Manual Suplementar. Tópicos:

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1 Manual Suplementar As informações contidas neste manual suplementar destinam-se a atender as exigências do novo currículo do IADC, e devem ser usadas juntamente com o Controle de Pressão existente da Boots & Coots para o Manual de Operações de Perfuração e Workover. Tópicos: Objetivos do Trabalho no Poço pg.2 Regras e Regulamentos pg.3 Gradientes de fratura, Tolerância ao Kick e Pressão de Poros pg.3-4 Revestimento e Cimentação pg.4-5 Razões para Workover pg.5 Programas de Completação pg.6-7 Programa de Fluidos pg.7 Gerenciamento e Sistemas de Barreira pg.7-9 Não Cisalháveis pg9-0 Coluna de Perfuração Combinada pg-2 Operações de Revestimento e Cimentação pg.2-3 Teste Negativo pg.4 Procedimentos de Emergência pg.4-5 Monitoramento de Tanques de Lama Durante um Kick pg.5 Stripping e Simulações (Drills) pg.6-8 Monitoramento de Falhas nos Equipamentos e Leituras Incorretas pg.9 Hang-off e Simulações (Drill) pg.9 Teste Positivo pg.20

2 Objetivos do Trabalho no Poço A prevenção de kick e a contenção de fluido da formação dependem da manutenção da pressão no poço dentro da janela operacional de todas as formações expostas. A janela operacional depende do gradiente de pressão de poros e de fratura. Portanto, conhecer dados precisos sobre o poro e a fratura ajuda a planejar o programa de perfuração. Outros parâmetros que contribuem para casos de prevenção de controle do poço estão relacionados ao fluido de perfuração e ao programa de operação.a densidade do fluido de perfuração deve estar dentro dos limites da janela operacional, incluindo o fator de segurança. As propriedades reológicas do fluido de perfuração devem minimizar a queda de pressão e o surge/pistoneio a um nível aceitável para mitigar qualquer kick ou perda de circulação no poço. O design do poço e o programa de perfuração podem evitar kicks através do controle da geometria do poço, da seleção do assentamento do revestimento mantendo o poço cheio de fluidos de perfuração adequados, e seguindo diretrizes adequadas para perfuração. Parâmetros da formação: o Perfil da pressão da formação no poço. o Perfil da pressão de fratura no poço. o Perfil da pressão de estabilidade do poço. Propriedades do fluido de perfuração: o Densidade o Reologia (PV,YP) o Resistência do gel Operação de perfuração: o Manter o poço cheio de lama o Monitorar a porcentagem de gás o Procurar por alterações nas tendências dos parâmetros de perfuração o Manter o poço limpo antes de manobrar para reduzir problemas relacionados à perfuração e reduzir o surge e pistoneio. o Procedimento de manobra Design do tubo: o Evitar uma geometria estreita no poço o Assentar revestimentos na profundidade adequada o Design do BHA 2

3 Regras & Regulamentos A indústria do Petróleo é regulamentada por uma série de entidades e agências governamentais em todo o mundo. Algumas das agências reguladoras mais comuns incluem: Escritório de Segurança e Meio Ambiente (BSEE) Bureau de Administração de Energia Oceânica (BOEM) Bureau de Gerenciamento de Territorial (BML) API- Instituto de Petróleo Americano. O API desenvolveu e implementou a grande maioria dos padrões reconhecidos mundialmente e Práticas Recomendadas para os processos e procedimentos para a indústria de óleo e gás. Os regulamentos mais notáveis do API para controle do poço são: o API Std 53 o API RP 6E o API RP 6A o API SPEC 6D o API STD65-2 o API RP 64 (sistemas de diverter) Gradiente da Fratura, Tolerância ao Kick e Pressão de Poro O fluido de perfuração deve fornecer pressão hidrostática na margem da pressão de poros à pressão da fratura, que é geralmente chamada de janela operacional. Se a pressão hidrostática do fluido de perfuração for menor do que a pressão de poros, haverá a possibilidade de um kick. A pressão do poço que excede a pressão de fratura pode resultar na perda de fluido para a formação. Pressão de Fratura, Pressão da Formação e Tolerância ao Kick são conceitos importantes no planejamento da perfuração, completação e execução de um workover. Baseada na pressão de poros e na pressão de fratura, o peso específico mínimo e máximo do fluido são determinados. Geralmente o fator de segurança de 0,5 ppg ou outro valor pré-determinado é usado para considerar o efeito de um surge ou pistoneio durante a manobra. Portanto, o fator segurança pode ser referido como margem de manobra. Pressão de fratura e pressão da formação são os dois (2) parâmetros usados para iniciar um projeto de perfuração; eles fornecem ao profissional responsável o ponto de partida para selecionar os pontos de colocação do revestimento, o plano de fluido, MAASP, etc. 3

