Apostila Schlumberger

Curso de Teste em Poços

Manual Equipamentos e Ferramentas de Teste

AGOSTO / 2000

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PREFÁCIO

Este manual provê uma introdução às ferramentas de teste, equipamentos e serviços fornecidos pela Schlumberger. Ele foi escrito para atender a uma ampla classe de leitores - desde aqueles que conhecem somente os princípios básicos de teste de poços e necessitam apenas um aspecto geral sobre este assunto até para os que requerem informações específicas sobre uma ferramenta ou coluna em particular. O Manual de Equipamentos e Ferramentas de Teste em Poços foi confeccionado para a Petrobrás e é focalizado para o tipo de atividade desenvolvida pelo nosso cliente, uma vez que foi baseado no curso realizado na E&P-RNCE em Dezembro de 1996, coordenado pelo CEN-NOR, no projeto HT/HP desenvolvido pelo MASP e é parte integrante do Curso de Completação para Profissionais de Perfuração ministrado pela GENPO/GOPAV na E&P-BC durante os anos de 1996 e 1997. Deve-se ressaltar que o manual refere-se à descrição, especificação, princípios de funcionamento e operação relativos às ferramentas em questão, não abrangendo a manutenção, desenhos de projeto, modificações e demais itens que são considerados confidenciais. O presente trabalho é parte da versão atualizada para o Curso de Teste em Poços - anteriormente chamado de CAPRO - levando em consideração as novas tecnologias em Ferramentas de Teste, Sistema de Aquisição de Dados, Árvores Submarina de Teste (AST), Ferramentas e Equipamentos para poços de alta pressão e alta temperatura (HT/HP) e métodos e equipamentos para amostragem de fluídos introduzidos e utilizados pela Schlumberger Wireline & Testing no Brasil nos últimos anos. Espero que este documento possa converter-se em instrumento de referência e de pesquisa para todos aqueles que tenham interesse em iniciar-se ou aprofundar-se nos conhecimentos de ferramentas e equipamentos de teste.

Marco Aurélio Pellicer

Revisado Agosto/2000 Por Wallace Pescarini

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ÍNDICE I

Introdução Dicionário de Testing - Nomenclaturas Conceitos de DST Teste no mar

II

Ferramentas do Sistema PCT - Coluna para TFR Sistema PCT - Conceito Ferramentas de Teste Especificações, Funcionamento e Operação

III

Sistema IRIS - Intelligent Remote Implementation System Sistema IRIS - Conceito Ferramenta IRDV Descrição e Operação

IV

TCP - Tubing Conveyed Perforating - Dispara e Testa Filosofia Descrição e Procedimentos dos Sistemas de Disparo HDF - Hydraulic Delay Firing Head BHF - Bar-Armed Hydrostatic Firing Head DPF - Differential Pressure Firing Head Sistemas Redundantes

V

Árvore Submarina de Teste - AST Sistema Ez-Tree Descrição e Procedimento Operacional

SenTree 3 Introdução, Descrição e Especificações

VI

Sugestões e Outras Informações Especificações das Ferramentas “F”, “G”, “C” e “E” MCCV - Sugestões PCTV - Sugestões SLPJ - Sugestões TFTV - Sugestões Colchão - Considerações Underbalance - SPE 20636 Considerações Gerais

VII

Procedimentos para Emergências e Planos de Contingência. Problemas na PCTV Problemas na MCCV Vazamentos na Coluna de Teste Desconexão da EZ-Tree Inibição de Formação de Hidratos

VIII

Aquisição de dados do Teste Registradores de Memória - Unigages

3

Registradores de Tempo Real - Yo-yô Registradores Mistos - Sistema Datalatch com MSRT e DGA Sistema de Aquisição de Dados de Superfície - Computest IX

Equipamentos de Superfície (Well Testing) Descrição Especificações Procedimentos Operacionais

X

Amostragem para Análise PVT Amostragem de Superfície Procedimentos e Equipamentos

Amostragem de fundo Procedimentos e Equipamentos

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Curso de Teste em Poços

I - Introdução 1. Dicionário de Testing - Nomenclaturas 2. Conceitos de DST - Drill Stem Testing 3. Test no Mar

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I.1

-

Mnemônico AST BHS CQG DATALATCH DAU DGA DLWA DST EZ-SYSTEM FASC FPM HHD HOOP HPR IRDV IRIS JAR LINC LRT MCCV MSRT PCTV PORT PTV PTSV POSITEST POSITRIEVE RCAR SBSV SHRV SLPJ SLSR SPRO TCP TFTV TIV TPT UNIGAGE WCQR WTSR

Dicionário de Testing

Nome Árvore Submarina de Teste Bottom Hole Sampler Compensated Crystal Gauge Datalatch Data Acquisition Unit Dst Gauge Adapter Dst Linc & WTCT Adapter Drill Stem Test EZ-Tree, Retainer e Lubricator Fullbore Annular Sample Chamber Formation Protection Module Hydraulic Hold Down Hold Open Module Hostile environment Pressure Recorder Iris Dual Valve Intelligent Remote Implementation System JAR Latched Inductive Coupling Linc Running Tool Multy-Cycle Circulating Valve Multi-Sensor Recorder and Transmitter Pressure Controlled Tester Valve Pressure Operated Reference Tool Pipe Test Valve Pump-Through Safety Valve Packer without hold-down Packer with hold-down Recorder Carrier Single Ball Safety Valve Single-Shot Reversing Valve Slip-Joint Slick-Line Sapphire Recorder Surface Pressure Read-Out Tubing Conveyed Perforating Tubing Fill Test Valve Tubing Insulation Valve Temperature and Pressure Transmitter Unigage Well test CQG Recorder Well Test Sapphire Gauge

Descrição Ferramenta utilizada no BOP de Semi-Submersíveis Amostrador de fundo para análise PVT Sensor de pressão de cristal compensado Sistema de aquisição de dados via conector indutivo Unidade de aquisição de dados de superfície Porta registrador compatível ao sistema datalatch Adaptador do DGA para o LINC do sistema datalatch Coluna de teste para avaliação (TFR) Sistema de segurança de sub-superfície Ferramenta Amostradora de fluídos Módulo da PORT para proteção da formação Ferr. utilizada com o packer positest para estimulações Módulo para manter a válvula PCT travada aberta Registrador de memória para ambientes hostis Válvula dual (testadora / circulação) com controle IRIS Sistema remoto de implementação inteligente para ferramentas de teste Martelo hidráulico Acoplamento indutivo para transmissão de dados Ferramenta que provê o acoplamento indutivo datalatch Válvula de circulação reversa/direta ciclável Registrador misto de três sensores de pressão Válvula testadora controlada por pressão anular Ferramenta de referência operada por pressão anular Válvula para testar coluna Válvula de segurança que permite injeção no poço Packer de operação sem cunhas superiores Packer de operação com cunhas superiores Porta registrador Válvula de segurança tipo esfera Válvula de circulação reversa não ciclável. SHORT Junta de expansão e contração Registrador de sensor saphira Unigage para slick-line Sistema de leitura de dados de fundo em tempo real Canhões conectados à coluna de teste Válvula para testar coluna com enchimento automático Válvula de isolação para back-flow Transmissor de dados de pressão e temperatura Sensores do Universal Pressure Platform Registrador Unigage de sensor CQG Registrador Unigage de sensor saphira HT/HP

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I.2

-

Conceitos de DST

Uma Coluna de DST consiste de alguns princípios básicos que determinam que tipo de ferramentas a utilizar e onde localiza-las com relação às outras. Para entender a base do DST é necessário tomar em conta três pressões : 1. Pressão da Formação 2. Pressão Hidrostática 3. Pressão do Colchão -

Pf Ph Pc

Durante a fase de perfuração Ph controla a Pf, isto também deve ser correto em um teste de poço. Uma coluna básica para teste de poço deve de consistir em tubos de completação ou perfuração. Esta servirá como caminho do fluxo à superfície mantendo o mesmo tempo pressão no anular entre a coluna e o revestimento. As pressões Ph e Pf devem manter-se isoladas uma da outra, por isto é que se usa um packer na extremidade da coluna. Um Packer normalmente consiste de algum tipo de elemento de borracha que se usa para selar entre o anular (hidrostática) e a formação que está abaixo do packer. O packer e a coluna de completação são dois dos elementos mais básicos para um teste. Para algumas operações simples só eles são necessários. Mas como a coluna estaria cheia de lama, a pressão hidrostática desta lama amorteceria o poço. Para que o poço flua, será necessário pistonear ou deslocar a lama da coluna com um fluído mais leve para reduzir a Ph da coluna para menos que a Pf antes de assentar o packer. Este método quando utilizado diminui o controle do poço e não oferece sempre bons resultados. A terceira pressão que devemos tomar em conta é a do colchão dentro da coluna; e o terceiro elemento do DST é a válvula de fundo. A válvula normalmente se posiciona acima do packer e serve para as seguintes funções : 1234-

Permite controle do poço com proximidade da formação; Permite fechar o poço minimizando efeitos de estocagem do poço; Permite isolar o fluído do colchão ao descer a coluna; Permite múltiplos testes de coluna ao descer a mesma.

O DST é considerado uma completação temporária do poço, uma vez que esta operação equipa o poço para sua produção temporária. As ferramentas de DST incluem : - um Packer responsável pelo isolamento hidráulico anular-formação. - uma Válvula Testadora de Fundo válvula de fundo posicionada acima do packer com finalidade principal de controlar (fechar) o poço próximo à formação e permitir a realização de vários fluxos e estáticas do poço, durante os períodos de teste, respectivamente abrindo e fechando a válvula. - Registradores de Pressão e Temperatura executam a aquisição de dados de pressão e temperatura, durante os períodos de fluxos e estáticas, necessários para a análise de transiente de pressão para determinação de parâmetros do reservatório. - Ferramentas Auxiliares (Amostradores, ferramentas de segurança, circulação reversa e deslocamento, etc.) fornecem maior flexibilidade e segurança à operação Um DST tipicamente consiste de : - um breve período inicial de fluxo;

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- um período de estática inicial; - um segundo período de fluxo; - um período de estática final; - um terceiro período fluxo, a depender, para realização de amostragem de fundo para análise PVT Os resultados de um DST incluem : - Diretamente Tipo de fluído, Temperatura e Pressão da formação Facilidade para se completar o poço - Indiretamente Localização das falhas Permeabilidade Possíveis danos Eficiência da completação Tamanho relativo do investimento

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Tubos para guiar o fluxo à superfice

Pressão do Colchão Pc

Válvula de Teste para Controlar a Formação

Pressão Hidrostática Ph

Packer para isolar a formação

FORMAÇÃO

PRESSÃO DA FORMAÇÃO Pf

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I.3

-

Teste no Mar

Muitas vezes as condições de mar, meteorológicas, falha no sistema de posicionamento na locação ou comportamento do poço fazem necessário que uma sonda (semi-submersível ou navio-sonda) tenha que abandonar sua locação. Esta rápida evacuação depende da habilidade para desconectar o Riser do BOP e afastar-se da cabeça do poço. Durante um teste, esta opção deve estar disponível. O Sistema Ez-Tree permite esta opção com dois sistemas de segurança muito particulares - um sistema de válvula para fechar o poço e uma seção hidráulica superior para rápida desconexão. A Ez-Tree é posicionada dentro do BOP. Em caso de ocorrer problemas, a válvula da Ez-Tree se fecha e a seção superior da Ez-Tree se desconecta da inferior. A Válvula permanece dentro da cabeça do poço permitindo desconectar o riser do BOP. Desse modo, a sonda pode afastar-se da cabeça do poço. Esta seção desde a cabeça de teste até a Ez-Tree se conhece como “Landing String”. A coluna de teste possui dois pontos fixos: o Packer e a Ez-Tree. Durante um TFR a coluna sofre expansões e contrações devido a efeitos de temperatura e pressão. Para compensar este comportamento se necessita utilizar conexões deslizantes (Slip Joints). Ao assentar o Packer é preciso balancear a coluna para que os Slip Joints fechados possam abrir para compensar a contração da coluna, e os Slip Joints abertos possam fechar para compensar a expansão da coluna. Os Slip Joints dividem a coluna em duas seções. A parte superior aos Slip Joints se conhece como “Coluna superior” e a parte inferior suportada pelo Packer e por enquanto em compressão se conhece como “Coluna inferior”. Quando as ferramentas de fundo necessitam de peso (como o Packer), o peso só pode ser colocado na “Coluna inferior” mediante à adição de comandos. O peso necessário deve ser pré-calculado tomando em conta o peso perdido devido ao efeitos de flutuação (buoyancy) na lama e desvio do poço. Normalmente antes de iniciar um TFR, faz-se um “Dummy Run” utilizando só o fluted hanger e tubo pintado para providenciar o espaçamento correto da EZ-Tree dentro do BOP. Assenta-se o fluted hanger no wear bushing, fecha-se a gaveta ajustável sobre o tubo pintado, marcando-o. Assim, pode-se determinar a distância exata do fluted hanger à gaveta do BOP. Também se coloca um tubo abaixo da cabeça de teste. Isto permite conectar a cabeça de teste sem que a Ez-Tree esteja assentada no wear bushing, providenciando, assim, o stick-up. Packers Permanentes ou DST/TCP : Quando se testa através de um Packer permanente ou com operações de DST/TCP os cálculos de balanceio são similares, mas o procedimento é diferente. Se desce a coluna completa substituindo a Ez-Tree por uma seção de tubos pintados de branco. Se coloca a coluna em profundidade utilizando uma marca radioativa (Pip Tag) na coluna e fazendo uma correlação. Ao colocar tudo em profundidade fecha uma gaveta do BOP, retira a coluna até os tubos pintados e se efetua o balanceio necessário utilizando a marca para colocar a Ez-Tree e manter toda coluna na profundidade correta.

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TESTE NO MAR

Cabeça de Teste Mesa Rotativa

Landing String

Riser BOP EZ-TREE

Coluna Superior

Fluted Hanger Drill Pipe/Tubing

Slip Joints Comandos Ferramentas de Teste

Coluna Inferior

Packer Canhões TCP

Coluna Típica de DST/TCP para testes em sondas flutuantes com packer de operação

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Curso de Teste em Poços

III - Sistema IRIS Intelligent Remote Implementation System 1. Sistema IRIS - Conceito Descrição e Operação da Ferramenta

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1-IRDV-AA-->IRIS Dual Valve 1.1- O conceito IRIS Esta pertence ao novo sistema de controle e operação das ferramentas de fundo chamado IRIS (Intelligent Remote Implementation System). Com esse sistema, as ferramentas são operadas por códigos de baixa pressão (> 250 psi) no anular, ao contrário do método convencional utilizado atualmente que necessita de significativas aplicações de pressão ou manipulação da coluna em superfície. Sensores eletrônicos recebem esses comandos sob forma de pulsos, e circuitos inteligentes baseados em microprocessadores diferem comandos específicos da ferramenta de eventos, e outros comandos para outras ferramentas durante um trabalho. Estes são interpretados, e a energia proveniente da pressão hidrostática permimtirá a abertura ou fechamento da válvula correspondente. O baixo consumo dos componentes eletrônicos e das válvulas solenóides são fornecidos por bateria, ao passo que a pressão hidrostática fornece energia para as válvulas operadas hidraulicamente. IRDV combina válvula de fundo e circulação que são as duas principais em uma coluna de teste em um comprimento de apenas 6 metros. Esta flexibilidade propicia maior capacidade operacional que uma coluna de teste com o dobro do comprimento. Outra grande particularidade diz respeito a sua compatibilidade com o sistema DataLatch, que inclui MSRT (Multi Sensor Recording Transmitter) ou DGA (DST Gauge Adapter) e LINC (Latch Inductive Coupling). Este sistema propicia aquisição de dados em tempo real e também simultaneamente registro em memória. Quando usada em conjunto com o sistema DataLatch, 3 medições independentes de pressão são realizadas ao mesmo tempo. 1.2- Descrição da ferramenta A válvula de circulação estabelece comunicação entre a coluna e o anular, permitindo o deslocamento de fluidos com baixa densidade incluindo nitrogênio e efetuar reversa ao final do teste. A válvula de fundo controla o fluxo e também permite efetuar estática com fechamento no fundo, a fim de diminuir o efeito de armazenamento (Wellbore storage). Uma câmara hidráulica pressurizada constantemente a pressão hidrostática realiza a operação de ambas válvulas. Outra câmara, esta atmosférica, permite a despressurização das linhas de atuação das válvulas. Um conjunto de atuadores do tipo “pilot” e “solenoid”, controlam, independentemente, a atuação das válvulas de circulação e de teste. Um sensor eletrônico submetido a pressão do anular, recebe os comandos sob a forma de pulsos de pressão, que são transmitidos para os circuitos eletrônicos, a fim de que sejam decodificados e diferenciados de um evento ou comando para outras ferramentas. Quase todo o sistema móvel está imerso em óleo, evitando assim a exposição de peças com o fluido do poço. As únicas que estão expostas ao contato com o fluido do poço são os “power pistons”, e as válvulas de teste e circulação. O pistão compensador da câmara hidráulica é a única peça móvel que está em contato com o fluido do anular. Como muitas peças são fabricadas em aço inoxidável, a ferramenta possui ótima resistência a fluidos corrosivos como H2S, ácidos e ZnBr2. Sua resistência a erosão, e a insensibilidade a variações de temperatura permitem realizar trabalhos de estimulação (acidificação e fraturamento). 1.3- Sistema de comandos A ferramenta é controlada por pressão no anular sob a forma de pulsos (> 250 psi). Ambas as válvulas trabalham independentemente com diferenciados pulsos de pressão. Esses comandos são distintos, e interpretados no fundo pelo circuito eletrônico, como ordens para o circuito hidráulico, permitindo a abertura e o fechamento de determinada válvula. Alguns comandos alternativos podem ser efetuados com funções específicas, como deslocamento de nitrogênio pela coluna. Uma seqüência especial de comandos para “N2 open and N2 close” foi desenvolvida para este caso em particular, a fim de garantir o correto deslocamento do volume de nitrogênio. Alguns comandos adicionais podem ser programados em superfície antes da descida da ferramenta, a fim de atender condições especiais durante o desenvolvimento do teste. 1.4- Sistema hidráulico Todo o sistema de abertura e fechamento das válvulas é comandado pelos “power pistons” que possuem movimento vertical ascendente ou descendente de acordo com os

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comandos efetuados no anular. Estes pistões estão divididos em 3 áreas de atuação assim especificadas: atmosférica, hidrostática e “cylinder line”. Esta última efetivamente alterna momentos de alta (hidrostática) e baixa (atmosférica) pressão, fazendo a movimentação dos “power pistons” para cima ou para baixo. A energia necessária para atuação dos mesmos é proveniente da diferença de pressão entre o anular e a câmara atmosférica. Isto resulta em altas forças não só de abertura como também de fechamento, o que oferece uma confiabilidade na operação mesmo quando a ferramenta está submetida com areia. As “pilot valves” que operam hidraulicamente, abrem e fecham os canais de comunicação que irão alimentar os “power pistons”, alternando pressão hidrostática ou atmosférica efetuando assim a abertura ou fechamento das válvulas. 1.5-Sistema de segurança Caso seja necessário, existe uma possibilidade de travamento hidráulico relacionado com o uso de um disco de ruptura, que taravariam ambos “power pistons” na posição superior fechando a válvula de reversa e, de acordo com o tipo de bola a ser usada, a válvula de teste ficaria aberta ou fechada. Esta opção seria um último recurso em caso de houver falha no sistema hidráulico da ferramenta. Nesta situação em particular devemos utilizar a opção de manter a válvula de teste aberta, visto que ainda seria possível realizar um TP, e não haveria necessidade de retirada da coluna porque a válvula de fundo não abriu. Esta operação, efetuada mediante pressão no anular previamente selecionada, em função das pressões esperadas de funcionamento de outras ferramentas presentes na coluna de teste, romperia o disco de ruptura e comunicaria a câmara hidrostática com a atmosférica.

