a prática da estabilidade de poços: exemplos do brasil
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Mecânica das Rochas para Recursos Naturais e Infraestrutura
SBMR 2014 – Conferência Especializada ISRM 09-13 Setembro 2014
© CBMR/ABMS e ISRM, 2014
SBMR 2014
A Prática da Estabilidade de Poços: Exemplos do Brasil
Cecília Pinheiro Junqueira
PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected]
Jociléia Alves Buback
PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected]
Luciana Teixeira Maciel
PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected]
Tânia O. Américo Pessôa Andrade
PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected]
Clemente José de Castro Gonçalves
Petrobras, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected]
Sérgio Augusto Barreto da Fontoura
PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected]
RESUMO: Diversos problemas relacionados à instabilidade de poço, tais como repasses, drags,
prisão de coluna e perdas de circulação, resultam em tempo perdido de sonda e aumentam
significativamente o custo total da perfuração. Dentro deste contexto, um dos objetivos mais
importantes é a obtenção da faixa segura de peso de fluido de perfuração, de modo a garantir a
estabilidade das paredes do poço. Visando balizar o dimensionamento do peso de fluido e otimizar
o tempo de perfuração, a PETROBRAS em parceria com o Grupo de Tecnologia e Engenharia de
Petróleo (GTEP/PUC-RJ), vem desenvolvendo ao longo dos últimos anos uma ferramenta de
simulação SEST©, que permite estimar a janela operacional composta por gradientes de pressão de
poros, colapso e fratura. Este trabalho tem por fim apresentar a metodologia desenvolvida e aplicada
no cálculo desses gradientes, que se baseia nas leis da Teoria da Elasticidade e na utilização de
perfis corridos (sônico compressional e cisalhante, gamma-ray, densidade da formação,
resistividade, caliper, etc.), para aplicação de correlações empíricas presentes na literatura de
mecânica de rochas e determinação do estado de tensões in situ. Apesar de a janela operacional
poder ser obtida diretamente utilizando apenas dados de perfis e correlações, vale ressaltar que não
só é possível, mas de grande importância a utilização de informações provenientes de outras fontes
(quando disponível) para uma melhor calibração do modelo. Embora raros, resultados de testes de
laboratório contendo registro de propriedades mecânicas podem ser utilizados nos cálculos e
calibrar correlações existentes. No caso das tensões in situ, resultados de teste de absorção, minifrac
e microfraturamento realizados em poços da região tornam o valor da magnitude da tensão
horizontal mínima muito próximo da realidade, enquanto perfis de imagem podem revelar a direção
das tensões horizontais com base em breakouts e fraturas induzidas. Este texto aborda ainda alguns
cenários onde esta metodologia foi testada e aplicada, apresentando resultados operacionais
satisfatórios.
PALAVRAS-CHAVE: Estabilidade de poços, Perfuração de poços, Janela Operacional.
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1 INTRODUÇÃO
Para alcançar um determinado reservatório de
interesse, o poço perfurado deve atravessar
diversas formações com diferentes
características. Manter o poço estável durante a
sua perfuração é um desafio que pode poupar
tempo de sonda, reduzindo os custos de
operação.
Além de outras funções importantes, o peso
específico do fluido de perfuração desempenha
um papel fundamental na estabilidade das
paredes do poço. Seu valor deve ser
estabelecido de forma que sejam evitados
influxo de fluido, perda de circulação em
decorrência de fraturas, desmoronamentos da
parede do poço e os demais problemas
geomecânicos acarretados por estes eventos,
como por exemplo, drags, repasses e prisão de
coluna.
A janela operacional, produto final do estudo
de estabilidade, estabelece a faixa segura de
peso específico de fluido onde o poço poderá
ser perfurado sem que ocorram grandes eventos.
Dessa forma, a análise de estabilidade é de
grande relevância durante a perfuração de um
poço de petróleo, pois direciona os profissionais
de operação na escolha do peso específico de
fluido mais adequado durante a perfuração.
Para este estudo é importante obter o maior
volume possível de informações da região,
assim como dos poços já perfurados na área.
Também é fundamental a utilização de um
software que possa reunir todas essas
informações produzindo um resultado de
qualidade. Através do software SEST
desenvolvido pela PETROBRAS em parceria
com o GRUPO DE TECNOLOGIA E
ENGENHARIA DE PETRÓLEO (GTEP/PUC-
RJ) é possível prever um intervalo seguro de
perfuração otimizando tempo e custo
operacional.