4 A tolerância ao kick é definida como o volume máximo de kick para uma determinada intensidade de kick a ser circulado para fora do poço com segurança. A tolerância ao kick é calculada usando o FIT (Formation Integrity Test Teste de Integridade da Formação) disponível, e os dados do peso do fluido. Considera-se que o kick seja de gás, que é o pior cenário. A fórmula abaixo pode ser usada para calcular a tolerância ao kick quando o kick estiver no fundo: Tolerância ao kick (ppg) Onde: Altura do influxo no fechamento, pés Densidade do influxo, ppg Peso equivalente do fluido do teste de absorção, ppg Peso do fluido no poço, ppg Normalmente um fator de segurança ou uma margem de segurança para o manuseio do choke e outros parâmetros operacionais como queda da pressão anular, são considerados nas análises e cálculos. A pressão mais alta na sapata é esperada quando o gás estiver tanto no fundo ou na sapata. Portanto, a tolerância ao kick é executada nos dois casos e o volume mais baixo de kick é considerado como o limite de tolerância ao kick. O volume de kick para várias intensidades de kick é calculado e traçado para apresentar o limite de tolerância ao kick para o poço. Qualquer situação de kick abaixo da linha é considerada segura, e qualquer condição acima da linha é considerada como fratura na sapata e causa fluxo subterrâneo (underground blowout). A intensidade do kick é a densidade adicional que deve ser colocada ao peso do fluido para balancear a pressão da formação. Se um kick induzido for tomado, a intensidade do kick seria zero. Programas de Revestimento e Cimentação Plano de Revestimento Para iniciar o plano de revestimento deve-se verificar: 4

5 Objetivo final do poço (produção, injeção, alívio,etc.) Disponibilidade de revestimentos, ferramentas de completação, ferramentas de perfuração Perfis de formação, pressões e temperaturas Tipo de fluido da formação (coluna estratigráfica) Capacidades da sonda e desempenho Nível de água doce Regulamentos do país As principais funções do revestimento são: Isolar a zona de água doce para evitar contaminação pelos fluidos do poço, fluido de perfuração, óleo, gás, etc. Impedir desmoronamento e formação de cavernas ou impedir que a coluna de perfuração grude em formações rasas não consolidadas. Fornecer um ponto de partida forte para usar um fluido de densidade mais alta para controlar a pressão mais alta da formação. Isolar zonas com gradientes de pressão de formação diferentes. Cimento: é usado para manter o revestimento no lugar e impedir a migração de fluido entre as diferentes formações. As operações de cimentação podem ser divididas em duas categorias amplas: cimentação primária e cimentação corretiva. Cimentação Primária O objetivo da cimentação primária é fornecer um isolamento da zona. Cimentação é um processo de mistura da pasta de cimento, aditivos de cimento e água, bombeando-o para baixo ao longo do revestimento em pontos críticos no espaço anular ao redor do revestimento ou no poço aberto abaixo da coluna do revestimento. Cimentação Corretiva A cimentação corretiva é geralmente feita para corrigir problemas associados ao trabalho de cimentação primária. A abordagem mais bem sucedida e econômica para a cimentação corretiva é planejar, projetar e executar todas as operações de perfuração, cimentação primária e completação cuidadosamente. Operações de cimentação corretiva consistem em duas amplas categorias: Compressão de cimento (squeeze) Tamponamento da cimentação 5

6 Razões para as Operações de Workover A maioria das operações de workover é feita porque o poço não está funcionando de acordo com as expectativas. A operação de workover pode ser necessária por uma ou mais das seguintes razões: Taxas de produção ou injeção não estão satisfatórias ou mudaram abruptamente Problemas mecânicos tais como packers, tubos, válvulas de segurança da subsuperfície, componentes de elevação artificial, cimentação, etc. Requisitos do projeto de recuperação suplementar Exigências regulamentadoras Drenagem competitiva Coleta de dados do reservatório Requisitos de locação Abandonos Mudança no objetivo do poço (ex. de produção para injeção) Requisitos regulamentadores, GORs (Global Oil Rigs) fora do acordo ou regulamentos, exigências de equipamentos novos de segurança. A iniciação dos projetos de recuperação suplementar causa workovers porque muitos poços devem ser convertidos para poços injetores, poços de observação, ou poços descartáveis. Além disso, todos os poços precisam ser completados em zonas correlativas, assim um número significativo de poços precisa de canhoneios e estímulo e / ou desligamento de zonas através de compressão de cimento ou tamponamentos (por cimentação ou mecânico). Workover feitos por essas razões são geralmente completados para produzir um lucro em um período de tempo razoável. Programas de Completação A principal diferença entre as operações de controle do poço relacionadas a perfuração e completações é a seção de poço aberto. Durante a perfuração, há normalmente uma seção de poço aberto com algumas formações diferentes expostas. Durante a perfuração você não sabe as verdadeiras características da formação. Uma vez que o poço é perfurado, melhores informações sobre as formações são coletadas. Durante a completação todas as características do reservatório são conhecidas. A maior parte dos trabalhos de completação são conduzidos utilizando fluidos com baixo teor de sólidos em um poço revestido. Se o poço for completado, kicks entram no poço mais rápidamente e a gravidade da situação cresce. O gás migra mais rápido em fluidos com baixo teor de sólidos do que em fluidos de perfuração porque fluidos com baixo teor de sólidos não tem resistência do gel ou um ponto de escoamento. 6

