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MINICURSO
PERFURAÇÃO DIRECIONAL – CONCEITOS BÁSICOS E PROCESSOS MODERNOS DE OPERAÇÃO
JOÃO LUIZ VIEIRA
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Perfuração Direcional Conceitos Básicos e Processos Modernos de Operação
João Luiz VieiraBrazil Sales Leader – Halliburton/Sperry Drilling
Rio de Janeiro, Setembro de 2009
Perfuração Direcional - Aplicações• Controle de verticalidade• Dificuldade de acesso à locação• Domos salinos• Templates – perfuração offshore em águas
rasas• Poços de alívio• Poços de alívio• Poços direcionais naturais• Poços horizontais• Poços de longo alcance• Poços de projetista - Designer Wells• Multilaterais• Reentradas/Side Track
Projeto
Projeção Horizontal
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Conhecer o Perfil Geológico
• Uma vez definida a locação do poço e o objetivo, você pode ter definidas as características geológicas das formações a perfurarformações a perfurar
• Um melhor conhecimento do perfil geológico da locação é a primeira condição para um trabalho bem sucedido
KOP e BUR?Kick Off Point Build Up Rate
• Com as informações necesárias, já se pode iniciar o projeto do poço...
• Aonde iniciar o desvio? (KOP)
• Qual a intensidade da taxa de ganho de inclinação? (BUR /// DLS)
• Que experiência temos nessa área e o quanto dela podemos usar para o sucesso do nosso projeto?
Dog Leg Severity• Lubinski, nos anos 50 foi o primeiro a
analisar o efeito da curvatura do poço nos elementos da coluna de perfuração
• Qualquer mudança na trajetória de um poço gera o que chamamos de DOGpoço gera o que chamamos de DOG LEG.
• Para definir um padrao que indicasse a intensidade da mudança na trajetória, um padrão foi criado e chamado “DOG LEG SEVERITY” ou, simplesmente, “DLS”
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DLS• Normalmente se refere a uma alteração na
inclinação ou direção de um poço por 30 metros ou 100 pés
• A equação geral de Lubinski para o DLS é:
⎟⎟⎞
⎜⎜⎛
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ +
×⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ Δ+⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ Δ××
Δ=
2121222
222230 ααθα sensensenarcsen
MDLS
⎟⎠
⎜⎝
⎥⎦
⎢⎣ ⎠⎝⎠⎝⎠⎝Δ 222M
• DLS = Dog Leg Severity em graus/30 metros• ΔM = Distância, em metros, entre dois registros de inc. e direção• α1 = inclinação no primeiro registro• α2 = inclinação no segundo registro• Δα = α2 - α1
• θ1 = azimute do primeiro registro• θ2 = azimute do segundo registro• Δθ = θ2 - θ1
Escolha da Geometria
• Slant (Tipo 1)
• “S” (Tipo 2)
• Build (Tipo 3)
• Projetos Horizontais
Projeto da Trajetória
• Hoje em dia utiliza-se softwares para o cálculo de trajetórias
• Há uma infinidade de programas disponíveis no mercado
• Compass e WellPlan, da Landmark, são os mais usados
• Esses programas têm que disponibilizar opções de otimização considerando análises de torque e drag
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Casing PointsPontos de Descida de Revestimento
• Há várias razões para se revestir um trecho do poço:– Por segurança para prevenção de kicks e
blow-outs (erupções)– Razões geológicas
Estabilidade do poço– Estabilidade do poço– ETC...
