OPERAÇÃO DE SUPERFÍCIE EM TESTE DE FORMAÇÃO

1- Introdução.

Na indústria petrolífera, toda atividade que tem contato com os fluidos oriundos dos reservatórios, necessariamente, deve possuir processos destinados a separar, quantificar e identificar os fluidos neles contidos. Em um reservatório de petróleo podemos encontrar até três fases, estando essas livres, associadas ou emulsionadas. O gás, por ser menos denso, ocupa o topo das estruturas, enquanto que a água, por ser mais densa, naturalmente localiza-se na base das jazidas. Na fase intermediária, localiza-se o óleo que pode ser encontrado nos estados de saturação ou subsaturação. Em alguns casos contém água emulsionada.

No caminho percorrido pelos fluidos do reservatório até a superfície, vários obstáculos são encontrados: dentro do reservatório a porosidade e a permeabilidade da rocha influenciam diretamente na produção; no fluxo vertical, ou seja, dentro do poço, a redução da temperatura ao longo da coluna de produção pode formar parafina nas paredes interna da tubulação, causando resistência ao fluxo. Aliada a esta resistência, é natural a ocorrência de uma pressão hidrostática formada em função da profundidade e a densidade dos fluidos; na superfície, encontramos a resistência no controle do fluxo na árvore de natal (bean), além das perdas de cargas geradas na linha de surgência e no vaso de pressão. Todos esses obstáculos têm de ser absorvidos pela pressão existente no reservatório. É ela que promove o deslocamento dos fluidos até a superfície. Quanto maior for a pressão estática do reservatório, maior será a sua produção.

As identificações dos fluidos, quantificação das vazões e medição das pressões, são obtidas nas atividades de avaliação de formações, em operações denominadas de Teste de Formação. Os Testes de Formação podem ser realizados ainda na fase de perfuração (teste a poço aberto – TF), normalmente solicitados pela equipe de geologia, quando da perfuração de poços exploratórios. Porém, na maioria dos poços de desenvolvimento