7 Em poços antigos, a integridade do revestimento pode ser muito questionável e a circulação reversa pode ser a opção para circular o poço. Programa de Fluidos Fluido de perfuração /completação é a primeira linha de controle de pressão. Portanto, é muito importante projetar as propriedades do fluido cuidadosamente para evitar quaisquer problemas. O fluido de perfuração deve fornecer pressão hidrostática suficiente para administrar a pressão do poço dentro da janela operacional. Além disso, o fluido deve ser cuidadosamente planejado para evitar surge excessivo e pressão de pistoneio, especialmente ao operar em um ambiente com uma janela operacional estreita. A manutenção e as contaminações são os próximos problemas. O fluido contaminado resulta em operação de controle do poço mais sofisticada e aumenta o tempo para recuperar o controle do poço com segurança. Ao projetar um plano de fluido se deve levar em consideração os seguintes parâmetros: Pressão da formação Pressão de fratura Compatibilidade de fluidos ao mínimo ou a uma zona produtiva sem danos Objetivo do trabalho Regulamentos ambientais Segurança pessoal Barreiras No que diz respeito ao controle de poço (prevenção de blowout), uma filosofia de barreiras é empregada para garantir a segurança máxima aos trabalhadores assim como a proteção contra danos ambientais. Essa filosofia é instrumental em toda fase da operação planejada, do começo da perfuração, até a produção final ao longo da vida do poço incluindo tamponamento e abandono. Uma barreira, no contexto da indústria, pode ser pensada como um escudo ou envelope que impede que os fluidos da formação fluam até a superfície, resultando em um blowout. Barreira Primária Um elemento usado para fornecer constante controle de poço ao longo das operações normais. Nas operações de perfuração, a lama ou fluido usado é considerado como barreira primária. Se um fluido for usado como barreira primária ele deve ser capaz de controlar e monitorar o fluido da formação. Em uma operação de snubbing ou de flexitubo, o stripper ou BOP anular é considerado a barreira primária. Barreira secundária Uma barreira que esteja disponível durante as operações normais, 7

8 mas é apenas ativada se a barreira primária falhar. Barreira terciária Uma barreira de último recurso ou uma barreira usada se ambas a primária e secundária falharem. Por exemplo, Válvula Mestra ou Gaveta Cega/Cisalhante. Todas as barreiras devem ser testadas de acordo com os padrões e regulamentos legais para aquela determinada área antes que as operações possam iniciar ou continuar. Existem duas classes de barreiras: fluido e mecânica. o fluido de perfuração é considerado a única barreira de fluido independente. A pressão hidrostática exercida pelo fluido mais a característica do reboco constitui uma barreira eficaz desde que o peso do fluido (densidade) resulte em uma pressão hidrostática maior do que a pressão da formação. Há diversas discussões na indústria sobre a salmoura, mas o consenso é de que a salmoura não age como uma barreira eficaz devido ao fato de não construir o reboco e, portanto pode infiltrar-se para dentro das formações permeáveis reduzindo assim a pressão hidrostática. Além disso, a densidade da salmoura é suscetível à alteração devido à temperatura e outros fatores. É considerado impraticável monitorar constantemente uma coluna de salmoura em um poço aberto. Barreiras mecânicas incluem preventores de blowouts (BOPs) e outros equipamentos do fundo do poço tais como as válvulas, packers, tampões, etc. O revestimento e cimento adequadamente colocado podem ser considerados barreiras eficazes se testadas com sucesso. A política da indústria exige que pelo menos duas barreiras estejam no lugar o tempo todo para uma operação segura. Por exemplo, durante as operações de perfuração a lama de perfuração é a barreira primária. As barreiras secundárias existem no BOP stack. Em operações em overbalance, por exemplo operações de flexitubo, barreiras terciárias são geralmente necessárias. Os funcionários deverão estar cientes de quais barreiras não estejam funcionando ou estejam comprometidas.* Esse é o veredicto em que a Autoridade de Segurança de Petróleo (PSA) da Noruega definiu, em regulamentos, o desafio para as empresas que operam na Plataforma Continental Norueguesa (NCS) para reduzir o risco de acidentes graves. As informações a seguir foram retiradas da Seção 5 do Regulamento de Gestão do PSA: As barreiras devem ser estabelecidas de forma que: a) Reduzam a probabilidade de falhas e risco de situações de acidente se desenvolvendo; e b) Limitem o prejuízo e desvantagens. Onde mais de uma barreira for necessária, deverá haver independência suficiente entre as barreiras. O operador ou o responsável pela operação de uma instalação offshore e onshore deverá estipular as estratégias e princípios que formam a base para o desenho, uso e manutenção das barreiras para que a função da barreira seja de salvaguardada ao longo da vida da instalação offshore ou onshore. Os funcionários deverão estar cientes de que as barreiras foram estabelecidas e qual função elas são destinadas a cumprir, assim como os requisitos de desempenho que foram definidos no que diz respeito aos elementos operacionais e organizacionais necessários para que a barreira individual seja eficaz. Os funcionários devem estar cientes de quais barreiras não estão funcionando ou estejam comprometidas. O responsável deverá implementar as medidas necessárias para remediar ou compensar em caso de barreiras ausentes ou comprometidas. A Seção 0 do Regulamento de Gestão da PSA afirma que: O responsável deverá estabelecer os parâmetros de medição para monitorar os fatores de significância a saúde, segurança e meio ambiente, incluindo o grau de alcance. O operador ou responsável pela operação de uma instalação offshore ou onshore deverá estabelecer indicadores para monitorar as alterações e tendências no risco de acidente grave ou risco ao meio ambiente. 8

