidade de
compressão para 900.000 m³/d, em ampliação para 1.650.000 m³/d com
instalação do 3º turbo-compressor previsto para início de 2003. Todos os poços
produtores do campo estão completados com Árvore de Natal Molhada (ANM) e o
método de elevação artificial utilizado é o gas-lift.
Atualmente o campo conta com 16 poços produtores, com previsão de mais
um poço produtor para o reservatório Enchova para maio de 2003. Estes poços
estão conectados à plataforma semi-submersível P-07 (antiga SS-28), via 2
manifolds submarinos. A produção está alinhada para SS-06, que é a plataforma
de tratamento do óleo para o óleo vindo das plataformas P-07, P-08, P-15 e PCE-
1. O escoamento de gás é feito por gasoduto até Cabiúnas.
O poço Y foi perfurado em Janeiro de 1981 e foi completado em 1986 no
Arenito Enchova com “gravel packing”, tendo iniciado sua produção para SS-06
em outubro daquele ano, com vazão limitada a 150 m3/dia, devido ao risco de
13
avanço de água. Em 1988 foi transferido para SS-28 (P-VII) e em Novembro de
1991 o poço teve encerrado sua vida produtiva, uma vez que suas “flow-lines”
foram cedidas para o poço T.
Em Janeiro de 1994, em intervenção de avaliação, foi constatado através de
perfilagem TDT que o contato óleo/água regredira para 5m abaixo do canhoneado.
Contudo, foi decidido manter o poço fechado, pois em curto prazo o cone de água
avançaria rapidamente, selando o destino do poço. Em Setembro de 1997 o poço
foi abandonado definitivamente, com produção acumulada de 153.000 m3 de óleo.
Como este era o único poço do bloco, não existe no momento nenhum poço
drenando o reservatório.
Em estudo concluído em Dezembro de 1998, foi analisada a perfuração de
um novo poço para drenagem deste bloco, porém este foi inviável
economicamente, a partir da análise de custos e operações do EVTE.
A nova sísmica do Campo P, com novos parâmetros de reservatório, cobriu
parte do Campo B, o que trouxe novos dados para o Bloco A, viabilizando a
proposta de locação de um novo poço para concluir a drenagem do reservatório.
Surgia a proposta de projeto do poço X, com atuação da P-16.
Figura 1 – Mapa de localização do Campo B.
B IC U D O
E N C H O V A
B O N I T O
E N O
CAMPO B
14
Figura 2 – Plataforma de Produção P-07
15
CAPÍTULO 3 – SISTEMA DE PRODUÇÃO EXISTENTE
(dados este obtidos do setor de produção e da bibliografia mencionada)
3.1 – PLANTA DE PROCESSO
O Campo B está sendo explotado pela plataforma semi-submersível
PETROBRAS-07, localizada na área sul da Bacia de Campos, UN-BC, dotada de
uma planta de processo com capacidade para 9.000 m3/dia de líquido e 1.650.000
m3/dia de gás a partir de janeiro de 2003. Possui acomodações para 150 pessoas.
As principais dimensões são: comprimento de 108 m; boca moldada de 67,3
m; altura até o convés superior de 39,6 m e calado (distancia até a água) de 21 m.
Está posicionada numa lâmina de água de aproximadamente 210 metros e a 90
km da costa.
A planta de óleo conta com dois separadores trifásicos de produção
(convertidos para bifásicos) de 4,5 m3 de volume, um separador de teste de 2,5 m3
de volume e 9 bombas de transferências com vazão total aproximada de 9.000
m3/dia e pressão de descarga entre 20 a 48 kgf/cm2.
Quanto a planta de gás, está equipada com dois turbocompressores SOLAR
(finalizando a instalação um terceiro compressor SOLAR-DRESSER), que
comprimem o gás (produzido, retorno de gas-lift e o gás eventualmente importado
do manifold submarino de gás de baixa pressão) a 112 kg/cm2 (MÁX) para
elevação artificial dos poços, exportando o excedente para o continente.
O sistema de geração de P-07 é composto por três motogeradores a diesel,
com capacidade nominal para 1400 kw cada e um gerador de emergência de 250
KW; o consumo normal atual da plataforma é de 1380 kw.
3.2 – DUTOS DE ESCOAMENTO
A produção é escoada através das malhas de óleo e gás da área sul da
Bacia de Campos, (figura 3). A produção de óleo atualmente escoa junto com a
água produzida por oleoduto de 8" até um ponto onde se divide entre a antiga
16
monobóia do Campo B e um duto rígido para PCE-1. A produção é enviada a SS-
06 para tratamento e descarte de água. Quanto ao gás, P-07 está interligada aos
manifolds submarinos de gás de alta e de baixa pressão.
A água escoa juntamente com o óleo, pois não há separação e descarte de
água na plataforma. O óleo poderá ir para a monobóia de Marimba via PLEN-B1
ou para SS-06/PCE-1 via PLEN-EN3.
Figura 3 – Esquema atual do escoamento de óleo e gás na área sul da Bacia
de Campos.
3.3 – SISTEMA DE COLETA DE PRODUÇÃO
O Campo B conta atualmente com dezesseis poços produtores, sendo que
apenas um é surgente, os outros quinze produzem através de elevação artificial
(gas-lift), estão completados com coluna padrão para elevação por gas-lift e árvore
de natal molhada (ANM). Todos os poços são interligados aos Manifolds
P - 08
P - 15
P - 07 P - 12
PPM - 1
PCE - 1
SS - 06
MB - MA
Correntes de Correntes de Escoamento Escoamento
MIS - BO1
MI S - BO2
PLEN - BI
PLEN - EN3
MIS - BO4
Qb = 7.300m 3 /d P = 45 kgf/cm 2
Qb = 3.000m 3 /d P = 25 kgf/cm 2
Q.Óleo = 11.000m 3 /d
Qb . Imp = 18.500m 3 /d Q.Água Desc = 7.500m 3 /d
BSW = 0,1%
Qb = 6.800m 3 /d P = 33 kgf/cm 2
P = 34 kgf/cm 2 Qb = 5.000m 3 /d
Qb = 22.800m 3 /d BSW = 9,5%
Qb = 9.300m 3 /d P = 48 kgf/cm 2
P - 08
P - 15
P - 07 P - 12
PPM - 1
PCE - 1
SS - 06
MB - MA
Correntes de Correntes de Escoamen to Escoamento
MIS - BO1
MIS - BO2
PLEN - BI
PLEN - EN3
MIS - BO4
Qb = 7.300m 3 /d P = 45 kgf/cm 2
Qb = 3.000m 3 /d P = 25 kgf/cm 2
Q.Óleo = 11.000m 3 /d
Qb . Imp = 18.500m 3 /d Q.Água Desc = 7.500m 3 /d
BSW = 0,1%
Qb = 6.800m 3 /d P = 33 kgf/cm 2
P = 34 kgf/cm 2 Qb = 5.000m 3 /d
Qb = 22.800m 3 /d BSW = 9,5%
P - 08
P - 15
P - 07 P - 12
PPM - 1
PCE - 1
SS - 06
MB - MA
Correntes de Correntes de Escoamento Escoamento
MIS - BO1
MIS - BO2
PLEN - BI
PLEN - EN3
MIS - BO4
Qb = 7.300m 3 /d P = 45 kgf/cm 2
Qb = 3.000m 3 /d P = 25 kgf/cm 2
Q.Óleo = 11.000m 3 /d
Qb . Imp = 18.500m 3 /d Q.Água Desc = 7.500m 3 /d
BSW = 0,1% Q.Óleo = 11.000m 3 /d
Qb . Imp = 18.500m 3 /d Q.Água Desc = 7.500m 3 /d
BSW = 0,1%
Qb . Imp = 18.500m 3 /d Q.Água Desc = 7.500m 3 /d
BSW = 0,1%
Qb = 6.800m 3 /d P = 33 kgf/cm 2
P = 34 kgf/cm 2 Qb = 5.000m 3 /d
Qb = 6.800m 3 /d P = 33 kgf /cm 2 Qb = 6.800m 3 /d P = 33 kgf/cm 2
P = 34 kgf/cm 2 Qb = 5.000m 3 /d P = 34 kgf/cm 2 Qb = 5.000m 3 /d
Qb = 22.800m 3 /d BSW = 9,5% Qb = 22.800m 3 /d BSW = 9,5%
Qb = 9.300m 3 /d P = 48 kgf/cm 2 Qb = 9.300m 3 /d P = 48 kgf/cm 2
17
Submarino de Produção A/B, conforme arranjo descrito abaixo. A produção média
atual é de 1758 m3/dia de óleo e 168.000 m3/dia de gás e o BSW estão na casa
dos 62%. A plataforma não possui sistema de injeção de água ou gás.
