The Naust Formation

2.7.2.1 Correção de cimentação primária

Se a correção da cimentação primária for realizada sem o devido isolamento hidráulico entre as formações permeáveis, podem ocorrer os seguintes problemas:

a) Produção de fluidos indesejáveis devido à proximidade dos contatos óleo/água ou gás/óleo;

b) Testes incorretos de avaliação das formações;

c) Prejuízo no controle do reservatório (produção, injeção de vapor, recuperação secundária, etc) e

d) Operações de estimulação mal sucedidas, com possibilidade inclusive de perda do poço.

Uma outra possível falha de cimentação primária, que precisa ser corrigida, se refere à falta de isolamento no topo do liner (último tubo de revestimento de pequeno comprimento). Tal falha é decorrente das difíceis condições de cimentação desta tubulação, como é o caso do reduzido diâmetro do anular neste trecho (em torno de 150 mm) e da difícil centralização desta

tubulação, ocorrendo naturalmente excentricidades indesejadas que, mesmo com o uso de centralizadores, deixam a bainha mais espessa em um lado e mais estreita em outro, como pode ser visualizado na Figura 8.

área de difícil cimentação

A B

bainha liner

A > B formação

Figura 8. Excentricidade do liner devido à sua difícil centralização.

2.7.2.2 Tamponamento de canhoneados

A finalidade básica de uma compressão de cimento para o tamponamento de canhoneados é impedir o fluxo de fluidos através dos mesmos, tanto da formação para o interior da tubulação de revestimento, como desta para a formação. Os problemas mais comuns que geram intervenções para o tamponamento de canhoneados são aqueles relacionados com a excessiva produção de água ou gás.

Uma razão água/óleo (RAO) elevada apresenta várias desvantagens como perda de energia do reservatório, dispêndio de energia em elevação artificial e custos com o tratamento e descarte, além de riscos de degradação ao meio ambiente.

Uma elevada produção de água pode ser conseqüência da elevação do contato óleo/água no mecanismo de produção (influxo de água), ou injeção de água. Isto pode ser agravado pela

ocorrência de cones ou fingerings, falhas na cimentação primária, furo no revestimento ou estimulação atingindo a zona de água.

Se a zona produtora é espessa, pode-se tamponar os canhoneados e recanhonear apenas na parte superior, o que resolve o problema temporariamente.

O aparecimento de água se torna um problema mais complexo quando há permeabilidade estratificada. A variação de permeabilidade ao longo da zona, verticalmente, provoca um avanço diferencial da água conhecido como fingering, cujo efeito pode ser minimizado com a redução de vazão.

O cone de água é um movimento essencialmente vertical da água da formação e não ultrapassa barreiras pouco permeáveis. Ocorre normalmente em pequenas distâncias, sendo altamente agravado por elevadas vazões.

Quando uma fratura mal dirigida alcança uma zona de água, tal fato geralmente inviabiliza a produção da mesma, visto que este contato se localiza dentro da formação e ainda não se dispõe de metodologia eficiente para a correção deste problema de freqüência recorrente na indústria do petróleo.

Uma razão gás/óleo (RGO) alta pode ter como causa o próprio gás dissolvido no óleo, um gás de uma capa ou aquele proveniente de uma outra zona ou reservatório adjacente. Esse último caso pode ser produto de uma falha de cimentação primária, furo no revestimento ou de uma estimulação mal concretizada.

A produção excessiva de gás, devido à formação de cone, pode ser contornada temporariamente completando-se o poço apenas na parte inferior. Um cone de gás é mais facilmente controlado pela redução da vazão de gás/óleo do que a vazão de água. Isso se deve a maior diferença de densidade entre o óleo e o gás. O fechamento do poço, temporariamente, é também uma técnica recomendada para a retração do cone de gás ou água.

2.7.2.3 Reparos de vazamentos no revestimento

Quando o aumento da RAO ou ROG não é observado através dos canhoneados abertos para a produção, então deve-se suspeitar de dano no revestimento. Perfis de produção ou pistoneio seletivo são usados para localizar ponto de dano no revestimento. Vazamentos no revestimento

podem ocorrer devido à corrosão, colapso na formação, fissuras, desgastes ou falhas nas conexões dos tubos, sendo necessário identificar a natureza do problema, sua localização e extensão.

A tubulação de revestimento dos poços de petróleo sofre corrosão constantemente, pois as condições de serviço proporcionam vários ambientes em que onde são geradas diferenças de potencial necessárias para o surgimento deste processo.

Tanto a corrosão de origem química como a de origem eletroquímica, estão presentes nos poços de petróleo. A primeira é despertada pela presença de pressão e temperatura elevadas, que aceleram a cinética das reações entre o aço e os gases corrosivos típicos dos poços de petróleo, a exemplo dos sulfatos e compostos de enxofre de um modo geral. Por outro lado, a presença de águas salinas constitui-se em um eletrólito fundamental no desencadeamento do processo de corrosão eletroquímica.

Observe-se que a face externa da tubulação está submetida a um ambiente predominantemente alcalino, proporcionado pelo conhecido pH elevado do cimento Portland (HELENE, 1986; THOMAZ, 1989; EQUIPE DE FURNAS, 1997). A face interna, por sua vez, está imersa em ambiente ácido. Esta dualidade provoca o surgimento de uma diferença de potencial, com a face interna funcionando como ânodo e a externa como cátodo, o que desperta a oxidação daquela e a redução desta.

Uma possível alternativa para solução deste problema seria a adoção de aços aclimáveis ou patináveis na fabricação da tubulação de revestimento. Entretanto, enquanto tais aços são conhecidos pelo comportamento satisfatório em ambientes ácidos, nos ambientes alcalinos a corrosão não gera a formação da pátina protetora, levando ao prosseguimento do processo de corrosão (BEZERRA, 2002).

Além da corrosão da tubulação de revestimento que, é importante lembrar, não é objetivo desta pesquisa, o fenômeno de maior interesse nesta região específica é a interação da face externa da tubulação de revestimento com a bainha de cimentação do anular, como referido na definição do problema, descrita no item 2.

A aderência nesta interface é importante, pois se as expansões e contrações da tubulação de revestimento forem acompanhadas por expansões e contrações na bainha, a ocorrência do processo de fissuração será reduzida e, conseqüentemente, as intervenções necessárias para a realização dos diversos tipos de cimentação secundária também. Em outras palavras isto significa dizer que as propriedades de tenacidade da pasta injetada endurecida devem ser compatíveis com as da tubulação de revestimento para que o comportamento da bainha seja satisfatório.