9 Gerenciamento de Barreiras - Operação Comu nicar e Consu ltar Contexto Definição do sistema descrição e concepções Regulamentos, normas, melhores práticas,requisitos específicos da empresa Avaliação de Risco Identificação de Risco (por área para potencial de acidentes e riscos internos/externos) Estabelecer funções das barreiras requisitos de desempenho e elementos (por área e para todos os acidentes e riscos relevantes) Monit oram ento e Revis ão Usar/operar a planta de acordo com as concepções, requisitos e condições técnicas. Assegurar e manter o desempenho necessário das barreiras. Seguir os fatores de influência de risco e desempenho. Levantar análise de risco e estudos relacionados à segurança Determinar e Avaliar Riscos (Avaliação de riscos) Estabelecer a visão de risco Tratamento de Risco Necessidade de barreiras adicionais / mais efetivas ou medidas de redução de risco Estabelecer estratégia de barreira específica e requisitos de desempenho específicos Técnico Elementos da Barreira - Contenção - Detecção de Incêndio - Ventilação/HVAC - Detecção de Gás - ESD - Controle da Fonte de Ignição - Drenagem - Flare e alívio - Proteção passiva contra incêndio -Combate a incêndio ativo - Energia de Emergência - Etc. Operacional Elementos da Barreira - Projeto e arranjo - Manutenção - Operações - Atividades - Modificações - Mudanças/MOCC - Manuseio de Desvios - Processos de Trabalho Organizacional Elementos da Barreira - Competência - Comunicação - Prática de Trabalho - Procedimentos - Ambiente de Trabalho - Controle, verificação - Documentação - Recursos/Capacidade - Carga de Trabalho/ Tempo - Planejamento - Papéis / responsabilidade Plantar barreira específica Estratégia (por área) Requisitos de Desempenho Padrões de Desempenho 9

10 Seleção dos Equipamentos de Controle de Poço Selecionar a configuração adequada do BOP stack é um fator muito importante no planejamento para perfurar um poço ou para uma operação de workover. A seleção do BOP deve considerar os seguintes parâmetros: Pressão máxima do poço Tipo de fluido de perfuração ou completação Fluido da formação Presença de H 2S ou CO 2 Geometria do poço na superfície Geometria e tamanho do tubo e ferramenta que passará através do BOP Regulamentos governamentais Regulamentos ambientais Regulamentos do operador Além do BOP stack, a válvula de segurança da superfície e configurações do choke manifold devem ser selecionadas. Não Cisalháveis Ao descer não cisalháveis através do BOP stack, um pré-planejamento é crucial. A equipe da sonda precisa ter um entendimento claro de todas as situações que possam exigir que o poço seja fechado enquanto não cisalháveis estão dentro do BOP stack. Assim como o procedimento secundário, caso a barreira primária esteja indisponível ou falhe, uma decisão deve ser tomada no que diz respeito a quando e como derrubar o tubo e proteger o poço usando gavetas cegas. Antes de descer uma ferramenta não cisalhável através do BOP stack, a ponte deve ser notificada com antecedência. Um anúncio é então feito para que todos os responsáveis envolvidos estejam cientes da operação atual. Caso um evento de posicionamento dinâmico ou falha do propulsor ocorra, a ponte deve notificar o sondador e o mesmo agirá de acordo com o procedimento. Antes de puxar não cisalháveis através do stack, um flow check deve ser feito para verificar se não há fluxo com as bombas desligadas. Uma válvula de segurança adequada que possa ser inserida dentro de um não cisalhável deve estar disponível o tempo todo. Isso pode exigir o uso de uma junta de drill pipe com o crossover para conectar ao não cisalhável e então proteger o poço no drill pipe e verificar o fluxo à medida que for necessário. Se possível uma válvula de segurança de abertura plena (FOSV) deve ser usada para permitir operações subsequentes, por exemplo, wireline ou flexitubo. Em operações submarinas, procedimentos de desconexão de emergência incluem identificação geral de designação de cor para sinais luminosos em plataformas com posicionamento dinâmico

