Trabalho TCC

RESUMO

Uma das mais importantes funções do fluido de perfuração é gerar uma pressão hidrostática superior à pressão dos fluidos contidos nos poros das formações cortadas pela broca. Se, por algum motivo, esta pressão hidrostática se tornar menor que a pressão de uma formação com certa permeabilidade, haverá fluxo de fluido da formação para o interior do poço. A este fluxo é dado o nome de kick ou influxo. Um influxo deve ser detectado o mais prontamente possível e o fluido invasor deve ser removido do poço. Se a equipe de perfuração falhar na detecção ou na remoção do influxo para fora do poço, poderá haver um descontrole do poço, situação esta chamada de erupção ou blow-out. (Apostila HPHT Petrobras- 2003)

A escolha dos fluidos de perfuração utilizados nos poços HPHT é de extrema importância, visto que os valores admissíveis para o peso do fluido a ser usado tem que estar dentro de uma estreita faixa limitada pelos gradientes de pressão de poros, colapso inferior, de fratura e colapso superior das formações a serem perfuradas neste cenário.

Esta monografia apresenta um estudo que amplia e mostra as relevâncias existentes em poços HPHT, focando nos fluidos mais utilizados dentro desses parâmetros de altas pressões e altas temperaturas. E, ainda, mostra os cuidados necessários na perfuração de poços HPHT.

ABSTRACT

One of the most important functions of the drilling fluid is to generate a hydrostatic pressure exceeding the pressure of fluids contained in the pores of the formations cut by the drill. If for some reason, this hydrostatic pressure becomes less than the formation pressure with some overlap, there will be flow of fluid from the formation into the well. In this flow is given the name or kick influx. An influx must be detected as promptly as possible and the fluid should be removed from the well. If the team fails to detect drilling or removal of influx out of the well, the well might be uncontrolled, this situation is called eruption or blow-out. (Handout Petrobras HPHT-2003)

The choice of drilling fluids used in HPHT wells is of extreme importance, since the allowable values for the weight of the fluid to be used must be within a narrow range bounded by the pore pressure gradients, less collapse, and fracture collapse of the upper formations to be drilled in this scenario.

This monograph presents a study that shows the relevance and widen existing HPHT wells, focusing on more fluids used within these parameters of high pressure and high temperatures. And yet, it shows the care needed in drilling HPHT wells.

1 INTRODUÇÃO

Poços de petróleo perfurados em ambientes que possuem uma alta pressão e alta temperatura são designados poços HPHT (High Temperature High Pressure). Esses, por sua natureza, apresentam um elevado custo e risco. Apesar disso, o número de poços HPHT está aumentando em várias áreas do mundo, tais como o Mar do Norte, Golfo do México e as novas descobertas no Brasil nas camadas pré-sal (offshore), América do Norte e China (onshore).

Os principais fatores que estão direcionando a indústria de E&P a procurar por hidrocarbonetos nesses ambientes hostis são: o aumento da demanda de gás; os incentivos governamentais em alguns países e a existência de novas tecnologias para localização de formações potenciais. Técnicas avançadas de sísmica têm permitido a identificação de estruturas geológicas cada vez mais profundas. Também os campos existentes estão se tornando depletados, ou seja, campos de petróleo que já se encontram exauridos de óleo e gás, e os objetivos mais fáceis estão cada vez mais escassos.

Como a procura por óleo e gás está caminhando para reservatórios cada vez mais profundos, as condições HPHT tornaram-se as considerações fundamentais para o planejamento do desenvolvimento de reservatórios. Tecnologias inovadoras estão sendo desenvolvidas para atender os desafios de avaliação de poços HPHT e os processos de qualificação estão sendo continuamente refinados.

Embora os poços HPHT representem uma pequena percentagem do total de novos poços perfurados, eles requerem serviços de avaliação e completação que estão no limite da tecnologia de instrumentos e ferramentas existentes.

Poços em reservatórios HPHT são aqueles cuja temperatura é superior a 300ºF (150ºC), pressões superiores a 10.000 psi. Poderão ter vazões superiores a 0,8 psi/pé ou 30 MMscf / dia. À medida que se avança para profundidades maiores, encontram-se temperaturas e pressões cada vez maiores. Em média, há o aumento de 33.8ºF para cada 30m de profundidade (2H Offshore, 2003).

Dentre os diferentes tipos de processos que ocorrem na exploração de um poço de petróleo temos: projeto inicial, perfuração, perfilagem, revestimento, teste de formação e abandono.

A escolha do fluido de perfuração é essencial para o êxito da perfuração em poços HPHT. As duras condições ambientais encontradas pelo Fluido de Perfuração têm o potencial de alterar radicalmente o comportamento em relação aos poços convencionais.

O fluido de perfuração é designado em função de sua composição. O principal critério para a classificação se baseia no constituinte principal. Neste critério, os fluidos são classificados em fluidos base água, fluidos base óleo e fluidos à base de ar ou de gás. A natureza do constituinte principal, bem como os componentes básicos e suas quantidades definem não apenas o tipo de fluido, mas também as suas características e propriedades. (DARLEY, 1998).

Uma das mais importantes funções do fluido de perfuração é gerar uma pressão hidrostática superior à pressão dos fluidos contidos nos poros das formações cortadas pela broca. Se, por algum motivo, esta pressão hidrostática se tornar menor que a pressão de uma formação com certa permeabilidade, haverá fluxo de fluido da formação para o interior do poço. A este fluxo é dado o nome de kick ou influxo. Um influxo deve ser detectado o mais prontamente possível e o fluido invasor deve ser removido do poço. Se a equipe de perfuração falhar na detecção ou na remoção do influxo para fora do poço, poderá haver um descontrole do poço, situação esta chamada de erupção ou blow-out.

A frequência de blow-out em poços HPHT (1 / 72) é cinco vezes maior que em poços convencionais ( 1 / 360 ). (Maldonado,