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IRIS Dual Valve (IRDV)

Descrição A IRDV é uma válvula de teste fullbore compacta. Combina, numa só ferramenta, a válvula testadora (TV) e a válvula de circulação ciclável (CV). A ferramenta é controlada pelo IRIS - Sistema de Implementação Remoto Inteligente - que opera as válvulas de fundo utilizando a pressão hidrostática como fonte de energia mecânica. Por intermédio da bombas da sonda, os comandos para o acionamento das válvulas são enviados em forma de pulsos de baixo nível de pressão. Na válvula, os pulsos são detectados por um sensor de pressão, decodificados por um microprocessador de fundo, que executa os comandos via os circuitos eletrônicos e sistema hidráulico da ferramenta. O controle hidráulico de cada válvula é obtido pela alternação da sua pressão de operação entre hidrostática e atmosférica. Vantagens: - Totalmente compatível com o sistema Datalatch* - Opera com pulsos de baixa pressão no anular - Operação independente do desvio do poço - Diagrama hidráulico simplificado e imune de impurezas da lama e sólidos contidos no efluente do poço - Fechamento underbalance automático - Não é necessário a utilização de Nitrogênio - Válvula de circulação com alta área de fluxo (1,56 pol. ² IRDV-A e 2,41 pol. ² IRDV-H) - Todas as operações da ferramenta são gravadas em memória para posterior leitura após o trabalho - Opção de Override Mecânico - SOS ( Software Overpressure Signal )

Especificações

IRDV-A

IRDV-H

OD x ID Mínima pressão hidrostática Máx. Pressão Diferencial Máx. hidrostática ID e OD Máx. pressão TV estática Máx. pressão TV abertura Máx. pressão CV abertura Mín. pulso de pressão de comando Máx. temperatura de trabalho Serviço Comprimento Torque Conexões Autonomia da bateria (@ 150 ºC) No. máx. de ciclos

5” x 2,25” 1500 psi 10 Kpsi 13 Kpsi 10 Kpsi 7,5 Kpsi 7,5 Kpsi 250 psi 300 ºF H2S/Ácido 6,70 m. 4000 lb-pé 3 ½” IF 1200 Hrs 12

7” x 3,50” 1500 psi 10 Kpsi 13 Kpsi 10Kpsi 5 Kpsi 5 Kpsi 250 psi 300 ºF H2S/Ácido 8,53 m. 4000 lb-pé 4 ½” PH-6 1200 Hrs 30

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Trabalho Típico Usando Modo Seqüencial 1500

1200

Pressão 1000 aplicada no anular 800 (psi)

78 sec TV Opens

500 TV Closes 250 200

Fechar CV

HP abilita TV SM

CV = Circulating Valve TV = Tester Valve HP = Hi-Pressure SM = Sequential Mode SOS = Software Overpressure Signal

TV SM Abrir e Fechar

SOS

Comandos Independentes

dt1

dt2

+/-100

Pressão Aplicada (psi)

250

+/-100

3 min minimum mínimo

3 min máximo

3 min máximo

30 seg a 3 min

Comandos Independentes dt1,dt2(minutos) Fechar válvula de circulação 0.5 Fechar válvula de circulação 1.0 Fechar válvula de teste 2.0 Abrir válvula de teste 2.5 Abrir CV para deslocar Nitrôgenio 3.5

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Perfil da Pressão do Anular

2500 Ferramentas Convencionais------------> 2000

Pressão de operação do anular (Psi)

1500

1000 <-------IRIS Dual-Valve 500

0 Abrir Test Valve

Disparo do TCP

Poço em

Circulaçã o Reversa

Mechanical Override

CV Fechada Power Piston down

Power Piston up

Pressão Hidrostática Pressão Hidrostática

Pressão Atmosférica

Fluído Anular

Pressão no Anular para romper disco

Disco de Ruptura

Annulus Overpressure to Rupture disc

Disco de Ruptura

All Chambers displaced by hydrostatic pressure; operating piston stays up

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Sistema Hidráulico da IRDV

Power Piston Pressão Atmosférica

Pressão Hidrostática

Cilindro

Câmara de Dreno

Porta Hidrostática

Câmara Hidrostática Disco de Ruptura

Cilindro com pressão hidrostática

Cilindro com pressão atmosférica

Vávula Piloto

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Peso do fluido = 8,7 ppg LA = 798 metros Int: 2774/2803 metros

Cliente : Petrobrás S.A. Campo : Marlim Poço : 7-MRL-40D-RJS Sonda: SS-40

Data:

7-Aug-00

DIGRAMA DA COLUNA DE DST/TCP

FERR.

DESCRIÇÃO

O.D.

I.D.

pol.

pol.

ROSCA

COMP. metros

Profundidade TOPO BASE metros

metros

C abeça de Teste 3 .000 4 1 /2 " IF P in 4 1 /2 " IF B o x 5 " D rill Pipe

4 .409 4 1 /2 " IF P in

X -Over E .Z . Tree 10K

4 1 /2 " A C M E 4 1 /2 " A C M E B o x 5 .500

2 .250 4 4 3 3

X -Over X -Over 3 1 /2 " D rill Pip e IPC

1 /2 " 1 /2 " 1 /2 " 1 /2 "

A C M E Pin IF P in IF P in IF B o x

2 .900 3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

Slip Jo int A b erto

Slip Jo int Parcialmente A b erto

Slip Jo int F echado

5 .000

5 .000

5 .000

2 .250

2 .250

SHO R T

5 .000

2 .250

5 .000

2 .250

Jar Hidráulico

5 .000

2 .250

Ho l d D o w n 9 5 /8 "

5 .000

5 .000

R

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

O

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

V

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

I

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

S

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

Ó

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

R

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

I

2 .250

IR D V - A

Junta de Seg urança

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x 2 .250

4 .750

4 .750

P

2 .250

6 Seções de Drill C o llars 47# /p é

1 Seção de Drill C o llar 47# /p é

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

2 .250

2 .250 3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

Packer de O p eração P o s itest 9 5/8 "

O

3 1 /2 " EUE Pin 3 1 /2 " E U E B o x 2 t u b o s d e 3 1 /2 " E U

3 .500

2 .992 3 1 /2 " EUE Pin 3 1 /2 " E U E B o x

Pup Joint perfurado 3 1 /2 " EUE Pin 3 1 /2 " E U E B o x 1 t u b o d e 3 1 /2 " E U X -Over

3 .500

2 .992 3 1 /2 " EUE Pin 3 1 /2 " x 2 7 /8 " E U 2 7 /8 " E U E B o x

C abeça de Disparo HDF Pressão absoluta Espaçador de Segurança

C anhõ es TC P 7"

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Cliente : Petrobrás Campo : Pioneiro Poço : 1-RJS-504 Sonda: NS-14

Data:

7-Aug-00

DIAGRAMA DA COLUNA DE TESTE

FERR.

DESCRIÇÃO

O.D.

I.D.

pol.

pol.

ROSCA

COMP. metros

Profundidade TOPO BASE metros

metros

F lo w head 4 1 /2 " A C M E 4 1 /2 " IF B o x 5 " D rill Pipe

4 .409

0 .00 1 3 2 8 .0 0

4 1 /2 " IF P in

1 3 2 8 .0 0

X -Over

1 3 2 8 .0 0 1 3 2 8 .0 0

4 1 /2 " A C M E B o x E .Z . Tree

1 2 .750

3 .000

13 4 1 /2 " A C M E B o x

1 3 4 1 .0 0

X -Over

1 3 4 1 .0 0 1 3 4 1 .0 0

4 1 /2 " IF B o x 5 " D rill Pipe

4 .409 4 1 /2 " IF P in

2 7 7 7 .0 0 2 7 7 7 .0 0

3 1 /2 " IF B o x 5 .000

2 .250

5 .000

2 .250

2 7 8 5 .5 7 2 7 8 5 .5 7 7 .07

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x D rill C o llar

2 7 9 2 .6 4 2 7 9 2 .6 4 2 8 .00

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x SHO R T

5 .000

2 .400

2 8 2 0 .6 4 2 8 2 0 .6 4 0 .86

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x D rill C o llar

2 8 2 1 .5 0 2 8 2 1 .5 0 2 7 .00

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x LIN C

5 .500

2 .250

2 8 4 8 .5 0 2 8 4 8 .5 0 4 .35

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x D ata Latch (D G A )

5 .000

2 .250

2 8 5 2 .8 5 2 8 5 2 .8 5 5 .79

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x IR D V - A

5 .000

2 8 5 8 .6 4 2 8 5 8 .6 4

2 .250 4 3 /8 " A C M E Pin

2 8 5 8 .6 4

3 1 /2 " IF B o x Hydraulic Jars

5 .000

2 .250

2 8 5 8 .6 4 1 .98

3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x Junta de Seg urança

5 .000

2 .250

2 8 6 0 .6 2 2 8 6 0 .6 2 0 .52

3 1 /2 " IF P in

2 8 6 1 .1 4

3 1 /2 " IF B o x Hyd. Ho ld D o w n Tool

2 7 7 7 .0 0 2 7 7 7 .0 0

8 .57 3 1 /2 " IF P in 3 1 /2 " IF B o x

Slip Jo int F echado

1 3 4 1 .0 0

1 4 3 6 .0 0

X -Over Slip Jo int A b erto

1 3 2 8 .0 0

5 .000

2 8 6 1 .1 4

2 .250 3 1 /2 " IF P in

2 8 6 1 .1 4 2 8 6 1 .1 4

Positest Packer 2 8 6 1 .1 4 3 1 /2 " IF B o x G aug e C arrier

5 .500

2 .250

2 8 6 1 .1 4 4 .35

3 1 /2 " IF P in

2 8 6 5 .4 9 2 8 6 5 .4 9

3 1 /2 " D rill Pip e

2 .900

3 0 .00 2 8 9 5 .4 9

20

Curso de Teste em Poços

I V - TCP Tubing Conveyed Perforating Dispara e Testa 1. Filosofia 2. Decrição e Procedimentos dos Sistemas de Disparo • HDF • BHF • DPF • Sistemas Redundantes

21

IV.1 -

Filosofia de Operação

O canhoneio do tipo TCP (Tubing Conveyed Perforation) tem como objetivo principal permitir canhonear o poço em condição de underbalance, isto é, no momento do canhoneio a pressão hidrostática atuando no revestimento na altura do intervalo, é menor que a pressão da formação. Desta maneira, no instante seguinte ao canhoneio o fluxo que ocorre na direçao da formação para o revestimento, limpando os canhoneados e evitando a formação do “Mud Cake” característico nos canhoneios a cabo em condições de overbalance. Desta forma, temos a vantagem de podermos usar canhões de grande diâmetro como no HSD agregando a isto a vantagem do underbalance, típico dos canhões atravez da coluna (Through Tubing) mas que tem a desvantagem do diâmetro reduzido e da baixa densidade de tiros. Bastante utilizado em poços pioneiros e poços onde ser quer obter uma ótima performance dos canhoneados, o TCP é hoje a melhor e mais utilizada técnica para testar poços e obter excelente qualidade de dados durante o Testing.

O que oferece este sistema? * *

operação rápida : só uma operação é necessária para canhonear e testar o poço. pressão a favor da formação : instantaneamente ao detonar os canhões se cria uma onda de choque controlado, esta limpa as perfurações e melhora a produtividade do poço. * alta densidade de disparo, superior efetividade das cargas e distribuição de tiros balanceados contribuem para a avaliação mas possível da verdadeira produtividade da formação. * segurança : os canhões sempre devem estar abaixo da mesa rotativa antes de conectar a cabeça de disparo na coluna. antes de canhonear o poço sempre se tem os equipamentos de controle de superfície instalados.

IV.2 -

Descrição e Procedimentos dos Sistemas de Disparo

O sistema TCP consiste de uma coluna de canhões, espaçadores e equipamentos auxiliares conectados abaixo da coluna de DST. Os canhões são posicionados em profundidade mediante um registro radioativo feito através da coluna. Logo após o assentamento do packer, se detonam os canhões, que podem ser acionados por vários sistemas. Estas técnica permite que a formação seja canhoneada com pressão a seu favor, no qual resulta em perfurações limpas e melhores resultados do sistema de canhoneio utilizado.

IV.2.1 - Hydraulic Delay Firing Head (HDF) - Pressão absoluta na coluna Esta cabeça é usada em canhões de 2 7/8” até 7”. Ela contém duas funções : disparo do canhão e permite que após iniciado o sistema exista um tempo de espera até o disparo (delay time). A pressão atua o delay time e este atua o sistema de disparo que detona o canhão.

22

A cabeça contém pinos de ruptura que são pré-calculados e que são quebrados aplicando pressão na coluna. Uma vez quebrados os pinos, tem algum tempo, também pré-calculado, para drenar a pressão para pressão de uderbalance requerido. No que se refere a segurança, esta cabeça não irá funcionar sem um mínimo de 150 psi, o que impede que o sistema funcione na superfície, isto é, a cabeça de disparo é totalmente segura quando na superfície.

óleo

Pinos

Pressão na coluna

Antes do Disparo

Depois do Disparo

IV.2.2 - Bar-Armed Hydrostatic Firing Head (BHF-C) - Drop Bar Esta cabeça de disparo, que tem seu sistema muito simples e funcional, é ativado por uma barra jogada da superfície ou descida com arame, que ao atingir a cabeça libera o mecanismo de disparo e detona imediatamente o canhão. Outra vez o sistema é ativado com no mínimo 150 psi, o que faz a cabeça ser totalmente segura na superfície, pois não é o impacto da barra que detona o canhão mas sim a pressão hidrostática sobre a cabeça.

23

Percursor

Antes do Disparo

Depois do Disparo

VI.2..3 - Differential Pressure Firing Head (DPF) - Pressão diferencial O sistema DPF utiliza a pressão diferencial criada entre o anular acima do packer a pressão de “rat hole” - abaixo do packer - para acionar o sistema de disparo. Um kit de conversão universal, vide desenho abaixo, foi desenhado para conduzir a pressão anular através do packer para a cabeça de disparo localizada acima do canhão. Este sistema foi especificamente desenhado para aplicações com colunas de teste em operações de Teste de Formação.

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Sub de Transferência

Pressão do anular

Tubo de Transferência

Cabeça de disparo Pressão na coluna

Canhão

A pressão aplicada no anular gera uma diferencial pré-calculada para romper os pinos. Após romper os pinos, o mecanismo de trava libera o percursor que, devido a pressão do colchão movese para baixo disparando o detonador e o canhão. Ressalta-se que a pressão de acionamento do TCP deve ser maior que a de abertura da válvula testadora. Uma mola de segurança, evita que o canhão dispare com hidrostáticas menores que 600 psi (opções para molas de 250 psi também estão disponíveis).

25

Pressão do anular

Pinos Pressão na coluna

Antes do Disparo

Depois do Disparo

IV.2.4 - Sistemas Redundantes Duas cabeças de disparos podem ser combinadas no topo dos canhões de modo a providenciar redundância. Todas características individuais de cada sistema são preservadas a não há limitações técnicas sobre qual sistema deve ser acionado primeiro.

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Barra + Pressão

Máx. OD Pressão de acionamento (psi) Mín. pressão de disparo (psi) Máx pressão de trabalho (psi) Máx. temperatura (ºF) Serviço H2S

HDF 1 3/8 “ 500 a 25K 150 25.000 400 Não

Pressão + Pressão

BHF 1 1/4” 150 20.000 400 Não

DPF 3 1/8” 500 a 12K 600 20.000 400 Sim

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Coluna de DST/TCP

SUBs RADIOATIVOS

DST

TCP

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Curso de Teste em Poços

V - Árvore Submarina de Teste AST 1. Sistema EZ-Tree 2. SenTree

29

Árvore Submarina de Teste - EZ-Tree / Retainer Valve

1 - Descrição Geral A Ez-Tree é posicionada no BOP, permite um rápido fechamento e controle do poço durante o teste, sendo acionada da superfície. O conjunto da válvula é como uma válvula mestre de segurança no fundo do mar para ocontrole do poço. O conjunto hidráulico (Latch) permite uma rápida desconexão da coluna em sonda semi-submersível ou navio. A Ez-Tree é hidraulicamente operada da superfície; em sua posição de segurança, ela está fechada. Ela é composta por uma válvula e um conjunto hidráulico, atuado pela a superfície. Fica assentada no BOP para possibilitar um teste de formação ou uma produção temporária. A parte hidráulica é ligada à superfície no Painel Hidráulico através de um umbilical formado de três ou quatro linhas. - Estas linhas conduzem fluído hidráulico para: a) Linha "A" - pressurizada para abrir a ball valve; b) Linha "B" - pressurizada para fechar a Flapper valve e auxiliar o corte de cabo ou Flex Tubo. c) Linha "C"- quando pressurizada permite a desconexão do conjunto hidráulico da válvula. d) Linha de injeção de inibidor de hidratos acima da ball valve para poços de gás. A Ez-Tree é conectada na coluna de teste e assentada no BOP (assentado o Fluted Hanger no Wear bushing). As gavetas de tubo (uma ou duas gavetas, de acordo com a solicitação do cliente e/ou comprimento do slick joint) , são fechadas no slick joint abaixo da válvula para isolar o anular. A Retainer valve pode ser descida acima do conjunto hidráulico para isolar o fluído do poço situado na coluna acima da EZ-Tree, evitando assim a contaminação, pelos fluídos ou gases do poço, do Riser ou do mar, caso seja necessária a desconexão do lower mariner Riser. O sistema de acionamento da retainer valve é o mesmo

2 - Especificações do Equipamento Ez-Tree

-

EZTH-CC

* Mínimo ID * Drift Interno * Máximo OD * Máximo OD descentralizadores * Máximo OD do Slick Joint * Máximo OD da Retaine Valve

-

3” nominal (75,8 mm) 2,866” (72,8 mm) 12,5” (317,5 mm) 17,75” (451 mm) 5” (127 mm) 11” (279,4 mm)

30

* Comprimento: Vávula Conjunto Hidráulico + Válvula Retainer Valve

-

* Peso: Hidráulico Vávula Retainer Valve LAPI

1220 lbs 765 lbs 540 lbs 1000 lbs

-

28,5” (724 mm) 73,6” (1869 mm) 33,4” (848 mm)

* Tipos de Shear Pins: 1250 lbs 2500 lbs 3750 lbs 5000 lbs 7500 lbs

* Capacidade para corte: Cabo até 15/32” Flex Tubo até 1 1/4”

* Pressão de Nitrogênio: De 2000 a 3000 psi. Pressão de Nitrogênio 2000 psi 3000 psi

Corte de Cabo Corte de Tubos até 7/32” até 1” até 15/32” até 1 1/2” (Experiência)

* Serviço

- H2S

* Pressão de trabalho

- 15000 psi

* Pressão de teste

- 22500 psi

*Limites de Temperatura: Mínima temperatura : - 20 °C - (-4 °F) Máxima Temperatura: + 177 °C - (350 °F) * Tensão máxima (@ 90% yield) e 177 °C (350 °F) 255000 lbs 15000 psi 520000 lbs 0 psi * Máximo de torque * Conexão do topo * Conexão inferior

75000 lbs/pé 5” - 4 Stub ACME 4.75” - 4 Stub ACME

OBS.: Cross-over para 3 1/2 IF e Hydrill PH6 podem ter diâmetros internos inferiores a 3”.

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Ez-Tree Cabeça de Teste Carretel de Mangueira Hidráulica

Tubo ou Drillpipe

Painel de Controle

Shear Rams Fechada

Ez-Tree Latch

Ez-Tree Valve

Ez-Tree Valve Fechada

Slick Joint

Fluted Hanger

32

Lubricator Valve Retainer Valve Cabeça de Teste

Retainer Valve Fechada

Uma seção de tubo ou Drillpipe Riser Desconectado Lubricator Valve

Retainer Valve

Shear Rams Fechada

Ez-Tree Latch

Ez-Tree Valve

Ez-Tree Valve Fechada

Slick Joint

Fluted Hanger

33

3 - Segurança A mangueira (umbilical) deverá ser manuseada com cuidado, observando os limites mínimos do ângulo de curvatura da mesma. (Mangueira de três linhas: 10” - 250 mm para 5000 psi, 23,6” - 600 mm para 10000 psi). Usar exclusivamente água para misturar com inibidor de corrosão para alta pressão e/ou teste funcional. Todo equipamento a ser utilizado deverá ser testado e certificado.. Todos testes de pressão deverão ser executados de acordo com as normas gerais de controle de pressão da Schlumbeger. Observar todas as normas de segurança ao trabalhar com nitrogênio em alta pressão. Todo nitrogênio utilizado em ferramenta Schlumberger obedece o limite máximo de 0,5% de oxigênio. Aliviar toda pressão das câmaras de nitrogêncio antes de qualquer envio de equipamentos.

4 - Testes de Pressão

Pressão Interna em todo o Corpo Pressão máxima abaixo da válvula

Periódico (de 5 anos)

Anual

22.500 psi

16.500 psi

15.000 psi

15.000 psi

Antes do trabalho 1,2 vezes a pressão esperada 1,2 vezes a pressão esperada

OBS.: Todo equipamento deverá ser testado na base antes de qualquer trabalho, o mesmo só será embarcado após o preenchimento da folha de dados e com o aval do responsável pelo teste.

5 - Injeção de Produtos Químicos Inibidores de hidratos podem ser injetados acima da “Ball” e “Flapper Valve” dentro da coluna de teste através de canais intercomunicados na “Hydraulic Assembly”. A quarta linha utilizada para este propósito possui uma pressão de trabalho de 15000 Psi. Uma check-valve situada na válvula da EZ-Tree impede que o fuído injetado ou produzido retorne pela linha de injeção.

6 - Esquemas Segue o esquema do dummy-run da EZ-TREE na sonda SS-34 (Petrobrás - XXIII) para diferentes casos. Respectivamente, EZ-Tree com “spacer mandrel”, mandril espaçador próprio para cizalhamento, EZ-Tree sem o spacer mandrel e EZ-Tree com Retainer Valve.