11 (DP). Verde - tudo bem, Branco - cuidado ou atenção, Amarelo - hang-off, Vermelho - desconectar. Conforme a situação muda, a ponte mudará a cor do sinal luminoso que está localizado no painel do sondador para comunicar o que for necessário. O sondador deve confirmar um sinal de luz vermelha/cisalhante com a ponte antes do tubo de cisalhamento. Colunas Combinadas Ao descer uma coluna combinada, é necessário fazer cálculos adequados antes do início da operação. Sempre use como referência os dados do tubo nas fases de planejamento de qualquer operação para assegurar que procedimentos adequados sejam empregados. A manobra seca ou molhada da coluna fará uma grande diferença em todos os cálculos. Cálculos adequados para cada coluna são necessários, pois cada uma terá seu próprio deslocamento específico e valor de capacidade. O monitoramento preciso nas manobras se faz essencial ao descer uma coluna combinada. O melhor método para monitorar um poço durante operações de manobra é usar um tanque de manobra calibrado. Se houver uma discrepância entre as leituras teóricas e reais do tanque de manobra, uma checagem de fluido deve ser realizada imediatamente e cálculos de volume/stroke devem ser verificados a fim de assegurar que o enchimento adequado do poço seja mantido. Uma vez que um kick ocorra, o procedimento de controle de poço estará incorreto caso cálculos imprecisos sejam mantidos. Cada coluna de tubo tem sua própria capacidade e deslocamento específico. Se um incidente de controle de poço acontecer enquanto a equipe estava usando cálculos impróprios de capacidade, a tabela de pressão do método do engenheiro estará incorreta. Isso ocorrerá principalmente em um poço altamente desviado porque a pressão hidrostática adicionada por barril ou stroke bombeado seria diferente do que é a verdadeiramente adicionada à coluna de perfuração. Por essa razão, o método do sondador é preferido quando temos uma coluna combinada no poço. É importante sempre ter uma pressão reduzida de circulação atual (PRC) disponível o tempo todo como parte da conscientização e preparação para um kick. A PRC é simplesmente a pressão de circulação em uma taxa reduzida selecionada, normalmente de 20, 30, ou 40 SPM. Qualquer atividade que cause uma mudança significativa na fricção da coluna de perfuração vai afetar o valor da PRC. Mudanças comuns incluem: alterações no BHA, mudanças no peso específico do fluido, adição de ferramentas especiais à coluna, ou simplesmente continuar a perfuração por mais de 300 a 500 pés. Essas mudanças exigirão que uma nova PRC seja estabelecida e documentada. Uma PRC atual e precisa é crucial no estabelecimento da pressão inicial de circulação (PIC) quando um kick for circulado usando um método de controle de pressão constante no fundo do poço. Se nenhuma PRC atual estiver disponível, ela pode ser estabelecida usando a seguinte técnica:

12 Bombear na taxa selecionada de vazão reduzida de controle. Ajustar a pressão do revestimento para seu valor original de fechamento com o choke ajustável. Quando a taxa de bombeio estiver correta e a pressão do revestimento estiver no valor do fechamento, anotar e documentar a pressão de circulação. Se o método do engenheiro for selecionado, a seguinte fórmula pode ser usada para calcular a redução de pressão na coluna ao bombear fluido de matar. Já que existem diâmetros internos diferentes para cada seção da coluna de perfuração combinada, a pressão da bomba deve ser calculada para cada seção. PIC PSI- (( Comprimento seção do tubo) x (PIC psi PFC psi)) Comprimento coluna de perfuração Onde: PIC PSI = Pressão Inicial de Circulação PFC PSI = Pressão Final de Circulação Operadores devem garantir que é possível proteger o poço em qualquer coluna que esteja sendo usada. Isso pode ser feito através de: uso de gavetas variáveis, BOP no estilo de gavetas múltiplas com cada bloco de gaveta de tamanho apropriado. Na maioria das situações o BOP primário para proteger o poço é um preventor anular. Atividades especiais como deslocamento de cimento, aplicação de fluidos ou balanceio de um tampão exigem um planejamento cuidadoso ao considerar o deslocamento de fluido através de seções de diferentes diâmetros. Operações de Revestimento A descida de um revestimento apresenta um risco maior de um incidente de controle do poço se as precauções adequadas não forem tomadas. Ao se descer um revestimento de design especial, o espaço anular fica estreito, portanto, considerações extras devem ser tomadas sobre o torque e o arrasto. As condições do fluido, como viscosidade ou contaminação poderiam representar um grande problema grande durante este tipo de operação. Um importante passo é circular um bottoms up para assegurar que o poço esteja limpo antes de manobrar para fora com a coluna de perfuração, assegurando, assim, que o poço esteja livre de detritos antes da descida do revestimento para dentro ou fora do poço. Mais de um bottoms up pode ser necessário para garantir uma limpeza adequada do