3.4 – PROCESSAMENTO DE FLUIDOS E UTILIDADES
Os sistemas de processamento de fluídos de P-07 processam atualmente
toda a produção do Campo B.
O processo de separação desta planta contempla apenas a separação do
líquido e do gás, sendo o óleo e a água produzida bombeados para SS-06, que é
a plataforma de tratamento de óleo produzido das plataformas P-07, P-08, P-15 e
PCE-1. Poderá ser utilizada a monobóia de Marimbá em alguma situação de
contingência para transferência do óleo de P-07, através de um navio aliviador.
A planta de tratamento de óleo da plataforma de SS-06 exporta o óleo com
um BSW máximo de 1%, a água produzida após tratamento é descartada para o
mar, com um teor máximo de óleo de 20 miligramas por litro de água.
3.5 – PROCESSAMENTO PRIMÁRIO
Todo o petróleo produzido é direcionado para os "manifolds" de produção,
constituído por um coletor de teste, um coletor de produção e um distribuidor
coletivo de gás lift.
Dos “manifolds”, o óleo segue para os separadores de primeiro estágio
seguindo para o separador atmosférico e daí é enviado para as bombas de
transferência. O sistema de teste de produção é constituído por 1 separador
bifásico. O gás oriundo do primeiro estágio de separação e do separador de teste,
depois de comprimido, é utilizado principalmente como gás combustível e "lift
gas", sendo o excedente exportado.
O processo de movimentação de gás é constituído dos sistemas principais a
seguir descritos:
18
O Sistema de Depuração de Gás é constituído de 1 depurador de gás (V-
122.302), e tem como finalidade, retirar as partículas de líquido arrastadas na
saída de gás dos separadores de primeiro estágio e de teste, a fim de evitar a
presença de líquido no sistema de compressão. O depurador é do tipo vertical,
dotado de internos "wire-mesh", além de uma seção de coleta de líquido. A
capacidade máxima dos depuradores é de 1,5 milhões m3/dia.
O Sistema de filtragem de Gás é constituído de um filtro de gás, e tem como
finalidade, retirar as pequenas partículas de líquido arrastadas na saída de gás do
depurador, a fim de melhorar a qualidade do gás na sucção dos compressores
Solar, devido estes compressores serem mais sensíveis à presença de líquido no
gás comprimido. O filtro de gás é do tipo vertical, dotado de filtros coalescedores,
além de uma seção de coleta de líquido. A capacidade máxima do filtro é de 1,5
milhões m3/dia.
O Sistema Principal de Compressão recebe o fluxo de gás oriundo dos
depuradores e do filtro de gás, e é constituído de dois compressores de 2
estágios, acionados por turbinas a gás, com capacidade nominal total de 1,0
milhão m3/dia e pressão de descarga no último estágio de 112 Kgf/cm2 (10.983
kPa), correspondente à pressão requerida para a elevação artificial por "gas-lift" e
de 95 Kgf/cm2 (9.316 kPa), quando alinhado para a exportação do gás.
Não é realizada desidratação de gás na plataforma. Para evitar hidratação na
movimentação de gás é injetado etanol na corrente de gás pelo sistema de injeção
de produtos químicos.
No futuro, haverá um Sistema de Recuperação de Vapor, o gás liberado pelo
separador atmosférico (surge) será direcionado ao sistema de recuperação de
vapor, onde será comprimido até atingir a pressão de sucção do sistema principal
de compressão. O compressor de recuperação de vapor será do tipo parafuso,
acionado por motor elétrico.
O Sistema de Flare é constituído de um vaso coletor e um queimador de três
estágios, tipo "multi flare", com a finalidade de coletar e queimar gases
provenientes das válvulas de segurança, válvulas de alívio, etc. O sistema utiliza
19
uma única lança. Um sistema de “vent” coleta gases dos vasos que operam
próximo à pressão atmosférica.
O "Manifold" de Gas-Lift é constituído de 2 coletores, um para injeção coletiva
no MSP-A e outro para injeção coletiva no MSP-B. Não há manifold individual do
poço em teste. Há medição do lift gás total em cada MSP.
3.6 – ÁGUA INDUSTRIAL
O sistema é composto por um tanque com capacidade de 60 m3 e 4 bombas
de distribuição.
Este sistema de água doce é utilizado para abastecimento de consumidores
industriais (acomodações, áreas de escritórios, tomadas na sala dos TG’s, gerador
de emergência, conveses externos e sonda).
Os tanques podem ser supridos por fonte externa através de mangueiras
(rebocador), através das estações de recebimento, e por uma dessalinizadora a
vácuo, que permite abastecimento parcial da necessidade de consumo da unidade
em relação ao suprimento de água.
3.7 – ENERGIA ELÉTRICA
A geração principal de energia elétrica na P-07 está a cargo de três
motogeradores a diesel (GE- A/B/C ), sendo 2 operando normalmente e um
ficando de “stand by”.
Cada motogerador principal tem a capacidade de geração de 1.400 KW.
Os motogeradores alimentam o barramento principal de 600 V, deste
barramento sai à alimentação dos barramentos de 4.16KV e 440 V, através de
transformadores. Os principais consumidores são os seguintes:
Em 4.16 KV: bombas principais de transferência, bombas de captação,
recuperador de vapor;
Em 440 V: bombas de captação, bombas "boosters" de transferência,
compressor de ar, turbocompressores, etc.
20
A plataforma possui sistema de alimentação elétrica de 220 V, 120 V e 24
VDC.
A plataforma possui um gerador de emergência com capacidade de 250 KW,
somente para acionamento das cargas essenciais da unidade, quando da parada
da geração principal.
Sistemas de bateria auxiliares são as fontes de energia alternativa para
sistemas que requerem fornecimento de energia ininterrupto.
3.8 – COMBUSTÍVEIS
A P-07 não possui um sistema central de gás combustível.
Os motogeradores da plataforma são acionados a diesel, e os
turbocompressores possuem sistemas individuais (internas ao pacote) de gás
combustível em sua planta de processo.
As plantas individuais dos turbocompressores são compostas normalmente
de um depurador de gás, um filtro de gás e um aquecedor elétrico. Cada turbo
compressor consome 25.000 m3/d de gás.
A purga para as tochas e gás para o sistema piloto da tocha é alimentado
direto pelos depuradores da planta de gás combustível.
O abastecimento de diesel para a plataforma é feito via rebocador.
Os consumidores principais de óleo diesel são os motogeradores com
consumo de 7 m3/d cada aproximadamente. Atualmente operam dois e fica um de
“stand by”.
3.9 – TRATAMENTO DE EFLUENTES
A plataforma de P-07 não separa a água produzida pelo Campo B. A água
produzida e exportada pela plataforma juntamente com o óleo produzido.
A plataforma SS-06 fará o tratamento dessa corrente, descartando a água
produzida tratada com o teor máximo de 20 PPM de óleo.