34

DUMMY RUN EZ TREE 15 Kpsi

Poço : Campo : Sonda :

Diametros Polegadas BOP = 18 3/4 Wear Bushing = Fluted Hanger = Gaveta (espessura) =

12

5.23

1.63 Obs : medidas em metros

0.30 0.68 0.20

1.19

1.64

2.51

3.86

0.78

B C

4.91

Valve Assembly

0,72

Middle Rams

1.18

A Upper Rams

Lower Rams

Upper Sub Saver Sub

Shear Rams

Hydraulic Assembly

0.12

Slick Joint 5" OD

C

Adjustable Hanger Mandrel

0.18

Fluted Hanger

B

Cross over

2.07

0.78

A

0.60

Distancias

35

Poço : Campo : Sonda :

DUMMY RUN EZ TREE 15 Kpsi Diametros

B

1.07

C

0.18

D

0.12

Shear Rams

A

B

Upper Sub Saver Sub

-0.38

1.45

A

0,25

Distancias

Spacer Mandrel OD 5"

12

0.78

BOP = 18 3/4 Wear Bushing = Fluted Hanger = Gaveta (espessura) =

0.60

Polegadas

Obs : medidas em metros

6.68

Hydraulic Assembly Slick Joint 5" OD Adjustable Hanger Mandrel

1.18

0.30 0.68 0.20

1.19

1.64

2.51

3.86

4.91

D

Fluted Hanger

C

Cross over

Lower Rams

0.78

0,72 m

Middle Rams

Valve Assembly

1.63

Upper Rams

36

Poço : Campo : Sonda :

DUMMY RUN EZ TREE 15 Kpsi Diametros Polegadas BOP = 18 3/4 Wear Bushing = Fluted Hanger = 12

B

0.18 Shear Ram s

C

0.12 A

Retainer Valve

2.07

0.80

A

0.78

Distancias

Upper Sub

0.60

Gaveta (espessura) =

Obs : medidas em metros

5.78

Hydraulic Assembly Slick Joint 5" OD Adjustable Hanger Mandrel

1.18

0.30 0.68 0.20

1.19

1.64

2.51

3.86

4.91

C

Fluted Hanger

B

Cross over

Lower Ram s

0.78

0,72 m

Middle Ram s

Valve Assembly

1.63

Upper Ram s

37

Sen Tree 3 (Short E-Z Tree System)

Introdução

Latch Assy. Lock dogs

Flapper

Ball valve Centralizador

A SenTree, Sistema de EZ-Tree curta, é um componente de segurança da coluna de teste e fica instalada dentro dos BOPs submarinos durante as operações de DST. Após a SenTree assentar no wear bushing, a gaveta de tubos do BOP é fechada sobre os slicks joints para se obter a vedação hidráulica no anular. A configuração modular da SenTree permite que duas gavetas cizalhantes (shear rams) possam fechar acima do latch e duas gavetas de tubos sejam fechadas, fornecendo maior redundância, mesmo para os casos de configurações de BOPs muito compactas.

Descrição O sistema SenTree consiste de: - duas válvulas tipo fail-safe close; - mecanismo de desconexão (latch) que permite desconectar a coluna de teste na AST e retirar a parte da coluna acima da árvore; - uma Ratainer valve e sub de dreno opcionais para poços de gás e/ou operações em águas profundas. O mecanismo da válvula consiste de uma válvula tipo flapper com uma válvula esfera que pode cortar cabos de 5/16” até flexitubo de 1½”. Esta combinação fornece o sistema mais simples e mais confiável disponível. Produtos inibidores de hidratos podem ser injetados na coluna de teste diretamente entre as válvulas ou abaixo delas. A SenTree é operada por intermédio de console se superfície, posicionado na plataforma, e um carretel de mangueiras hidráulicas. As válvulas flapper e esfera são abertas aplicando pressão hidráulica, via umas das linhas de acionamento, e fechadas por ação mecânica e da força do efeito mola do Nitrogênio, após drenar a pressão hidráulica de acionamento. A desconexão é obtida quando se aplica pressão hidráulica na linha de unlatch. De qualquer modo, se não for possível aplicar pressão nesta linha ou o umbilical for cortado, a desconexão pode ser feita mecanicamente rompendo pinos e girando cinco voltas para a direita.

38

Sen Tree 3 (Short E-Z Tree System) Uma Retainer valve opcional, que fecha em conjunto com a SenTree, isola os fluídos do poço contidos na parte da coluna acima da árvore de teste após a desconexão, evitando assim a contaminação do riser de perfuração e riscos ambientais. A Retainer valve deve ser usada em conjunto com o sub de dreno para permitir drenar a pressão entre a SenTree e a Retainer valve.

Vantagens - design modular permite de adaptar ao BOP; - AST mais curta disponível no mercado; - válvula permite injetar no poço mesmo quando fechada; - controle do poço feito por sistema de duas barreiras, válvulas esfera e flapper; - desconexão testada até 400.000 lbf de overpull; - uma única corrida para pescaria e desconexão mecânica; - sistema de desconexão para águas profundas com resposta de 15 segundos; - completamente instrumentada, com pressão temperatura e posição das válvulas e do latch (opcional);

Especificações Serviço Máx. OD Mín ID Pressão de trabalho Pressão de teste Faixa de temperatura Máx tensão

H2S NACE MR-01.75 12,5 pol. 3 pol. 15.000 psi 22.500 psi -20 ºC a 177 ºC 520.000 lbf a 0 psi 255.000 lbf a 15.000 psi

Comprimento modular: módulo válvula 32,06 pol módulo latch 16,02 pol Configuração padrão: válvula desconectada válvula conectada bleed-off sub

36,02 pol. 46,11 pol. 18,875 pol.

Corte de flexitubo

1 ½ pol.

39

Curso de Teste em Poços

VI -

Sugestões e Outras Informações

1. Especificações • Ferramentas “F” • Ferramentas “G” • Ferramentas “C” e “E” 2. MCCV - Sugestões 3. PCTV - Sugestões 4. SLPJ - Sugestões 5. TFTV - Sugestões 6. Colchão - Considerações 7. Underbalance - SPE 20636 8. Considerações Gerais

40

Schlumberger Hostile Environment DST Tools Code

Description

Service

5" Pressure Controlled "F" String

Temp. O.D.

I.D. Length Connection

PCTV-F

Pressure Controlled Test H2S & Acid 410 °F Valve, 5.0" x 2,25" - 15K.

5.00"

2.25"

22.17'

PCTH-F

Pressure Controlled Test Valve, with Hold Open H2S & Acid 410 °F Module, 5.0" x 2.25"- 15K

5.00"

2.25"

25.24'

5.83'

SBSV-F*

Single Ball Safety Valve

H2S & Acid 410 °F

5.00"

2.25"

PORT-F

Pressure Operated Reference Tool

H2S & Acid 425 °F

5.00"

2.25"

Pressure Operated Ref. Tool With Formation H2S & Acid 425 °F Protection Module

5.00"

2.25"

PFPM-F

4.75' or 4.98 7.19' or 7.42'

SHRV-F

Single Shot Reversing Valve

H2S & Acid 425 °F

5.00"

2.25"

4.44'

TFTV-F

Tubing Fill and Testing Valve

H2S & Acid 425 °F

5.00"

2.25"

5.80'

RCAR-F

Recorder Carrier H2S & Acid 425 °F & optional shock mount

5.00" or 5.15"

2.25"

13.35' or 15.75'

MCCV-F**

Multi Cycle Circulating Valve

H2S & Acid 410 °F

5.00"

2.25"

9.10'

SLPJ-F

15 K Slip Joint

H2S & Acid 375 °F

5.00"

2.25"

23.22'

JAR-F

15 K Testing Jar

H2S & Acid 375 °F

5.00"

2.25"

~12'

SJB-F

15 K Safety Joint

H2S & Acid 425 °F

5.00"

2.25"

1.69' 2.31'

3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS 3-1/2 IF or 3-1/2 TDS

Tensile Str. Max. External Max. Internal Max. Differential As.Min. Yield Pressure Pressure Pressure 360,000 lb

N / A***

N / A***

15,000 PSI

360,000 lb

N / A***

N / A***

15,000 PSI

FC - 20 Kpsi FD - 20 Kpsi FE - 25 Kpsi FC - 20 Kpsi FD - 20 Kpsi FE - 25 Kpsi FC - 20 Kpsi FD - 20 Kpsi FE - 25 Kpsi FC - 20 Kpsi FD - 20 Kpsi FE - 25 Kpsi FC - 20 Kpsi FD - 20 Kpsi FE - 25 Kpsi

FC - 24 Kpsi FD - 30 Kpsi FE - 30 Kpsi FC - 24 Kpsi FD - 30 Kpsi FE - 30 Kpsi FC - 24 Kpsi FD - 30 Kpsi FE - 30 Kpsi FC - 24 Kpsi FD - 30 Kpsi FE - 30 Kpsi FC - 24 Kpsi FD - 30 Kpsi FE - 30 Kpsi

380,000 lb

N / A***

N / A***

15,000 PSI

360,000 lb

N / A***

N / A***

15,000 PSI

325,000 lb

N / A***

N / A***

15,000 PSI

360,000 lb

N / A***

N / A***

15,000 PSI

340,000 lb

N / A***

N / A***

15,000 PSI

360,000 lb

360,000 lb

360,000 lb

360,000 lb

360,000 lb

15,000 PSI

15,000 PSI

15,000 PSI

15,000 PSI 15,000 PSI & Across Flapper

* SBSV-F can be configured as PTV (Pipe Tester Valve), or PTSV (Pump Through Safety Valve) ** MCCV-F can be configured with a mandrel locking feature (MCVL-F).

Update Feb. 1996

*** N / A; Not applicable because these tools have no atmospheric chambers. OBS.: Threads 3 1/2" TDS are a special manufacturing

41

Schlumberger Hostile Environment DST Tools Code

Description

Service

3 1/8" Pressure Controlled "G" String

Temp. O.D. #

I.D. Length Connection

PCTV-G

Pressure Controlled Test H2S & Acid 375 °F Valve, 3.12" x 1.12" - 15K.

3.12"

1.12"

16.58'

PCTH-G

Pressure Controlled Test Valve, with Hold Open H2S & Acid 376 °F Module, 3.12" x 1,12"-

3.12"

1.12"

19.25'

SBSV-G*

Single Ball Safety Valve H2S & Acid 377 °F

3.12"

1.12"

5.92'

H2S & Acid 378 °F

3.12"

1.12"

4.62'

Pressure Operated Ref. H2S & Acid 379 °F Tool With Formation

3.12"

1.12"

6.51'

PORT-G

PFPM-G

Pressure Operated Reference Tool

SHRV-G

Single Shot Reversing Valve

H2S & Acid 380 °F

3.12"

1.12"

3.44'

TFTV-G

Tubing Fill and Testing Valve

H2S & Acid 381 °F

3.12"

1.12"

5.47'

H2S & Acid 382 °F

3.12"

1.12"

38.32' or 18.32'

H2S & Acid 383 °F

3.12"

1.12"

13.88'

H2S & Acid 384 °F

3.12"

1.12"

10.4'

RCAR-GA

RCAR-GB

MCVL-G

Recorder Carrier ** Carrys 2 gauges with shock mounts Recorder Carrier ** Carrys 1 gauge with shock mount Multi Cycle Circulating Valve with Locking System

SLEPJ-G

15 K Slip Joint

H2S & Acid 385 °F

3.12"

1.12"

21.52'

JAR-G

15 K Testing Jar

H2S & Acid 386 °F

3.12"

1.12"

7.52'

SAP-G

15 K Safety Joint

H2S & Acid 387 °F

3.12"

1.12"

2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS 2-3/8 Regular or 2-3/8 TDS

Tensile Str. As.Min Yield

Max. External Max. Internal Max. Differential Pressure Pressure Pressure

160,000 lb

N/A

N/A

15,000 PSI

160,000 lb

N/A

N/A

15,000 PSI

160,000 lb

20,000 PSI

30,000 PSI

15,000 PSI

160,000 lb

20,000 PSI

30,000 PSI

15,000 PSI

160,000 lb

20,000 PSI

30,000 PSI

15,000 PSI

160,000 lb

20,000 PSI

30,000 PSI

15,000 PSI

160,000 lb

20,000 PSI

30,000 PSI

15,000 PSI & Across Flapper

160,000 lb

N/A

N/A

15,000 PSI

160,000 lb

N/A

N/A

15,000 PSI

160,000 lb

20,000 PSI

30,000 PSI

15,000 PSI

160,000 lb

N/A

N/A

15,000 PSI

160,000 lb

N/A

N/A

15,000 PSI

15,000 PSI

* SBSV-G can be configured as PTV (Pipe Tester Valve), or PTSV (Pump Through Safety Valve) ** The RCAR-GA/GB is designed to be run with WTQR's, HPR's or Amerada Gages. # Tests are in progress to upgrade the PCTV-G string to 425 °F tempe N / A; Not applicable because these tools have no atmospheric chambers, and thus are only controlled by differential pressure. OBS.: Threads 2 3/8" TDS are a special manufacturing

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Especificações das Ferramentas “C” e “E”

Código

Descrição

PCTV-C

Pressure Controlled Tester Valve

HOOP-C HOld-OPen Module SHRT-C

Hydrostatic Reference Tool

SLPJ-C

Slip Joint

JAR-C

Hydraulic Jar

MCCV-E

Multi-Cycle Circulating Valve

SBSV-E

Single Ball Safety Valve

PTV-E

Pipe Tester Valve

PTSV-E FASC-E

Pump Through Safety Valve Fullbore Anular Sample Chamber

Serviço Temp. O.D. H2S / Acido H2S / Acido H2S / Acido H2S / Acido H2S / Acido H2S / Acido H2S / Acido H2S / Acido H2S / Acido H2S / Acido

I.D.

Força de Tensão

Pressão Máxima Ext.

Int.

Dif.

300°F

5"

2.25" 380 Klbs 10 Kpsi 10 Kpsi 10 Kpsi

300°F

5"

2.25" 412 Klbs

N/A

N/A

10 Kpsi

300°F

5"

2.25" 300 Klbs

N/A

N/A

10 Kpsi

300°F

5"

2.25" 378 Klbs

N/A

N/A

10 Kpsi

300°F

5"

2.25" 272 Klbs

N/A

N/A

10 Kpsi

350°F

5"

2.25" 350 Klbs

N/A

N/A

10 Kpsi

350°F

5"

2.25" 350 Klbs 13 Kpsi 13 Kpsi 10 Kpsi

350°F

5"

2.25" 350 Klbs 13 Kpsi 13 Kpsi 10 Kpsi

350°F

5"

2.25" 350 Klbs 13 Kpsi 13 Kpsi 10 Kpsi

350°F

5"

2.25" 350 Klbs 15 Kpsi 15 Kpsi 10 Kpsi

MCCV Sugestões Vazões de fluxo e capacidade total » Vazão de fluxo: 0,6 bpm/port » Vazão total: 60 Bbls/port Isto é baseado em lama 16.5 lb/gl a base de água •

• Operação em poços com baixa hidrostática Cuidado deverá ser tomado que permitam uma margem de segurança entre a pressão aplicada no anular e a pressão de abertura do PCTV. Considere isto quando estiver circulando reversa ou direta. • Ciclando MCCV Cuidado deverá ser tomado para evitar as ondas de pressão que podem ciclar a MCCV. Toda vez que a pressão aplicada é drenada, uma onda de pressão pode ser criada se a válvula de dreno é fechada rapidamente. A drenagem por um choke ajustavel é mais eficiente que pela válvula de dreno da bomba. • Deslocando Colchão de Nitrogênio É conveniente uma margem de segurança (150 metros) entre o nitrogênio e a MCCV para prevenir que algum nitrogênio seja deslocado para o anular. PCTV Sugestões

•

Monitorando a Pressão do Anular

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Geralmente os manômetros na sonda não são precisos, portanto, é conveniente instalar um monitor de pressão no anular (se possível com carta). Antes de começar um teste, identifique a bomba que será usada para pressurizar o anular e se o sondador informou aos plataformistas e torrista que ela não poderá ser desligada. » Antes de fechar a gaveta do BOP bombeie através do sistema para verificar se o alinhamento está correto. » Identifique quais os manômetros na plataforma que irão marcar a pressão do anular. » Muitas sondas tem um SWACO - Utilize para drenar o anular se necessário. Se não houver SWACO na sonda, um plataformista terá que drenar manualmente o anular sempre que necessário. As implicações deveram ser cuidadosamente faladas para ele. Os strokes da bomba deverá ser monitorados toda vez que aplicado pressão, como um backup para os manômetros. • PCTV/PORT Pressão de Referência Uma vez que a PORT tenha sido ativada, cuidados deverão ser tomados para que não reduza inadvertidamente a hidrostática do anular. Por exemplo permitindo que o nível de fluido do anular caia ou circulando com fluido leves no anular e a seguir com um mais pesado. » Se a perda da pressão de referência for alta, a PCTV poderá permanecer aberta. • Detecção da abertura da PCTV na superfície A abertura da PCTV é vista na superfície pelo um aumento da pressão na superfície, pelo sopro pela mangueira de sopro ou pela produção do colchão. Em operação de TCP é difícil identificar a abertura da PCTV antes do disparo. Um pequeno aumento de pressão pode ser criado pelo assentamento do packer. Se a PORT é usada, a pressão trapeada abaixo da bola poderá servir como uma indicação de abertura. •

PCTV-C - Eccentric Pin danificado » Algumas falhas de não fechamento da PCTV são causadas pelo Eccentric Pin empenado ou danificado. » Assumindo que o Space out está correto e que a ferramenta foi testada corretamente, a seguir as possíveis causas: • Abertura da bola com diferencial maior acima da bola. • Sujeira ou lixo impedindo a rotação da bola. • Torque excessivo no Top Sub; que resulta em excessivo fricção e pode causar a quebra do pino.

• PCTV - Abertura durante circulação reversa Cuidados deverão ser tomados para permitir uma apropriada margem de segurança entre a pressão aplicada no anular e abertura da PCTV (crack pressure) durante a circulação reversa.

Slip Joint Sugestões Cálculo dos Slip Joint • Efeitos pela variação de temperatura » A coluna maior e a coluna menor contraem e expandem por variações de temperatura durante um fluxo ou uma acidificação. O número de Slip Joints fechados devem ser maior que a contração esperada; e os Slip Joints abertos deve ser maior que a expansão esperada. • Cálculos 1 Cálculo da temperatura média TA1 = (BHT1 + WHT1) / 2 2 Cálculo da temperatura média durante a acidificação ou fluxo. TA2 = (BHT2 + WHT2) / 2 3 Cálculo do DT DT = TA1 - TA2

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Cálculo da variação E = L x (6,90 x 10-6) x DT E = Variação no comprimento da coluna (metros) DT = Variação na temperatura média 4

TFTV Sugestões • Teste de pressão contra TFTV : Antes de se realizar um teste de pressão contra a TFTV é recomendado a circulação reversa de 5 barris através da ferramenta. Acumulo de detritos acima da flapper pode vir causar um vazamento durante o teste de pressão. • TFTV isola MSRT/DGA durante testes de pressão A TFTV poderá ser usada em trabalho em que a pressão hidrostática mais a pressão de teste venha exceder a pressão de trabalho do MSRT/DGA.

Colchão Considerações Trabalhos de DST requerem um colchão (liquido ou nitrogênio), que é designado para limitar uma excessiva queda de pressão no momento da abertura da PCTV. Uma excessiva queda de pressão pode resultar em: » Modificação do fluido contato perto da zona testada em volta do fundo do poço. » Produção de areia e possivel entupimento do tubo perfurado e das ferramentas de teste. » Danos na borracha e vazamento pelo selo do Packer. » Desgaste das ferramentas. A par dos riscos que pode surgir na abertura do poço, o colchão é essencial em poços profundos onde a pressão hidrostática da lama é maior que a pressão de colapso dos tubos/drill pipe. » Considerações no cálculo de colchão a - Cálculo da pressão diferencial através: • Packer • Coluna e Ferramentas de DST/TCP Formação b

- Pressão diferencial deve ser calculada para as seguintes condições, quando aplicável : • Colapso do tubo. Verificar a pressão de colapso(usar 20 - 25% de fator de segurança). • Colapso do revestimento Isto pode ocorrer abaixo do Packer quando a PCTV for aberta pela primeira vez. Isto também pode ocorrer se o revestimento ainda não foi perfurado ou as perfurações estão obstruídas. Se a cimentação for boa isto provavelmente não acontecerá.

Rompimento do revestimento Isto pode ocorrer acima do Packer se existe canais no cimento da zona de teste para acima do packer. » Colchões líquidos : Quando adicionado um colchão líquido na coluna, é uma boa idéia abastecer os comandos antes de começar a descer a coluna e também abastecer a coluna a cada 10 seções. Deste modo reduziremos a chance de trapear ar na coluna reduzindo o efetivo peso do colchão. •

»

Colchões de nitrogênio : a - Operações : – Colchões de nitrogênio tem a vantagem sobre os colchões líquidos em que ele pode se drenado na superfície durante o teste.

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Quando utilizando um colchão de nitrogênio, ocasionalmente verifique o anular por borbulhamentos que poderão indicar um vazamento na coluna de teste. a - Considerações e precauções Nitrogênio é muito compressivo e as pessoas devem ter extremo cuidado quando trabalhando em torno de linhas pressurizadas com nitrogênio. O rompimento de um tubo é como uma bomba. –Colchão de nitrogênio as vezes devem ser usados em combinação com colchão de água como proteção contra o colapso da coluna.