13 poço e boas condições do fluido. Um fator importante, se não o mais importante no que diz respeito à descida do revestimento, é a velocidade na qual o revestimento é descido ou retirado do poço. As chances de ocorrência de pistoneio e surge são maiores devido ao grande diâmetro do revestimento que está descendo, resultando em um espaço anular estreito. Centralizadores de revestimento podem também aumentar a chance de pistoneio ou surge. Algumas precauções devem ser tomadas para impedir tal ocorrência. Vigilância constante, supervisão e monitoramento do poço são fundamentais. Monitorar o poço usando um tanque de manobra calibrado e boa comunicação dos retornos é um fator muito importante na manutenção do controle do poço durante as operações de revestimento. Uma planilha de manobra deve ser preenchida adequadamente para manobras molhadas e secas. Uma reunião pré-trabalho que aborde velocidade de descida, cálculos de manobra, procedimentos de fechamento, deve ser realizada antes da descida de qualquer revestimento. Ao descer um revestimento é comum usar uma sapata self-filling. Alguém deve sempre checar com o fabricante as possíveis causas de falha. Uma razão comum para a falha são detritos ou sólidos que obstruem a sapata. Por isso, limpar o poço antes de descer com tais ferramentas é importante. Caso uma sapata self-filling falhe na posição fechada, o poço deve ser preenchido em intervalos prédeterminados. Se a float valve falhar na posição aberta pode ser necessário colocar um retentor de cimento e comprimir a sapata. É recomendado bombear através da sapata para garantir que tudo esteja na ordem adequada de funcionamento antes de iniciar as operações de cimentação. Se a sapata falhar na posição aberta, o fluxo a partir da coluna do revestimento será observado devido ao efeito dotubo em U e a possibilidade de fluidos da formação entrarem no poço ou de o cimento forçar o fluxo para dentro do revestimento. Pode ser possível reconectar e bombear sobre ele para tentar liberar a sapata de qualquer obstrução; permitindo que a sapata se feche ou vede apropriadamente. Os operadores devem sempre monitorar o peso da coluna durante a operação para verificar se há sinais de falha da sapata. Mudanças no peso da coluna podem ser uma boa indicação do status da float valve. Se um incidente de controle do poço surgir, o operador precisa ser capaz e estar pronto para fechar o poço adequadamente. O uso do preventor anular é o primeiro preventor a ser usado nas pressões de fechamento adequadas. Se as pressões adequadas de fechamento não forem usadas, o anular pode danificar o revestimento ou falhar. As gavetas de revestimento devem sempre ser usadas quando possível como uma barreira secundária na superfície. Uma cabeça de circulação deve estar pronta para uso durante as operações de revestimento e cimentação caso seja necessário. Além disso, uma junta de assentamento com um crossover até a rosca do revestimento deve estar disponível para que o poço possa ser protegido em caso de emergência. Se todos os pontos mencionados acima falharem, a possibilidade de cortar o tubo deve ser informada no começo de um incidente de controle do poço. Se possível, é considerado melhor cortar o tubo e proteger o poço do que ter um blowout na superfície.

14 Operações de Cimentação Durante a cimentação, a pressão hidrostática diminui no fundo do poço devido à transição do gradiente do fluido no momento da pega do cimento. A perda de pressão hidrostática pode resultar na canalização e fluxo de fluidos da formação através do cimento resultando em um kick. Se um kick for identificado, o poço deve ser fechado de acordo com os procedimentos de fechamento adequados. Por exemplo, suspender a coluna adequadamente, desligar a bomba de cimentação, fechar o BOP anular, monitorar as condições de fechamento. É obrigatório seguir o tempo de espera recomendado pela empresa cimentação, proposto como um tempo de espera mínimo (tempo de pega). A falha ao esperar o tempo apropriado pode resultar em uma perda catastrófica do poço. O tempo de pega depende de vários fatores tais como temperatura, pressão, reologia do cimento e o uso de aceleradores e ou retardadores usados na pasta. O movimento do revestimento e o teste de pressão enquanto o cimento estiver sendo colocado pode atrapalhar a cimentação, que pode induzir a uma canalização através do cimento e dano à ligação de cimento entre o revestimento e o poço. Não alivie o peso ou mude a pressão sobre o cimento durante o tempo de pega. Ao completar a operação de cimentação é recomendado fazer uma análise do cimento antes de continuar com as operações de perfuração. Registros do cimento (CBL S) são usados para analisar o trabalho de cimentação. Se o CBL identificar locais onde o cimento esteja irregular ou insuficiente, uma compressão de cimento pode ser usada para corrigir o trabalho de cimentação. Teste Negativo Um teste negativo é um teste de pressão no qual a pressão hidrostática é reduzida de tal forma que o diferencial de pressão líquido esteja na direção da formação para a superfície. Ele é usado para assegurar que um tampão ou packer de algum tipo esteja segurando adequadamente por baixo. É a maneira de verificar apropriadamente a integridade de um trabalho de cimentação. Os procedimentos para teste negativo podem variar levemente, mas essencialmente o mesmo resultado é alcançado. Uma maneira de alcançar o adequado overbalance hidrostático é circular um fluido mais leve através de um dispositivo de circulação, por exemplo, SSD, sub com porta, ou sub de circulação etc. Realizar um pistoneio na coluna pode alcançar o overbalance necessário. Ou o uso de uma unidade de flexitubo para executar um lift de nitrogênio ou circular um fluido mais leve. Uma vez que o overbalance ou drawdown desejados sejam alcançados, conduza o influxo ou teste negativo por 5 minutos ou pelo tempo detalhado no programa de perfuração enquanto monitora os medidores da superfície visando qualquer possível aumento da pressão. Uma vez que o teste seja realizado, solte o tampão ou packer e circule o fluido leve enquanto monitora o poço por fluxo ou pressão. Se uma falha for encontrada durante o teste negativo, os passos seguintes podem ser usados para proteger o poço e impedir que qualquer influxo a mais entre no poço. Abrir o bypass