A seguir, é indicada a metodologia de
trabalho para um projeto de estabilidade de
poços, definindo todos os passos a serem
seguidos. Ao final, um estudo de caso é
apresentado de modo a exemplificar os
conceitos e a metodologia adotada.
2 METODOLOGIA DE TRABALHO
2.1 Coleta de Dados
A previsão da janela operacional para o projeto
de um poço é baseada no estudo dos poços já
perfurados no campo de interesse e que
possuem características semelhantes ao poço de
projeto. Portanto, para que o resultado esteja o
mais próximo possível da realidade é necessário
que as análises de estabilidade dos poços de
correlação estejam bem calibradas. Por sua vez,
a acurácia dessas análises depende da
disponibilidade de dados e da qualidade com
que os mesmos foram coletados.
Para o poço de correlação, o primeiro passo é
buscar informações gerais, como por exemplo,
lâmina d’água, profundidades das sapatas,
diâmetro dos revestimentos, locação,
profundidades de início e fim da perfuração,
dados de tomadas pressão (RFTs), resultados de
testes de absorção e de testes geomecânicos em
testemunhos, entre outros. Dados de geologia,
são igualmente importantes, não só para
entender o comportamento dos perfis e da
janela operacional no próprio poço, como
também para correlacionar as informações dos
poços perfurados com o projeto.
Além desses dados, o perfil de tempo de
trânsito da onda compressional (DTC) é
imprescindível para análise de estabilidade
realizada no SEST. A partir dele são calculados
parâmetros importantes para obtenção da janela
operacional, como por exemplo, resistência à
compressão, coesão, ângulo de atrito, entre
outros. O ideal é utilizar os parâmetros de
resistência obtidos em laboratório, mas na falta
dessas informações, a partir de correlações,
desenvolvidas in house ou retiradas da
literatura, é possível obtê-los com o perfil DTC.
Ainda, os perfis de tempo de trânsito da onda
cisalhante, de gamma-ray, caliper e densidade
da formação também são necessários para este
estudo. Perfis de imagem ou de caliper
orientado nem sempre são corridos nos poços,
mas são de grande importância, pois a partir da
análise destes perfis pode-se verificar se
ocorreram breakouts. Além disso, com o perfil
de imagem pode-se identificar as fraturas
induzidas durante a perfuração. Diante destas
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informações é possível estimar a direção das
tensões horizontais e calibrar a relação entre as
magnitudes destas tensões.
O Boletim Diário de Perfuração e o Relatório
de Fluido de Perfuração são essenciais para
complementar a análise e aprimorar o modelo.
No primeiro documento pode-se identificar os
problemas com possíveis causas geomecânicas
ocorridos na perfuração do poço. O segundo
traz o registro do peso específico, tipo e dos
componentes do fluido e também do ECD
(Equivalent Circulating Density) utilizado
durante a perfuração. Com estas informações
pode-se calibrar a janela operacional obtida para
os poços de correlação tornando o modelo mais
confiável para ser utilizado no projeto.
No poço de projeto são necessários,
basicamente, os dados de litologia prevista,
unidades crono e litoestratigráficas, trajetória,
poços de correlação, localização e pressões
esperadas (depleções e sobrepressões). Os perfis
utilizados na análise de estabilidade do projeto
são adaptados dos perfis dos poços de
correlação.
O entendimento da geologia estrutural, a
visão 3D com seções sísmicas e mapeamento de
falhas podem explicar determinados
comportamentos observados durante a
perfuração de poços, aprimorando o modelo.
As informações utilizadas nos estudos estão
disponíveis em bancos de dados internos da
Petrobras.
2.2 Software Utilizado
O software SEST© utilizado na previsão de
estabilidade de poços foi desenvolvido com o
objetivo de avaliar uma faixa segura de peso
específico de fluido de perfuração por meio da
janela operacional - gradientes de pressão de
poros, colapso e fratura.
Através da importação de dados disponíveis
o programa permite ao profissional definir as
informações que lhe serão úteis para o
desenvolvimento do estudo, possibilitando a
utilização dos módulos de cálculo que
determinarão como resultado final a janela
operacional.
Nesse programa são utilizados 6 módulos.
No primeiro tem-se os perfis necessários a
análise, os demais módulos resultam na
sobrecarga, na pressão de poros, nas
propriedades mecânicas e no estado de tensões
previsto para o local onde ocorrerá a perfuração.
