Atlas de Sensibilidade Ambiental

MMA lança Atlas de Sensibilidade Ambiental da Bacia de Santos

A Gerência de Qualidade Costeira e do Ar (GQCA) da Secretaria de Mudanças Climáticas e Qualidade Ambiental do Ministério do Meio Ambiente lança no dia 1º de agosto, no Rio de Janeiro, o Atlas de Sensibilidade Ambiental ao Óleo da Bacia Marítima de Santos. A iniciativa reforça o compromisso do governo de mapear as nove grandes bacias sedimentares marítimas brasileiras. O atlas de sensibilidade bacia de Santos contém 33 Cartas de Sensibilidade Ambiental ao Derramamento de Óleo (Cartas SAO), com informações sobre o ecossistema e a ocupação de todas as regiões da bacia.

O atlas integra o Plano Cartográfico estabelecido pelo MMA e Ibama em conjunto com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que inclui também o Atlas de Sensibilidade Ambiental ao Óleo das Bacias Sedimentares Marítimas do Ceará e Potiguar, lançado em 2004. Estão em preparação outros sete produtos similares para as bacias de Sergipe-Alagoas/Pernambuco-Paraíba, do Sul da Bahia, do Espírito Santo, da Foz do Amazonas, do Pará-Maranhão-Barreirinhas, de Pelotas e de Campos.

As publicações compõem a base do Plano Nacional de Contingência a Derrame de Óleo (PNC) que, por determinação legal, é de atribuição do MMA: com a aprovação da Lei nº 9.966 (Lei do Óleo) em 2000, foi atribuída ao ministério a responsabilidade de identificar, localizar e definir limites das áreas ecologicamente sensíveis à poluição por óleo e outras substâncias nocivas ou perigosas em águas sob jurisdição nacional. Os atlas possibilitarão ao governo estabelecer medidas preventivas aos derramamentos de petróleo; e dar uma resposta organizada, rápida e eficaz em caso de acidentes dessa natureza. As águas jurisdicionais da costa brasileira são prioritárias nesse processo, uma vez que mais de 80% de todas as atividades que envolvem petróleo e gás se localizam no litoral.

?O lançamento do atlas é providencial, nesse momento em que todas as atenções se voltam à bacia de Santos em função da descoberta do grande potencial para exploração de óleo em suas águas profundas?, diz a técnica do GQCA Letícia Reis de Carvalho.

Ela lembra que a Bacia de Santos é considerada uma das mais importantes do País em termos de complexidade dos ecossistemas envolvidos, de diversidade de usos e de características socioeconômicas. ?O atlas é uma ferramenta essencial para o planejamento ambiental territorial da zona costeira marinha, para os instrumentos de política ambiental ? como licenciamento e monitoramento ? e para ações de resposta a emergências ambientais?, reitera.

As Cartas SAO foram elaboradas de acordo as Especificações e Normas Técnicas para Elaboração de Cartas de Sensibilidade Ambiental, definidas em 2004 pelo MMA em conjunto com o Ibama e a ANP. Os estudos incluem informações geomorfológicas, coleta de dados no local e imagens de satélites, entre outras.

O mapeamento inclui três escalas: a estratégica (1:500.000), a tática (1:150.000) e a operacional (1:50.000). Já os índices de sensibilidade ambiental variam de 1 a 10: quanto maior o algarismo, maior a sensibilidade. O índice 10, por exemplo, envolve deltas, margens de rios, manguezais, banhados e brejos ? os mais difíceis de limpar em caso de vazamento ? ao passo que o índice 1 abrange formações rochosas, falésias e estruturas artificiais lisas, entre outros de relativa facilidade na limpeza.

O lançamento do atlas ocorrerá no auditório-sede do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), no Rio de Janeiro, com a presença do ministro do Meio Ambiente, Carlos Minc; da secretária de Mudanças Climáticas e Qualidade Ambiental, Suzana Kahn; do diretor do Departamento de Qualidade Ambiental, Rudolph de Noronha; e do gerente de Qualidade Costeira e do Ar, Ademilson Zamboni.

Protocolo de Intenções - O evento do dia 1º de agosto marca também a assinatura de um Protocolo de Intenções entre o MMA e a Petrobras para a complementação do Plano Cartográfico. A cooperação inclui o mapeamento de três bacias (Foz do Amazonas, Pará-Maranhão-Barreirinhas e Pelotas) e a modelagem e alimentação de um banco de dados de interesse da gestão costeira e marinha, com ênfase nas informações disponíveis no MMA, no Ibama, no Banco de Dados Ambientais da Indústria do Petróleo (Bampetro) e na Petrobras.