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Underbalance: SPE 20636

7,000 6,000 5,000 4,000

PSI 3,000 2,000 1,000 0 0.1

1

10

100

1000

10000

Permeabilidade (md) U = 2900 / K0.36

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Considerações Gerais Teste de Funcionamento e Pressão nas ferramentas deverá ser feito antes de descelas no poço. • Preparação do diagrama da coluna com comprimentos, diâmetros internos e externos. Copia para o fiscal e sondador. Verificação da pressão de teste máxima do revestimento, pressão hidrostática, peso da lama, desvio do poço, peso do colchão e pressão e temperatura do poço. • Sempre que operações de Wireline são planejadas, tubos, drill pipes e ferramentas deverão ser gabaritadas. • Cálculos hidráulicos devem ser feitos para determinar a quantidades de comandos necessário para o assentamento o Packer. • Os comandos a serem usados devem estarem limpos e os estados dos espelhos verificados. Realização de uma reunião de segurança com o cliente, pessoal da plataforma e todo pessoal envolvido no teste. Rever todas os passos da operação, os possíveis riscos e os procedimentos de abertura e fechamento do poço. Responsabilidade entre Schlumberger, outros pessoal em serviço e cliente devem ser claramente definidos antes de começar o trabalho. •

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Curso de Teste em Poços

VII - Procedimentos para Emergências e Planos para Contingências 1. 2. 3. 4. 5.

Problemas na PCTV Problemas na MCCV Vazamento na Coluna de Teste Desconexão da Ez-Tree Inibição de Formação de Fidratos

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1 - Problemas na PCTV PCTV não abre • • • • • • • •

Verificar se todas as válvulas de superfície estão abertas, inclusive a válvula remota da cabeça de teste . Verificar que a Ez-Tree está aberta. Verificar os strokes acumulados. Pelo menos 10 strokes devem ter sido bombeados para pressurizar o anular. Se menos, então uma válvula na linha para o anular está fechada. Verificar a pressão na coluna. Se não há comunicação. Verificar os cálculos do Disco de ruptura da PORT. Drenar a pressão do anular e aplicar uma vez mais. Aplicar mais pressão no anular; ter em mente os valores de pressão da cabeça de disparo do canhão TCP, caso seja usado, e disco de ruptura, manter 500 psi de margem de segurança. Drenar a pressão do colchão, a formação pode ser fechada e impossibilitada de produzir contra esta pressão. Se Datalatch é disponível; confirmar a abertura da PCTV lendo a memória do MSRT ou DGA.

Geralmente, é melhor prosseguir com o teste como planejado a menos que fique comprovado que a PCTV não abriu.

PCTV não fecha • Repetir o ciclo de pressão no anular. Caso a deposição de detritos impedira o fechamento da ferramenta, isto poderá retira-los. Tentar drenar a pressão rapidamente numa tentativa de impacto na ferramenta. • Em um poço de gás com alta vazão, após uma acidificação ou durante um teste de injetividade a temperatura de fundo diminui. Isto poderá resfriar o Nitrogênio diminuindo a pressão da câmara para abaixo da pressão de referência e mantendo a PCTV na posição aberta mesmo após a despressurização do anular. • Se ocorre a falha descrita acima, repressurize o anular e mantenha. Realize o fechamento na superfície durante a estáticas. Se uma válvula de segurança é disponível, ela somente poderá ser utilizada no fechamento final. Nota: Se durante um fechamento na superfície ocorre o fechamento de uma válvula de fundo, então todos os dados estarão perdidos. • Uma razão para que a PCTV permaneça aberta é a decantação de baritina, que pode causar a prisão do Packer no final do teste. • Se válvula de segurança é disponível está poderá ser usada para o fechamento final. Se não há válvula de segurança na coluna, o poço deverá ser amortecido.

–

Recomenda-se o uso da SBSV (ou PTSV) em todos trabalhos de DST

Pode haver ocasiões onde a PCTV venha falhar no fechamento. Isto pode deixar o teste sem um fechamento final e conseqüentemente a necessidade de recalcar o fluido da coluna. A principal vantagem é que a SBSV permaneça aberta não afetada pela seqüência do teste até que seja atuada. Portanto não há chance de danificar o selo, deverá ser posicionada bem acima para evitar detritos, não utiliza Nitrogênio, e tem uma grande força de fechamento, suficiente para cortar arame(Slick line) ou cabo elétrico monocondutor.

Queda de pressão no Anular

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• Verificar a pressão na coluna para possível comunicação. Se a pressão na coluna estiver aumentando, poderá haver um vazamento na coluna de teste. − Pressão aplicada no Anular > Pressão da coluna na superfície = Vazamento na coluna superior − Pressão aplicada no Anular < Pressão da coluna na superfície = Vazamento na coluna inferior • Se pressão na coluna não é afetada pela pressão no anular, verifique o seguinte: − Check valve da bomba de lama, ligue a bomba ou coloque uma válvula na linha. − Verifique por retornos na superfície. Balanceio da Ez-Tree, a gaveta pode não estar vedando no slick joint.

Aumento de pressão no Anular • Se a pressão no anular aumentar após a estabilização do fluxo, poderá haver um vazamento na coluna de teste • Drenos contínuos da pressão no anular poderá eventualmente resultar no poço fluindo através do anular. Se os drenos são feitos em longos períodos de tempo, então isto é normal devido ao efeito temperatura. Relembre que um aumento na abertura de fluxo vai aumentar a temperatura no anular. • Mantenha o anular fechado e permita o aumento de pressão. • Abra a válvula de reversa e circule reversa. Após a circulação reversa, desassentar o Packer e circule reversa novamente até remover todo gás do anular antes de retirar a coluna.

2 - Problemas na MCCV MCCV não abre • Se as condições permitem, coloque alguma pressão no Anular para monitorar quando a MCCV abre (500 psi). Talvez algum detrito esteja obstruindo a ferramenta. • Averiguar Pressões hidrostáticas (anular e coluna). Por exemplo verifique o gradiente de pressão( óleo, água, fluido, etc.); a MCCV requer pressão na coluna 500 psi acima da pressão no anular para ciclar. • Se as pressões estão corretas, continue ciclando a ferramenta. Um ciclo pode ter sido perdido ou a contagem foi incorreta. Plano de contingência MCCV não abre para o deslocamento de fluido: • Ciclar a PCTV para a posição de Hold Open, se disponível, e deslocar direto. O exemplo a seguir detalha outro modo para deslocar fluidos sem a MCCV, porém, é recomendado um cuidadoso plano na seqüência deste procedimento, mais particularmente em operações com TCP. O procedimento do trabalho era abrir a MCCV e deslocar um colchão para obter um underbalance de 2000 psi na formação. A MCCV não abriu; havia uma PCTV na coluna sem HOOP. A PCTV foi aberta com 1500 psi no anular com o Packer desassentado. A Cabeça de teste foi fechada na superfície para que equaliza-se as pressões no anular e coluna. O colchão foi então deslocado através do sub de circulação abaixo do Packer. Para se manter a PCTV aberta, foi utilizado o choke da plataforma (Swacco), sempre mantendo a pressão de circulação entre 1500 e 2000 psi. MCCV não cicla para posição de reversa

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• Ciclar a PCTV para posição de Hold Open, desassentar o Packer e circular pela extremidade da coluna. • Pressurizar o anular para abrir a SHORT; porém, tenha em mente que uma vez aberta a SHORT não poderá ser fechada. MCCV não fecha: • Tentar circular; poderá haver alguns detritos travando o mecanismo da ferramenta. • Se não houver sucesso aplique pressão no anular com a cabeça de teste fechada na superfície para se equalizar a pressão na coluna. Drenar rapidamente a pressão da coluna; isto poderá superar a fricção excessiva causada por detritos. 3 - Vazamento na Coluna O vazamento ocorre entre o Packer e a Válvula de teste Desde que a válvula de teste requer pressão no anular para permanecer aberta, um vazamento abaixo da válvula de teste vai resultar em perda da pressão do anular causando o fechamento da válvula de teste. Para identificar este problema, pressurize o anular. A pressão no anular aumentará rapidamente até o ponto em que válvula de teste abre, sobre o qual começará reduzir. Um aumento de pressão na superfície indicará a abertura da válvula. Uma vez identificado o problema, circular reversa, condicionar a lama e retirar a coluna. O vazamento ocorre na parte inferior da coluna de teste entre a Válvula de teste e o BOP Um vazamento aqui causará uma perda de pressão no anular e fechamento da válvula de teste. Se a coluna está vazia, o anular atentará para o efeito de tubo em ‘U’. Nesta situação, bombear pela coluna rapidamente para amenizar o efeito de lavagem devido ao vazamento. O anular deverá ser completado também. Uma vez os dois lados cheios, pressurizar a coluna e observar o anular para identificar aonde ocorre o vazamento. Após identificar o vazamento, circular reversa e retirar a coluna de teste. Usar uma válvula de reversa operada pelo anular. O vazamento ocorre na parte superior da coluna mas abaixo do BOP Um vazamento aqui causará num aumento da pressão no anular se o poço está fluindo com alta pressão na superfície. • Tentar fechar a válvula de teste drenando a pressão do anular. • Se a pressão no anular não poder ser drenada, permitir este aumento e potencialmente auxiliar com a bomba de lama para operar a válvula de segurança ou a válvula de reversa. • Após aberta a válvula de reversa, circular reversa e retirar a coluna. O vazamento ocorre num ponto na coluna onde a pressão de fluxo é igual a pressão no anular: Se isto ocorrer: • O vazamento não será identificado enquanto fluindo o poço. • Durante o período de estática, o anular começará ser contaminado com o fluido do poço reduzindo assim o peso da lama. • Se após o fechamento da válvula de teste; é reduzida a pressão da coluna acima, o nível do anular irá abaixar e a coluna será preenchida com lama. Este problema poderá ser identificado quando pressurizarmos o anular para reabrir a válvula de teste. • Aumento de volumes de lama serão necessários para um simples pressurização. • Uma resposta será vista na superfície quando aplicada pressão no anular. • Os seguintes fatores poderiam ser considerados antes de tomar qualquer decisão: • O problema com o tubo pode ter enfraquecido uma conexão que poderá partir quando exposta ao peso da coluna. • Circulação reversa pode enfraquecer a conexão pela passagem de fluidos através dela. • Por segurança nestes casos devemos abrir a válvula de reversa, condicionar a lama e retirar a coluna.

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4 - Desconexão da Ez-Tree Procedimentos de emergência utilizando a Ez-Tree pode categorizados dentro de três distintos acessos: - Tempo disponível - Tempo mínimo - Desconexão mecânica Tempo disponível: • O poço poderá ser amortecido antes da desconexão da Ez-Tree. Não haverá hidrocarbonetos na coluna de teste e a válvula de teste poderá ser fechada. • Pressurizar a linha ‘B’ para auxiliar no fechamento. Despressurizar a linha ‘A’ para fechar a Ball e a Flapper valve. • Aliviar o peso da coluna no Wear bushing evitando que a coluna fique tencionada até a Ez-Tree. • Pressurizar a linha ‘C’ para ativar o mecanismo de desconexão. • Subir a coluna para desconectar a Ez-Tree e colocá-la acima do BOP. • Se possível, fechar a gaveta cega e desconectar o riser. A sonda pode agora ser movida da locação. Tempo mínimo: • Se o poço não pode ser amortecido, a válvula de teste deverá ser fechada. • Pressurizar a linha ‘B’ para auxiliar no fechamento, se o tempo permitir. Despressurizar a linha ‘A’ para fechar a Ball e Flapper valve. • Despressurizar a coluna acima da Ez-Tree. • Aliviar o peso da coluna no Wear bushing evitando que a coluna fique tencionada até a Ez-Tree. • Pressurizar a linha ‘C’ para ativar o mecanismo de desconexão. • Subir a coluna para desconectar a Ez-Tree e colocá-la acima do BOP. • Se possível, fechar a gaveta cega e desconectar o riser. A sonda pode agora ser movida da locação. • Se há algum tempo disponível, mas não suficiente para amortecer o poço, pode ser satisfatório somente despressurizando o anular até 500 psi por exemplo, e então continuar com método tempo mínimo.

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Desconexão Mecânica: • Se o poço não pode ser amortecido, a válvula de teste deverá ser fechada. • Pressurizar a linha ‘B’ para auxiliar no fechamento (se o tempo permitir). Despressurizar a linha ‘A’ para fechar a Ball e Flapper valve. • Despressurizar a coluna acima da Ez-Tree. • Aliviar o peso da coluna no Wear bushing evitando que a coluna fique tencionada até a Ez-Tree. • Com a Chave Flutuante aplicar o torque requerido para a direita para quebrar os shear pins do mecanismo de desconexão mecânica. • Girar aproximadamente 12 voltas para a direita. • Subir a coluna para desconectar a Ez-Tree e colocá-la acima do BOP. • Se possível, fechar a gaveta cega e desconectar o riser. A sonda pode agora ser movida da locação.

5 - Inibição de Formação de Hidrato A formação de hidratas pode ser prevenida por desidratação para evitar a fase aquosa livre. Desidratação é normalmente preferível, porém a inibição pode ser com freqüência satisfatória. A inibição utiliza a injeção de álcool ou glicol para abaixar a temperatura de formação de hidrato a uma mesma pressão. Produtos com Metanol, Álcool Etílico (Etanol) ou Glicol podem ser usados como inibidores. Porém o mais popular é o Etanol por ser o que apresenta menor custo e não é tóxico. O gás natural sempre contem vapor de água uma vez que e o gás de reservatório sempre está saturado com este vapor sob as condições de reservatório. As mudanças de temperatura e pressão do fundo à superfície sempre causam a condensação de parte desta água dentro do poço devido à queda na temperatura do gás e nos equipamento de superfície quando a temperatura diminui devido a expansão. Este fato está apresentado na carta 5-1 de Mc KETTA e WEHE mostrando a quantidade de vapor de água saturado em diversas condições de pressão e temperatura. Isto é, água condensada e carregada pelas flow lines. Esta água livre no gás é um sério problema uma vez que tende a congelar nos equipamentos em forma de hidrato deixando os medidores e válvulas inoperantes e até mesmo obstruindo chokes ou linhas. Os hidrato são formados a temperaturas acima do ponto de congelamento normal da água quando há presença de hidrocarbonetos leves dissolvidos na água sob certas condições de baixa temperatura e alta pressão. Este processo de formação de hidrato é acelerado quando há alta velocidade do gás, pulsação na pressão ou outra agitação, tal como cotovelos, que causam a mistura dos componentes dos hidrato. Estas condições de formação de hidrato podem ser previstas usando a carta 5-2 a 5-7. Estas cartas somente devem ser usadas para uma primeira aproximação das condições de formação de hidrato. Para uma determinação das condições de formação de hidrato mais precisa, serão necessários cálculos baseados na composição dos gás com Kv - s. Pode-se notar que quanto maior a pressão do gás, maior será a temperatura em os hidrato formarão. Algumas medidas devem ser tomadas para prevenir obstruções nas linhas de gás devido à formação de hidrato. Durante o well testimg, pode-se adotar somente um ou uma combinação dos seguintes procedimentos: 1 - Aquecer o gás acima da temperatura de formação de hidrato;

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2 - Injetar agentes inibidores de hidrato, tais como: metanol (álcool metílico, etanol (álcool etílico) ou TEG (tri-etileno glicol), a água é dissolvida e não contribui para a formação de hidrato; 3 - Reduzir a pressão na linha, quando os hidrato são formados, permitindo que eles derretam. Esta é uma solução temporária e não deve ser sempre aplicada.

5.1 - Presença de água nos gases O conteúdo de água depende da pressão, temperatura e composição. O efeito da composição aumenta com a pressão. Gases naturais contendo 70% de metano e uma pequena quantidade de componentes pesados possuem correlações de pressão adequadas para várias aplicações. A carta 5-1 é um exemplo de tal correlação. Esta carta foi publicada em 1958 e foi baseada em dados experimentais disponíveis naquela época, ela tem sido usada por vários anos para a determinação de desidratantes de gases naturais. CARTA 6-1 - Conteúdo de água nos hidrocarbonetos de gás ( por McKetta e Wehe)

55

5.2 - Predição das condições de formação de hidrato

56

O propósito da carta 5-2 é determinar a temperatura de formação de hidrato em função da pressão e densidade do gás. Os gráficos 5-3 a 5-7 são usadas para uma se obter aproximação das condições de formação de hidrato e para estimar a expansão permissível sem a formação de hidrato.

CARTA 6-2

- Temperatura na qual os hidrato do gás irão congelar (por Katz)

5.2

Exemplo: para um gás de S.G.=0.7 a 1000 Psia, haverá hidrato a uma temperatura de 64ºF. A 500 Psia isto ocorrerá a 55,5 ºF.

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Curso de Teste em Poços

VIII - Aquisição de Dados do Teste 1. 2. 3. 4.

Registradores de Memória - Unigages Registradores de Tempo Real - Yo-yô Registradores Mistos - Sistema Datalatch com MSRT e DGA Sistema de Aquisição de Dados de Superfície - Computest

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Um dos requerimentos mais importantes para um teste de formação é a aquisição de dados do poço e do reservatório. Esta aquisição de dados é composta em duas operações distintas: a aquisição de dados de fundo que utiliza sensores de pressão e temperatura conectados à coluna em porta registradores ou diretamente ao cabo elétrico podendo, respectivamente, armazenar os dados em memória - Registradores de Memória - para posterior leitura após o teste ou transmitir os dados em tempo real para a superfície - Yo-yô, Datalatch e DGA.

Aquisição de Dados de Fundo A Aquisição de Dados de Fundo é método usado para se obter os dados de pressão do reservatório durante os períodos de teste. Estes são fundamentais para determinar os parâmetros da formação, Índice de Produtividade e Dano.

VIII.1 - Registradores de Memória - FHPR e Unigages (WTSR, WTQR, WCQR e SLSR) Os registradores de memória são compostos de três partes distintas: 1 - Os sensores de pressão e temperatura que transforma uma grandeza física (P e T) em sinais elétricos (voltagem ou freqüência). Os transdutores de pressão podem ser das mais variadas tecnologias, tais como: Strain Gauge, Capacitância, Safira Gauge, Sensor de Quartzo e Sensor de Quartzo Compensado. 2 - O módulo de processamento e gravação dos dados que trata e processa os sinais provenientes dos sensores, convertendo-os em valores digitais de pressão e temperatura e gravando na memória um frame de informações de P, T e tempo. Estas memórias são do tipo EEPROM, que mantêm a integridade dos dados gravados mesmo após a perda de carga da bateria. 3 - O módulo de bateria que tem por finalidade exclusiva a alimentação dos circuitos elétricos.

Os dados de pressão e temperatura, são recuperados após a leitura dos registradores. A programação do mesmo consiste nos seguintes parâmetros: - Delay Time:é o tempo necessário desde a conexão da bateria até o início da aquisição. serve para poupar bateria durante a descida da coluna. - Scanning Rate:é o menor intervalo de tempo de aquisição entre dois dados consecutivos. É a taxa de amostragem dos dados. - Nível de Compressão: serve para economizar memória. Verifica se duas medidas consecutivas estão dentro de uma determinada tolerância, caso positivo, a medida anterior é eliminada. O sistema de aquisição chamado de SCPU-C, executa programação e a aquisição (leitura) dos dados da ferramenta. Uma interface providencia a comunicação entre o registador e o computador, o CRIB (Computer Recorder Interface box). Os dados digitalizados, então, são transferidos para o computador para posterior processamento e interpretação. As listagens dos dados tanto via impressora como em diskette 3 1/2" formato ASCII podem ser fornecidas, assim como os gráficos lineares, Semi-log, Log-log, Horner, Superposição e Derivada, necessários para a interpretação do teste. Os unigauges possuem um firmware chamado Mamory Guard que permite que o registrador seja reprogramado automaticamente com um Scanning Rate maior sempre que a ocupação da memória chegar a 80%, evitando assim que se percam dados no final do teste por falta de espaço na memória.

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VIII.2 - Registradores de Tempo Real - Yo-yô Este tipo de operação consiste em conectar uma ferramenta transdutora de pressão e temperatura - TPT ou Unigage - ao cabo elétrico obtendo assim os dados em tempo real na medida em que a ferramenta vai descendo no poço. Uma limitação deste método é de não poder fechar o poço no fundo uma vez que a ferramenta ficaria acima da válvula de fundo sem poder registrar os dados da estática. O Yo-yô é bastante utilizados em TPs aonde o fechamento do poço para a estática é feito na superfície. Uma utilidade bastante prática dos Unigages é a configuração em tandem. Esta configuração consiste em conectar dois Unigages - o superior deve ser um WTSR e o inferior qualquer unigage - ao cabo elétrico obtendo assim a reposta em tempo real de dois registradores independentes, não apenas um. Isto permite um melhor controle de qualidade sobre os dados adquiridos com a comparação entre os sensores durante o teste.

Surface Read - Out Yo-yô

¾

Sensor

Yo-yô em coluna sem válvula de fundo VIII.3 - Registradores Mistos - MSRT, DGA com Sistema Datalatch O Sistema Datalatch permite que os dados gravados no MSRT (Multi Sensor Recorder & Transmitter ) ou no DGA ( DST Gauge Adapter) sejam recuperados em tempo real por intermédio do LDCA (Linc Downhole Latch Assembly) e do LRT (Linc Running Tool ) que está conectado à superfície via cabo elétrico. Este é um sistema dual, pois permite que o sensor de fundo trabalhe tanto como registrador de memória como tempo real.

