Estamos vivendo a era do petróleo. Na sociedade moderna dificilmente encontramos um ambiente, um produto ou um bem que não contenha compostos derivados do petróleo ou que não seja produzido direta ou indiretamente a partir do petróleo.
De origem natural, não renovável e de ocorrência limitada, o petróleo movimenta bilhões de dólares diariamente em uma atividade industrial gigantesca, empregando milhares de trabalhadores, técnicos e cientistas. Recursos consideráveis são alocados para o seu desenvolvimento e pesquisa, fazendo surgir, a cada dia, tecnologias e equipamentos mais sofisticados para a descoberta de novas jazidas, extração e refino de petróleo.
Prefácio – VII Introdução – IX
1. O PETRÓLEO – 1 1.1. Histórico – 1 1.1.1. No mundo – 1 1.1.2. No Brasil – 3 1.2. Constituintes do petróleo – 4 1.2.1. Hidrocarbonetos – 6 1.2.2. Não-hidrocarbonetos – 9 1.3. Composição do petróleo – 10 1.4. Classificação do petróleo – 11 1.4.1. Classe parafínica – 12 1.4.2. Classe parafínico-naftênica – 12 1.4.3. Classe naftênica – 12 1.4.4. Classe aromática intermediária – 12 1.4.5. Classe aromático-naftênica – 13 1.4.6. Classe aromático-asfáltica – 13
2. NOÇÕES DE GEOLOGIA DE PETRÓLEO – 15 2.1. Origem do petróleo – 15 2.1.1. Migração do petróleo – 16 2.1.2. Rocha-reservatório – 17 2.1.3. Rocha selante – 18 2.1.4. Aprisionamento do petróleo – 19
3. PROSPECÇÃO DE PETRÓLEO – 23 3.1. Métodos geológicos – 23 3.1.1. Geologia de superfície – 23 3.1.2. Aerofotogrametria e fotogeologia – 24 3.1.3. Geologia de subsuperfície – 24 3.2. Métodos potenciais – 26 3.2.1. Gravimetria – 26 3.2.2. Magnetometria – 28 3.3. Métodos sísmicos – 29 3.3.1. Fontes e receptores sísmicos – 30 3.3.2. Aquisição de dados sísmicos – 31 3.3.3. Tipos de ondas sísmicas e velocidades de propagação – 33 3.3.4. Sismograma sintético – 35 3.3.5. Técnica CDP e obtenção de velocidades – 36 3.3.6. Processamento de dados sísmicos – 39 3.3.7. Interpretação de dados sísmicos – 41 3.3.8. Sísmica tridimensional (3-D) – 42 3.3.9. Sísmica aplicada à perfuração e ao desenvolvimento da produção – 47 3.3.10. Sísmica 4-D – 48 3.3.11. Sísmica de poço – 49
4. PERFURAÇÃO – 55 4.1. Equipamentos da sonda de perfuração – 55 4.1.1. Sistema de sustentação de cargas – 55 4.1.2. Sistema de geração e transmissão de energia – 58 4.1.3. Sistema de movimentação de carga – 59 4.1.4. Sistema de rotação – 62 4.1.5. Sistema de circulação – 65 4.1.6. Sistema de segurança do poço – 67 4.1.7. Sistema de monitoração – 69 4.2. Colunas de perfuração – 70 4.2.1. Comandos – 70 4.2.2. Tubos pesados – 70 4.2.3. Tubos de perfuração – 71 4.2.4. Acessórios da coluna de perfuração – 72 4.2.5. Ferramentas de manuseio da coluna – 73 4.2.6. Dimensionamento da coluna de perfuração – 74 4.3. Brocas – 76 4.3.1. Brocas sem partes móveis – 76 4.3.2. Brocas com partes móveis – 78 4.4. Fluidos de perfuração – 80 4.4.1. Propriedades dos fluidos de perfuração – 81 4.4.2. Classificação dos fluidos de perfuração – 83 4.5. Operações normais