O último módulo reúne todas essas informações
originando uma previsão do comportamento do
poço diante da perfuração, determinando uma
faixa segura de peso específico de fluido. O
software permite que sejam feitas análises
determinística e probabilística. Abaixo, Figura
1, é apresentado o esquema utilizado para a
realização do estudo dos poços.
Figura 1. Fluxograma para análises determinística e
probabilística.
Os modelos pseudo-poroelástico,
poroelástico, químico-poroelástico, termo-
poroelástico e termo-químico-poroelástico
também estão disponíveis para análise no
software.
Vários poços foram projetados e analisados
através desse programa e têm apresentado bons
resultados.
2.3 Pressão de Poros
Para obtenção do gradiente de pressão de poros
utiliza-se o método de Eaton (1968) através do
perfil DTC. Esta metodologia leva em
consideração apenas o mecanismo de
subcompactação onde a porosidade e o tempo
de trânsito compressional estão intimamente
ligados à pressão da formação. Dessa forma, a
pressão de poros é estimada pela Equação 1:
EXP
obs
normal
NSSpDTC
DTCGGGG
(1)
Onde:
GP = gradiente de pressão de poros (lb/gal)
GS = gradiente de sobrecarga (lb/gal)
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GN = gradiente de pressão de poros da área
(lb/gal)
DTCnormal = tempo de trânsito da onda
compressional para o trend de compactação
normal (s/pé)
DTCobs = tempo de trânsito da onda
compressional observado (s/pé)
EXP = expoente de Eaton
Uma outra forma de determinar o gradiente
de pressão de poros proposta por Eaton é
através dos perfis resistividade e densidade.
Na ausência de perfil DTC, tanto para poços
de correlação quanto para de projeto, o
gradiente de pressão de poros pode ser estimado
a partir da velocidade intervalar proveniente da
sísmica.
Em casos de mecanismos diferentes de
geração de pressão de poros anormalmente
altas, que não se caracterizam como
subcompactação, um estudo específico é
desenvolvido por especialistas em pressão de
poros e utilizado na análise de estabilidade.
2.4 Propriedades Mecânicas
As propriedades mecânicas das rochas também
são necessárias para a obtenção do resultado
final. Parâmetros elásticos e de resistência
podem ser obtidos por meio de ensaios
geomecânicos. Em função da disponibilidade de
testemunhos, estes testes são geralmente
realizados em rocha reservatório. Assim, para as
rochas capeadoras, via de regra, esta informação
está ausente. As propriedades mecânicas das
rochas são melhor representadas por meio da
realização de testes geomecânicos e sempre que
possível os mesmos são realizados. Quando não
há resultados desses testes para um poço, as
propriedades de deformabilidade e resistência
são estimadas por meio do uso de correlações
empíricas e perfis elétricos corridos no poço. Na
literatura são encontradas diversas correlações
empíricas para estas propriedades em diversas
litologias. Vale ressaltar que a maior parte das
correlações foram obtidas utilizando dados do
Mar do Norte ou do Golfo do México, portanto,
nem sempre se aplicam bem aos campos
brasileiros. Por isso a necessidade de utilizar
correlações obtidas internamente.
Dos três parâmetros de resistência da rocha –
coesão, resistência à compressão simples e
ângulo de atrito interno - somente há a
necessidade do conhecimento de dois deles,
pois a Equação 2 - envoltória de Mohr-
Coulomb - os correlaciona.
24tan**2
fCUCS
(2)
Onde:
UCS – resistência à compressão simples
C – coesão
f – ângulo de atrito
Como afirmado anteriormente, a estimativa
dos parâmetros de resistência pode ser feita via
teste geomecânico ou, alternativamente,
utilizando-se correlações empíricas/perfis. Para
o caso de arenitos e folhelhos, a correlação do
programa MecPro™ (Fjær et al. 1992) pode ser
usada para estimar UCS. Já para carbonatos, a
aplicação da correlação de Militzer & Stoll
(1973) tem levado a resultados satisfatórios para
UCS.
A exemplo de UCS, o ângulo de atrito
interno também pode ser estimado por testes
geomecânicos ou por correlações
empíricas/perfis, que não são tão abundantes
quanto as de UCS. Dentre elas podem ser
citadas as de Plumb (1994) e Lal (1999).
Quando não é possível estimar o valor do
ângulo de atrito, este é assumido como
constante, normalmente próximo a 30º.