60

O MSRT é um registrador eletrônico fulbore, 2 ¼ “ID. Ele possui três canais de pressão independentes e um de temperatura, podendo simultaneamente adquirir dados de pressão acima da válvula de fundo, abaixo da válvula de fundo, no anular ou qualquer combinação dos três canais. Por ser uma ferramenta fulbore, não há nenhuma obstrução de fluxo na coluna, que é muito importante durante as estimulações e operações through tubing. A eletrônica da ferramenta fica instalada diretamente acima da válvula de fundo - PCT. Além de armazenar os dados em memória e transmiti-los em tempo real. Este sistema permite que o registrador seja reprogramado da superfície sempre que o LRT estiver conectado na ferramenta. A comunicação entre o LRT e o registrador é feita por um acoplamento indutivo entre as bobinas do LRT - bobina macho - e do LDCA - bobina fêmea que torna a comunicação entre as ferramentas mais confiável. O PowerLinc, nova versão do LRT, tem a capacidade de alimentar o circuito eletrônico do MSRT quando estiver conectado, poupando assim a vida útil da bateria.

Especificações Gerais Máx. pressão ID Máx. pressão anular Máx. temperaura OD / ID (pol.) Tração máxima Serviço Comprimento

-

17 000 Psi 15 000 Psi 175 ºC (limitada pela bateria) 5,0 / 2,25 450 000 lbf H2S / Ácido 2,75 m ( bateria simples) / 3,17 m (bateria dupla)

Performance Metrológica Canal de pressão Range Precisão Resolução

-

até 15 000 Psi ± 10 Psi 0,2 Psi @ 1 seg. SR

Canal de temperatura Calibração Precisão Resolução

-

25 ºC até 175 ºC 0,5 ºC 0,2 ºC

Especificações Nº de canais Delay Time Scanning Rate -

4 ( 3 de pressão e 1 de temperatura) 0 a 255 minutos (incrementos de 1 minuto) 1 a 255 segundos (incrementos de 1 segundo)

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Wireline Test string

LINC wireline running tool

DataLatch Fullbore DST recorder & real-time data acquisition system

Latch LINC housing

Flow by-pass Inductive coupling

Battery MSRT tool

DST test valve

Electronics Pressure transducers (3) Selective ports

ID 2 1/4"

Below valve pressure channel

OD 5"

Sistema Datalatch* com MSRT

O DGA pode ser usado como um porta registrador para quatro unigages com a capacidade de gravar as pressões acima da válvula testadora, abaixo da válvula (formação) e no anular independentemente com os quatro Unigages. Para aquisição em tempo real, basta conectar o DGA a um adaptador - DLWA - que, por sua vez, faz a comunicação com o acoplador indutivo LDCA. Desta forma, tem-se o sistema Datalatch com DGA e a leitura em tempo real e reprogramação dos quatro registradores é possível desde que o PowerLINC esteja conectado. Este sistema também é um registrador misto uma vez que os unigages funcionam como registradores de memória quando o Power LINC não está conectado.

Datalatch* DGA com 4 Unigages VIII.4 - Aquisição de Dados de Superfície - COMPUTEST

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O Sistema COMPUTEST monitora os dados adquiridos de fundo e de superfície durante um Well Testing, armazenando, calculando e apresentando em tempo real as informações. Os dados são validados durante o teste. É um Sistema Modular composto de: Sensores eletrônicos de fundo e superfície Unidades de aquisição de dados Sistema de processamento e interpretação de dados O Sistema COMPUTEST oferece na locação: Aquisição em Tempo Real Processamento dos Dados Validação dos Dados Elaboração do relatório completo das informações. Análise em TEMPO REAL Para otimização do processamento de todos os parâmetros adquiridos, um sistema de aquisição e um de processamento de dados serão utilizados para permitir que os dados adquiridos de superfície como de fundo, possam ser monitorados em tempo real e interpretados simultaneamente. Vantagens do Sistema COMPUTEST : *Relatório com todas as informações preparado na locação, ao final do teste. *Confiabilidade através do sistema de redundância dos sistemas de aquisição. *Sistema de aquisição de dados de superfície com sistema de Proteção Intrínscica.

Segurança: Como todos o sistema é dotados de “Proteção Intrinscica” o mesmo pode ser usado em zonas perigosas. ( com possível presença de fluídos inflamáveis). Em uma área classificada com probabilidade de explosão, aparelhos elétricos serão classificados como equipados com “Proteção Intrincica”, se os mesmos satisfazem as normas editadas na Europa pelo CENELEC ( Comitê Europeu para Padronização Eletrotécnica ). Os equipamentos são construídos de acordo com as normas Européias EN 50-039 e EN 50020. As linhas que comunicam os sensores às unidades de aquisição estão submetidas a uma baixa voltagem de modo que, caso haja algum rompimento as mesmas não produzirão faíscas ou calor para a atmosfera, capaz de provocar uma explosão, mesmo que a mesma esteja cotaminada com gases combustíveis. Cada sensor está conectados a um DAU ( Unidade de Aquisição de Dados), e ambos deverão estar aterrados (ver esquema)

Medições de Superfície. Sensores eletrônicos para as aquisição de dados de pressão, temperatura e vazão são conectados às Unidades de Aquisição de Dados (DAUs), que executam a função de toda aquisição , antes de transferir para o computador central. Cada DAU tem a possibilidade de

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monitorar até 8 sensores independentes. Normalmente se usam duas DAUs, uma para o manifold de teste e a outra para o separador. Tanto os sensores como os DAUs podem ser instalados em qualquer área ( separador, cabeça do poço, tanque de aferição ),pois os mesmos possuem o sistema “Proteção Intrínscica”. Sistema de Aquisição de Dados: O sistema SCPU-C 486 está baseado em um computador portátil da marca Compac, com um monitor e uma placa Digiboard conectada a um módulo de Proteção Intrínscica chamado ISD, usando um software de aquisição de dados; o Schlumberger Production Software, Versão 4.0. Baseado no sistema operacional Unix, para um melhor manuseio da aquisição em tempo real. O computador portátil está equipado com 16 Mb de RAM e 1 GB de disco rígido, permitindo assim o uso do Software S.P 4.0, com capacidade assim de executar múltiplas tarefas. O computador controla todo o sistema de aquisição, tendo a possibilidade de monitorar 04 DAUs, ou seja até 32 sensores distintos simultaneamente, com diferentes intervalos de aquisição de dados.

DAUs ( Unidades de Aquisição de Dados ) Executa a aquisição de dados até 8 sensores ( Pressão, Temperatura e Fluxo), com intervalo de aquisição variável para cada sensor. O DAU executa um armazenamento temporário dos dados e uma verificação dos mesmos; recebidos dos sensores e enviados para o SCPU-C. Peso: 10 Kg Dimensões: 23 x 15 x 11 polegadas. Alimentação: Recebe alimentação do ISD para alimentar os sensores. Processamento dos dados: Toda a informação é adquirida em forma de freqüência, e armazenada pelo sistema de aquisição de dados ( SCPU-C ).Após aquisição os mesmos requerem a conversão para unidades de engenharia, através da aplicação de coeficientes de calibração. Toda a informação é apresentada em tempo real em um monitor, e listada por uma impressora. Gráficos de pressão versus tempo, gráficos ( Log x Log, Horner, etc), usados para a verificação através de modelos, podem ser obtidos durante o teste, desde o sistema de aquisição como, também do sistema de interpretação. As medições de vazão são automaticamente calculadas, de acordo com as normas API.

Sensores:

O COMPUTEST possui os seguintes sensores para aquisição de dados em tempo real:

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1- Na cabeça do poço

Medida Pressão montante Temperatura montante Pressão jusante Temperatura jusante

Tipo de sensor Strain Gauge Resistor de platina Strain Gauge Resistor de platina

Range

Precisão

Resolução

0 - 10000 Psi -25 a +100 ºC 0 - 10000 Psi 0 - 150 ºC

± 10 Psi 0,5 ºC ± 10 Psi 0,5 ºC

1 Psi 0,1 ºC 1 Psi 0,1 ºC

2- No separador:

medida Pressão de separação Temperatura de sep. Pressão linha de gás Temp. na linha de gás Pressão diferencial Temp. linha de óleo Vazão de óleo -Floco Vazão de óleo -Rotron Vazão de água -Floco

Tipo de sensor Strain Gauge Resistor de platina Strain Gauge Resistor de platina Strain Gauge Resistor de platina Gerador de pulsos Gerador de pulsos Gerador de pulsos

Range

Precisão

Resolução

0 - 1500 Psi -25 a +150 ºC 0 - 10000 Psi 0 - 150 ºC 0 - 400" H2O 0 - +150 ºC 200-2000 BPD 2000-20K BPD 200-2000 BPD

± 10 Psi 0,5 ºC ± 10 Psi 0,5 ºC 4" H2O 0,5 ºC 20 BPD 200 BPD 20 BPD

1 Psi 0,1 ºC 1 Psi 0,1 ºC 0,4" H2O 0,1 ºC 1 BPD 1 BPD 1 BPD

3- No Heater:

Medida Pressão montante Pressão jusante Temperatura montante Temperatura jusante

Tipo de sensor Strain Gauge Strain Gauge Resistor de platina Resistor de platina

Range

Precisão

Resolução

0 - 1500 Psi 0 - 1500 Psi 0 - +150 ºC 0 - +150 ºC

± 1,5 Psi ± 10 Psi 0,5 ºC 0,5 ºC

0,15 Psi 0,15 Psi 0,1 ºC 0,1 ºC

Range

Precisão

Resolução

0 - 1500 Psi 0 - +150 ºC

± 1,5 Psi 0,5 ºC

0,15 Psi 0,1 ºC

4- No Tanque de Aferição

Medida Pressão Temperatura

Tipo de sensor Strain Gauge Resistor de platina

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UNIGAGE* - Memória ou Tempo Real

Descrição O Universal Pressure Platform, UNIGAGE, pode fazer interface com o sensor CQG (Compensated Quartz Gauge), o sensor Quartzdyne ou o sensor de Safira. Um adaptador para cabo elétrico permite que estes registradores possam ser usados em aquisição em tempo real mediante a utilização do cabo elétrico monocondutor ou com o DGA (DST Gauge Adapter) associado ao LINC do sistema Datalatch. Com a seção de bateria, os UNIGAGES podem ser usados como registradores de memória e corridos em Slick-Line (arame) ou nos porta-registradores durante operações de DST/TCP.

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UNIGAGE* Quartzo CQG (WCQR)

Descrição O UNIGAGE - CQG ( WCQR ) usa um sensor de cristal de quartzo desenvolvido pela Schlumberger, o Compensated Cristal Gauge. Ele é aplicável às medições de pressão e temperatura de fundo tanto em operações de SlickLine (arame) ou em Testes de Formação com DST/TCP colocados em porta-registradores. O UNIGAGE-CQG fornece a melhor qualidade de dados em termos de precisão, drift e resolução. Além disso, o algorítmo de compensação dinâmica do sensor CQG permite uma correção instantânea dos dados de pressão durante os transientes de pressão e temperatura. Uma interface para cabo elétrico também pode ser conectada para que se possa utilizá-lo como SRO obtendo os dados em tempo real. Este registrador é compatível com o sistema Datalatch* de acoplamento indutivo quando usado no DGA (DST Gauge Adapter).

Especificações Gerais: Máx. Temperatura: Máx Pressão: OD: Comprimento: Memória:

177 ºC 16 000 Psi 1,2 pol. 180 cm 100 000 pontos (P,T) (400 000 disponível) Autonomia: 50 dias (opção para baterias de 9 meses) Classe de resistência: Classe 6 - TCP Medida de Pressão: Precisão: Resolução: Estabilidade:

± 1 a 2,5 psi 0,01 psi @ 1 seg. SR 0.003 psi @ 5seg. SR 0,2 psi 1ª semana 1,5 a 2,0 psi meses

Medida de Temperatura: Precisão: Resolução:

± 0,5 ºC 0,01 ºC

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UNIGAGE* Quartzo (WTQR)

Descrição O UNIGAGE Quartzo WTQR usa um sensor Quartzdine e uma seção de registro do UNIGAGE. Ele é aplicável às medições de pressão e temperatura de fundo tanto em operações de SlickLine (arame) ou em Testes de Formação com DST/TCP colocados em porta-registradores. Uma interface para cabo elétrico também pode ser conectada para que se possa utilizá-lo como SRO obtendo os dados em tempo real. Este registrador é compatível com o sistema Datalatch* de acoplamento indutivo quando usado no DGA (DST Gauge Adapter).

Especificações Gerais: Máx. Temperatura: Máx Pressão: OD: Comprimento: Memória:

177 ºC 18 000 Psi 1,2 pol. 174 cm 120 000 pontos (P,T) (480 000 disponível) Autonomia: 70 dias (opção para baterias de 1 ano) Classe de resistência: Classe 6 - TCP Medida de Pressão: Precisão: Resolução:

Estabilidade:

± 3,2 psi @ 175 ºC 0,03 psi @ 0,1 seg. SR 0,01 psi @ 1 seg. SR 0,003 psi @ 10seg. SR <3 psi/ano @ 175 ºC

Medida de Temperatura: Precisão: Resolução:

± 0,5 ºC 0,01 ºC

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UNIGAGE* H-Sapphire (WTSR)

Descrição O UNIGAGE H-Sapphire ( H de Hostil ) WTSR é um registrador baseado na tecnologia Schlumberger do sensor de cristal de Safira. Ele é aplicável às medições de pressão e temperatura de fundo tanto em operações de Slick-Line (arame) ou em Testes de Formação com DST/TCP colocados em portaregistradores. Este registrador é especialmente adequado para ambientes hostis tal como alta pressão e alta temperatura ( HP/HT ). Uma interface para cabo elétrico também pode ser conectada para que se possa utilizá-lo como SRO obtendo os dados em tempo real. O UNIGAGE WTSR também tem a capacidade de fornecer dados de duas ferramentas em tempo real, desde que conectadas em combinação (modo Tandem) no cabo elétrico. Para este caso o WTSR tem que ser colocado no topo do trem de ferramentas, enquanto que abaixo pode ser colocado qualquer UNIGAGE. Este registrador é compatível com o sistema Datalatch* de acoplamento indutivo quando usado no DGA (DST Gauge Adapter).

Especificações Gerais: Máx. Temperatura: Máx Pressão: OD: Comprimento: Memória:

190 ºC 20 000 Psi 1,2 pol. 174 cm 120 000 pontos (P,T) (480 000 disponível) Autonomia: 40 dias (opção para baterias de 6 meses) Classe de resistência: Classe 6 - TCP

Medida de Pressão: Precisão: Resolução: Estabilidade:

± 5 psi @ 175 ºC ± 10 psi @ 190 ºC 0,1 psi @ 150 ºC 0,05 psi @ 190 ºC <1,4 psi/semana

Medida de Temperatura: Precisão: Resolução:

± 0,3 ºC 0,01 ºC

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UNIGAGE* Sapphire (SLSR)

Descrição O UNIGAGE Sapphire SLSR é um registrador robusto e confiável baseado na tecnologia do cristal de Safira. Ele é aplicável às medições de pressão e temperatura de fundo tanto em operações de SlickLine (arame) ou em Testes de Formação com DST/TCP colocados em porta-registradores. O SLSR é uma ferramenta para aplicações nos poços de baixa temperatura e baixa pressão.

Especificações Gerais: Máx. Temperatura: Máx Pressão: OD: Comprimento: Memória:

130 ºC 10 000 Psi 1,2 pol. 148 cm 120 000 pontos (P,T) (480 000 disponível) Autonomia: 50 dias (opção para baterias de 6 meses) Classe de resistência: Classe 6 - TCP

Medida de Pressão: Precisão: Resolução: Estabilidade:

± 3 psi 0,05 psi @ 1 seg. <1 psi/semana

Medida de Temperatura: Precisão: Resolução:

± 0,5 ºC 0,01 ºC

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DataLatch* DGA & DLWA Descrição O DataLatch DGA é uma ferramenta flexível, pois pode ser utilizada como o porta-registrador dos UNIGAGES para registro em memória ou, juntamente com o DLWA e LDCA, para se obter dados em tempo real durante operações DST/TCP quando conectado com o PowerLINC Running Tool. No DGA (DST Gauge Adapter) podem ser colocados até quatro registradores UNIGAGES, fornecendo uma completa redundância. A ferramenta pode ser configurada de modo a registrar a pressão anular, a pressão acima da válvula testadora e a pressão abaixo da válvula testadora (pressão da formação). Durante a operação de aquisição em tempo real, o DGA é utilizado junto com o sistema PowerLINC que está em comunicação com a superfície via o cabo elétrico. O Acoplamento Indutivo PowerLINC é o centro do sistema de comunicação. Ele transmite energia e sinais para os registradores através de um único acoplamento eletromagnético que não requer nenhum contacto elétrico. Em operação de tempo real, todas as vantagens e benefícios do DataLatch podem ser usados: - Fullbore - Qualquer combinação de sensores de Quartzo ou Safira - Completamente redundante - Sistema de comunicação PowerLINC confiável - Cabo no poço durante os períodos de estática - Dados do teste completo, mesmo no período em que o PowerLINC não estava conectado - Reprogramação dos registradores - Alimentação dos registradores via PowerLINC - Área de fluxo compensada pelo bypass no LDCA

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DataLatch* DGA & DLWA

Especificações Gerais DST Gauge Adapter (DGA)

PowerLINC Running Tool

Máx. Temperatura: Máx Pressão: Diferencial: Tubing/Anular (abs.) Máx. OD: ID: Comprimento: DGA + DLWA LDCA Máx tensão: Classe de resistência: Serviço:

Máx. Temperatura: Máx. Pressão: Máx. OD: Comprimento: Serviço:

175 ºC 15 000 Psi 20 000 psi 5 pol. 2 ¼ pol.

175 ºC 15 000 psi 2,0 pol. 2,71 m H2S

3,29 m 3,32 m 350 000 lbf Classe 6 - TCP H2S / Ácido NACE MR-01-75 Torque recomendado: 4000 fl\lbs Número de registradores independentes: até 4 Opções de portas de pressão: Acima da Válvula Abaixo da Válvula Anular

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Curso de Teste em Poços

IX - Equipamentos de Superfície Well Testing 1. Descrição 2. Especificações 3. Procedimentos Operacionais

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Equipamentos de Superfície para poços HT/HP

CABEÇA DE TESTE VÁLVULA DE SEGURANÇA DE SUPERFÍCIE ( SDV ) SISTEMA DE FECHAMENTO DE EMERGÊNCIA ( ESD ) CHOKE MANIFOLD AQUECEDOR SEPARADOR TRIFÁSICO MANIFOLD DE ÓLEO / MANIFOLD DE GÁS TANQUE DE AFERIÇÃO 100 Bbl SURGE TANK 80 Bbl BOMBA DE TRANFERÊNCIA 2000 BBL /DIA BOMBA DE INJEÇÃO DE ALCOOL MUD BURNER

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CABEÇA DE TESTE 15 Kpsi

DESCRIÇÃO A cabeça de teste é um equipamento recomendado em um D.S.T., ou quando um teste de produção é feito sem a Árvore de Natal. A cabeça de teste consiste de quatro válvulas de gavetas. O bloco principal contém a válvula Swab e duas válvulas laterais, uma delas com atuador hidráulico de segurança. Enroscado ao topo do bloco principal está o lift sub com união rápida para equipamentos de wireline. Abaixo do bloco principal está o swivel e a válvula master. A válvula swab permite a introdução e retirada das ferramentas de wireline. A cabeça de teste tem duas válvula laterais, uma que permite o poço fluir e a outra para injetar fluido para dentro do mesmo. A válvula de fluxo é normalmente fechada e é operada por um atuador hidráulico o qual é conectado ao sistema de segurança ESD. Quando a cabeça de teste é usada em conjuto com a EZ-tree, testes de produção em plataformas flutuantes, são realizados em completa segurança.

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ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS Pressão de trabalho Pressão de teste Diâmetro interno Temperatura Serviço Torque máximo Torque mínimo

15000 Psi 22500 Psi 3 1/16” -20 / 250 ºF Serviços em condições hostís 7500 libra/pé 4000 libra/pé

DIMENSÕES Comprimento Largura Altura ( Incluindo a proteção ) Peso

3.99 m 1.51 m 1.65 m 3900 Kg

CONEXÕES Linha de fluxo Linha de injeção ( kill line ) Válvula master ( box )

3” Fig. 2202 M Weco 3” Fig. 2202 F/M Weco 6 1/2” -4 acme

OPÇÃO Conector Grayloc HUB pode substituir a união weco Fig. 2202

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VÁLVULA DE SEGURANÇA DE SUPERFÍCIE ( SDV )

DESCRIÇÃO A válvula de segurança de superfície ( SDV ) oferece uma proteção adicional entre a pressão do poço e os equipamentos de processo. Normalmente instalada entre a cabeça de teste e o choke manifold, a válvula de segurança é controlada pelo sistema ESD. A válvula de segurança de superfície ( SDV ) é normalmente fechada e operada por um atuador hidráulico. Ela é composta por um skid montado com barras para proteção da válvula e do atuador. Se o sistema ESD detecta uma condição insegura, a linha de pressão do controle hidráulico é aliviada, abilitando o fechamento da válvula.