21
CAPÍTULO 4 – PLATAFORMA (SONDA) DE INTERVENÇÃO
A P-16 (figura 4) é uma unidade de Perfuração Móvel Marítima, sob a
responsabilidade da E&P-SSE/SC-SL/SPC/OP-P-XVI, construída pelo consórcio
U.I.E. – C.F.E.M. (Union Industrialle d’Enterprise – Compagnie Francaise d’
Enterprise Metaliques), em Cherbourg, na França, em 1984, e classificada pelo
Bureau Veritas com o símbolo I 3/3 e a Cruz de Malta. Esta plataforma se destina,
principalmente, às operações de perfuração de poços de petróleo em mar aberto,
com a profundidade máxima de 6.000m com coluna de 5”, em locações com
lâmina d’água de até 500m de profundidade, podendo também, realizar operações
de Completação e Intervenção desses poços.
A plataforma é do tipo semi-submersível rebocável, de forma retangular,
medindo 92m x 69m. É constituída de dois submarinos paralelos com seção
transversal retangular e extremidades trapezoidais para proporcionar maior
eficiência durante a navegação, sobre os quais se apóiam seis colunas
contraventadas, que suportam uma estrutura que compõe os conveses. Estas
colunas são divididas em diversos compartimentos estanques, de modo a
proporcionar estabilidade à unidade, mesmo em caso de avaria.
No convés de máquinas ficam as salas dos grupos motogeradores principais
(EMD’s), sala do sistema de SCR, sala dos compressores de ar de baixa pressão,
sala de cimentação, sala de tanques de lama, sacaria para produtos químicos,
silos diários de cimentação e de baritina, almoxarifados, oficinas mecânica e
elétrica, unidade de mergulho, unidade Kooney, sala de unidade de ar
condicionado, sala de subs, sala de ginástica, banheiro, vestiários coletivos,
refeitório, cozinha, câmara frigorífica, área de recreação, lavanderia, escritórios,
biblioteca, cellar deck, etc. No cellar deck ficam posicionados o blowout preventer
e o lower riser.
No convés principal encontra-se a unidade de perfilagem, os estaleiros para
tubos, peneira de lama, guindastes, guinchos de ancoragem, sala dos
compressores de alta pressão, etc.
22
Na área de acomodações, a lotação máxima é de 125 pessoas. A área de
casario tem três níveis onde estão os camarotes, escritórios do Coplat, Fiscal,
Superf, Sufac, enfermaria, cozinha, refeitório, paiol, sala de SMS, salas de TV e
cinema. Ao nível do convés de máquinas (primeiro piso), existem alojamentos
para 40 pessoas. Ao nível do convés principal (segundo piso), existem
alojamentos para 63 pessoas. Há ainda um terceiro piso onde existem
alojamentos para 14 pessoas, escritórios, sala de controle de lastro, sala de rádio
e acesso ao heliponto para embarque e desembarque de pessoal. Na área
externa existem 02 containeres com alojamentos para 06 pessoas por unidade e
01 container com alojamento para 08 pessoas (os dados referentes a este
Capítulo foram retirados do Setor de Intervenção em Poços da PETROBRAS).
Figura 4 - Plataforma (Sonda) de Intervenção P-16.
23
CAPÍTULO 5 – GEOLOGIA E RESERVATÓRIO
5.1 – ASPECTOS GEOLÓGICOS
De acordo com os dados obtidos com os Setores de Geologia e
Reservatório e com a bibliografia mencionada, o Campo B possui 4 reservatórios
portadores de hidrocarbonetos: Enchova 10, Guarajuba 10, Guarajuba 20 e
Quissamã (Figura 5). Destes os principais produtores são o Arenito Enchova, que
ocorre em uma área de cerca de 22 km2 com espessura média de 60 metros,
constituído por cinco acumulações com hidrocarbonetos comunicadas através de
um aqüífero de fundo, e os calcários albianos da Formação Macaé, Membro
Quissamã. Estes dois reservatórios têm aqüíferos atuantes. Os Arenitos
Guarajuba 10 e 20 a Formação Carapebus, são de idade Cretácica, do
Maastrichtiano. Compõe-se por dois corpos de origem turbidítica, ocupam uma
área ao redor de 2 km2 e são constituídos por arenitos quartzo-feldspáticos.
BL RJS-28ARES ENCHOVA
BL RJS-134
BL RJS-161BL RJS-200
Figura 5 - Seção Geológica do Campo B, onde se observam as cinco
acumulações do reservatório Enchova 10, comunicadas através do aqüífero.
24
O Arenito Enchova é constituído por depósitos arenosos derivados de
correntes de turbidez durante o Eoceno médio cujos lobos, coalescidos, dão
origem à geometria de lençol observada para estes corpos. São arenitos friáveis
com boas condições permo-porosas (K médio = 1000 mD), com folhelhos
representando barreiras locais. Porta cerca de 31x106m3 de óleo in place (volume
original) distribuídos por 4 blocos conectados por um aqüífero comum. Iniciou a
produção em 27/01/82 através do poço W, tendo produzido até hoje algo em torno
de 25% do volume original. Estima-se que a recuperação final seja em torno de
quarenta porcento (40%).
Em todos os reservatórios o aqüífero tem atuação decisiva como mecanismo
de produção e manutenção de energia (figuras 5, 6, 7 e 8).
Figura 6 - Mapa estrutural do topo do Reservatório Enchova no Bloco A.
25
Figura 7 - Mapa de espessura porosa com óleo do Reservatório Arenito Enchova
no Bloco A.
26
Figura 8 - Perfil do poço Y (Arenito Enchova 10)
27
CAPÍTULO 6 – ALTERNATIVA PROPOSTA
6.1 – ANÁLISE DA SITUAÇÃO ATUAL
De acordo com dados do Setor de reservatórios e Intervenção em Poços da
PETROBRAS, última intervenção no poço Y ocorreu em Janeiro de 1994,
exclusivamente para testar o intervalo 1965/69 m, com os seguintes resultados:
Choke= 5/16”; Q=110m3/dia; BSW=0; RGO=68 m3/m3; IP=9,1; DR=2,3: Pe=189,2
Kg/cm2 a 1945m. Foi constatado através de perfilagem TDT que o contato
óleo/água regredira para 5m abaixo do canhoneado. Contudo, foi concluído que
não seria atrativo economicamente o investimento com novas flowlines, pois a
curto prazo o cone de água avançaria rapidamente, selando o destino do poço.
O abandono definitivo do poço aconteceu em Setembro de 1997. Como este
era o único poço do bloco, atualmente não existe poço para drenar o reservatório
neste bloco, com volume de óleo original de 2,6 milhões de m3. A Figura 9
apresenta o histórico de produção do poço Y.
Figura 9 – Histórico de Produção do poço Y.
28
6.2 – PROJETO PROPOSTO
A proposta recente é analisar a viabilidade técnica e econômica da
perfuração de um poço horizontal para drenagem do reservatório Enchova no
Bloco A. A Figura 10 apresenta o mapa estrutural do topo do Reservatório
Enchova no Bloco A com a proposta de locação de um poço horizontal.
Figura 10 - Mapa estrutural do topo do Reservatório Enchova no Bloco A com a
proposta de locação de um novo poço horizontal.
POÇO Y
29
A Tabela 1 e a Figura 11 apresentam as curvas de produção (média anual)
de óleo, gás e água do projeto com eficiência global (EFGL) de 90 %.
Tabela 1: Curvas de produção (2002 – 2007)
ANO 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Qo (m3/d) 900 410 240 180 110 99
Qg (1000m3/d) 36 22 13 9 7 5
Qw (m3/d) 138 479 583 604 618 625
BSW (%) 0 42 70 84 87 90
RGO 53 54 54 54 54 54
NP (milhões m3) 0,256 0,357 0,420 0,452 0,463 0,524
GP (milhões m3) 9,783 16,399 20,587 24,775 28,538 31,041
Figura 11 - o –Vazão de óleo, x – BSW.