2.5 Tensões In Situ
Para a determinação do estado de tensões in
situ, assume-se a hipótese simplificadora que o
plano horizontal é um plano principal, ou seja, a
tensão vertical é uma tensão principal e as
outras duas tensões principais são horizontais
como pode ser observado na Figura 2. SuperfSuperfííciecie
Pro
fun
did
ad
eP
rofu
nd
ida
de
SuperfSuperfííciecie
Pro
fun
did
ad
eP
rofu
nd
ida
de vv
HH
hh
Figura 2. Tensões in situ atuando em um elemento de
rocha.
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2.5.1 Tensão vertical (v)
Para estimativa de v, supõe-se que em
determinado ponto da subsuperfície ela é igual
ao peso das camadas acima dele. A tensão
vertical total é então expressa pela Equação 3.
Para uma mesma profundidade em uma locação
offshore sabe-se que quanto maior a lâmina
d’água, menor será o gradiente de sobrecarga e,
consequentemente, menor o gradiente de fratura
da formação. A densidade de cada camada é
obtida do perfil ou através correlações.
i
n
biwwov DD = 0
422,1 (3)
Onde:
ov – tensão de sobrecarga (psi)
bi – densidade de cada camada (g/cm3)
w – densidade da água do mar (g/cm3)
Dw – lâmina d’água (m)
Di – intervalos de profundidade (m)
2.5.2 Tensões horizontais – magnitude
Para estimar as magnitudes das tensões
horizontais, são assumidas algumas hipóteses:
Bacia relaxada: considerando a rocha
como material poro-elástico linear,
compactação em condições de
deformações laterais nulas, utilizando a
lei de Hooke generalizada. Com esta
hipótese mostra-se que as tensões
horizontais principais apresentam a
mesma magnitude e são definidas pela
relação:
,v
,H
,h
- 1 = =
(4)
Onde:
’h – tensão principal efetiva horizontal menor
’H – tensão principal efetiva horizontal maior
’v – tensão principal efetiva vertical
– coeficiente de Poisson
Bacia tectonicamente ativa: utilizando
dados do campo que comprovem que a
bacia não é relaxada.
2.5.2.1 Tensão horizontal mínima (h)
Para estimar a magnitude de h, são utilizados
dados de Leakoff Test (LOT), Formation
Integrity Test (FIT), Extended Leakoff Test
(XLOT), fraturamento hidráulico, Step Rate
Test (SRT), ASRT (Anelastic Strain Recovery
Test), sendo o primeiro o mais comum. A
Figura 3 apresenta um gráfico típico de uma
operação de fraturamento.
(after Gaarenstroom et al., 1993)volume
(after Gaarenstroom et al., 1993)volume
Figura 3. Gráfico típico de operação de fraturamento
hidraúlico.
Subtraindo o peso da lâmina d’água, é
possível plotar os dados de LOT em função do
soterramento e obter uma curva de tendência,
assumindo no fundo do mar valor igual a zero.
O que se observa muitas vezes são testes
realizados em uma mesma formação e poços
diferentes com resultados incoerentes, como
FIT maior que LOT, mostrando que as tensões
variam com a locação dos poços ou os testes
sofreram alguma influência operacional.
2.5.2.2 Tensão horizontal máxima (H)
É possível obter a magnitude da máxima tensão
horizontal apenas indiretamente, por meio de
equações do estado de tensões do modelo
escolhido. Na maioria dos casos estudados, as
tensões horizontais são consideradas iguais
(H=h), exceto quando há evidência de
anisotropia mostrada em teste de fraturamento
e/ou observação de feições de breakouts.
Através da teoria do Polígono de Tensões
(Zoback et al, 2003) é possível realizar análises
e estimar estados de tensões que levariam a um
determinado regime de falhas.
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2.5.3 Tensões horizontais – direção
Para determinar a direção das tensões
horizontais são realizadas análises de perfis de
imagem (breakouts e fraturas induzidas –
Figura 4), caliper orientado (de quatro ou seis
braços), Velocidade Anisotrópica (Velan),
ASRT (Anelastic Strain Recovery Test),
Testemunho Orientado e Anisotropia Acústica,
sendo os dois primeiros os mais comuns.
1800
Breakout
1800
Fratura
Induzida
(a) (b) (c)
Figura 4. (a) Breakout, (b) Fratura Induzida e (c)
Direções das Tensões Horizontais (Rocha e Azevedo,
2009).