de perfuração – 87 4.5.1. Alargamento e repassamento – 87 4.5.2. Conexão, manobra e circulação – 87 4.5.3. Revestimento de um poço de petróleo – 88 4.5.4. Cimentação de poços de petróleo – 91 4.5.5. Perfilagem – 99 4.5.6. Movimentação da sonda – 99 4.6. Otimização da perfuração – 99 4.6.1. Programa de revestimento – 100 4.6.2. Programa de fluido de perfuração – 100 4.6.3. Programa de brocas – 100 4.6.4. Parâmetros mecânicos – 101 4.6.5. Parâmetros hidráulicos – 101 4.7. Operações especiais de perfuração – 101 4.7.1. Controle de kicks – 101 4.7.2. Pescaria – 104 4.7.3. Testemunhagem – 105 4.8. Perfuração direcional – 106 4.8.1. Controle da verticalidade em poços verticais – 106 4.8.2. Perfuração de poços direcionais – 106 4.9. Perfuração marítima – 109 4.9.1. Tipos de unidades – 110 4.9.2. Sistemas de cabeça de poço submarino – 113 4.9.3. Cabeça de poço em sondas flutuantes – 117 4.9.4. Movimentos de uma sonda – 118 4.9.5. Equipamentos auxiliares – 119
5. AVALIAÇÃO DE FORMAÇÕES – 121 5.1. Perfilagem a poço aberto – 122 5.1.1. Fundamentos de perfilagem – 122 5.1.2. Tipos de perfis – 123 5.2. Testes de pressão em poços – 125 5.2.1. Objetivos dos testes – 126 5.2.2. Tipos de testes de pressão – 128 5.3. Perfilagem de produção – 133 5.3.1. Production logging tool (PLT) – 133 5.3.2. Thermal decay time log (TDT) – 135
6. COMPLETAÇÃO – 137 6.1. Tipos de completação – 137 6.1.1. Quanto ao posicionamento da cabeça do poço – 137 6.1.2. Quanto ao revestimento de produção – 138 6.1.3. Quanto ao número de zonas explotadas – 139 6.2. Etapas de uma completação – 140 6.2.1. Instalação dos equipamentos de superfície – 140 6.2.2. Condicionamento do poço – 141 6.2.3. Avaliação da qualidade da cimentação – 141 6.2.4. Canhoneio – 147 6.2.5. Instalação da coluna de produção – 147 6.2.6. Colocação do poço em produção – 149 6.3. Principais componentes da coluna de produção – 149 6.3.1. Tubos de produção – 149 6.3.2. Shear-out – 150 6.3.3. Hydro-trip – 151 6.3.4. Nipples de assentamento – 151 6.3.5. Camisa deslizante (sliding sleeve) – 152 6.3.6. Check valve – 152 6.3.7. Packer de produção – 152 6.3.8. Unidade selante – 155 6.3.9. Junta telescópica (TSR) – 155 6.3.10. Mandril de gas-lift – 156 6.3.11. Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV) – 157 6.4. Equipamentos de superfície – 157 6.4.1. Cabeça de produção – 158 6.4.2. Árvore de natal convencional (ANC) – 158 6.4.3. Árvore de natal molhada (ANM) – 160 6.5. Intervenções em poços – 163 6.5.1. Avaliação – 164 6.5.2. Recompletação – 164 6.5.3. Restauração – 164 6.5.4. Limpeza – 166 6.5.5. Mudança do método de elevação – 166 6.5.6. Estimulação – 166 6.5.7. Abandono – 168