A Bacia de Campos, porém, tem seu mapeamento de sensibilidade desenvolvido no âmbito do Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) firmado entre o Ibama e a Petrobras.(Fonte: Jornal Dia a Dia - Três Lagoas,MS/Grace Perpetuo)

Pré-Sal em Águas rasas (Pólo Merluza e Pólo Mexilhão-Lagosta)

Petrobras perfura poços em busca de reservas no pré-sal

 | 24.07.2008 | 09h45 EXAME Agência Estado 

 A Petrobras intensificou os esforços para comprovação de reservas de petróleo e gás na camada abaixo do leito marinho, chamada de pré-sal, na Bacia de Santos, onde já fez nove descobertas. Segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP), a companhia está perfurando, neste momento, seis poços exploratórios abaixo dos 6 mil metros de profundidade. A distância é semelhante à percorrida pelo poço descobridor de Tupi, maior reserva descoberta no Brasil.

Durante o primeiro semestre, a Petrobras mantinha uma média de três poços simultâneos em busca de reservas abaixo do sal, esforço limitado pela escassez de plataformas de perfuração para águas ultraprofundas. Nos últimos meses, porém, com o apoio da parceira Repsol, da Espanha, decidiu ainda buscar reservas no pré-sal em blocos localizados em águas rasas. Nesse último caso, está o bloco BM-S-12, da 3ª Rodada de Licitações da ANP, em 2001, na porção sul da Bacia de Santos, a 400 quilômetros de Tupi. Lá, a Petrobras pretende atingir os 6.525 metros de profundidade. No meio do caminho, já encontrou indícios de gás que, segundo um técnico da companhia, estão acima da camada de sal.

De acordo com geólogos, há boas perspectivas de descobertas de gás abaixo da camada de sal na região do BM-S-12, em frente ao litoral de Santa Catarina. O local, batizado de Pólo Sul da Bacia de Santos, tem pequenos campos como Coral, Estrela do Mar e Cavalo Marinho, e produziu uma média de 3,7 mil barris de petróleo em 2007. Há outra frente de busca por reservatórios profundos abaixo do sal em blocos de águas rasas, no Pólo Merluza da Bacia de Santos. Segundo a ANP, a companhia perfura neste momento um poço próximo ao campo de Lagosta, descoberto em 2004, buscando reservas a 6.189 metros de profundidade. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

Geopolítica do Petróleo: dados Interessantes

 

Recomendo a leitura do texto compartilhado na área de notícias relacionadas com o título:

O Petróleo e a Balança Comercial

do Adriano de Adriano Pires

 

Para dados atualizados sobre o balanço de consumo de petróleo e derivados!!!

Boa informação para bons entendedores do equilíbrio de comércio e produção.

Pré-Sal unitização e descobertas

Petrobrás quer unir exploração

Estatal reconhece que consórcios em Tupi têm de se juntar

Pela primeira vez desde o anúncio das descobertas de reservatórios de óleo na camada pré-sal em Tupi, a Petrobrás reconheceu a necessidade de unificação do comando sobre vários blocos, hoje distribuídos entre consórcios que arremataram as áreas em leilões realizados pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) nos últimos anos.

Segundo o diretor de Exploração e Produção da estatal, Guilherme Estrella, ?existem as primeiras estimativas de que isso será necessário?.

A unificação do comando - ou unitização, como chamada no setor - ocorre quando dois ou mais concessionários possuem blocos de exploração de petróleo situados sobre uma mesma jazida contínua. A idéia é evitar uma exploração predatória da área prejudicando o outro concessionário que tem direito sobre a mesma jazida.

Assim como em vários países, a Lei do Petróleo brasileira orienta para que os concessionários discutam a unificação da produção, constituindo joint ventures. Caso não haja a formação voluntária, o caso é submetido a uma decisão arbitral, que delineará a formação do novo consórcio. Estrella negou-se a responder em quais áreas a unitização seria necessária. Hoje, das áreas que estão localizadas no pré-sal da Bacia de Santos, apenas o BM-S-22 não está sob operação da Petrobrás. A Exxon Mobil detém a operação da área com 40%, com participação da Amerada Hess em mais 40% e Petrobrás com 20%.

A área ainda não teve nenhum poço perfurado. As demais cinco áreas localizadas no ponto considerado top de linha do pré-sal - onde está a acumulação chamada pelos analistas de Pão de Açúcar, que concentra os prospectos de Bem-Te-Vi, Carioca (incluindo Guará) e Parati - além de Tupi e Júpiter, estão todas nas mãos da Petrobrás, que detém parcerias com outros grupos estrangeiros que se repetem em várias formações de consórcios. Como sócias da Petrobrás estão BG, Galp, Partex, Repsol e Shell.