30
6.3 – Análise dos Dados
A Vida Produtiva deste poço será de aproximadamente de 6 anos. Mesmo
com os vultosos investimentos que supostamente serão feitos para finalização
deste projeto, a PETROBRAS terá um retorno de no máximo 5 meses, de acordo
com as curvas de produção. Infelizmente estes dados não puderam ser
apresentados, pois eles sofreram uma triagem e não foram permitidos para
apresentação desta tese de Graduação, contudo tal projeto foi aprovado e
seguirão as operações de Perfuração e Completação do Poço X, para a drenagem
do Reservatório ARN Enchova 10.
31
CAPÍTULO 7 – PROGRAMA DE PERFURAÇÃO
O Programa de Perfuração do Poço X foi elaborado pelos membros do Grupo
de Empreendimento de Poços (GEP’s) e tive a oportunidade de acompanhar
assiduamente o desenvolvimento das operações e assim obter uma base sólida
na contribuição para o decorrente projeto.
7.1 – DADOS BÁSICOS
� COORDENADAS
COORDENADAS (Datum ARATU)
Base 7.481.532N LAT: 22°45´ 50,54” S
322.543E LONG: 40° 43’ 42,07” W
Alvo entrada 7.482.235N
322.370E
@ -1951 m
Alvo final 7.482.614N
322.277E
@ -1951 m
Tabela 2 – Mostrando as coordenadas do poço (geográfica e UTM).
� SONDA DE PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO
A Sonda de Perfuração e de Completação, já dita anteriormente, é a P-16,
onde sua Mesa Rotativa encontra-se a 25m da superfície da água, atuando sobre
o Campo B, que possui uma lâmina d’água de 118m.
32
� DADOS PERMANENTES
Estes dados foram obtidos junto ao Setor de Intervenção em Poços.
1) MATERIAIS DE CABEÇA DE POÇO
TIPO FABRICANTE MODELO ESPECIFICAÇÕES
HOUSING HUGUES CH-2 18 ¾” x 1000PSI
ANM HUGUES H-13 DA 18 ¾” x PSI
Tabela 3 – Mostra os materiais de cabeça de poço
2) DADOS DO RESERVATÓRIO
BSW = 0,3%
RGO = 1500 m3/m3
Pe = 100 kgf /cm2 @ - 2850 m
3) BROCAS E ALARGADORES
DIÂMETRO (pol) DE (m) ATÉ (m)
36 108,0 183,0
17 ½ 500,0 1930,0
12 ¼ 1930,0 2588,0
8 ½ 2588,0 3097,0
Tabela 4 – Mostra a relação de brocas e alargadores
33
4) REVESTIMENTOS
A Tabela abaixo mostra os componentes que integram os revestimentos de
cada fase de Perfuração do Poço X. Fornece também informações referentes à
localização de cada uma deles. Informações estas que foram adquiridas com o
SERCIM (Serviço de Revestimento e Cimentação).
TIPO (POL) GRAU (LB/PE) TOPO (m) BASE (m)
CONDUT 30 B 310,0 108,0 122,0
CONDUT 30 B 196,0 122,0 171,0
INTER1 13 3/8 K55 68,0 108,0 250,0
INTER1 13 3/8 J55 61,0 250,0 1858,0
INTER1 13 3/8 K55 68,0 1858,0 1915,0
PRODUC 9 5/8 P110 47,0 108,0 435,0
PRODUC 9 5/8 P110 43,5 435,0 2313,0
PRODUC 9 5/8 P110 47,0 2313,0 2578,0
PRODUC 7 P110 26,0 2379,0 3030,0
Tabela 5 – Mostra dados referentes aos revestimentos
7.2 – OBJETIVO DO EMPREENDIMENTO
Este poço será perfurado para complementar a drenagem do reservatório
ARN Enchova, na parte Leste do Campo B, Bloco A, em substituição ao poço Y,
que foi fechado devido ao aumento de BSW. Este poço será interligado à
plataforma de produção P-7.
34
� COLUNA ESTRATIGRÁFICA
A Tabela 6, de acordo com o Setor de Geologia, mostra as Litoestratigrafias
atravessadas até chegar ao objetivo de Projeto, que é o Arenito Enchova 10, cujo
topo encontra-se a 1950m.
Litoestratigrafia
Cota (m)
Pressões
previstas
(Kgf/cm2)
Fm.Emborê/ Mb Grussaí -110
Fm.Ubatuba/ Mb Geribá -300
Fm. Carapebus -920 92
Fm.Ubatuba/ Mb Geribá -935
Fm. Carapebus -1227 123
Fm.Ubatuba/ Mb Geribá -1240
Fm.Carapebus -1875 188
Fm.Ubatuba/ Mb Geribá -1885
Fm Carapebus/Arn Enchova -1950 189
Tabela 6 – Mostra a coluna estratigráfica do poço X.
35
7.3 – PROJETO DE DIRECIONAL
O Projeto de Direcional do Poço X foi desenvolvido em conjunto entre a
PETROBRAS, através do Setor de Direcional (US-PO/SP), e Schlumberger. A
figura (12) abaixo mostra os trechos a serem perfurados com suas profundidades
e com seus respectivos revestimentos.
Figura 12 – Projeto de Direcional do Poço X.
Projeto de Direcional – Poço X – P-16
Poço X
Poço X
36
7.4 – PROJETO DE REVESTIMENTO E CIMENTAÇÃO
O Projeto de Revestimento e Cimentação foi obtido através do SERCIM e
através dele será confeccionado o esquema de Coluna do Poço X. Observa-se
que a figura (13) fornece dados sobre a quantidade de tubos, e a quantidade de
cimento usada em cada operação e suas restrições, visando o bom andamento de
trabalho.
Figura 13 – Projeto de revestimento e cimentação
PROJETO - REVESTIMENTO E CIMENTAÇÃO
POÇO: 7-BI-18H-RJS SONDA: P-16
M.R. 25 M
135 MR/ML CABEÇA DE POÇO - 18 3/4" MS-700 SLENDER
FASE BASE TOPOI 1 TUBO 30" X 1", B, CX D-60 x SAPATA FL 198
198 SAPATA 30" 3 TUBO 30" x 1", B, CX x PN D-601 TUBO 30" x 1 1/2", X-60, PN D-60 x HOUSING 30" CABP
II 1 TUBO 13 3/8", 68 LB/PÉ, J-55, BT x C/ SAPATA FL. 12203 TUBOS 13 3/8", 68 LB/PÉ, J-55, BT x C/ LUVA COLADA N TUBOS 13 3/8", 61 LB/PÉ, J-55, BT 5 TUBOS 13 3/8", 72 LB/PÉ, L-80, BT 1 TUBO CURTO 13 3/8", 72 LB/PÉ, L-80, BT C/ HOUSING CABP
III 1 TUBO 9 5/8", 47 LB/PÉ, L80CR13, BT C/ SAP FL NR CR13 23031 TUBO 9 5/8", 47 LB/PÉ, L80CR13, BT C/ LUVA COL.1 TUBO 9 5/8", 47 LB/PÉ, L80CR13, BT C/ COL FL NR CR13
1170 TOPO 2ª PASTA 13 3/8" 2 TUBO 9 5/8", 47 LB/PÉ, L80CR13, BT C/ LUVA COL5 TUBO 9 5/8", 47 LB/PÉ, L80CR13, BT
TOPO PASTA 9 5/8" C.E. N TUBOS 9 5/8", 47 LB/PÉ, P-110, BT 1 TUBO CURTO 9 5/8", 47 LB/PÉ, P-110, BT C/ CAS. HANG. CABP
1220 SAPATA 13 3/8"
FASE EXCESSO COLCHÃO1255 Provavel Arn.com gás 1ª PASTA 2ª PASTA 1ª PASTA 2ª PASTA
I 12.2 PPG 15,8 PPG 2% BPH AG. MAR 200% 80 BBL XADREZ6 % CaCl2SILICATO
TOPO PASTA 9 5/8" II 12.2 PPG 15.8 PPG 4% BPH 150% 80 BBL XADREZIII 15,8 CONF. TESTE 10% S/ CÁLIPER 80 BBL NPARAF.