• Pelo lado do projeto direcional, a principal razão deve ser:– Evitar prisões em áreas com alterações na
trajetória – trechos de build-up ou giro na direção do poço
Informações Importantes• Limites Geométricos:
• Revestimentos – limita suas opções de alterações na trajetória, KOP, DOP (Drop Off Point)
• Máximo DLS – limita BUR (Build Up Rate), DOR (Drop Off Rate), intensidade das alterações planejadas da trajetória
• Locação do poço – coordenadas, RKB (Rotary Kelly Bushing)
• Posição do objetivo – coordenadas TVDPosição do objetivo coordenadas, TVD• Profundidade final
• Ambiente do poço – refinar o projeto:• Poços de correlação• Tipo de fluido de perfuração
• Adicional:• Razões para a perfuração do poço• Outras operações planejadas – perfilagem, testes,
completação• Raio de tolerância
Motor de Fundo• Convertem energia hidráulica em
energia mecânica• Permitem perfurar sem girar a
coluna de perfuração• Usados na grande maioria de
TODAS as operações de perfuração
• Tecnologia madura
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Motores Steerable
• Motores steerable têm o corpo inclinado que permite perfurar orientado, para alterar a trajetória do poço, ou com rotação, para prosseguir perfurando apos a desejada
lt ã d t j tó i t id l dalteração da trajetória ter sido alcançada
• A inclinação do corpo pode ser ajustada para diferentes necessidades de DLS
– Maior inclinação = maior DLS
Motores de Alto TorqueEven Rubber Wall
MWD• Introduzidos no mercado no final dos anos 70, as
ferramentas de MWD - Measurement While Drilling –revolucionaram as operações de perfuração direcional
• As ferramentas de MWD tem 3 magnetômetros and 3 acelerômetros, em 3 eixos perpendiculares que permitem calcular, com mais precisão, o azimute e a inclinação do poçoinclinação do poço
• Assim como os equipamentos tradicionais com bussolas, o MWD está sujeito à interferência magnética
• Ferramentas de MWD fornecem também informações quanto à temperatura do poço, intensidade e direção do campo magnético terrestre e outros dados referentes às suas condições operacionais
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MWD• Chamamos de telemetria à forma como
os dados gerados no fundo do poço são transmitidos para a superfície
• Há no mercado os seguintes tipos de telemetria:telemetria:– Pulsos de pressão:
• Sirene• Pistão
– Eletromagnético (EM –sinais de rádio)– Tubulação com fio (Intelliserv®)
Conjunto Steerable• Chamamos de um conjunto “steerable”
à combinação de um motor steerable com um MWD
• Foram introduzidos no mercado na metade dos anos 70 do século passadometade dos anos 70 do século passado e são, hoje, usados na grande maioria dos trabalhos de perfuração direcional
• O uso de conjuntos steerable tornou possível a perfuração de poços horizontais
Rotary Steerable SystemsFerramentas Defletoras Rotativas
• É a última palavra em tecnologia para a perfuração direcional
• Permite que se perfure rotativo enquanto se corrige a trajetória do poço
• As ferramentas de rotary steerable podem ser classificadas como:ser classificadas como:
Push the bit – “Empurra” a brocaPoint the bit – “Aponta” a brocaDLS FixoDLS AjustávelManualmente controladoAutomaticamente controlado
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Raios Gama
Porosidade Neutrônica e Densidade
Resistividade
Distinguir entre reservatório e não reservatório
Determinar se há HCs nos poros e a sua %
SENSORES DE LWD
Determinar se há poros e a sua % (porosidade)
Resistividade
NMR Ressonância Magnética
Teste de Pressão
Sônico
Determinar se há HCs nos poros e a sua %
Determinar se a água presente com os HCs nos poros está livre para se mover
Determinar se os fluídos nos poros podem ser produzidos
Determinar as propriedades mecânicas das rochas
Rocha
Gas/Óleo
Óleo/Água
Resistividade/ Condutividade - Teoria
A Ferramenta de Resistividade responde à condutividade da formaçãoQuando os poros são cheios com água salgada a condutividade aumenta
Condutividade = Presença de Água Salgada
Resistividade
aumentaQuanto mais salgada a água maior a condutividade(Hidrocarbonetos são não condutivos e têm resposta igual à rocha)R aumenta quando a água salgada diminui
R = 1/C
Condutividade
Água Salgada
Óleo Água
Detetor Afastado
Neutrons são desacelerados principalmente pelo hidrogênio
na formação
Hidrogênio existe principalmente nos fluídos dos poros
Quanto mais
Neutron - Teoria
Fonte de Neutrons
Detetor PróximoQuanto mais neutrons sao
desacelerados, menor será o
count rate
Então, quanto maior a porosidade menor
o count rate nos detetores
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Rocha
Neutron - Teoria
A Ferramenta de Neutrão responde à presenca de hidrogênio (Hydrogen Index)
Se não há H na rocha reservatório = altos counts = baixa porosidade
Φ H2O
Φ Óleo
Φ GásGas tem baixo HI = menor cps
Óleo tem alto HI = menorr cps
H2O tem bem maior HI = menorrr cps
(Folhelho tem alto HI o que confunde na avaliacao da porosidade)
Φ Diminui quando CPS aumenta
HIDROGÊNIO
Rocha
Φ H2O
Densidade - Teoria
A ferramenta de densidade responde a densidade da formação
Quanto mais fluido/poros há na
Φ Óleo
Φ Gás
formação a quantidade de particulas que a atravessa é maior (maior count rate)
Quanto menor a densidade do fluido, maior o count rate
Φ aumenta quando CPS aumenta
Baixo Φ= Baixo CPS
H2O Φ= Maior CPS
Óleo Φ= Maiorr CPS
Respostas Densidade/Neutron
Densidade
Counts ↑P id d ↑
Rocha
Gás Φ= Maiorrr CPS
Baixo Φ= Alto CPS
Gás Φ=Menor CPS
Óleo Φ= Menorr CPS
H2O Φ= Menorrr CPS
Porosidade ↑
Neutron
Counts ↑Porosidade↓
Rocha
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Exemplo - Perfil Densidade / Neutron
Gamma Ray
0Density Porosity
Neutron Porosity
Resistivity0
0
200.2 60
60
150API Ohm-m p.u.
p.u.