Na prática, os blocos em que houver a comprovação de reserva unificada terão de ser redistribuídos conforme a composição acionária sobre a concessão de cada um deles e a respectiva área e reserva que detém.

Estrella comentou que a possibilidade de unitização é uma realidade presente nos estudos da empresa, e a discussão sobre a perspectiva é constante. Mas fez questão de ressaltar que qualquer decisão sobre o assunto deverá ser tomada pela ANP. O diretor lembrou ainda que vários blocos naquela área nem sequer chegaram a ser licitados e hoje pertencem à União.(Fonte: O Estado de S.Paulo/Kelly Lima, RIO)

 

 

 

 

 

POÇO DIRECIONAL

Um dos objetivos deste blog é juntar informações técnicas para facilitar a consulta e o entendimento de leigos e de engenheiros de outras áreas. Desta forma, utilizarei algumas discussõs que achei interessante da comunidade de engenharia de petróleo e compilarei retirando algumas observações e incluindo outras.

Abaixo uma compilação de postings do tópico POÇO DIRECIONAL entre Luis Rocha, Brenda e Luciano Elias.

"(...)

Alguma coisa já foi mencionada sobre poços direcionais no Tópico sobre Engenharia de Petróleo. Porém, acho interessante falarmos um pouco mais sobre esse assunto.

Entre as diversas áreas que compõem a Engenharia de Petróleo, a Perfuração Direcional foi uma das que mais evoluiu ao longo dos anos. É simplesmente notável o que a perfuração direcional pode fazer nos dias de hoje!

Basicamente, podemos dizer que um poço direcional se caracteriza por ter seu objetivo planejado para ser afastado da vertical que passa pela cabeça do poço. Por outro lado, manter a verticalidade em poços ditos verticais, não é uma tarefa fácil. Assim, mesmos os poços ditos verticais acabam por ter alguma inclinação.

A evolução dos equipamentos direcionais tem sido notável. O antigo conjunto "bent sub" (sub torto) e motor de fundo (aquele que faz a broca girar pela energia do fluido de perfuração), evoluiu para o chamados stearable motors, que por sua vez começam a dar a vez para os sofisticados rotary stearable systems.

O acoplamento desses equipamentos direcionais com os chamados MWD (measuring while drilling) e LWD (logging while drilling) fez com que a perfuração direcional passasse para o que chamamos hoje de Geostearring. Esse último permite que a formação seja, de certo modo, avaliada simultaneamente a perfuração do poço. Por unir informações de várias áreas, o Geosterring por sua vez exigiu que engenheiros, geólogos e geofísicos trabalhassem juntos em um ambiente multidisciplinar.

Naturalmente, que problemas existem também para a Perfuração Direcional. Instabilidade das formações, altos valores de arraste da coluna de perfuração com a a parede do poço e problemas para retirar os cascalhos do poço são casos típicos de dificuldades geralmente presente na perfuração de poços direcionais

Fluido para poço direcional

Neste tipo de perfuração, a importância do fluido aumenta, principalmente pelos motivos citados pelo Luis acima (todos podendo ser amenizados pelo fluido). Então vamos analisar cada um dos problemas apontados:
"Instabilidade das formações, altos valores de arraste da coluna de perfuração com a a parede do poço e problemas para retirar os cascalhos do poço são casos típicos de dificuldades geralmente presentes na perfuração de poços direcionais"
Instabilidade: a instabilidade pode ser combatida por intermédio do reboco do fluido("wall cake"). Formações de arenitos friáveis podem ser seladas com um projeto de granulometria das calcitas para serem adicionadas no fluido na proporção certa para selar os poros da formação ao se alojar, gerando um reboco mais consistente. A instabilidade pode ser dada também pela fragilidade da formação, neste caso, perfurar com uma taxa controlada e menor impacto de jatos pode ser uma alternativa. No caso da instabilidade causada pelas argilas e folhelhos, a inibição do fluido e do filtrado do fluido deve ser alta.

OBS COMPLEMENTAR: 1) um reboco de baixa qualidade (grosso, quebradiço) pode ser responsável por problemas neste sentido, neste caso, no teste de laboratório busca-se obter um reboco fino, plástico e resistente. O reboco grosso formado por um valor alto de filtrado pode ser responsável por torques e arrastes excessivos da coluna de perfuração; 2)não somente as calcitas, mas, também, outros materiais podem ser "dimensionados em sua distribuição granulométrica" para melhor adaptar-se às paredes e à melhor formação do reboco. Dentre estes materiais encontram-se materiais grafíticos e gilsonitas (materiais asfálticos naturais).