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ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS Pressão de trabalho Pressão de teste Diâmetro interno ( ID ) CONEXÕES

15000 Psi 22500 Psi 3 1/16”

Entrada Saída

3” Fig. 2202 F Weco 3” Fig. 2202 M Weco

DIMENSÕES Comprimento Largura Altura Peso

1.30 m 0.60 m 1.18 m 648 Kg

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EMERGENCY SHUTDOWN SYSTEM ( ESD )

DESCRIÇÃO

O sistema de fechamento de emergência ( ESD ) controla o atuador da válvula da cabeça ( SDV1 ) na linha de fluxo e uma outra válvula adicional ( SDV2 ) localizada antes do choke manifold. Botões adicionais para acionamento do ESD, serão instalados nos seguintes pontos: Dog House do Sondador, Separador, Saída emergência da plataforma e Área de Segurança no Deck Principal. O sistema de fechamento de emergência ( ESD ) pode ser completado com sensores de alta e baixa pressão ( PSH/PSL ) ou alarmes de alto e baixo nível ( LSH/LSL ). O sensor inicia o fechamento do poço quando a pressão sobe acima do nível máximo de pressão pre-estabelecido ou cai abaixo do nível mínimo de pressão também preestabelecido. O sistema de fechamento de emergência ( ESD ), consiste de um skid com console de ESD que inclui uma bomba, tanque hidráulico, reservatório de ar e três carreteis de mangueiras. O primeiro carretel contém 20 m de mangueira de alta pressão para o atuador da válvula de fechamento. Os outro dois carreteis contém 90 m de mangueiras de baixa pressão cada, para conectar os botões de acionamentos manuais.

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ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS: Pressão de trabalho

6000 Psi Máxima pressão no atuador

ACESSÓRIOS Mangueira de alta pressão Mangueira de baixa pressão Engates rápidos

1 carretel com 20 m para 10000 Psi 2 carreteis com 90 m cada para 240 Psi 12 x 3/8”- 300 Psi e 1 x 3/8” - 10000 Psi

DIMENÇÕES

Comprimento Largura Altura Peso

1.10 m 1.00 m 1.06 m 460 Kg

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CHOKE MANIFOLD 15 Kpsi

DESCRIÇÃO O choke manifold é usado para controlar a vazão do fluxo e reduzir a pressão do efluente para níveis aceitáveis antes de entrar nos equipamentos de processo. O choke manifold é composto de quatro válvulas de gavetas, uma câmara para choke variável e uma para choke fixo, pontos para tomada de pressão antes e depois do choke e um poço para termômetro. Cada câmara para choke tem um ponto de despressurização através de uma válvula agulha. O manifold vem montado em um skid com caixa para guardar os chokes, volantes das válvulas, manômetros e outros acessórios.

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ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS Pressão de trabalho Pressão de teste Temperatura de trabalho Diâmetro interno das válvulas ( ID ) Choke ajustável

15000 Psi 22500 Psi -20 a 250°F ( -28 a 121°C ) 2 9/16” 2”

CONEXÕES Entrada Saída

3” Fig. 2202 F Weco 3” Fig. 2202 M Weco

DIMENSÕES Comprimento Largura Altura Peso

1.65 m 2.70 m 1.10 m 1270 Kg

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STEAM HEAT EXCHANGER 4.3MMBTU/H

DESCRIÇÃO O steam heat exchanger é usado para aumentar a temperatura do efluente do poço para prevenção de hidratos, redução de viscosidade e quebra de emulsão. A unidade é montada sobre skid com armação protetora e consiste de um vaso para vapor contendo duas serpentinas através das quais passa o fluido do poço. Uma câmara para chokes (fixos ou ajustável) permite que se controle a pressão do poço depois do choke manifold e após o fluido haver passado pela primeira seção de serpentina aquecido. A pressão de trabalho da serpentina é 10000 Psi antes do choke, e 3000 Psi após. Um manifold de entrada composto de 3 válvulas de gavetas controla o fluxo e possui um by-pass para a serpentina e choke. O fluxo de vapor dentro do vaso é regulado por uma válvula de controle automático na entrada de vapor mantendo a temperatura desejada. Há também um trapeador de vapor na saída. O vaso é protegido por uma válvula de segurança adicional ou um disco de ruptura. O vaso é também isolado com lã de vidro e revestido por placas de alumínio.

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ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS Pressão de trabalho

Temp. de trab. da Serpentina Diametro interno das válvulas Capacidadede aquecimento Temp.de trab. das válvulas Diâmetro interno do choke

10000 Psi ( serpentina de alta ) 3000 Psi ( serpentina de baixa ) 230 Psi ( vaso ) -20 a 350°F ( -28 a 175°C ) 3 1/16” 4.3 MMBTU/H ( 4970 lbf/hr de vapor a 120 Psi e 340°F ) -20 a 250°F ( -28 a 121°C ) 2”

CONEXÕES Entrada de óleo Saída de óleo Entrada de vapor Saída de vapor

3” Fig.1502 F Weco 3” Fig. 602 M Weco 3” Fig. 206 F Weco 3” Fig. 206 M Weco

DIMENSÕES Comprimento Largura Altura Peso

6.55 m 2.34 m 3.49 m 10250 Kg

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SEPARADOR TRIFÁSICO 1440 Psi H2S

DESCRIÇÃO O separador trifásico de teste permite a separação, medição e amostragem dos fluidos produzidos. É capaz de trabalhar com a maioria dos tipos de fluidos hoje encontrados em poços exploratórios, tais como: gás,gás condensado, óleo leve, pesado, espumoso e fluídos contendo H2S e CO2. O separador é montado sobre skid e contém um medidor com placas de orifício para vazão de gás, e medidores para baixas e altas vazões de óleo, além do medidor de vazão de água. A pressão é mantida por meio de uma válvula de controle automático na saída da linha de gás. O nível de líquido é mantido por uma válvula de controle automático na saída de óleo e pode ser monitorado através de visores. O vaso é protegido com sistema de segurança composto de uma válvula de alívio e um disco de ruptura, regulados à pressão máxima de trabalho (1440 Psi), e 10 % acima desta respectivamente. Um medidor de encolhimento do óleo está disponível para medir o volume de óleo quando da mudança das condições de separação para pressão e temperatura atmosféricas. Pontos de amostragem são os os mesmos para todos os nossos separadores.

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ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS Pressão de trabralho Temperatura de trabralho Serviço Válvula PSV set point Disco de ruptura set point

1440 Psi a 100°F ( 38°C ) 1350 Psi a 200°F ( 93°C ) -20 a 200°F ( -28 a 93°C ) H2S 1440 Psi 1600 Psi

CAPACIDADE NOMINAL Gas

Nível baixo de líquido Nível alto de líquido

60MMSCFD (1.7 MMm3/D) a 1440 Psi 25MMSCFD (0.71 MMm3/D) a 1440 Psi

Líquido

Nível alto de líquido 14400 BLPD (2289 m3/d) Nível baixo de líquido 6650 BLPD (1057 m3/d) ** Estas vazões de líquidos são com tempo de retenção de 1 min.

CONEXÕES: Entrada Saída de gás Saída de óleo Saída de água Pontos p/ amostragens

3” Fig. 602 F Weco 3” Fig. 602 M Weco 2” Fig. 602 M Weco 2” Fig. 602 M Weco ½” NPT Caixa

DIMENSÕES Comprimento Largura Altura Peso

5.68 m 2.24 m 2.62 m 12800 Kg

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MANIFOLD DE ÓLEO / MANIFOLD DE GÁS

DESCRIÇÃO O óleo do separador é direcionado ao tanque ou diretamente ao queimador através do manifold de óleo. O óleo do tanque é também bombeado ao queimador por intermédio do manifold de óleo. O manifold de óleo usualmente consiste de 5 válvulas tipo bola de 2”. O manifold de gás direciona o gás do separador para um ou outro queimador, e consiste de 2 válvulas tipo bola de 3”.

ESPECIFICAÇÕES

Manifold de Óleo

Manifold de gás

Autoridade certificadora:

Det Norske Veritas

Det Norske Veritas

Projeto: Pressão de Trabalho: Temp. de Trabalho: Diâmetro Nominal: Conexões: Dimensões: Peso: Proteção:

NACE MR 0175 1480 psi ( 102 bar) -20 a 200 F 2” 3”Fig. 602 Weco 58 x 28 x 15” 215 Kg Pint. anti-cor.

NACE MR 0175 1480 psi (102 bar) -20 a 200 F 3” 3”Fig. 602 Weco 38 x 15 x 16” 130 Kg Pint. anti-cor.

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TANQUE DE AFERIÇÃO 100 BBL

DESCRIÇÃO O tanque de aferição é usado para medições de baixas vazões ou calibrar medidores de fluxo. Ele possui dois compartimentos, podendo um deles ser drenado usando a bomba de transferência, enquanto o outro está enchendo. Visores de níveis com escalas permitem calcular a mudança de volume baseando-se nas dimensões físicas do tanque (constante). Dentre os dispositivos de segurança, incluem um bloqueador de chamas e um teto que se abre em caso de um excesso de pressão internamente. Uma tira com barra para aterramento de está fixada a cada tanque para impedir o aumento de eletricidade estática. O tanque de aferição nunca é usado quando há presença de H2S no fluido porque o gás no tanque é liberado para a atmosfera.

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ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS Capacidade Compartimentos Constante Pressão de trabalho Temp. de trabalho Sistema de segurança Serviço

100 bbl ( 16 m3 ) / 50 bbl ( 8 m3 ) 2 0.264 bbl/cm / 0.132 bbl/cm Atmosférica 32 a 200°F ( 0 A 93°C ) 2 corta chamas e by-pass, cabo terra, teto que se rompe com 14 Psi e 12 Psi respectivamente. Standard

CONEXÕES Entrada Saída

2” LP Fig. 602 F Weco 3” LP Fig. 602 M Weco

DIMENSÕES

Comprimento Largura Altura Peso

100 bbl / 50 bbl 5.05 m / 3.05 m 2.20 m / 2.20 m 2.40 m / 2.40 m 4540 Kg / 2000 Kg

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SURGE TANK VERTICAL 80 Bbl

DESCRIÇÃO Originalmente desenhado para ser um separador de segundo estágio, o surge tank agora tem a função adicional de substituir o tanque de aferição em poços que tenham a presença do gás sufídrico (H2S). O surge tank pressurizado é usado para medir vazões. Ele tem um ou dois compartimentos, com uma válvula controladora de pressão na saída da linha de gás para manter a pressão de retorno. A mudança de volume pode ser monitorada através dos visores de níveis desde que as dimensões físicas do vaso sejam conhecidas ( constante ). Como características de segurança inclue uma válvula de alívio no caso de excesso de pressão, um cabo de terra que está fixado na base para evitar acúmulo de cargas estáticas e alarmes sonoros de níveis alto/baixo. Uma linha adicional ao longo da lança é recomendada para o vent do gás do surge tank, separada da linha de gás do separador.

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ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS Capacidade Compartimentos Constante Pressão de trabalho Range de temperatura Vazão de gás

80 Bbl 1 0.176 bbl/cm 50 Psi -20 a 200ºF 4,76 MMscf/D

CONEXÕES Entrada de óleo Saída de óleo Saída de gás Saída da PSV Saída do dreno

3” LP Fig 602 F Weco 3” LP Fig 602 M Weco 4” LP Fig 602 M Weco 4” LP Fig 602 M Weco 3” LP Fig 602 M Weco

DIMENSÕES Comprimento Largura Altura Peso

2.40 m 2.40 m 6.00 m 6100 Kg

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BOMBA DE TRANSFERÊNCIA 2000 BBL/DIA

DESCRIÇÃO A bomba de transferência é usada para esvaziar um compartimento do tanque enquanto o outro está enchendo. O líquido pode ser bombeado diretamente para o queimador ou reinjetado em outra linha. A unidade consiste de uma bomba de propulsão elétrica com motor de partida a prova de explosão. A mesma tem painéis protetores e uma caixa para acondicionar o cabo elétrico. Há uma válvula de alívio na descarga da bomba regulada para 200 psi. Uma bomba acionada a diesel está também disponível pra uso em áreas protegidas. O exaustor está equipado com trapeador de chama.

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ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS Capacidade Serviço Range de temperatura

2000 bbl/d a 250 Psi Standart 32 a 200°F ( 0 a 93°C )

Motor Voltagem

11-kw elétrico 440 V / 60 Hz 380 V / 50 Hz Aprova de explosão 10 m de 4 x 6 mm2

Sistema de segurança Cabo

CONEXÕES Entrada Saída

3” LP Fig 206 F Weco 2” LP Fig 206 M Weco

DIMENSÕES Comprimento Largura Altura Peso

1.30 m 0.70 m 0.86 m 430 Kg

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BOMBA DE INJEÇÃO DE ALCOOL

DESCRIÇÃO Operada com pressão máxima de ar de 130 Psi, a bomba de injeção Haskel modelo 8HSFD, é considerada como uma das que tem a melhor tecnologia para todos os sistemas hidráulicos. Por ser uma bomba de deslocamento positivo, ter dupla ação de saída e o uso eficiente de ar ou gás para sua alimentação, tem ampla vantagens sobre as outras bomba no mesmo range de pressão.

PRINCIPIO DE OPERAÇÃO A bomba trabalha no principio automático de área diferencial recíproco, que consiste em usar um piston de grande área ( ar ) conectado a um outro piston de área menor ( fluido a ser bombeado ), convertendo a força do ar comprimido em força hidráulica.

94

ESPECIFICAÇÕES

CARACTERÍSTICAS Pressão máxima Temp. de Operação Volume deslocado por Strock Serviço

22500 Psi 25 a 150°F ( -4 a 66°C ) 25.5 ml Óleo a base de Petróleo, Kerosene, Diesel, Água, A maioria dos flúidos a base de fosfato resistente ao fogo, Solventes a base de Petróleo, Hidrocarbonetos Aromáticos ( Benzina,Xyleno,Hyleno,etc. ), Solventes Clorinatados ( Tricloroetyleno, Tetracloreto de carbono,Clorobenzina,etc. ),Solventes Fluoronatados ( Fluorobenzina,Fluorocloroetyleno,etc. ).

PERFORMANCE 60.00

VAZÃO - Bbl/D

51.43

42.86

34.28

25..71

17.14

8.57

0 0

10 000

20 000

PRESSÃO DE SAÍDA - PSI Legenda

Curva com linha contínua : Pressão de alimentação de ar. Curva com linha tracejada : Vazão de alimentação de ar.

DIMENSÕES DO SKID Comprimento Largura Altura Peso

1.55 m 0.80 m 1.20 m 110 Kg

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MUD BURNER

DESCRIÇÃO O queimador de lama ( Mud Burner ) foi desenvolvido para queima da lama base óleo descartada. A cabeça superior queima uma mistura de lama e óleo diesel, enquanto que as cabeças inferiores queimam apenas óleo diesel, criando uma chama para vaporizar quaisquer gotas que caiam do atomizador superior. As cabeças inferiores podem, também, ser modificadas para queima de gás. A relação volumétrica entre o diesel e lama depende da quantidade de água contida na lama. Geralmente, uma relação de 1/3 permite uma queima eficiente. As cabeças do mud burner possuem duas chamas piloto para garantir ignição continua. Os anéis de injeção de água em volta das cabeças permitem que gotículas de água penetrem na chama modificando a combustão para eliminar a fumaça negra. A injeção de água também diminui a irradiação de calor. Por intermédio de um swivel podemos girar o queimador em um ângulo de até 60 graus para cada lado, facilitando assim, o posicionamento da chama em relação ao vento.

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ESPECIFICAÇÕES

Serviço

H2S

CARACTERÍSTICAS Cabeça superior Vazão máxima de efluente Pressão de trabralho Vazão de diesel Pressão de injeção de diesel Cabeças inferiores Vazão de diesel Pressão de trabralho Suprimento de ar Suprimento máximo de água Pilotos de diesel Suprimento dos ignidores

5000 BPD ( 795 m3/D ) 150 a 1000 Psi A vazão de diesel injetado varía de acordo com o efluente. 10% maior que a do efluente 1000 a 1500 BPD ( 159 a 283 m3/D ) 70 a 150 Psi 9.91 m3/min a 100 Psi 18000 BPD ( 2862 m3/D ) entre 75 e 230 Psi 127 l/hr entre 100 e 200 Psi 110 V AC 50/60 Hz

CONEXÕES Efluente Água Ar Diesel, cabeça superior Diesel, cabeças inferiores

3” LP Fig 206 Weco 3” LP Fig 206 Weco 2” LP Fig 206 Weco 1” LP Fig 206 Weco 2” LP Fig 206 Weco

DIMENSÕES Comprimento Largura Altura Peso

1.25 m 1.65 m 1.98 m 810 Kg

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IX.3 - Procedimentos Operacionais dos Equipamentos de Superfície Flow Head Geral: As válvulas podem ser atuadas com um diferencial de pressão de até 15000 Psi. Contudo, para previnir um grande esforço e uma fricção indevida entre as gavetas e o sêlo é recomendado que se reduza este diferencial. Procedimentos: 1 ) Para abrir as válvulas swab, kill e master. Gire o volante no sentido anti-horário até sentir o impacto da válvula, o que determina o final do curso, então gire 1/4 de volta no sentido horário. a) Lembrar sempre de contar o número de voltas dadas para abrir a válvula. b) No caso de dificuldade para abrir a válvula, não use guinchos ou alavancas para abri-la. Tenha certeza de que não tem pressão trapeada dentro da válvula folgando um parafuso de despressurização allen localizado na proteção esférica da válvula. 2 ) Para fechar as válvulas swab, kill e master. Gire o volante no sentido horário até sentir o impacto da válvula, o que determina o final do curso, então gire 1/4 de volta no sentido anti-horário. a) Lembrar de contar o número de voltas dadas para comparar com o número de voltas dadas na abertura da válvula. 3 ) Para abrir a válvula flow line com atuador hidráulico. a) Retire todo o ar existente na mangueira hidráulica, depois conecte-a no push-pull da válvula. b) Inicie o bombeio de óleo hidráulico. A pressão do óleo deslocará o atuador do piston para a baixo, comprimindo a mola interna e abrindo a válvula. 4 ) Para fechar a válvula flow line com atuador hidráulico. a) Despressurize a mangueira hidráulica do atuador. b) A falta da pressão de óleo contra o atuador, fará com que a mola interna se descomprima e empurre o atuador para cima fechando a válvula. c) Este é um sistema de segurança para que se num caso de um acidente danificarse o circuito hidráulico, a válvula fechará instantaneamente pela ação da força da mola interna.

Choke Manifold Procedimentos: 1 ) Poço em fluxo através do choke manifold: a) Os equipamentos de superfície após o choke manifold deverão ter suas respectivas válvulas abertas para direcionar o fluxo ao queimador em uso. - O choke ajustável deverá ser regulado para um choke mínimo,enquanto que o choke fixo deverá ser de igual diâmetro ou imediatamente superior. - Todas as válvulas de purga deverão estar fechadas. - As válvulas à montante e jusante do choke fixo deverão estar fechadas. - Abra a válvula à jusante do choke ajustável.

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- Uma vez que as válvulas estejam totalmente abertas, deve-se retornar 1/4 de volta ao volante para prevenir o travamento das mesmas nas respectivas posições abertas ou fechadas. - Deve-se observar também o número de voltas necessárias para abri-las ou fechálas. b) Atente para qualquer pressão à montante e jusante do choke manifold. Abra a válvula à montante do choke ajustável e observe as pressões antes e depois do choke. Estas pressões deverão ser monitoradas durante todo o processo de abertura do poço. O fluxo poderá ser agora observado através do sistema. c) Se existir a possibilidade de formação de hidratos, a injeção de metanol ou equivalente deverá ser iniciada à montante do choke antes da abertura do poço. 2 ) Mudança do choke ajustável para o choke fixo: a) Dois técnicos são necessários para esta operação, ficando um sendo responsável pela válvula do lado do choke fixo e o outro pela válvula do lado do choke ajustável. A válvula à jusante do choke fixo deverá estar aberta. Então, simultâneamente, a válvula à montante do choke fixo será aberta enquanto a válvula à montante do choke ajustável será fechada. O choke fixo já deverá ter sido previamente escolhido e instalado. Certifique-se que as válvulas de purga estejam fechadas. b) É imprescindível que durante todo o processo as pressões à montante e jusante sejam observadas constantemente para confirmar que o fluxo foi direcionado à rota desejada. c) Uma vez passado o fluxo do choke ajustável para o choke fixo, feche a válvula à jusante do choke ajustável. Antes da desmontagem do choke ajustável, a pressão trapeada entre as válvulas deve ser drenada para a atmosfera através da válvula de purga (kerotest). As mesmas devem ser deixadas abertas garantindo total despressurização. A despressurização deve ser feita para um recipiente adequado. d) Uma vez confirmada a isolação das válvulas à montante e jusante, o choke ajustável poderá ser removido para inspeção da ponta e do assento ou eventual troca para outro choke fixo. e) Após a remontagem certifique-se que todas as válvulas de purga foram fechadas.

Emergency Shut Down ( ESD ) Geral: O Sistema de fechamento de emergência ( ESD ) de teste de poço, permite o fechamento remoto das válvulas de fluxo da cabeça de teste e da válvula de segurança de superfície ( SDV1 / SDV2 ), numa necessidade devido a um vazamento ou ruptura de linha, mal funcionamento do separador, excesso de fluxo no tanque, fogo...etc. O sistema é apropriado para : - Cabeças de teste com atuadores hidráulicos, - Qualquer válvula de linha de fluxo equipada com atuador, - Ou qualquer atuador hidráulico de segurança de ação simples, desde que a pressão de operação não exceda 6000 Psi. Os sensores de pressão instalados na linha de fluxo permite o ar operar ou não a válvula de interface da ESD. A válvula de interface faz com que a pressão hidráulica gerada pela unidade de bombeio movimente ou nao o atuador da válvula de acionamento hidráulico dependendo do sinal pneumático vindo dos sensores de pressão.