Alternativamente, por meio da Teoria de
Inversão de LOT de Aadnoy & Bratli (1994)
pode-se também estimar magnitudes e direções
de tensão.
2.6 Janela Operacional
Para a estimativa da janela operacional de
perfuração, a prática é adotar o modelo elástico,
fluido não penetrante e critério de ruptura de
Mohr-Coulomb. São utilizadas análises
poroelásticas com condição de fluido penetrante
quando estão disponíveis as propriedades físico-
químicas da rocha e do fluido de perfuração
como, por exemplo, coeficiente de reflexão e de
inchamento de folhelhos. A Petrobras em
parceria com a PUC desenvolveu equipamentos
para determinar tais parâmetros.
Há outros critérios de ruptura disponíveis na
literatura tais como Lade-Ewy (1999), Druker-
Prager Interno (McLean & Addis 1990),
Druker-Prager Centrado (McLean & Addis
1990) e Druker-Prager Externo (McLean &
Addis 1990) entretanto, esses critérios exigem
dados de entrada que nem sempre estão
disponíveis e são menos conservadores que o
critério de Mohr-Coulomb.
2.6.1 Tensões ao redor do poço
Hipóteses básicas:
Rocha contínua, elástica, homogênea e
isotrópica;
Poço cilíndrico com eixo vertical ou
inclinado;
Uma das tensões principais deve atuar na
direção vertical;
Existe uma pressão no fluido de
formação;
É válido o princípio das tensões efetivas
como enunciado por Terzaghi (1943) e
validado para rochas através dos
trabalhos de Skempton (1960) e Nur &
Byerlee (1971).
A seguir na Figura 5 são apresentadas as
tensões ao redor do poço para a situação mais
utilizada no desenvolvimentos das análises de
estabilidade de poço. As Figuras 6a e 6b
indicam o comportamento das tensões para o
colapso inferior e para a fratura superior que
contribuem na determinação da janela
operacional.
x
y
q
Figura 5. Tensões ao redor do poço considerando fluido
não penetrante.
PpT
q
0 Ppr
'
(a) (b)
Figura 6. (a) Ruptura por Colapso Inferior (Critério de
Mohr-Coulomb) e (b) Esquema de estado de tensões para
fratura superior.
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3 ESTUDO DE CASO
O estudo de caso apresentado consiste na
previsão de estabilidade de um poço direcional
a ser perfurado no Campo Alfa da Bacia de
Campos, em lâmina d’água superior a 1000m,
com profundidade final maior que 2500m. O
reservatório principal é de arenito e foram
analisados 02 poços de correlação, Poço A e
Poço B. Estas análises não levam em
consideração a possibilidade de reativação de
falhas.
3.1 Trajetória Direcional
Na Figura 7 é apresentada a trajetória direcional
do poço de Projeto.
Figura 7. Trajetória direcional do poço de Projeto.
3.2 Estimativa de Pressão de Poros
Com base nas medidas de pressão realizadas em
poços da área, utilizando o método de Eaton
(1968) através do perfil sônico, concluiu-se que
a pressão de poros tanto nos poços de
correlação quanto no poço de Projeto é normal
(<9.1lb/gal.). As curvas apresentadas a seguir
(Figura 8) foram recebidas de uma equipe
especializada em pressão de poros e utilizadas
nas análises.
Figura 8. Curvas de pressão de poros para os poços A, B
e Projeto.
3.3 Estimativa de Tensão Horizontal Mínima
Para a estimativa da tensão horizontal mínima
foram considerados os LOTs realizados no
Bloco 1 do Campo Alfa, como apresentado na
Figura 9.
Figura 9. Localização dos poços A, B e Projeto.
A Tabela 1 apresenta os testes de absorção
realizados nos poços A e B indicados como
correlação.
Tabela 1. LOTs utilizados para estimar h.
Na retroanálise e na previsão de estabilidade do
poço de Projeto utilizou-se uma curva da tensão
horizontal mínima (h) obtida a partir dos LOTs
dos poços de correlação A e B.
3.4 Direção das Tensões Horizontais
Foram analisados perfis de imagem, resultados
de ASR e caliper orientado de alguns poços da
área e o azimute da tensão horizontal máxima
obtido foi de 95°. Com base nesses resultados,
as análises foram realizadas assumindo o
azimute citado e H=1.1h.
3.5 Retroanálise dos Poços de Correlação
Os dois poços sugeridos como correlação
possuem coluna litológica e perfis semelhantes
conforme Figura 10. O Poço A foi utilizado
como correlação por estar mais próximo da
locação de Projeto.