 

Arraste da coluna ("swab & drag" "pistoneio e arraste"): várias podem ser as causas - desde o número excessivo de "dog legs" à baixa inibição das argilas e folhelhos - que podem ser minimizadas com um fluido com maior concentração de produtos lubrificantes (no caso de fluido base água) ou o uso de fluidos sintéticos (se necessitar de maior lubricidade, maior teor de base sintética).

OBS COMPLEMENTAR: 1) Alguns lubrificantes mais modernos contém esferas de vidro ou de polímeros para facilitar as manobras de ferramentas e de descidas de revestimento tanto em fluidos aquosos (WBM) como nos fluidos não-aquosos (NAF). O mecanismo de atuação destas microesferas é de acoplar-se ao reboco e agir como um leito (colchão) de "bolas de gude" atuando como bilhas, reduzindo o esforço mecânico. Há operações de perfuração com longo trecho horizontal em que estas microesferas são utilizadas no próprio fluido de perfuração (não somente como um colchão durante a descida de revestimento), neste caso equipamentos recuperadores (conjunto de peneiras) minimizam a perda deste material. 2) Busca-se lubrificantes para WBM que seja não-oleosos, ou seja, isentos de óleos de petróleo. Desta forma muitos são a base de glicerol, ésteres etc - produtos com maior biodegradabilidade e menor toxicidade.

Limpeza do anular: Neste caso, a viscosidade do fluido deve ser um ponto de maior cuidado, mas a viscosidade dada pelas leituras à baixa taxa de cisalhamento (R3, R6 e LSRV) e o limite de escoamento do fluido, deve ser maior do que para poços verticais. Atenção especial deve ser dada aos géis inicial e final, visto que a bomba deve parar a cada adição de stands. O cálculo da velocidade de sedimentação dos cascalhos em virtude da viscosidade do fluido em simuladores nos possibilita prever os valores ótimos para cada vazão de bombeio. O problema de limpeza pode ser agravado pelo número de "dog legs" no poço, pois os cascalhos vão se depositando na curva, causando arraste e ou risco de prisão por desmoronamento.

OBS COMPLEMENTAR: 1) Há tecnologias modernas que buscam solucionar um problema não mencionado acima, mas que tem a ver com a limpeza do anular e pode ser prevista com os simuladores (em tempo real ou não), o problema do SAG. O SAG é a deposição de adensantes (geralmente barita) no leito do poço (em geral no leito inclinado) e quando a bomba pára para uma conexão ou para reparo pode ocorrer um "escorregamento" ou "avalanche" deste material prendendo a ferramenta. Tecnologias modernas de fluido utilizam materiais adensantes micronizados ou coloidais tratados para diminuir o efeito da viscosidade plástica, estes materiais são fornecidos para adensar o fluido, no entanto a velocidade de sedimentação dos mesmos é próxima de zero. Assim, fluidos preparados com estes materiais - seja WBM ou NAF - são estáveis o suficiente para ficar dias no poço sem ocorrência de sedimentação. Outra tecnologia moderna é o uso de salmouras pesadas para a fabricação de WBM mais pesados e isentos de sólidos, principalmente para a perfuração de reservatórios com pequeno tamanho de garganta - permeabilidade - e/ou de pequena porosidade - pequeno tamanho de poro. 2) Outra tecnologia desenvolvida para a melhoria da limpeza do poço é a dos fluidos NAF de "flat rheology'" - ou reologia fixa, reologia invariável - onde se busca diminuir a influência da temperatura na viscosidade do fluido (T alta viscosidade menor) principalmente as viscosidades a baixo cisalhamento, desta forma evita-se que haja deposição por causa da alta temperatura que reduziu a viscosidade do fluido, e aumento da pressão de bombeio quando a temperatura se reduz drasticamente no fundo oceânico aumentando a viscosidade. 3) um fator que ajuda a limpeza do poço e diminui a deposição de sólidos é a utilização de boas práticas de perfuração, como girar a coluna com alto RPM e reciprocá-la de vez em quando a fim de "agitar" e permitir que o fluido retire os sólidos que foram "levantados". Claro que este tipo de prática pode ser usada quando permitido, pois o reciprocamento da coluna pode gerar um pistoneio e entrada de gás no fluido (falso kick) e o alto RPM pode causar instabilidade na parede do poço (caso haja sinais de desmoronamento nas peneiras deve-se evitar este procedimento).