MICROSILICA OU 80 BBL BUTIL40% S/ NOMINAL
FASEI USAR COLCHÃO XADREZ PARA MELHOR VIZUALIZAR RETORNO NO FUNDO DO MAR.
DESCARREGAR O PESO DO REVESTIMENTO DE 30" SOBRE A BUT.USAR PROCEDIMENTOS: PE-3D-01032-F, PE-3D-01037-D, PE-3D-01039-A
2303 SAPATA 9 5/8" - 86º II BISELAR PINO DO TUBO 72 LB/PÉ QUE SERÁ CONECTADO AO HOUSING2310 Arn. Enchova USAR COLCHÃO XADREZ PARA MELHOR VIZUALIZAR RETORNO NO FUNDO DO MAR.
P.P. = 8,2 ppg USAR PROCEDIMENTOS: PE-3D-01039-A, PE-3D-01032-F, PE-3D-01041-A, PP-3D-00099-CPESO DO REVESTIMENTO APÓS A CIMENTAÇÃO 117.000 LB.
III POSICIONAR CENTRALIZADORES E COLAR DE ESTÁGIO CONFORME DECISÃO CCAPD.EFETUAR TRATAMENTO DO FLUÍDO PERFURAÇÃO PARA DESCIDA DO REVESTIMENTO.USAR PROCEDIMENTOS: PE-3D-01032-F, 01035-B, 01038-B, 01039-A, 01042, 01044-BPP-3D-00099-C.
2693 Final Poço
Atual.. 26/09/2002
16"
( OU DE ACORDO C/ PERFIL )
PROJETO DE REVESTIMENTOTUBOS
PESO DA PASTA ADITIVO
( OU DE ACORDO C/ PERFIL )
CE
121/4"
8 1/2"
OBSERVAÇÕES
PROJETO DE CIMENTAÇÃO
SINTÉTICO
9,3 à 10 ppg
FLUÍDO
FLUÍDOFLO-PRO
PROJETO DE REVESTIMENTO E CIMENTAÇÃO – P-16
37
7.5 – PROJETO DE BROCAS
O Projeto de Brocas tem o objetivo de mostrar a especificação da seqüência
operacional restrita a cada fase da perfuração.
Figura 14 – Programa de Brocas
POÇO X
Campo B
38
7.6 – PROGRAMA DE FLUIDOS
O desenvolvimento de um bom Programa de Fluidos é importantíssimo no
sucesso da Perfuração e conseqüentemente, da Completação. Além de
características como refrescar a broca para que tenha uma maior vida útil, limpeza
de poço, isolamento de formações, é de extrema importância o seu uso para a
não-formação de batentes, que podem acarretar obstruções e ocasionar
problemas na perfuração, como prisão de colunas e até mesmo a perda do poço.
A figura (15) foi obtida junto ao Setor de Fluidos e é mencionada a característica
do fluido em sua respectiva fase, que será melhor explicada a frente.
Figura 15 – Demonstração da litologia, desenho de poço e fluidos propostos.
39
7.7 – OPERAÇÕES
As fases das operações de perfuração se dividirão em 6: DMA, Fase 36”,
Fase 16”, Fase 12 ¼”, Fase 8 ½” e os trabalhos complementares. Será mostrado o
programa de fluído associado a cada fase de perfuração. Dados este obtidos
através do Setor de Intervenção em Poços.
7.7.1 - DMA
Esta fase inclui a Desancoragem, Movimentação e Ancoragem da sonda para
a locação a sofrer intervenção.
Preparativos
1- Efetuar Backload do material utilizado no Poço R e transferir
materiais de fluido de completação;
2- Checar com a Geodésia o lançamento das bóias demarcatórias na
locação;
3- Efetuar previamente estudo de ancoragem;
4- Verificar possibilidade de montagem do BHA para antes do final da
ancoragem (com a finalidade de ganho de tempo, pois como sabemos, nas
operações petrolíferas, tempo é dinheiro);
5- Efetuar check list de material de início de poço (fazer uma simples
conferência se todos os materiais necessários para as operações previstas
estão a bordo na sonda);
40
7.7.2 – Fase I (36”) de 143m a 207m
Nesta fase ocorrerá a descida e cimentação do revestimento de 30”.
Preparativos
1- Providenciar a fabricação de “meia-lua” para a fixação das cordas
guias (dois níveis que serão colocados para guiar BHA. Estas meias-luas
evitam o acúmulo de detritos na BUT);
2- Quando da descida do ROV para acompanhar a entrada da broca na
BUT, prever já a instalação de faca no braço do ROV para evitar que no caso
de dificuldade de rompimento das cordas através de aplicação de peso, se
utilize o corte das cordas como alternativa;
3- Descer BHA com: BR 26”/ HO 36”/ FS/ DC 9 ½”/ STB 36”/ 2 DC 9
½”/ XO/ 6 DC 8”/ XO/ 3 DC 6 ½”/ XO/ 3 HW 5”/ DP’S 5;
4- Programa de Fluido: Devido a litologia da parte superior do poço, a
qual é formada por calcários com intercalações de arenitos, recomenda-se a
perfuração da fase de 36” com fluido convencional a baixa vazão, a fim de
minimizar a tendência da formação de batentes. Na perfuração convencional
se utiliza água do mar, com bombeamento de tampões viscosos. Esta
perfuração convencional é mais indicada quando a formação litológica é
argilosa. Na perfuração de intercalações de calcáreos e arenitos, a água do
mar tende a formar batentes nas zonas de calcáreo, devido ao
arrombamento das zonas de areia, dificultando a descida do revestimento de
30”. Sendo assim, recomenda-se o seguinte procedimento:
41
� Fabricar o máximo de fluido convencional em superfície, de forma
assegurar a disponibilidade de fluido durante toda a perfuração da
fase;
� Perfurar a fase utilizando fluido convencional, com baixa vazão (em
torno de 120-150 GPM);
� Ao chegar a profundidade final, realizar back reaming para garantir
o condicionamento do poço.
5- Avaliar a taxa de penetração para definir sobre a continuidade da
perfuração com água do mar e tão logo seja possível retornar com a
utilização de fluido convencional;
6- Descer revestimento de 30” preenchendo com água do mar a
abertura dos bujões da RT;
7- Acompanhar entrada do revestimento no poço e sua descida com
ROV;
8- Efetuar cimentação, acompanhar retorno e fazer a desconexão e
retirada da Coluna de Assentamento.
7.7.3 – Fase II (16”) de 207m a 1190m
Nesta fase ocorrerá a descida e cimentação do revestimento de 13 3/8”.
Preparativos
42
1- Montar seguinte BHA: BR 16”/ MF 9 5/8”/ FS 8”/ STB 16”/ ARC
(LWD)/ MWD (PPL)/ KMN 8”/ STB 16”/ 4 DC 8”/ DJ 8”/ XO/ 3 DC 6 ¾”/ 15
HW 5”/ DP’S 5”;
2- Checar topo do cimento e cortar cimento com água do mar até 5
metros acima da sapata. A partir daí, utilizar lama convencional;
3- Programa de Fluido: A fase de 16” será perfurada sem retorno,
utilizando-se água do mar e tampões viscosos de argila ativada a cada
conexão, para limpeza do poço. Nesta fase, a limpeza e a estabilidade do
poço são fundamentais para a perfuração sem problemas.
4- Retirar coluna com BHA direcional, estaleirando seções na torre;
5- Preparar plataforma para descida do revestimento de 13 3/8”. Prever
elevadores, spiders e chave hidráulica;
6- Descer revestimento de 13 3/8” conforme programa do SERCIM e
proceder a cimentação conforme o programa, atentando para o excesso de
cimento;
DESCIDA DO BOP
1- Efetuar testes choke manifold e durante a descida efetuar teste de
linhas de Kill e Choke;
2- Testar cisalhante contra o revestimento com 2000 psi;
3- Testar equipamento de detecção de Kick e efetuar treinamento de
fechamento de poço.