7. RESERVATÓRIOS – 169 7.1. Propriedades básicas – 169 7.1.1. Compressibilidade – 169 7.1.2. Saturação – 170 7.1.3. Permeabilidade absoluta – 170 7.1.4. Permeabilidade efetiva – 171 7.1.5. Permeabilidade relativa – 173 7.1.6. Mobilidade – 174 7.2. Regimes de fluxo – 174 7.3. Classificação dos reservatórios – 176 7.3.1. Vaporização de uma substância pura – 176 7.3.2. Mistura de hidrocarbonetos – 178 7.3.3. Diagramas de fases – 179 7.3.4. Tipos de reservatórios – 180 7.4. Fluidos produzidos – 182 7.4.1. Produção de óleo – 183 7.4.2. Produção de gás – 183 7.4.3. Produção de água – 183 7.4.4. RGO, RAO e BSW – 183 7.4.5. Histórico de produção – 184 7.4.6. Fator volume de formação do gás – 184 7.4.7. Fator volume de formação do óleo – 185 7.4.8. Razão de solubilidade – 186 7.5. Mecanismos de produção – 187 7.5.1. Mecanismo de gás em solução – 188 7.5.2. Mecanismo de capa de gás – 190 7.5.3. Mecanismo de influxo de água – 191 7.5.4. Mecanismo combinado – 192 7.5.5. Segregação gravitacional – 193 7.6. Estimativas de reservas – 194 7.6.1. Definições – 194 7.6.2. Fator de recuperação e reservas – 195 7.6.3. Condições de abandono e volume recuperável – 196 7.6.4. Métodos de cálculo – 197 7.7. Métodos de recuperação – 200 7.7.1. Métodos convencionais de recuperação – 201 7.7.2. Eficiências de recuperação – 203 7.7.3. Reservas e métodos de recuperação – 204 7.7.4. Métodos especiais de recuperação – 205
8. ELEVAÇÃO – 209 8.1. Elevação natural - poços surgentes – 209 8.1.1. Fatores que influem na produção acumulada por surgência – 210 8.1.2. Fluxo no meio poroso – 211 8.1.3. Fluxo na coluna de produção – 213 8.1.4. Fluxo na superfície – 219 8.1.5. Resolução de problemas de fluxo – 221 8.2. Gas-Lift – 223 8.2.1. Tipos de gas-lift – 223 8.2.2. Sistema de gas-lift – 224 8.2.3. Tipos de instalações – 225 8.2.4. Válvulas de gas-lift – 226 8.2.5. Descarga de um poço de gas-lift – 227 8.2.6. Gas-lift contínuo – 229 8.2.7. Gas-lift intermitente – 230 8.3. Bombeio centrífugo submerso – 233 8.3.1. Princípio teórico do método – 233 8.3.2. Equipamentos de subsuperfície – 234 8.3.3. Equipamentos de superfície – 238 8.3.4. Acompanhamento do poço em produção – 240 8.4. Bombeio mecânico com hastes – 241 8.4.1. Bomba de subsuperfície – 242 8.4.2. Coluna de hastes – 244 8.4.3. Unidade de bombeio – 246 8.4.4. Acompanhamento do poço em produção – 247 8.5. Bombeio por cavidades progressivas – 248 8.5.1. Sistema de BCP – 248 8.5.2. Bomba de subsuperfície – 249 8.5.3. Coluna de hastes – 251 8.5.4. Equipamentos de superfície – 252 8.5.5. Acompanhamento de um poço em produção – 253
9. PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE FLUIDOS – 255 9.1. Separação do gás natural – 255 9.1.1. Separação bifásica – 257 9.1.2. Separação trifásica – 258 9.1.3. Problemas operacionais nos separadores – 259 9.2. Condicionamento e processamento do gás natural – 260 9.2.1. Condicionamento – 260 9.2.2. Processamento – 261 9.3. Tratamento do óleo – 262 9.4. Tratamento e destino da água produzida – 264 9.4.1. Tratamento da água – 264 9.4.2. Destino da água – 266
REFERÊNCIAS - 269
Organizador: José Eduardo Thomas Ano: 2004 Número de Páginas: 272 Tamanho: 16 x 23 cm Editora: Interciência Acabamento: Brochura ISBN: 85-7193-099-6
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