Comandos

No poço "vertical" usa-se o peso dos comandos na broca, como se faz no poço direcional, já que a medida que o poço inclina os comandos perdem força, ou mesmo no caso do poço horizontal?

jatos e brocas

Um eng.direcional poderia te dar melhor expliação do q eu. Mas vamos lá...
Atualmente é mais comum o uso de motor de fundo e das ferramentas de MWD que indicam o caminho seguido, como explicou o prof.acima. A potência nos jatos da broca é bastante necessária já q é o principal meio de controle da ROP (taxa de penetração). O peso sobre broca em poços direcionais deve ser usado com cautela, às vezes até não usado. Visto que se pode prender a ferramenta acunhando um estabilizador ou outro comando ao entrar em contato com a formação. Imagine um arame em um cano... se vc pressionar muito ele entorta na primeira curva ou faz zig zag (dog leg) e não chega ao fundo. No caso das formações macias (acunhamento) ou areias depletadas (diferencial) é grande o risco de aprisionamento.

HDD ou simplesmente Poço Horizontal

A perfuração horizontal é algo muito comum nos dias de hoje. A razão é simples, esse tipo de perfuração permite que uma extensão muito maior do reservatório fique exposta o que permite aumentar a produção de óleo.

Construção de um poço horizontal é muito semelhante à de um poço direcional comum. Existem poços horizontais com apenas um trecho de "build-up", isto são trechos onde se ganha ângulo e também existem aqueles que tem dois "build-up" com trecho de "slant" (trecho onde não existe ganho de ângulo) no meio.

Os problemas relativos ao um poço horizontal são basicamente os mesmo enfrentados pelos poços direcionais de grande inclinação. Entre os principais problemas podemos citar altos valores de arraste, problemas de limpeza de poços, flambagem da coluna de perfuração, perfilagem e instabilidade das formações.

Naturalmente que a descida e a cimentações dos revestimentos em poços horizontais é algo que deve ser feita com cautela. Altos valores de arraste dificultam a descida dos revestimentos em trechos de alta inclinação. Por sua vez nem sempre é tão fácil colocar o cimento ao redor do revestimento nos trechos horizontais ou de altas inclinações.

Em poços de grande inclinação, o efeito benéfico da gravidade de empurrar a coluna para baixo é parcialmente, ou totalmente, anulado. Dessa forma, para compensar esses fatores, são utilizadas colunas invertidas (ou BHA - Bottom Hole Assembly invertido). Nessas colunas invertidas, os componentes mais pesados, tais como os comandos (drill collars) e HWDP's, são mantidos na seção vertical do poço, longe da posição convencional que é logo acima da broca.

Continuação: Poço Horizontal

Assim sendo, para as colunas invertidas, os componentes mais pesados na posição vertical serão mais eficientes em aplicar peso à seção inferior do BHA para que a coluna desça, aumentando-se assim, a velocidade de perfuração sem comprometer os aspectos mecânicos dos tubos. Isto é permitido devido ao fato dos drillpipes suportarem as cargas compressivas sem flambar em trechos curvos e de alta inclinação do poço.

Finalmente, um aspecto que sempre se deve ter em mente em qualquer poço é sua destinação. Em outras palavras, o projeto de um poço direcional, direcional de grande ângulo ou horizontal deve levar em conta a fase de completação, na qual são descidos vários de equipamentos para permitir a produção do poço.
 

Folhelho na perfuração e "Wellbore Strenghtening"

Um tópico discutido na comunidade de Eng. de Petróleo no ORKUT.

Para aqueles que não participam da comunidade ou deste "site" de relacionamento, segue uma versão extendida da discussão.

 

Fernanda colocou a seguinte definição para folhelho:

"(...)

a. Folhelho

O folhelho é uma rocha sedimentar constituída com predominân-cia de argila compacta e que tem a tendência a dividir-se em lâminas finas e paralelas esfoliáveis (folhas). Apresenta cores variadas (do vermelho amarronzado ao preto), de acordo com os componentes acessórios presentes em sua composição.

Os folhelhos são originados de rochas expostas ao intemperismo e erosão, sendo os sedimentos detríticos depositados em áreas baixas e planas dos continentes e oceanos, já que são anaerobios.

Qualquer rocha que possua 15% de sua composição, minerais argílicos e que se rompa em planos paralelos deve ser chamada de Folhelho.

b. Fluido

Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líqui-dos, produtos químicos e, por vezes, até gases. Seu objetivo é garan-tir uma perfuração rápida e segura.