15 Circular de baixo para cima através da coluna de perfuração e através do choke para remover quaisquer fluidos de formação do espaço anular Bombear e comprimir o cimento através do packer Realizar o teste novamente Procedimentos de Emergência Um operador não deve somente preparar e entender completamente os procedimentos de emergência adotados, mas também saber quando precisará de tais procedimentos. Os procedimentos de emergência devem ser acionados sempre que houver um risco de: perda de vida, ferimento aos funcionários, dano ao meio ambiente ou perda de propriedade. Reconhecer quando uma operação está em risco e tomar as ações imediatas, frequentemente exige grande experiência de campo. Supervisores e líderes devem ser treinados minuciosamente nos procedimentos de resposta a emergências e todos os funcionários no local estimulados a reportar qualquer evento inesperado aos seus supervisores. A autoridade de parar o trabalho é uma parte comum da maioria dos planos de emergência. Qualquer um, a qualquer hora, pode parar a operação e notificar os supervisores se eles estiverem cientes de uma anormalidade durante uma operação em andamento. Isso é especialmente crucial no que diz respeito a possíveis danos físicos aos funcionários. Um plano de resposta a uma emergência deve incluir qualquer situação: Quando uma perda da integridade do poço ou do controle do poço for iminente. Se fluxo descontrolado do poço for observado ou suspeito. Liberação de gás e outros materiais perigosos para a superfície. Presença de gases perigosos acima do nível seguro. Condições climáticas severas em terra ou no mar. Risco de colisão de veículo ou embarcação. Quando houver um risco de sabotagem, sequestro ou qualquer outra forma ou meios de terrorismo. Fluidos de retorno que indiquem que alguma coisa estranha esteja acontecendo lá embaixo do poço (óleo negro, alto cloreto em água/lama, temperaturas extremamente altas). Inabilidade de manter as pressões com o choke devido à taxa ou o tamanho do choke. Sobrecarga no separador lama/gás. Neste caso, um operador deve ser capaz de alinhar em uma linha de ventilação para desviar com segurança até que os retornos de fluido estejam estabelecidos. Monitoramento de Tanques Durante um Kick Se um poço for controlado usando o método de pressão do fundo do poço constante, o aumento do volume da lama sobre a superfície pode ser esperado. Isso acontece devido a dois fatores:

16 ) adição de barita para aumentar o peso específico da lama. 2) Há um pouco de gás presente na maioria dos kicks. Conforme o gás é circulado até a superfície mantendo a pressão do fundo do poço constante por meio de ajustes no choke, o gás irá expandir, forçando a lama para fora do poço. Durante as fases iniciais da circulação, antes que o gás seja removido do poço, a expansão pode não ser evidente. No entanto, a taxa de expansão aumenta rapidamente conforme o kick se aproxima da superfície fazendo com que o volume do fluido de retorno aumente rapidamente da mesma forma, às vezes a uma taxa alarmante, até que o gás seja removido, quando o volume total do poço diminuirá proporcionalmente. Esses efeitos podem dificultar o monitoramento preciso das mudanças no nível do tanque. O técnico de fluidos pode calcular o aumento do volume devido a adição de barita ao sistema, mas não a taxa ou volume do gás em expansão. A única coisa que pode ser feita é monitorar cuidadosamente a alteração da pressão anular, levando em conta a MAASP calculada, tolerância ao kick, e o gradiente de fratura a fim de evitar, se possível, perda de circulação. Um trabalho em equipe entre o engenheiro de fluidos e os funcionários do tanque é crucial ao circular um kick. Stripping e Exercícios Práticos (Drills) Stripping é o processo de mover o tudo para dentro ou para fora de um poço sob pressão em uma situação de tubo pesado. Tubo pesado acontece quando a força agindo para baixo do tubo é maior do que a força agindo para cima no tubo, força proveniente da pressão do poço. Conforme o tubo é descido no poço fechado, a pressão do poço aumenta. Para controlar os aumentos na pressão, o método volumétrico de controle do poço é usado para manter a BHP constante durante o stripping. Tipicamente, as operações de stripping ocorrem quando um poço flui durante uma manobra com a coluna fora do fundo. A quantidade de tubos a serem descidos nessa operação de stripping é pequena e a pressão da superfície é normalmente baixa. Para fazer o strip para dentro de um poço a sonda deve atender os seguintes requisitos: O tanque de manobra da sonda é preciso o suficiente para medir as pequenas quantidades de fluido drenadas do choke? A pressão de fechamento no BOP anular pode ser independentemente regulada e controlada? Em situações de alta pressão, a configuração do BOP stack irá permitir o fechamento do preventor duplo ao redor do tubo de todos os tamanhos na coluna? Observação: nunca use a gaveta mais baixa para stripping. O BOP está configurado para permitir um espaçamento apropriado entre as gavetas? Se sua sonda não for equipada para fazer um stripping de forma adequada e precisa dentro de um poço, é recomendado que o tubo não seja movido e que o poço seja controlado na profundidade que o kick for detectado.