43
7.7.4 – Fase III (12 1/4”) de 1190m a 2420m
Nesta fase ocorrerá a descida e cimentação do revestimento de 9 5/8”.
Preparativos
1- Iniciar o corte do cimento e acessórios de cimentação com água do
mar em circuito aberto, trocando fluido para fluido sintético até 5 m acima da
sapata, sendo que a sapata só poderá ser cortada em circuito fechado;
2- Cortar o colar e a sapata, observando os procedimentos específicos;
3- Programa de Fluido: A fase 12 ¼” será perfurada de 1190m até
2420m, finalizando com cerca de 90º de inclinação. Devido a alta inclinação
do poço com dog leg em 2.8, a limpeza do poço é um ponto chave para o
sucesso da perfuração desta fase.
4- Retirar coluna para descida do revestimento de 9 5/8” e a sua
cimentação conforme o programa do SERCIM;
5- Testar BOP;
6- Montar BHA de 8 ½” e descer coluna;
7- Testar revestimento de 9 5/8” com 2000 psi;
8- Testar equipamento de detecção de kick e efetuar treinamento de
possível fechamento de poço;
9- Cortar colar, cimento até 5m acima da sapata trocando fluido para o
fluido da fase seguinte;
10- Testar novamente revestimento de 9 5/8” com 2000 psi e prosseguir
o corte do revestimento e da sapata;
44
7.7.5 – Fase IV(8 1/2”) de 2420m a 2800m
Nesta fase ocorrerá a descida das telas de Gravel Packer (GP).
Preparativos
1- Perfurar até 20m dentro do ARN Enchova;
2- Circular para condicionar fluido e retirar coluna até sapata de 9 5/8”.
3- Programa de Fluido: A fase de 8 ½” será perfurada com fluido a
base de água, biopolímero, denominado FLOPRO, o qual apresenta como
características principais: viscosidade LSRV suficiente para manter a limpeza
do poço, desenho de carbonato de cálcio apropriado de acordo com o
reservatório perfurado (ARN Enchova 10), objetivando minimizar o dano à
formação produtora e problemas potenciais que possam ocorrer durante a
perfuração do arenito altamente poroso;
4- Perfurar até o final da fase previsto para 2800m (no mínimo 390m de
trecho horizontal dentro do reservatório).
TRABALHOS COMPLEMENTARES
� Ao final da perfuração, condicionar o poço para perfilagem final.
Efetuar perfilagem final com tool pusher (tomadas de pressão). Durante a
tomada de pressão o BOP anular deverá ser fechado, mantendo a linha de
kill aberta, a cada medida, visando ter a coluna estática.
� Adotar procedimentos para eliminar possíveis leitos de cascalho.
� Não estão previstas testemunhagens;
� Condicionar o poço para a descida de telas de gravel (5 ½”).
45
Segue abaixo uma tabela com o resumo sobre os revestimentos e fluidos.
Figura 16 – Tabela de Revestimento e Fluidos
46
CAPÍTULO 8 – PROGRAMA DE COMPLETAÇÃO
O Programa de Completação do Poço X foi elaborado pelos GEP’s do Setor
de Intervenção em Poços, que descreveram as seguintes operações para a
preparação do poço para a produção:
� Substituição de fluido do poço;
� Descidas de telas de Gravel e Packer;
� Instalação da COP;
� Retirada do BOP;
� Instalação da ANM;
� PULL-IN das Flowlines;
� Indução de surgência e TP;
� Instalação da CORROSION CAP.
8.1 – SUBSTITUIÇÃO DE FLUIDO DO POÇO
Esta é a fase preparatória para a descida das telas de Gravel Packer.
� Retirar BHA até sapata de 9 5/8” e lavar revestimento de 9 5/8” com
detergente;
� Substituir detergente por CAMAI filtrado em terra diatomácia;
� Retirar broca até 100m abaixo do BOP;
47
� Posicionar tampão viscoso;
� Jatear BOP;
� Aprofundar 50m abaixo do tampão viscoso;
� Substituir fluido de perfuração de choke, kill e riser de perfuração por
fluido filtrado em terra diatomácia;
� Retirar restante do BHA.
8.2 – DESCIDAS DE TELAS DO GRAVEL E PACKER E OPERAÇÃO DE
GRAVEL
� Montar conjunto de TELAS C e tubos cegos (figura 17);
Figura 17 – Conjunto de Telas C
Vantagens: 1– A combinação de sua cobertura protetora, membrana filtrante e jaqueta interna garantem uma maior produtividade e uma maior durabilidade para as telas de gravel. 2– É recomendável em operações de poço aberto, horizontal ou direcional e operações de Workover.
48
� Montar coluna interna de wash pipe 4”;
� Montar conjunto de ferramenta de gravel pack;
� Descer conjunto de gravel conforme procedimento até a sapata de 9
5/8”. Em paralelo, montar linhas de bombeio;
� Testar linhas de bombeio com 5000 psi;
� Descer telas até o fundo do poço aberto
� Montar e testar linhas com 5000 psi;
� Assentar packer e testá-lo por ancoragem;
� Marcar posições da ferramenta e testar vedação do packer pelo
anular;
� Colocar ferramenta na posição de reversa;
� Efetuar lavagem da coluna;
� Efetuar teste de perda de carga nas vazões de 2, 4, 6 e 8 bpm;
� Localizar ferramenta na posição de circulação e efetuar teste de
carga nas vazões de 2, 4, 6 e 8 bpm.
49
8.3 – INSTALAÇÃO DA COP
� Instalar luva adaptadora do tubing hanger;
� Descer coluna de produção com stinger, ancora selante, pipe joint,
tubo duo line, XO, tubos 5 ½” BTC, hidro trip modificada, nipple-R, TSR e
MGL’s com tubos de 4 ½” EU até abaixo do BOP;
� Posicionar coluna 5m acima do topo do packer;
� Posicionar casam do packer SC-1R até TSR;
� Lançar esfera da hidro trip. Testar vedação;
� Liberar camisa do TSR. Checar curso de vedação com 200 psi;
� Retirar coluna até marca. Efetuar balanceio. Não esquecer da
redução de 4 ½” TDS x EU do Tubing Hanger;
� Instalar TH. Fluir linhas. Testar e descer com THRT e riser. Efetuar
limpeza industrial nos riser’s de completação com antecedência;
� Testar DHSV com pressão e checar com circulação;
� Assentar plug no bore de 2” e coletor de detritos no bore de 4” do
TH. Lembrar de testar plug do bore de 2” com DHSV aberta;
� Retirar THRT com riser de completação.
8.4 – RETIRADA DO BOP
� Desassentar BOP, afastar 20m BOP e inspecionar well head;
� Jatear BOP, se necessário;
� Mover BOP do Moon Pool.
50
8.5 – INSTALAÇÃO DA ANM
� Posicionar ANM no Moon Pool;
� Descer ANM, flushear riser e mover sonda para cima do poço;
� Assentar, travar e testar ANM no housing;
� Testar todas as funções da ANM;
8.6 – PULL-IN DAS FLOWLINES
Esta é a fase de preparação de produção.
� Efetuar pull-in das flowlines;
� Testar flowlines contra MSP com 1800 psi;
� Lavar flowlines com gás e álcool para P-7.
8.7 – INDUÇÃO DE SURGÊNCIA E TP
� Alinhar gás para anular do poço e efetuar kick-off;
� Romper esfera na hydro trip;
� Alinhar poço para separador de teste e efetuar TP. Efetuar BSW e
teor de areia.
� Efetuar avaliação preliminar e enviar dados para o ST/CER;
� Lavar risers para flowline de óleo;
� Assentar plugs no TMF da ANM e testar.
