Descrição

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