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Procedimento: 1 ) Pressurizando o circuito com ar a) Conecte o suprimento de ar no console da ESD. b) Abra o suprimento de ar e check se todas as válvulas das estações da ESD estão fechadas e se não tem vazamento de ar no circuito. - A pressão do manômetro de suprimento de ar A0 estar entre 75 e 150Psi c) Abra a válvula do vaso de ar V1. d) Ajuste a pressão do regulador de ar AR2 para 30 Psi. e) Abra a reguladora de ar AR3 ( treis voltas apenas ). f) Pressurize o circuito dos sensores: - Puxe o botão da válvula de reset V5 e pressione simultaneamente o botão de pressurização V7. - Libere quando o botão da válvula de reset V5 permanecer na posição de puxado.( neste momento, a pressão lida nos manômetros da válvula de reset de pressão A2 e válvula de interface de pressão A4 é igual 30 Psi ). d) O circuito de ar já está pressurizado e a pressão hidráulica pode ser aplicada via válvula V3 para agir sobre o atuador da válvula de emergência. 2 ) Abrindo a SDV a) De acordo com a SDV usada, ajuste com a válvula reguladora, a pressão de ar necessária para mover completamente o atuador da mesma. - A proporção da pressão do atuador / pressão de ar é 60. Exemplo: => Para um atuador trabalhar com 1200 Psi, a pressão de ar da bomba tem de ser 1200/60 = 20 Psi. 3 ) Fechando a SDV a) Operação normal: - Pressione o botão da válvula reset V5 ou despressurize a linha hidráulica que vai para o atuador da válvula. b) Operação de emergência: - Pressione o botão V8 no console da ESD ou no botão vermelho de qualquer uma das estações remotas de emergência espalhadas pela área. - NOTA : Quando o sistema ESD for acionado, tenha certeza de colocar o botão utilizado para o acinamento do sistema, na posição de serviço antes de reabrir a válvula. c) Tempo de resposta: - Fechando através do console da ESD 1 segundo - Fechando através das estações remotas 10 segundos

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Diagrama do painel do ESD

Steam Exchanger ( Aquecedor ) Geral: Para esta operação o choke ajustável do steam exchanger deverá estar instalado e totalmente aberto para permitir um fluxo sem qualquer restrição. Regule o pressostato de controle para restringir a temperatura da caldeira a um máximo de 250degF. A caldeira é capaz de atingir uma temperatura de vapor de 372ºF ao passo que a limitação de projeto da serpentina e do vaso é de 250ºF. Procedimentos: 1 ) Abertura do poço: a) Antes da abertura do poço o steam exchanger deverá ser by-passado e mantido assim até que o fluxo de limpeza tenha sido completado sem a produção de areia e com um BSW de 2% ou menos. - Não deverá haver injeção de vapor para o steam exchanger. - Todas as válvulas de purga deverão estar fechadas. - Instale manômetros na entrada e saída da serpentina e no vaso. b) Abra a válvula de by-pass observando o número de voltas necessárias para abrila. - Não aperte as válvulas na posição aberta. Uma vez atingido o número de voltas para abri-las totalmente, retorne o volante aproximadamente 1/4 de volta para evitar o emperramento das mesmas. - Feche a entrada da serpentina; quando o poço for aberto o fluxo passará diretamente através do by-pass. 2 ) Passando o fluxo através da serpentina do steam exchanger: Deverá ser aberta a entrada do steam exchanger e, em seguida, fechada a válvula de by-pass, certificando-se antes da abertura da válvula de saída da serpentina. Durante esta operação a pressão de entrada e saída deve ser observada para certificar-se de que não há aumento de pressão. 3 ) Direcionando a alimentação de vapor ao steam exchanger: a) Feche a válvula de dreno no retorno do vapor e abra a válvula da linha de saída do vapor.

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- Qualquer condensado dentro do vaso deverá ser drenado por gravidade. b) Somente depois que o fluxo do poço estiver passando pela serpentina é que o vapor deverá ser injetado dentro do vaso. - Selecione a temperatura desejada no controlador de temperatura. Ele irá abrir e fechar a válvula automática de entrada de vapor regulando a passagem do mesmo para o interior do vaso. c) Uma vez terminada a operação com o steam exchanger o operador do gerador de vapor deverá ser comunicado para desligar o equipamento. - Não feche a saída de vapor do steam exchanger, pois durante o resfriamento, o vapor se condensará e será drenado por gravidade. Separador Geral: O poço deverá ser limpo com o separador by-passado até que o BSW esteja em 2% ou menos, só então o fluxo deverá ser direcionado ao separador. Todas as válvulas de purga deverão estar fechadas. Todos os manômetros e termômetros deverão estar instalados e abertos. O ar para alimentação dos instrumentos deverá estar aberto. Verifique o funcionamento dos controladores de nível e pressão. Certifique-se que a válvula de purga da Daniel estão fechadas e que não há nenhuma placa de orifício na câmara inferior. Feche a gaveta da Daniel e a válvula equalizadora . 1 ) Abertura do poço através do by-pass do separador: a) Os equipamentos montados após o separador devem ter suas válvulas abertas para que o fluxo seja direcionado ao queimador. - Feche a válvula de entrada e do by-pass da linha de gás do separador. - Abra a válvula do by-pass de óleo e feche a válvula de saída de óleo do separador. b) Inicie a limpeza do poço através do by-pass de óleo até que a % de BSW chegue a um nível aceitável para que o fluxo passe através do separador. 2 ) Passando o fluxo pelo separador: a) Uma vez completada a limpeza do poço, o fluxo poderá ser direcionado ao separador. Dois técnicos são necessários para esta operação. b) Certifique-se que todas as válvulas de purga estão fechadas. Feche as válvulas dos medidores de óleo, floco e rotron, e abra a válvula de by-pass da linha de óleo. c) Se houver produção de água e ela seja suficiente para ser medida, ajuste o controlador de água e abra a válvula manual à saída da linha. d) Ajuste a controladora de pressão para se obter uma saída de 15 psi para fechamento da válvula automática. Reajuste o set point para se ter a válvula automática 10% aberta. e) Abra a válvula de saída de gás. Abra a válvula de entrada do separador e feche o by-pass da linha de óleo. Ajuste a pressão de separação para aproximadamente 50% da pressão desejada de operação. Verifique se há vazamentos, se negativo, regule a controladora até a pressão desejada. f) Estabilize o nível de óleo ajustando o level-trol e inicie as medições de óleo através do medidor indicado à vazão do poço. Para isto, abra a válvula do medidor e feche o by-pass da linha de óleo. g) Abra as válvulas do manifold do barton para equalizar a pressão em ambos os lados do instrumento. h) Selecione a placa de orifício e remova a cremalheira da válvula Daniel procedendo como a seguir: - A gaveta da Daniel e a válvula equalizadora deverão estar fechadas. - Abra a válvula de purga para a atmosfera.

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- Desaperte os parafusos que fixam a barra superiora, retire-a e a junta de vedação. - Gire a haste para levantar a cremalheira e remove-la. i) Instale a placa de orifício selecionada. - Feche a válvula de purga. - Desça a cremalheira com a placa girando a haste no sentido horário até um pouco acima da gaveta. - Inspecione a junta de vedação antes de instalá-la. Coloque a barra e aperte os parafusos. - Abra a válvula equalizadora e a gaveta de separação das câmaras, gire a haste no sentido horário e desça a placa até o final. - Feche a gaveta de separação das câmaras. - Feche a válvula equalizadora e abra a válvula de purga. Drene a pressão e volte a fechar a válvula de purga. j) Feche as válvulas do manifold do barton e observe a pressão diferencial indicada na carta. - O poço estará fluindo através do separador com todo o sistema de medição funcionando. 3 ) By-passando o fluxo do separador: a) Abra as válvulas do manifold do barton para equalização da pressão no instrumento. b) Levante a placa de orifício seguindo estes procedimentos: - Abra a válvula equalizadora da Daniel até o máximo de 2 voltas. - Abra a gaveta de separação das câmaras. - Gire a haste inferior no sentido anti-horário para levantar a cremalheira. - Gire a haste superior para que a cremalheira ultrapasse a gaveta. - Feche a gaveta. - Feche a válvula equalizadora. - Abra a válvula de purga. c) By-pass a linha de óleo e feche a válvula do medidor utilizado. d) Feche a válvula de saída do óleo, abra o by-pass no manifold para a linha de óleo e feche a entrada do separador. e) O separador está agora by-passado com o fluxo indo direto ao queimador pela linha de óleo. - Se houver a expectativa de uma contra-pressão muito alta quando o separador for by-passado, o poço poderá ser fechado com o fluxo ainda direcionado ao separador. Neste caso, siga os passos a, b, c antes do fechamento.

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Queimadores Geral: Os técnicos operadores devem se certificar que todas as válvulas aos queimadores estejam abertas e que os test-plugs dos atomizadores foram removidos após o teste de pressão. Equipamento de segurança apropriado deverá ser usado em conformidade com os procedimentos de segurança da plataforma. Certifique-se com o barge engineer ou outra pessoa responsável por equipamentos próximos às lanças e queimadores da necessidade ou não de cobri-los para protege-los contra a radiação de calor e água. 1 ) Procedimentos para troca de queimadores: a) Informe a sala de controle que devido à mudança da direção do vento há a necessidade de troca de queimadores. b) Se necessário posicione o queimador de forma que o vento sopre desde a parte traseira do atomizador. c) Certifique-se que as válvulas dos queimadores estejam abertas. Isto deverá ter sido feito antes da abertura do poço. Abra o gás butano e acenda a chama piloto. d) Abra a válvula para alimentação de ar ao queimador. e) Avise ao sondador para que mude a água do queimador e cortina de refrigeração na borda da plataforma. Somente um pequeno volume de água para os anéis do queimador deverá ser bombeado até que o fluxo esteja todo direcionado ao queimador e a queima estabilizada. Em seguida ajuste para melhorar a eficiência da queima. f) Um técnico deverá estar posicionado próximo a área da lança com um rádio mantendo contato com o outro técnico que estará trocando o fluxo de queimador. - Abra a válvula na linha de óleo ao queimador a ser utilizado. - Abra a válvula na linha de gás após o início da queima do óleo. - Feche a válvula de óleo ao queimador a ser apagado e, em seguida, feche a válvula de gás. - Feche a válvula de alimentação de ar. 2 ) Final da queima: a) Assim que se feche o poço deixe que se despressurize as linhas de óleo e gás e que a chama se apague no queimador. b) Não feche o gás butano até que todo o óleo seja queimado. c) Uma vez completada a queima. Feche as válvulas do gás butano, ar e água nesta ordem para prevenir derramamento de óleo no mar. d) Não feche todas as válvulas de gás e óleo aos queimadores. Pelo menos uma rota de fluxo deverá estar livre para o caso de uma despressurização de emergência.

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Cliente : PETROBRÁS Campo : Poço : Sonda: SS-37

Data:

LAYOUT DO EQUIPAMENTO DE SUPERFÍCIE

Queimador 5

6

1

2 7

4

3

4

Queimador

ITEM 1 2 3 4 5 6 7

Descrição do Equipamento Flowhead - Cabeça de teste Choke Manifold Heater - Aquecedor Separator - Separador Gauge Tank - Tanque de aferição Gauge Tank - Tanque de diesel Oil/diesel transfer pump - bomba de transferência oleo/disesel

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LEGENDA Linha d e f l u x o Linha de controle hidráulico Linha de Piloto pneumático SSSV

V álvula de Seg. Sub-Superfície

SDV1 SDV2

P a ine l ESD

B o tõ es para a c io namento da E S D

V álvula W ing d a c a b e ç a d e t e s t e , E S D V álvula de Segurança de Superfície, ESD

PSL1

S e n s o r d e b a i x a p r e s s ã o a n t e s d o C ho ke M .

PSL2

Sensor de baixa pressão antes do A q uecedor

PSL3

Sensor de baixa pressão antes do Separador

PSH1 PSH2

Sensor de alta pressão antes do A quecedor Sensor de alta pressão antes do Separador

SDV

L o c a liz a ç ã o d o s b o t õ e s ma n u a is d a E S D

aquecedor

separador C asa do S o ndado r

P S L

P S L

P S H

P S H

P S L

Á rea do equipamento de W e ll T e s t

S a í d a d e e m e rg ê n c ia da platafo rma SDV 2

C ho k e m a n ifo ld 15 K Á rea de segurança do d e c k p rinc ipal

sssv

Todos os botões da ESD são utilizados para fechar o poço na cabeça de teste.

T í t u lo :

E q u ipam e n t o d e S u p e rfície S i s t e m a e s q u e m á t ic o d a E . S .D .

C liente : S c h lumberger S c h lumberger

F e ito po r : D ata :

C hecado po r: A pro v ado po r:

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Curso de Teste em Poços

X - Amostragem para PVT 1. Amostragem de Superfície 2. Amostragem de Fundo

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X.1 -

Conceito Básico

A amostragem de superfície implica ter de se tomar amostras de óleo e gás do separador, ao longo de corretas medições com suas respectivas vazões, e recombiná-las no laboratório de PVT. Este método é muitas vezes usado quando: • Um grande volume de gás e óleo são nescessários para análises (como no caso de gás condensado) • A facilidade da separação do óleo e gás com suas medições em excelentes condições. • O fluido do fundo do poço não é representativo como fluido do reservatório (i.e., reservatório de gás condensado e reservatório que produz grande quantidade de água). A principal dificuldade, durante a mostragem de superfície, vem do fato de que óleo e gás estão em equilibrio dinâmico dentro do separador. Qualquer queda de pressão ou aumento de temperatura do líquido do separador, resultará na formação de gás. Para o gás no separador, qualquer aumento de pressão ou queda de temperatura resultará na condensação dos componentes mais pesados. Neste caso, quando o fluido se torna bifásico durante a operação de amostragem, é provável que quantidades não proporcionais destas duas fases serão coletadas e a amostras não será representativa. Alem disso, antes de qualquer amostragem de superfície, o ponto de amostragem deve ser checado para assegurar que não se tem a possibilidade de contaminação (óleo ou gás condesado arrastado para o ponto de coleta de gás; água ou lama para o ponto de coleta de óleo). Se o poço está sob injeção de produtos químicos (glicol, methanol, inibidores...) antes do separador, a injeção tem de ser interrompida e um tempo deve ser dado para permitir que os produtos injetados saiam do separador. Se não for possível a operação sem a injeção de produtos químicos, então os mesmos tem que ser reportados.

X.2 -

Condicionamento do poço para Amostragem de Superfície

O período de fluxo estável, durante o qual a amostragem deve ser feita, deve ser precedido por um fluxo de limpeza longo suficiente para eliminar os fluidos remanescentes da perfuração, completação e estimulação. O poço deve então ser produzido para o separador, posicionado o mais perto possível da cabeça de teste, para evitar algum disturbio e o período de estabilização devido ao comprimento das linhas de fluxo. O fluxo estabilizado tem de ser perfeito e deve ser determinado para a menor vazão possível. A escolha da melhor vazão vai depender da produtividade do poço. Nos poços de alta produtividade, não se terá problema. Nos poços de média ou baixa produtividade, ou quando a produtividade é desconhecida, a escolha da vazão que dê um fluxo regular de duas fases, líquido e gás, para o separador pode ser difícil. Nestes casos, a vazão tem de ser mantida na mínima estável. Quando o RGO é estável entre duas reduções de fluxos, o poço está produzindo fluido representativo do reservatório. O fluxo estabilizado pode ser checado por: • Estabilizada vazões de gás, óleo e RGO, pressão e temperatura do separador permanecem inauteradas. • Estabilizadas pressão e temperatura da cabeça do poço. • • Estabilizada Pwf ( melhor maneira para assegurar a estabilidade do fluxo )

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Quando a estabilidade é alcançada, o poço deve produzir por no mínimo 12 horas para se obter medidas corretas do RGO. A estabilidade do RGO deve normalmente ser melhor que 5%, mas em condições difícies de poço, variações acima de 10% pode ser inevitável. Em geral, quanto mais longo for o período de fluxo, melhor a estabilidade do fluxo e qualidade das amostras. O perfeito conhecimento do RGO é essencial para a correta recombinação no laboratório de PVT das amostras de óleo e gás e se obter o fluido representativo do reservatório. No caso de poços de gás, o líquido condensado na coluna de produção, entre o fundo do poço e a superfície, deve ser removido do poço e produzido para o separador. Esta condição será satisfatória se a velocidade do gás ascendente é grande suficiente para carriar a fase líquida. No separador, a pressão tem de ser ajustada para minimizar qualquer líquido arrastado pela saída de gás. X.3 -

Métodos para Amostragem de superfície de Óleo

O separador tem de estar estabilizado e as medições de óleo, gás e RGO sendo feitas durante a operação de amostragem. As garrafas de amostras tem de ser mantida a temperatura abaixo da temperatura do separador. Isto é para prevenir a liberação de gás o qual irá interfirir na operação de transferência. No caso onde a temperatura do separador for menor que a temperatura ambiente, as garrafas devem ser resfriadas com banho de água gelada, ou água salgada com gêlo. As amostras de líquido e gás do separador devem ser tomadas ao mesmo tempo afim de se ter as mesmas condições para ambos os fluidos. Pelo menos duas amostras de líquido de 600 cc devem ser tomadas Por razões de segurança, uma capa de gás de 10% sempre tem de ser formada nas garrafas de líquido, uma vez que a transferência for completada. Método de transferência com Mercúrio (Hg) O método de transferência com mercúrio para amostras de óleo de superfície é o mais confiável deles, e deveria ser usado na maioria dos casos. Os 10% de capa de gás é formado retirando-se o excesso residual de mercúrio (Hg), o qual não é deslocado pelo óleo tranferido do separdor. Método de transferência Mercury-Free Este método, utiliza uma garrafa com pistão flutuante. Esta garrafa possui um volume morto acima do pistão muito pequeno e o qual deve ser feito vácuo antes da amostragem. Um líquido não compressível substitui o mercúrio (Hg) abaixo do pistão e o procedimento de transferência é o mesmo usado na transferência com mercúrio. A capa de gás de 10% é formada pela remoção do líquido abaixo do pistão.

109

X.4 -

Métodos para Amostragem de Superfície de Gás

Durante as amostragem de superfície, um volume suficiente de gás deve ser coletado para permitir a recombinação da amostra, nas condições de reservatório, pelo laboratório de análise de PVT. O volume total de amostra de gás a ser tomada por cada amostra de óleo é definido pela seguinte equação: Vg = 2.5 * ( RGO / P ) onde: Vg RGO P

= = =

Volume mínimo de gás em litros nas condições de separação durante a amostragem. Razão gás / óleo em scf / bbl Pressão de separação em Psi

Em todos os casos uma amostra de gás extra deve ser coletada como reserva. Método de vácuo O método de vácuo consiste em preencher um container que tenha sido feito vácuo previamente. Este método elimina qualquer condensação, que possa vir a ocorrer devido a circulação do gás, desde que uma vez a garrafa tenha sido preenchida, ela não pode ser recirculada. No laboratório qualquer condensação é vaporizada. Durante a amostragem não há a nescessidade de se aquecer a garrafa, nem a despressurização ou recirculação deve ser tentada.

110

X.5 -

Instalação típica para Amostragem de Superfície

111

X.6 -

Equipamnetos

Garrafa de amostra de óleo Mercury-Free

Descrição É uma garrafa de amostra de óleo para transferência de amostras de superfície sem a utilização de mercúrio. As garrafas possuem um pistão com sêlo especial de baixa fricção para uma determinação precisa do ponto de bolha. Uma esfera interna, auxilia a homogenização da amostra. Os sêlos metal / metal evitam a migração do gás durante longos períodos de estocagem. Os volumes mortos são reduzidos ao mínimo. Cada garrafa possui um número de série distinto. Especificações Pressão de trabalho Temp. de trabalho Volume Diâmetro Comprimento Peso

10000 Psi -10 à 150ºC 730 cc 11,8 cm 65,4 cm 23,5 Kg

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Garrafa de Amostra de Gás

Descrição A garrafa de amostra de gás é desenhada para amostragem de gás do separador requerida pelos laboratórios de análises de PVT para estudos de recombinação. As garrafas são fabricadas em aço duplo adequados para o trabalho com H2S. Os números de série assim como a data de fabricação estão estampados em cada garrafas. Especificações Pressão de Trabalho Temp. de Trabalho Capacidade Diâmetro Comprimento Peso

2150 Psi -10 à 100ºC 10 litros 16,8 cm 92,2 cm 25 Kg

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Data Rev. GERET

: Jul/95 : 3.0 /GECAR

PROCEDIMENTO OPERACIONAL DE AMOSTRAGEM DE FUNDO PARA PVT 1. Objetivo O objetivo principal desta operação é coletar amostras representativas de fluido de reservatório para serem usadas em análise PVT.