51
8.8 – INSTALAÇÃO DA CORROSION CAP
� Comutar as válvulas e efetuar teste funcional por P-7;
� Desconectar TRT da ANM e inspecionar TMF;
� Retirar TRT;
� Instalar capa de corrosão com ferramenta dedicada com coluna de
DP 5”;
� Liberar cabos-guia;
CAPÍTULO 9 – ESQUEMA DE COLUNA
(participação no Projeto)
Neste capítulo será apresentada a minha participação na elaboração na parte
final do projeto descrito.
Com o auxílio e orientação de meus supervisores e superiores, fui capaz de
desenvolver um Esquema de Coluna para o Poço X, utilizando os softwares
FLOWCHARTING 3, DIMS e PROFILE, sendo estes dois últimos softwares da
LANDMARK.
Para a realização deste trabalho foi necessária a obtenção do Projeto de
Revestimento e Cimentação, Projeto de Brocas, Programa de Fluidos e do
Programa de Completação.
Os dados do Programa de Brocas e o Programa de Revestimento e
Cimentação foram usados simultaneamente para o preenchimento do Software
DIMS. Ao passo que ocorria o preenchimento de operações como a perfuração da
Fase I (36”), especificando a origem da broca, posteriormente preenchia-se os
dados de seu respectivo revestimento, como quantidade de tubos, que no caso é
o de 30”, e por diante a cimentação deste revestimento, incluindo volume de pasta
52
e densidade desta mesma pasta e de uma possível realização em vários estágios.
E assim por diante para todas as fases da Perfuração.
O Programa de Fluidos pode ser preenchido ao término de sua respectiva
fase, pois cada fase possui um programa diferente, que variam com os objetivos e
a litologia de cada fase.
O Programa de Completação é a finalização do trabalho e por este fato o
mais importante e o que requer cuidados especiais. É feito no DIMS em seqüência
de descida da Cauda Intermediária, com seu topo no Tubing Seal Receptacle
(TSR), da Coluna de Produção (COP), incluindo Mandris de Gás Lift (MGL’s) e
DHSV e por fim a ANM e os componentes da cabeça de poço, como Tubing
Hanger (TH) e Base Adaptadora de Produção (BAP).
Todas estas tarefas realizadas pelo DIMS são visualizadas somente no
PROFILE, isto é, um programa é dependente no outro.
Já o Software FLOWCHARTING 3 usa uma linguagem DOS e por isso é
mais difícil de manusear e tem certas limitações. Em certas ocasiões é necessária
exportar figuras de um outro arquivo ou fonte, pois ele pode não conter todos os
instrumentos necessários para a realização do esquema de coluna. Não requer
um preenchimento tão rigoroso e passo-a-passo como o DIMS, sendo também um
programa mais antigo, que vem sendo lentamente substituído pelo DIMS e
conseqüentemente pelo PROFILE.
E além de ser mais fácil de manusear, o PROFILE possui um melhor
resultado, com figuras coloridas e seus respectivos nomes e em suas reais
profundidades.
A figura (18) mostra o Esquema de Coluna do Poço X realizado no Software
FLOWCHARTING 3 enquanto que a figura (19) mostra o Esquema de Coluna do
Poço X realizado no Software DIMS, que está sendo visualizado no PROFILE. A
figura (20) mostra os dados de Cimentação e a figura (21) mostra os componentes
da Coluna do Poço X.
53
SONDA:P-16 POCO:7-BI-18H-RJS DATA ABANDONO: FEITO POR:SOARES/PIMENTA UN-BC/ATP-S/IP
CAMPO:BICUDO MR = 25 m (sonda que perfurou) :P-16 DESCIDA DA COLUNA: 12/03/2003 FISCAL: SOARES/PIMENTAPDA.:123 M MR = 25 m (sonda que completou):P-16 PROF.
ZEROHOUSING
CAPA DE CORROSAO SIM( ) NAO( )FABRICANTE :TIPO:SIZE:MODO DE RECUPERACAO:
Profund.(Base)
OD. ID.FAB.:ABB VGSIZE:18 3/4"PRESSAO:15KTIPO:MS 700HGRS:
H2S:S(X)N()
TOPO DO TH = 143,61 MTOPO DO HOUSING=144,17 MTOPO DO TH = Metros pol pol
COMP. (M) TUBING HANGER:TAG=VIC-03 18 3/4 5KPSI C/ LUVA ADAPTADORA
1,12 TUBING HANGER LUVA ADAPTADORA DE TH NP 1140384
4 1/2"TDS 12,6 LB/PE C-75
x 4 1/2" TDS CX
144,73 12,01 3,75UGB:S(X)N()FAB.:TIPO:SIZE:18 3/4PRESSAO:
8,91 TUBO DE PRODUCAO 153,64 5,25 4,00
0,43 XO 4 1/2" EU PIN 154,07 4,27 3,95
PSI 1,302,160,671,873,12
TUBO CURTO 4 1/2"EU 12,75 LB/PE N-80DHSV TRM-4FP 4 1/2" EU C/PERF DB 3,68" TOP SUB NS HTS666TUBO CURTO 4 1/2"EU 12,75 LB/PE N-80TUBO CURTO 4 1/2"EU 12,75 LB/PE N-80TUBO CURTO 4 1/2"EU 12,75 LB/PE N-80
155,37157,53158,20160,07163,19
5,507,375,505,505,50
3,883,683,883,883,88
AZ.FL.:99
INCLIN.: 3/40
L.C.:3/8"ENCAP SIMPLES08 CINTAS
0,28953,02 0,32
XO 5 1/2" BTC PIN x 4 1/2" EU CX99 TUBOS DE PRODUCAO 5 1/2" BTC 17 LB/PEXO 4 1/2" EU PIN x 5 1/2" BTC CX
163,471116,491116,81
5,506,006,00
3,954,893,95
DHSVP.abertura1000 PSIP.fechamento1000 psi
9,40 TUBO DE PRODUCAO 4 1/2" EU 12.75 LB/PE. 1126,21 5,50 3,88
1,272,401,12
TUBO CURTO 4 1/2"EU N-80 12,75 LB/PEMGL CAMCO 4 1/2"EU NS-LHT725HP12127 R20 1/4"NS-SRG-10985TUBO CURTO 4 1/2"EU N-80 12,75 LB/PE
1127,481129,881131,00
5,507,005,50
3,88
3,88
0,29207,85 0,31
XO 5 1/2" BTC PIN x 4 1/2" EU CX21 TUBOS 5 1/2" BTC 17 LB/PEXO 4 1/2" EU PIN x 5 1/2" BTC CX
1131,291339,141339,45
5,506,006,00
3,954,893,95
9,13 TUBO DE PRODUCAO 4 1/2" EU 12,75 LB/PE N-80 1348,58 5,50 3,88
1,293,081,28
TUBO CURTO 4 1/2"EU N-80 12,75 LB/PEMGL CAMCO 4 1/2"EU NS-LHT166HT10212 RDO 3/8"NS-SSG-12504TUBO CURTO 4 1/2"EU N-80 12,75 LB/PE
1349,871352,951354,23
5,507,005,50
3,88
3,88
0,28428,53 0,31
XO 5 1/2" BTC PIN x 4 1/2" EU CX44 TUBOS 5 1/2" BTC 17 LB/PEXO 4 1/2" EU PIN x 5 1/2" BTC CX
1354,511783,041783,35
5,506,006,00
3,954,893,95
REV.:9 5/8"
47 LB/PEGRAU: P-110SAP. @ 2295 m
9,41 TUBO DE PRODUCAO 4 1/2" EU 12,75 LB/PE N-80 1792,76 5,50 3,88
1,303,041,29