Dentre suas inúmeras funções, as mais importantes são estabilizar as paredes dos poços (mecânica e quimicamente), limparem o fundo (os cascalhos) do poço, exercer pressão hidrostática sobre as forma-ções, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca, por últi-mo, facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço.

Existem três tipos de fluidos, à base de água, de óleo e de ar. O Fluido à base de água considera principalmente a natureza da água e os aditivos químicos empregados no fluido, sua fase contínua pode ser água doce, salgada ou dura (presença de cálcio e de magnésio dissolvidos).

Fluido à base de óleo, tem sua fase continua composta por hidro-carbonetos líquidos. Entretanto, devido ao alto custo inicial e o grau de poluição, são pouco empregados. Existem estudos para novos sis-temas a base de óleo, como óleos minerais e sintéticos, muito menos poluentes que o diesel.

 

Por último, o fluido à base de ar ou gás, é mais utilizado em zonas com perda de circulação severa e formações produtoras com pressão muito baixa ou com grande susceptibilidade a danos, por terem uma densidade muito baixa. Os mais comuns são o ar nitrogênio ou o gás natural.

c. Importância do folhelho na perfuração de poços

Como já foi dito, os folhelhos são rochas sedimentares argilosas, comumente encontradas durante a perfuração de poços de óleo e gás. Representam mais de 75% das formações perfuradas e sendo responsáveis por grande parte dos problemas de instabilidade de per-furação de poços de petróleo.

Na tentativa de evitar esses problemas são feitos gastos exces-sivos com a perfuração. Como conseqüência, a escolha do fluido de perfuração adequado para redução das instabilidades na perfuração de um poço é crucial para minimizar esses custos.

O fluido de perfuração ideal, para fins de estabilidade de poços, deve evitar aumentos indesejados da pressão de poros da rocha o que reduz a resistência da formação. No caso dos folhelhos, que por serem porosos e de baixa permeabilidade sofrem variações de pres-são no fluido dos poros, por efeitos de difusão hidráulica e iônica e por efeitos osmóticos, os quais podem variar com o potencial da ro-cha em impedir o fluxo de íons através da formação.

Após ter sido gerado e migrado, o petróleo, é eventualmente acumulado em uma rocha chamada reservatório. A característica da rocha-reservatório é ter espaços vazios em seu interior (porosidade), não apenas os folhelhos se enquadram para essa classificação como também rochas arenitos e calcarenitos.

Os folhelhos também são um importante isolador (rocha selante), que retém o petróleo na rocha reservatória impedindo que escape do petróleo, cuja característica principal é a baixa permeabilidade.

(...)"

 

Luiz Rocha adicionou:

"(...)

Apenas lembro que folhelho é uma argila e que as argilas são usadas no preparo do fluido de perfuração. Naturalmente que as argilas usadas nos fluidos não são os folhelhos que você se refere.

No entanto, é bastante comum se usar argilas perfuradas no preparo do fluido de perfuração. Nesse caso, apenas deixa-se a argila perfurada ir se incorporando no fluido de perfuração. Depois, o fluido é tratado para que as propriedades fiquem dentro dos limites desejados. (...)"