2. Procedimento Pré-operacional 2.1 - Efetuar estimativa da pressão de bolha usando a correlação (Trad) em anexo Obs.- 1) A correlação de pb é muito sensível a densidade do gás! 2) Estimar a densidade do gás pela tabela do Trad fornecida em anexo. Exemplo: um óleo 24 API e RGO = 54 m3/m3 teria uma dg ~ 0,9931 2.2 - Analisar os resultados 2.2.1 - Se Pressão de Bolha (Pb) ≈ Pressão Estática - efetuar a amostragem com o poço fechado. 2.2.2.- Se Pressão de Bolha (Pb) < Pressão Estática - efetuar a amostragem com o poço em fluxo, garantindo que a pressão de fluxo na posição de coleta seja maior que a pressão de bolha estimada

3. Procedimento de Coleta

3.1 - Condicionar o poço produzindo pelo menos uma vez o volume da coluna

- Coleta com o poço fechado: na menor abertura possível. - Coleta com o poço em fluxo: numa abertura que assegure uma pressão de fluxo no ponto de coleta > pressão de bolha estimada

3.2 - Fechar o poço na cabeça (Somente para coleta a ser efetuada com poço fechado) 3.3. - Descer amostrador e registrador de pressão 3.4 - Iniciar drenagem do poço na menor abertura possível (1/8 polegada) com o objetivo de posicionar um óleo mais representativo no ponto de coleta. (Somente para coleta a ser efetuada com poço fechado) 3.5. - Posicionar amostrador no ponto de coleta pelo menos 15 minutos antes da coleta. Para coleta a ser efetuada com poço fechado, também interromper a drenagem do poço. 3.6 -Retirar amostrador após 15 minutos do horário da coleta, efetuando gradiente estático (coleta com poço fechado) ou dinâmico (coleta com poço em fluxo). 3.7 - Ler as cartas de pressão e interpretar o gradiente dinâmico ou estático:

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3.7.1 - Se a pressão de coleta for inferior a pressão de bolha estimada, repetir coleta numa profundidade que assegure a pressão de coleta > pressão de bolha estimada. 3.7.2 - Se a coleta foi efetuada na coluna de água repetir coleta dentro da coluna de óleo. Se não for possível coletar dentro coluna de óleo com uma pressão de coleta maior que pressão de bolha estimada, contactar DIAREV para definição do prosseguimento de amostragem. 3.8 - Descer um segundo amostrador com registrador de pressão, efetuando gradiente na retirada. 3.9 - Determinar pressão de bolha na garrafa ou amostrador, verificando se a pressão de bolha nas condições de reservatório está compatível com a pressão de bolha estimada e a pressão de coleta. 3.10 - As operações de coleta só serão finalizadas após a coleta de duas amostras representativas

4. Determinação da Pressão de Abertura do Amostrador

4.1 - Colocar o amostrador na bancada de transferência, efetuando teste de linhas. 4.2 - Registrar a pressão de abertura do amostrador

5. Determinação da Pressão de Bolha Para determinação de pressão de bolha na garrrafa efetuar primeiro a transferência da amostra seguindo o procedimento do item 6.

5.1 - Pressurização da amostra 5.1.1 - Para amostra com pressão de bolha inferior a 4000 psi, pressurizar amostra com 5000 psi. 5.1.2 - Para amostra com pressão de bolha superior a 4000 psi pressurizar amostra com uma pressão inicial de no mínimo 1000 psi acima da pressão de bolha estimada (limitada pela capacidade do equipamento). 5.2 - Homogeneizar amostra agitando-a pressurizada durante no mínimo 120 minutos. Se a pressão após 120 minutos ainda não estiver estabilizada aguardar até completa estabilização.

a

3

5.3 - Iniciar determinação do ponto de bolha drenando 2 cm de mercúrio ou fluido hidraulico a cada passo.. A cada passo, agitar a amostra até a completa estabilização da pressão (aguardar no mínimo 5 minutos). Após o primeiro passo verificar a possibilidade de obter 5 passos acima da pressão de bolha:

N=

( pi − pb ) ∆p

onde,

115

∆p

3

= queda de pressão observada com o dreno de 2 cm de mercúrio ou fluido hidraulico.

pi = pressão de pressurização inicial da amostra. pb = pressão de bolha estimada da amostra. Se N< 5, repressurizar amostra para uma pressão inicial conforme a seguinte relação (limitada pela capacidade do equipamento):

pi ≥ pb + 5 × ∆p Aguardar estabilização da pressão, após repressurização, antes de iniciar a determinação da pressão de bolha. 5.4 - Anotar os volumes acumulados de cada passo e a respectiva pressão estabilizada. 5.5 - Traçar o gráfico de pressão contra volume acumulado e determinar o ponto de bolha.

formula

5.6 - Determinar a pressão de bolha em condições de reservatório usando a de Standing:

pbreserv = pbsup erf × 10

(

0 , 00091 Treserv − Tsup erf

)

o

onde, T = temperatura em F. pb = pressão de bolha em psia. 5.7 - Verificar se a pressão de bolha esta consistente com a pressão de bolha esperada e a pressão de coleta.

6. Transferência da Amostra para a Garrafa 6.1 - Pressurização da amostra antes de iniciar a transferência 6.1.1 - Para amostra com pressão de bolha inferior a 4000 psi, pressurizar amostra com 5000 psi. 6.1.2 - Para amostra com pressão de bolha superior a 4000 psi pressurizar amostra com uma pressão inicial de no mínimo 1000 psi acima da pressão de bolha estimada (limitada pela capacidade do equipamento).

da

6.2 - Aguardar pressurizado durante no mínimo 30 minutos ou até a estabilização pressão. 6.3 - Transferir amostra para a garrafa 6.4 - Efetuar gas-cap (para o transporte).

7. Consistência das Amostras Comparar as pressões de bolhas obtidas das 2 amostras coletadas. Se houver dúvidas quanto a validade das amostras, efetuar uma outra coleta (terceira amostra)

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8. Identificação das Amostras As garrafas deverão ser lacradas e identificadas conforme etiquetas anexas. 9. Documentação Os seguintes documentos referentes a amostragem de fundo deverão ser preenchidos e apresentados. 1- Boletim de Coleta de Amostra de Fundo. (Responsável : Operador de amostragem) 2- Boletim de Transferência de Amostra de Fundo. (Responsável : Operador de amostragem) 3- Gráficos de determinação do ponto de bolha das amostras. (Responsável : Operador de amostragem) 4- Boletim de Amostragem de Amostra de Fundo. (Responsável : Engenheiro Fiscal)

10. Anexos 10.1 -Etiqueta de Identificação de Amostra para envio para GENPO/GOPAV 10.2 -Boletim de Coleta de Amostra de Fundo 10.3 -Boletim de Transferência de Amostra de Fundo 10.4 -Boletim de Amostragem de Amostra de Fundo 10.5 - Gráfico de determinação de pressão de bolha

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Etiqueta de Identificação de Amostra Garrafa N° : Poço : Teste : Formação : Litologia : Intervalo : Conteúdo da garrafa : Local da coleta : Volume (l) : Data da coleta : Análise Solicitada : Destino : GENPO/GOPAV OFICINA DA PRODUÇÃO ATT.: ATOP INÁCIO

Etiqueta de Identificação de Amostra Garrafa N° : Poço : Teste : Formação : Litologia : Intervalo : Conteúdo da garrafa : Local da coleta : Volume (l) : Data da coleta : Análise Solicitada : Destino : GENPO/GOPAV OFICINA DA PRODUÇÃO ATT.: ATOP INÁCIO

Etiqueta de Identificação de Amostra Garrafa N° : Poço : Teste : Formação : Litologia : Intervalo : Conteúdo da garrafa : Local da coleta : Volume (l) : Data da coleta : Análise Solicitada : Destino : GENPO/GOPAV OFICINA DA PRODUÇÃO ATT.: ATOP INÁCIO

Etiqueta de Identificação de Amostra Garrafa N° : Poço : Teste : Formação : Litologia : Intervalo : Conteúdo da garrafa : Local da coleta : Volume (l) : Data da coleta : Análise Solicitada : Destino : GENPO/GOPAV OFICINA DA PRODUÇÃO ATT.: ATOP INÁCIO

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Boletim da Coleta de Amostra de Fundo Poço Campo Teste

Intervalo (m) Formação/Membro Número de Descidas

Número da descida 1 2 3 4 5 Número do amostrador Profundidade de coleta (m) Data do início da descida Hora do início da descida Hora do final da descida Hora do disparo programado Hora do início da retirada Número da Garrafa (se transferido) Obs. - Devem ser reportadas todas as descidas de amostrador, falhas ou não.

6

7

8

Responsável (Operador de Amostragem) : _________________________

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Boletim da Transferência de Amostra de Fundo Poço Campo Teste Intervalo (m) Formação/Membro Dados da Amostra Número da descida Número do amostrador Número da garrafa Pressão de abertura (psi)

3

Tipo Tipo

Capacidade (cm ) 3 Capacidade (cm )

Pressurização da amostra antes de iniciar a transferência Pressão inicial (psi) Pressão de estabilização (psi) 3 Volume para pressurizar (cm ) Volume para pressurizar (strokes) Tempo aguardado na pressão de estabilização (min) Dados da Transferência Pressão de Transferência (psi) Pressão final na garrafa (psi) 3 Volume de mercúrio restante na garrafa (cm )

3

Volume deslocado (cm )

Pressurização da amostra antes de iniciar determinação do ponto de bolha Pressão inicial (psi) Pressão de estabilização (psi) 3 Volume para pressurizar (cm ) Volume para pressurizar (strokes) Tempo aguardado na pressão de estabilização (min) Determinação do Ponto de Bôlha Local da determinação garrafa o Temperatura de determinação ( C) Tempo de estabilização em cada step (min) Pressão de saturação na superfície (kgf/cm2)

amostrador

Responsável (Operador de Amostragem) : ________________________________

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Boletim de Amostragem de Fundo

Poço Campo Teste

Intervalo (m) Formação/Membro Número Amostras

Número da descida Número do amostrador Número da garrafa Profundidade medida de coleta (m) Profundidade vertical de coleta (m) 2 Pressão de coleta (kgf/cm ) o Temperatura de coleta ( C) o Temperatura de superfície ( C) 2 Pressão de bolha superfície (kgf/cm ) Data amostragem

Medições Choke (pol) PM (pol) Psep (psia) o Tsep ( F) BSW (%)

3

Qoc (m /d) 3 Qgás (m /d ) 3 3 RGOc (m /m ) Densidade do gás o API

Obs. - Reportar as medições mais representativas do teste para o intervalo, não precisa ser necessariamente as medições realizadas durante o período de amostragem. Responsável (Fiscal da Completação) : ________________________

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Correlações de Propriedades PVT da Bacia de Campos (Trad)

Pressão de bolha

p

  RGO  b =8 , 2 3 8 4 9 ×   7 ,67 × API   d T + 460 × 1 0  gas

onde: p

b

  

     

0 ,7944421

- pressao de bolha estimada em kgf cm 2 abs

RGO - razao gas / oleo em m 3 m 3 d gas - densidade relativa do gas API - grau API a 60 0 F T - temperatura de fundo em 0 F Tabela do Trad API RGO 3 3 a 60 F m /m 15.60 18.60 19.10 19.80 19.90 20.98 20.60 20.90 20.50 20.20 20.90 20.50 20.50 20.30 21.60 22.20 22.60 22.77 22.30 22.70 22.00 23.70 23.07 23.90 23.60 25.80 25.07 25.30 25.60 25.70

40.80 49.39 12.28 32.30 42.20 16.49 16.55 16.70 18.55 35.50 58.77 61.45 63.66 66.88 72.20 32.90 34.44 62.86 66.09 74.79 95.70 27.37 67.14 84.49 106.88 45.51 47.93 73.18 96.31 117.51

dg

.6500 .7592 .6130 .6963 .9160 .6202 .7800 .8090 .7550 .7025 .7250 .6667 .7623 .8110 .9005 .9974 1.0438 .7680 .8787 .7833 .7343 .7044 .8816 .8963 .8504 .9989 .9931 1.1210 .8963 .9845

T F

o

165.2 145.0 132.8 204.8 166.0 167.0 134.6 111.2 215.0 228.0 119.7 152.0 172.0 161.2 152.6 230.0 230.0 173.60 145.6 164.0 184.0 134.6 167.7 180.0 184.0 220.0 219.0 161.0 238.0 199.0

Psat 2 kgf/cm abs 157.70 169.50 50.50 126.50 118.14 69.90 56.30 52.40 67.98 131.79 162.87 185.60 197.50 184.24 183.16 71.70 72.40 183.21 151.75 201.81 232.00 85.10 187.20 205.60 235.59 87.90 98.90 133.00 181.10 209.70

Bos m3/m3 1.1627 1.1709 1.0706 1.1399 1.1460 1.0957 1.0827 1.0761 1.1313 1.1768 1.1714 1.1798 1.1939 1.2135 1.2286 1.1998 1.2020 1.1815 1.2189 1.2356 1.3238 1.1100 1.2211 1.2849 1.3378 1.2442 1.2402 1.2390 1.3796 1.4087

Uos cp 22.755 13.586 183.066 7.752 7.370 54.078 41.083 81.757 9.254 4.836 8.403 5.231 4.323 5.006 4.346 3.736 3.179 4.010 4.682 3.511 2.180 18.238 3.131 2.035 1.830 4.112 2.158 2.450 1.175 1.261

Co kgf/cm2-1 6 x10 112.00 90.40 193.066 84.32 117.88 85.48 91.00 80.00 101.08 110.00 89.77 94.56 99.82 105.75 116.33 123.00 124.57 76.01 106.93 111.67 118.56 84.28 108.90 126.80 38.58 142.66 132.20 103.90 184.58 152.40

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API a 60 F 26.34 26.80 26.70 26.50 26.40 26.60 26.90 26.20 26.10 27.40 27.10 27.30 27.80 27.10 28.40 28.02 28.09 28.20 28.20 29.33 29.40 29.90 30.66 30.18 30.70 30.00 30.60 30.09 30.10 30.70 31.90 31.70 31.00 31.70 31.90 36.90 39.70 38.50 37.70 37.60

RGO 3 3 m /m 38.62 41.31 57.93 78.07 79.56 80.66 90.47 116.57 124.01 67.79 99.76 117.64 137.98 148.62 51.22 56.11 57.77 113.49 123.00 60.81 90.12 129.15 56.98 62.00 84.59 87.82 121.67 131.06 158.79 168.30 63.83 103.53 163.64 185.28 205.41 89.59 107.54 109.46 115.38 116.34

dg

.7229 .8771 .9268 .9966 .9897 .9581 .9036 .8638 .8615 1.0492 .8925 .9272 .9994 .8910 1.1071 1.0049 1.0872 .8582 .9603 .9674 1.3290 .8750 .8609 .7750 .8570 .8485 .9243 .7182 .8529 .8467 .8773 .9187 .8920 .9267 .8849 1.0219 .9739 .9740 .9675 .9342

T F

o

141.8 171.0 196.0 189.3 161.1 200.0 165.0 240.0 208.4 200.5 152.8 199.9 242.0 179.0 195.6 170.6 226.04 190.4 183.4 205.0 228.0 190. 170.0 175.0 181.4 152.8 167.0 176.4 182.0 186.0 174.0 233.0 186.8 189.0 168.8 208.0 228.2 186.8 191.6 205.0

Psat 2 kgf/cm abs 120.20 96.50 123.80 129.20 144.10 149.40 184.67 225.30 233.40 114.50 189.90 218.34 212.27 287.14 95.60 93.08 103.40 210.38 211.60 106.50 135.86 200.60 116.90 145.52 161.30 167.92 192.98 236.80 264.70 260.90 140.30 159.20 255.30 269.30 300.47 131.57 158.90 159.90 168.96 178.71

Bos m3/m3 1.2210 1.1702 1.2373 1.3049 1.2700 1.3341 1.3190 1.4102 1.4302 1.2952 1.3126 1.4160 1.5736 1.4618 1.2436 1.2327 1.2760 1.4080 1.3988 1.2926 1.3430 1.4271 1.2265 1.1939 1.3043 1.2791 1.4070 1.4094 1.4897 1.5338 1.2029 1.4167 1.5063 1.5874 1.6046 1.3995 1.3004 1.4423 1.4353 1.4452

Uos cp 8.605 4.244 3.091 1.736 2.061 1.425 1.661 1.022 0.829 1.322 1.710 0.940 0.579 0.954 2.525 3.346 2.501 0.932 0.903 1.271 0.970 0.602 1.550 1.540 1.179 1.488 0.820 0.805 0.962 0.941 1.142 0.749 0.926 0.528 0.589 0.596 0.775 0.509 0.591 0.607

Co kgf/cm2-1 6 x10 83.90 127.13 155.57 133.60 116.20 134.52 133.03 208.89 196.38 145.00 138.10 161.82 265.77 159.40 127.20 128.99 139.20 140.40 149.00 145.33 104.94 198.65 160.44 110.70 143.00 127.97 159.83 152.00 178.32 221.00 132.50 117.17 171.07 207.50 200.00 184.72 149.20 188.00 188.41 194.81

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Bottom Hole Sampler (BHS)

Descrição O BHST-B é um amostrador de fundo. É disparado por um pulso de corrente de um relógio eletrônico ou diretamente da superfície quando utilizado com o cabo elétrico. Quando o amostrador é disparado, após um delay time ajustado na superfície, o hammer pin quebra o beak plug e permite que o óleo hidráulico, que está na parte inferior do amostrador, flua através de um restritor de fluxo para a câmara atmosférica com uma vazão controlada. A pressão do poço força o pistão flutuante para cima, coletando a amostra até encontrar o ombro na haste.

Nesta hora, a diferencial de pressão sobre o pistão flutuante, que está no final do seu cuso, move-o para cima juntamente com o pistão selante, trapeando a amostra. Desta forma, a haste também sobe e trava-se no detent assembly que assegura a integridade mecânica da câmara de amostra. A ferramenta é então retirada e a amostra conectada ao banco de transferência para determinação do ponto de bolha in situ e a posterior transferência para a garrafa de transporte.

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Especificações

BHST-B

OD Comprimento Peso Pressões Trabalho Teste Temperatura Serviço Volume de amostra

1 11/16” ( 42,8 mm) 4,05 metros 27,5 KgF (62 lbf)

Opções de Delay Time do relógio Conexão superior

10.000 psi 15.000 psi -10ºC a 175ºC H2S 656 cc (600 cc com redutor de volume) ½, 1, 2, 4, e 8 horas 15/16” UNS

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Multipurpose Transfer Bench

Descrição O Multipurpose Tranfer Bench é um banco de transferência designado a transferir amostras de fundo dos amostradores de fundo convencionais (BHS), isto é, que utilizam Mercúrio para tal operação. A amostra é pressurizada uma pressão que garanta o seu estado monofásico, normalmente 5000 psi. Então, a pressão de ponto de bolha pode ser determinada, nas condições de superfície para assegurar que as amostras são representativas do fluido do reservatório e que todas tenham características similares - pressão de abertura da amostra e pressão de ponto de bolha.

Uma garrafa de transporte de amostra de óleo pode ser usada e um mínimo de Mercúrio é necessário para esta operação. O Banco de Transferência uas o óleo hidráulico como o principal meio de transferência.

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Bottom Hole Sampler Mercury Free (BHS-MF)

Descrição O BHST-C é um amostrador de fundo em que a tranferência da amostra é feita sem a utilização de Mercúrio. Um pulso elétrico de um relógio eletrônico, após um delay time ajustado na superfície, abre uma válvula solenóide que permite que o óleo hidráulico, que está na parte inferior do amostrador, flua através de um restritor de fluxo para a câmara atmosférica com uma vazão controlada. A pressão do poço força o pistão flutuante para cima, coletando a amostra até encontrar o ombro na haste.

Nesta hora, a diferencial de pressão sobre o pistão flutuante, que está no final do seu cuso, move-o para cima juntamente com o pistão selante, trapeando a amostra. Desta forma, a haste também sobe e trava-se no detent assembly que assegura a integridade mecânica da câmara de amostra. A ferramenta é então retirada e a amostra conectada ao banco de transferência para determinação do ponto de bolha in situ e a posterior transferência para a garrafa de transporte.

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Especificações

BHST-C

OD Comprimento Peso Pressões Trabalho Teste Temperatura Serviço Volume de amostra Opções de Delay Time do relógio Conexão superior

1 11/16” ( 42,8 mm) 4,40 metros 27,5 KgF (62 lbf) 10.000 psi 15.000 psi -10ºC a 175ºC H2S 656 cc ½, 1, 2, 4, e 8 horas 15/16” UNS

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Mercury-Free Transfer Bench

Descrição O Multipurpose Tranfer Bench é um banco de transferência designado a transferir amostras de fundo dos amostradores de fundo Mercury-Free (BHS-MF), isto é, que não utilizam Mercúrio para tal operação. Um composto de água e glicol é utilizado como fluído de transferência. A amostra é pressurizada uma pressão que garanta o seu estado monofásico, normalmente 5000 psi. Então, a pressão de ponto de bolha pode ser determinada, nas condições de superfície para assegurar que as amostras são representativas do fluido do reservatório e que todas tenham características similares - pressão de abertura da amostra e pressão de ponto de bolha.

As amostras são transferidas para as garrafas de óleo Mercury-Free. O Banco de Transferência Mercury-Free é construído em aço inoxidável e com capacidade de operação para 15.000 psi. Uma unidade de volume constante foi incorporada ao banco de transferência para permitir uma retirada precisa do fluído pressurizado, em volumes de 2cc. Isto resulta numa determinação de ponto de bolha mais rápida e mais precisa.

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