TUBO CURTO 4 1/2"EU N-80 12,75 LB/PEMGL CAMCO 4 1/2"EU NS-LHT533HS8914 RDO 5/16"NS-BPG-1175TUBO CURTO 4 1/2"EU N-80 12,75 LB/PE
1794,061797,101798,39
5,507,005,50
3,88
3,88KOP: 1339M m
ANG.MAX.90 0 0,28155,23 0,31
XO 5 1/2" BTC PIN x 4 1/2" EU CX16 TUBOS DE PRODUCAO 5 1/2" BTC 17 LB/PE N-80XO 4 1/2" PIN x 5 1/2" BTC CX
1798,671953,901954,21
5,506,006,00
3,954,893,95
EXCLUDER20005 1/2" SLHT
9,40 TUBO DE PRODUCAO 4 1/2" EU 12,75 LB/PE N-80 1963,61 5,50 3,88
17 lb/pe 1,278,161,741,02
TUBO CURTO 4 1/2" EU 12,75 LB/PE N-80TSR 4620 EORH SAP 8 1/4" NIPPLE F 2,81" 4 1/2" EUABERTURA DO TSR (TOPO DO TSR A 1968,28 M)PUP JOINT 4 1/2"
1964,881973,041974,781975,80
5,508,25
3,882,81GRAU:
TOPO 2285,93m
9,80 TUBO DE PRODUCAO 4 1/2" EU 12,75 LB/PE N-80NIPPLE R 2,75" 4 1/2" 12,75 LB/PE CX x PIN NS 0381TUBO DE PRODUCAO 4 1/2" EU 12,75 LB/PE N-80
1985,601985,991995,40
5,505,505,50
3,882,697 3,88
SQUEEZE:NAO 55.9100,399,41
1,280,921,28
TUBO CURTO 4 1/2" EU 12,75 LB/PE N-80HYDRO TRIP SIMP 4 1/2 EU ESF 2,62" 4x800PSI NS 991806605TUBO CURTO 4 1/2" EU 12,75 LB/PE N-80
1996,681997,601998,88
5,505,815,50
3,882,623,88
F.C. ANULARTIPO:CASAM 9,0 lb/gal
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
0,28233,03 0,90
XO 5 1/2 BTC 17LB/PE PIN X 4 1/2 12,75LB/PE CX NS BR298124 TUBOS DE PRODUCAO 5 1/2" BTC 17 LB/PE N-80XO 5 1/2 FLD PIN X 5 1/2 BTC CX NS RGG11857
1999,162232,192233,09
5,506,056,00
3,954,894,57
9,01 TUBO DE PRODUCAO 5 1/2" DUOLINE FLD 17 LB/PE Cr13 2242,10 6,05 4,40FORM / CAMPO
...#####..
.
...#####..
.
...#####..
.
...#####..
.
...#####..
.
...#####..
.
0,72 XO 5 1/2" BTC PIN x 5 1/2" FLD CX Cr13 2242,82 6,05 4,31CRP / ARN.ENXOVA 1,89 TUBO CURTO 5 1/2" BTC 17 LB/PE Cr13 CX E PIN 2244,10 6,05 4,81
CAMPO|BICUDO 0,07 ANCORA SELANTE BACKER 5 1/2" BTC 17 LB/PE Cr13 2244,78 4,70 3,88=..
.#####...=
=...#####..
.= 1,75 PACKER SC-1R BACKER 96A4-47 Cr13 6 5/8" SLHT CX 2246,53 8,38 4,75CERAMICA DOGAVEL 20X40
...#####..
.
...#####..
.
...#####..
.
...#####..
.
...#####..
.
...#####..
.
.........
..
.........
..
2,24 SLIDING SLEEVE 190-47S Cr13 32LB/P 6 5/8SLHT PINxACME CX 2248,77 8,13 4,88
0,23 LOWER SEAL BORE 190-60 Cr13 ACME PIN x PIN 2249,00 7,66 4,75
3,57 LOWER EXTENSION S 190-60 6 5/8 ACME CX x 6 5/8 SLHT PIN 2252,57 7,00 6,18
0,40 COUPLING 6,625" 28 LB/PE 6 5/8 SLHT CX x CX Cr 13 2252,97 7,38 5,78
SAPATA:2850,17.........
..
.........
.1,38 PUP JOINT 6 5/8" SLHT PIN x PIN Cr13 2254,35 6,63 5,63
0,38 INDICATING COUPLING MODEL A 28 LB/PE SLHT CX x CX Cr13 2254,73 7,38 4,25STINGERWASH PIPE 4" HYDRILL 9,26M 2,50 PUP JOINT 6 5/8" SLHT PIN x PIN Cr13 2257,23 6,63 5,63WASH PIPE 4" HYDRILL + MEIAPATA DE MULA 9,05M 0,38 INDICATING COUPLING MODEL A 28 LB/PE SLHT CX x CX Cr13 2257,61 7,38 4,25
1,40 PUP JOINT 6 5/8" SLHT PIN x PIN Cr13 2259,01 6,63 5,63
0,68 KOIV 6 5/8" SLHT CX x PIN Cr13 2259,69 7,65 4,95
0,23 XO 6 5/8" SLHT CX x 5 1/2" SLHT PIN Cr13 23 LB/PE 2259,92 7,63 4,89
24,18 02 TUBOS CEGOS 5 1/2" SLHT CX x PIN Cr13 17 LB/PE 2284,10 5,50 4,89
565,88 47 TUBOS TELADOS "EXCLUDER2000 SCREEN" SLHT CXxPIN Cr13 2849,98 6,32 4,89
0,19 BULL PLUG 5 1/2" SLHT CX Cr13 17 LB/PE 2850,17 6,05
Figura 18 – Esquema de coluna do poço X feito no FLOW CHARTING 3.
POÇO X – CAMPO B – P-16
54
Figura 19 – Esquema de Coluna do poço X visualizado no PROFILE.
POÇO X – P-16
55
Figura 20 – Dados de cimentação do poço X.
POÇO X
56
Figura 21 – Componentes de coluna do poço X.
POÇO X CAMPO B
57
CONCLUSÕES E CONSIDERAÇÕES
� Apesar da elaboração deste projeto para início de março de 2002,
devido a constantes problemas com as Operações da P-16 em outras
Intervenções, este projeto acabou sofrendo uma nova revisão e tendo seu
início para março de 2003;
� A Perfuração do poço durou 49 dias e estavam previstos 56;
� A Completação do poço durou 40 dias e estavam previstos 46 dias;
� Houve uma intervenção não prevista pelo GEP’s em janeiro de 2004,
com objetivo de substituição de Coluna de Produção (COP), que apresentou
furos;
� Hoje o poço encontra-se com a produção conforme o programa.
� Resultados estes que comprovam a eficiência e competência, não
apenas na elaboração do projeto, mas também de sua execução.
O projeto acompanhado junto ao setor da PETROBRAS foi de grande
enriquecimento curricular, pois tive o privilégio de acompanhar o andamento do
projeto e suas constantes operações, que visavam sempre o êxito na busca do
objetivo e de alcançar o mérito de contribuir, com o acompanhamento de meus
superiores e de meu Orientador (que também faz parte da PETROBRAS), para o
Projeto de Esquema de Coluna do Poço X, localizado no Bloco A, Campo B,
através da elaboração do Esquema de Coluna do Poço X, utilizando os Programas
FLOWCHARTING 3, DIMS e PROFILE.
tendo seu início em março 2003;
58
BIBLIOGRAFIA CONSULTADA
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Rio de Janeiro, 1987.
BOURGOYNE Jr., A.T.; CHENEVERT, M.E.; MILLHEIM, K.K.; YOUNG Jr., F.S.
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Vol.2, 1986.
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Salvador, 1997.
KERMIT, E.B. The technology of artificial Lift methods, Vol1, Petroleum Publishing
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LIMA, H.R.P. Fundamentos de Perfuração, Petrobrás/Serec/Cen-Nor, Salvador,
1992.
SLIZAS, A. P. Production and Transport of Oil and Gas, Elsevier Science
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1992.
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RJ, 1988.