Aprofundando o tema: tipos de fluidos de perfuração WBM

Luis, permita-me aprofundar o tema da incorporação de folhelhos nos fluidos de perfuração...
Esta prática ocorre qdo se utilizam fluidos base água em zonas do poço onde não se exige muita especificidade do fluido e nem a agressividade da argila (seja folhelho, argilito etc) demanda maior característica inibitória (quimicamente). Normalmente em zonas aonde ainda estamos longe do reservatório (revestimento ou fase inicial ou intermediária).
Tipos de fluido base água - independente do nome que se lhes dá, os tipos básicos são os seguintes:
1) bentonitico: água e bentonita (ou argila ativada) + outros produtos
outros produtos = {para PH (alcalinizantes), detergentes (para problemas de enceramento), adensantes, lubrificantes (não-oleosos preferencialmente), materiais de combate à perda}
2) nativo: bentonitico com controle de filtrado com amido pre-gelatinizado ou amido modificado (HPA) + outros produtos
3) poliméricos: água, polímeros redutores de filtrado (CMC, PAC), polimero viscosificante (goma xantana) + outros produtos - alguns ainda utilizam a bentonita como viscosificante para baratear o uso dos polimeros já que a bentonita tem função tanto de viscosificante como de redutora de filtrado, no entanto a filosofia dos fluidos poliméricos é ter rebocos de filtrado bastante finos e plásticos para diminuir o torque causado pela ferramenta ao encostar nas paredes do poço.
4) cationico: é um fluido polimérico isento de bentonita adicionado de um inibidor catiônico, que pode ser um polímero ou um composto com afinidade pelos íons da argila. o inibidor cationico inibe as partículas de argila evitando que as mesmas reajam no fluido aumentando a reologia do fluido,o q interfere na pressão de bombeio e nas demais características hidráulicas da perfuração.
OBS.: vale frisar que existem outros tipos de inibidores, chamados polímeros encapsulantes, que por serem polimeros de cadeia longa, englobam a argila da formação impedindo q esta entre em contato com a água, impedindo a formação do colóide argiloso.
5) perfuração de reservatório (RDF - reservoir drilling fluid): projetado para atender especificidades do reservatório, ser limpo para minimizar o dano e para ter um reboco de fácil remoção, podendo ter características inibitórias ou não, mas principalmente têm a menor quantidade de sólidos possível em sua formulação (isento de bentonita, teor reduzido de barita, dando preferência à calcita - que pode ser removida por acidificação reservatório). Uso de produtos químicos que facilitem a quebra e remoção do reboco no reservatório.
6) Disperso: muito usado anteriormente, era um fluido nativo onde as propriedades inibitórias eram inexistentes. A reologia era controlada por meio de um agente dispersante (lignito, lignossulfonato etc). também se encontra nesta categoria os antigos fluidos a base de cal.Alguns fluidos base água para alta temp e alta pressao (HTHP) estão nesta categoria pois a alta temperatura causa um aumento na reologia causada pela bentonita. Atualmente já se conhecem alguns polímeros capazes de resistir a cada vez mais altas temperaturas.
7) silicatos: fluido com alta capacidade inibitória a base de SiO2. Problemas relacionados a SMS e lubrificação e abrasividade levaram este tipo de fluido a não ser recomendado e somente alguns paises ainda o utilizam.

Neste posting eu coloquei somente uma breve descrição dos principios básicos relacionados aos fluidos base água (WBM- water based mud).
Para fluidos não-aquosos (NAF - non-aqueous fluids) a discussão se extenderia ainda mais. No entanto estes fluidos, também chamados de fluidos base óleo (OBM) ou sintéticos (SBM) ou ainda de emulsão-inversa, sofrem muito pouca influência química dos folhelhos - eles não se desenvolvem nem reacionam com o meio não aquoso (a não ser que a emulsão esteja falhando ou quebrando).
Sofrem sim com folhelhos que são naturalmente fraturados ou fissurados, pois neste caso o problema passa a ser instabilidade das paredes do poço, comumente confundida com "falta de peso" (fluido pouco denso). Esta instabilidade preferencialmente pode ser combatida com técnicas para melhoramento do reboco do fluido de perfuração.

Aprofundando o tema:instabilidade das paredes

A instabilidade das paredes do poço em situações como a dos folhelhos fissurados ou fraturados pode ser identificada por meio da qualidade dos recortes nas peneiras e é desejável prevenir a instabilidade com o uso de selantes adequados para reforçar as paredes do poço (técnicas de wellbore strenghtening). Caso a instabilidade já tenha ocorrido, algumas técnicas e produtos alternativos podem ser utilizados dependendo da situação.

Wellbore Strenghtening
Um assunto relacionado a este tópico na área de perfuração principalmente de campos depletados ou onde se necessita baixos pesos de lama é a técnica de reforço das paredes do poço (wellbore strenghtening) utilizando diferentes tipos de selantes (fibrosos, granulares etc) e outros materiais formadores de um reboco mais forte capaz de evitar problemas como o de desmoronamento de folhelho (sloughing shale). Ou seja, é um grupo de técnicas de perfuração, com a utilização de diferentes materiais de fluido, que permitem que o poço fique estável - ou ainda dizendo, permitem que a "janela estreita" de pesos seja "mais larga".
Dentre as técnicas de wellbore strenghtening estão a "stress caging" que é uma técnica onde se utiliza a pressurização do poço para forçar a entrada de materiais selantes na possível zona frágil ou já fraturada ou com microfraturas.
Há, ainda, técnicas de remediação com a utilização de plugs poliméricos que entram na matriz do folhelho para permitir a perfuração de toda a fase com peso inferior ao típico.

 

Petrobras abre licitação para duto entre Tupi e Mexilhão

A Petrobras abriu licitação para construção de um gasoduto ligando o projeto-piloto de Tupi e a plataforma do campo de Mexilhão. "O gasoduto terá 200 quilômetros de extensão e terá capacidade para transportar até 10 milhões de metros cúbicos de gás por dia", explicou o gerente-geral da unidade de negócios da bacia de Santos da Petrobras, José Luiz Marcusso.