17 Stripping Volumétrico Nós aprendemos no método volumétrico que um volume de fluido equivalente ao aumento da pressão precisa ser drenado para fora a fim de manter a BHP constante Aumento de pressão psi gradiente do fluido psi/pé= pés de fluido fluidopéx Capacidade bbl/pé= barris a drenar Durante o stripping, conforme o tubo é descido para dentro do poço, o volume igual ao do deslocamento do tubo também é drenado. Procedimento Volume adicional a drenar = Deslocamento do tubo bbls/péx Comprimento da seçãopé.. Começar o stripping do poço com o choke fechado. 2. Permitir o aumento da Pressão do Revestimento pelo fator de segurança pré-determinado. 3. Continuar o stripping do tubo com o choke fechado. 4. Permitir o aumento da ressão do evestimento pela pressão de trabalho pré-determinada. 5. Continuar o stripping do tubo enquanto drena o fluido até o tanque de manobra, mantendo a pressão do revestimento constante. 6. Registrar os barris drenados para cada seção. 7. Uma vez que o fluido drenado esteja igual ao aumento da pressão + o volume de deslocamento, feche o choke. 8. Permitir o aumento da pressão do revestimento pela margem de trabalho pré-determinada. 9. Repetir os passos 7 e 8 até que a profundidade desejada seja alcançada. 0. Quando o BHA entrar no influxo, a pressão do revestimento aumentará rapidamente.. Uma vez que a broca esteja perto do fundo ou você acredite que a broca esteja abaixo do influxo, pare o stripping e inicie o método do sondador. 2. Se o poço sofrer um kick enquanto a coluna de perfuração estiver fora do poço e houver uma necessidade de estender o stripping ou a Pressão do Revestimento estiver maior do que 500 psi, você não deve considerar o stripping sem cilindros de surge instalados nas linhas de fechamento hidráulico.

18 Di fe re nç a To Va zi o Di fe re nç a D es lo c. Re D es lo c. Ca lc. Re ves tim ent o PSI Se çã o

19 Monitorar Falhas nos Equipamentos/Leituras Incorretas Medidores usados para monitorar a pressão da bomba, taxa da bomba, pressões de fechamento e etc estão inclinados ao mau funcionamento e falha. Medidores geralmente têm pequenas imprecisões, mas quando eles falham completamente, é preciso ter um medidor reserva disponível para uso. É importante lembrar que o medidor reserva pode não ler do mesmo jeito que o medidor antigo então erros podem acontecer. As diferenças devem ser anotadas e levadas em conta durante o processo onde as leituras de pressão forem críticas. O manuseio bruto dos medidores em plataformas de perfuração durante a instalação ou desinstalação, falha dos sensores ou transdutores localizados remotamente de medidores ou dano aos dispositivos de transmissão pneumática, eletrônica ou hidráulica podem afetar as leituras do medidor. Muitos contratados e operadores exigem que a equipe teste todos os medidores usados nas operações de controle do poço e rastreie qualquer discrepância, mau funcionamento e/ou falha observada. Somente medidores que estejam certificados e calibrados adequadamente devem ser usados. Quaisquer falhas ou discrepâncias nas leituras do medidor devem ser reportadas ao supervisor imediatamente. Ao instalar sensores de pressão ou transdutores, eles devem ser instalados de tal maneira que no caso de falha ele possa ser isolado e drenado para que novos equipamentos possam ser instalados. Isso é comumente conhecido como bloquear e drenar. Hang-Off e Simulações Práticas Se um incidente de controle de poço for encontrado, alguns operadores e contratados preferem fazer um hang-off da coluna de perfuração nos preventores de gaveta para impedir o acúmulo de gás abaixo dos preventores do BOP submarino para evitar dano aos selos das gavetas causado pelo movimento do tubo. Durante condições climáticas severas o hang-off da coluna da tubulação é necessário para liberar o riser de perfuração do BOP stack para permitir que a sonda se afaste. Um exemplo de procedimento de hang off é: Conduzir um espaçamento para garantir que as gavetas não fecharão sobre um tool joint e que a válvula de segurança de abertura plena mais baixa esteja acessível. Fechar as gavetas de hang off Baixar lentamente a coluna de perfuração até que o tool joint toquea gaveta. Observar uma diminuição no peso da coluna através do seu indicador Se a gaveta utilizada não possuir um dispositivo de travamento automático, acionar o dispositivo de travamento da gaveta Esse procedimento deve ser praticado para garantir que as equipes estejam aptas, antes de passarem por uma situação real.

20 Teste Positivo Se houver suspeita de um blowout subterrâneo, nenhuma tentativa deve ser feita para controlar o poço usando métodos convencionais. Se o espaço anular estiver aberto, fluidos de formação entrarão no poço e as pressões da superfície aumentarão. No momento do fechamento do poço com uma suspeita de fluxo subterrâneo, um teste positivo deve ser feito. Esse teste determina a condição e estabilidade do poço aberto. Alinhe uma bomba de baixa vazão e bombeie uma pequena quantidade de fluido. Se tanto a pressão do drill pipe quanto do revestimento aumentarem, o poço é considerado estável. Se a pressão do drill pipe ou do revestimento não aumentar, assume-se que há uma fratura no poço aberto e perda de circulação ou fluxo subterrâneo, procedimentos apropriados devem ser implementados. 20