?
???
Gás
Óleo
H2O
N S
N
SN
NMR - TeoriaINICIALMENTE A ORIENTAÇÃO DAS PARTÍCULAS É RANDÔMICA
N S
N
S
S
t = 0
Bo
NMR - Teoria
N
SN
SN
N
N
S
SN
S
t = 0.75 sec
M
Tempo (sec)
Bo
10
NMR - Teoria
N
N
S
N
N
S NN
N
S
S N
SN
S
N
SN
S
S N
SN
S
N
S
N
S
t = 6.0 sec
M
Tempo (sec)
Bo
NMR - Teoria
ão
Gás: T1 = 3s
Água: T1 = 0.33s
T1 = Tempo de Magnetização
0.8
1
t (s)
% P
olar
izaç
ã
Óleo Leve: T1 = 2s
0
0.2
0.4
0.6
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Teste de Pressão Durante a Perfuração
11
Hydrostatic
Pres
sure
(psi
)
Time (sec)
Hydrostatic
Pres
sure
(psi
)
Time (sec)
Packer set
Hydrostatic
Pres
sure
(psi
)
Time (sec)
Packer set
DrawdownBuild up
12
Hydrostatic
Pres
sure
(psi
)
Time (sec)
Packer set
DrawdownBuild up
Release packer
Hydrostatic
Pres
sure
(psi
)
Time (sec)
Packer set
DrawdownBuild up
Release packer
FTWDCiclo de Medição de Pressão
psi)
Phydr1
Pstop
Pdd
Phydr2
Pres
sure
(p
Time (sec)
Pfu
tstoptfutdd
13
Ferramentas Azimutais
• São capazes de fazer leituras das características físicas da formação em diferentes seções da circunferência do poço.
116
Lado Alto
• Cada seção é 116
87
6
5
4
3215
14
13
12
1110 9
Lado Baixo
• Cada seção é chamada “bin”
• Normalmente, o poço é dividido em até 16 “bins”
Criação da Imagem
116
4
3215
14
13
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516
ρ
●●●●●● ●●● ●●● ●●●●Alta Densidade
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516ρ ●●
●●●●
●●●
●●● ●●●●Topo
do poço
Base do Poço
Topo do
poço
easu
red
D
ep
th
87
6
512
1110 9
Baixa Densidade
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516ρ ●●●●
●●
●●●●
●
● ●●
●●
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516ρ ●●●●●● ●●● ●●● ●●●●
Me D
Criação da Imagem
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Controlando a Trajetória
• Geometricamente:– Sistema mais antigo– Baseia-se em manter a trajetória o mais próximo
possível do planejado– Permite algumas alterações do projeto durante a
execução– Baseia-se em previsões não em informações em
tempo real
• Geonavegação:– Baseia-se em perfurar acompanhando os resultados
de LWD em tempo real– A trajetória é continuamente alterada em função das
respostas do LWD– Garante melhor exposição do reservatório
GeonavegaçãoGEOSTEERING
• Se tornou possível em função do desenvolvimento de ferramentas de LWD azimutais e transmissão de dados em tempo real:
– Raios gamaResistividade– Resistividade
– Densidade
• Teste de pressão WD ajuda identificar reservatório
• É ferramenta fundamental na perfuração de poços horizontais e de grande inclinação
Perfis de Correlação
• Correlação– Perfil geológico do
poço de correlação serve de referência para poço a ser perfurado
Perfis Modelados• Modelagem– Cria-se um perfil
geológico para o poço a ser perfurado b d
Modelagem - Como Funciona?
Pseudolog
baseado na correlação e no perfil sísmico 3D
• Pseudolog– Cria-se uma
resposta esperada para os perfis LWD no novo poço
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Geonavegação - Operação
• O operador direcional acompanha juntamente com o pessoal de geonavegação (petrofísicos e geólogos) as respostas das ferramentas de LWD em Tempo Realem Tempo Real
• Alterações na trajetória do poço são constantemente feitas para garantir a máxima exposição da zona de interesse e maximizar a produtividade
É obrigação de qualquer profissional qualificado minimizar
o custo, maximizar o retorno financeiro garantindo umfinanceiro, garantindo um
trabalho seguro tanto para as pessoas como para o meio
ambiente e os ativos da empresa.
Obrigado!!!Obrigado!!!Perguntas?