De acordo com o executivo, o projeto-piloto de Tupi no pré-sal da Bacia de Santos iniciará operação em 2010, produzindo 3 milhões de metros cúbicos por dia de gás e 100 mil barris diários de petróleo. Antes disso, em março de 2009, está prevista a primeira produção de Tupi, durante a realização do chamado teste de longa duração (TLD). Nesse procedimento, a estatal extrairá 30 mil barris de petróleo por dia. "Podemos dizer que o TLD e o projeto-piloto de Tupi demandarão investimentos acima de US$ 2 bilhões", revelou Marcusso.

Com a interligação do projeto-piloto de Tupi e da plataforma de Mexilhão, o volume de gás que poderá ser escoado pela estrutura somará 35 milhões de metros cúbicos por dia. A plataforma irá retirar 15 milhões de metros cúbicos de Mexilhão e receberá mais 10 milhões dos campos Tambaú e Uruguá. "Por conta disso, já pensamos em futuras ampliações da unidade de tratamento de gás de Caraguatatuba", disse.

Na concepção atual, a unidade de tratamento terá capacidade de processar 21 milhões de metros cúbicos de gás a partir de 2010.

Mexilhão

Marcusso afirmou que o escoamento efetivo do gás natural a ser extraído do campo de Mexilhão ocorrerá somente a partir de 2010. "O escoamento depende da conclusão do gasoduto entre Caraguatatuba e Taubaté e da unidade de tratamento de gás de Caraguatatuba, previstos para o início de 2010", disse o executivo em evento realizado em Santos.

De acordo com Marcusso, o campo de Mexilhão já teria condições de entrar em operação a partir do segundo semestre de 2009 com a chegada da plataforma que irá explorar a área. "Em janeiro, a jaqueta da plataforma sairá de Niterói para Mexilhão. Em fevereiro, partirão os módulos do projeto", explicou.

Segundo ele, a plataforma de Mexilhão produzirá 15 milhões de metros cúbicos por dia. Entretanto, a fase inicial do projeto prevê a produção diária de apenas 10 milhões de metros cúbicos por dia.(Fonte: O Estado do Paraná/Agência Estado)

Santos: Projetos deverão gerar 6 mil empregos

Santos: Projetos deverão gerar 6 mil empregos, diz gerente da Petrobras

Seminário discute impacto do gás e petróleo para a baixada santista

 

Por Maria Fernanda Romero

Fonte: Agência Brasil

Data: 09/07/2008 10:32

Os projetos que estão sendo implantados para a exploração da Bacia de Santos deverão gerar cerca de 6 mil empregos. A estimativa foi feita nesta terça-feira (8), pelo gerente-geral da Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Santos, da Petrobras, José Luiz Marcusso, após participar do seminário Gás e Óleo na Economia 2008.

 Metade da bacia está situada no estado de São Paulo, com o centro de gravidade em Santos. Por isso, a Petrobras está adquirindo um terreno de 25 mil metros quadrados para construir a sede definitiva da Unidade Bacia de Santos no município. "O primeiro prédio será construído para permitir que 2 mil pessoas trabalhem nele a partir de 2011". Atualmente, 800 funcionários trabalham em dois prédios provisórios em dois endereços em Santos.

 Na segunda fase, serão construídos mais dois prédios para acomodar os funcionários. "Teremos empregados em outros locais e nas plataformas no mar também. Portanto, a geração de empregos será muito grande, além do período de obras, quando cada grande unidade construída supera 2 mil pessoas empregadas". 

Convidados ilustres tiveram presença confirmada, como o senador Aloizio Mercadante; o gerente-geral da Unidade de Negócio da Bacia de Santos, José Luiz Marcusso; a Secretária de Energia e Saneamento do Estado, Dilma Pena; o diretor de Geociências do IBGE, Luiz Paulo Souto; o especialista em regulação da ANP, Carlos Alberto Xavier Sanches; a presidente da Associação Brasileira de Pesquisa e Desenvolvimento em Petróleo e Gás, Tereza Neuma de Castro Dantas; e a diretora de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Foster.

 Os principais temas a serem abordados foram: o Plano de Produção Antecipada de Gás; a importância e critério de distribuição de royalties; a visão integrada dos projetos de produção e infra-estrutura em implantação na Bacia de Santos; a formação de profissionais e capacitação de recursos humanos para o setor; e como se tornar um fornecedor e a perspectiva de novos negócios.