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(a) (b)
Figura 10. (a) Densidade x Soterramento e (b) DTC x
Soterramento.
3.5.1 Poço A
O poço A possui as seguintes características:
trajetória vertical, lâmina d’água superior a
1000m e profundidade final aproximada de
3000m.
A perfuração deste poço ocorreu sem
problemas significativos. Foram observados
apenas alguns drags na fase de 8 ½”. Tais drags
ocorreram em uma região de arenitos que
aparecem intercalados a folhelhos e calcilutitos.
Tais arenitos são friáveis (inconsolidados) e
podem desmoronar durante a perfuração,
gerando batentes de folhelhos e calcilutitos,
assim como excesso de areia no anular. Os
drags identificados podem estar relacionados a
esses fatores. Observou-se também que o peso
específico de fluido utilizado encontra-se
ligeiramente abaixo ou muito próximo do
colapso inferior nesses pontos, o que pode ter
provocado ruptura da formação por
cisalhamento causando os drags.
Nas Figuras 11 e 12 são apresentados,
respectivamente, os perfis corridos no poço A e
a janela opercaional obtida.
Figura 11. Perfis corridos no poço A.
Figura 12. Janela operacional obtida para o para poço A.
3.5.2 Poço B
O poço B possui as seguintes características:
trajetória vertical, lâmina d’água de
aproximadamente 1000m e profundidade final
superior a 3500m.
Foram observados drags, repasses, topadas,
ameaça e prisão de coluna durante a perfuração,
principalmente nas fases de 12 ¼” e 8 ½”. A
maior parte desses problemas também ocorreu
na profundidade dos arenitos inconsolidados
intercalados a folhelhos e margas. Os problemas
observados podem estar relacionados a esses
eventos.
Nas Figuras 13 e 14 são apresentados,
respectivamente, os perfis corridos no poço B e
a janela operacional obtida.
Figura 13. Perfis corridos no poço B.
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Figura 14. Janela operacional obtida para o para poço B.
3.5.3 Poço de Projeto
Com base nas informações do poço A fez-se a
previsão da janela operacional do poço de
Projeto como é apresentada na Figura 15.
Figura 15. Janela Operacional – previsão para o poço de
Projeto.
Também foi realizada uma análise da
influência do azimute do poço e da anisotropia
das tensões horizontais no gradiente de fratura.
A Figura 16 indica o comportamento do
gradiente de fratura em função desses
parâmetros.
JANELA
OPERACIONAL
Azimute do poço
praticamente
alinhado com a
direção de Sh
(1850)
Azimute do poço
variando para a
direção de SH (950)
JANELA
OPERACIONAL
Azimute do poço
praticamente
alinhado com a
direção de Sh
(1850)
Azimute do poço
variando para a
direção de SH (950)
Figura 16. Comportamento do gradiente de fratura em
função do azimute do poço e da anisotropia das tensões.
As Figuras 17, 18 e 19 indicam o valor do
gradiente de fratura conforme os valores de
geometria, tensões in situ e gradientes do poço.
Figura 17. Azimute x Inclinação (gradiente de fratura) –
situação para poço vertical.
Figura 18. Azimute x Inclinação (gradiente de fratura) –
situação para poço direcional.
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Figura 19. Azimute x Inclinação (gradiente de fratura) –
situação para poço horizontal.
3.6 Análise Probabilística no Reservatório
3.6.1 Resultados da análise estatística
No reservatório dos poços A e B realizou-se
uma análise estatística para as propriedades
mecânicas indicadas na Figura 20 onde os
resultados obtidos são apresentados.
Resistência à Compressão Simples (psi)
Resistência à Tração (psi) Coesão (psi)
Coeficiente de Poisson
Figura 20. Resultados da análise estatística para o
reservatório.
3.6.2 Resultados da análise probabilística
Foram consideradas tensões horizontais
diferentes (H=1.1h), profundidade vertical
média do reservatório, poço horizontal, azimute
do poço de 128.21° e ângulo de breakout de
30°. Levou-se também em consideração
propriedades mecânicas da rocha como coesão,
coeficiente de Poisson, resistência à tração,
ângulo de atrito e coeficiente de Biot. A rocha
foi considerada impermeável.
Os resultados obtidos na análise
prababilística são apresentados a seguir na
Figura 21.
Ex.: Se perfurar com MW = 11lb/gal, a probabilidade
de haver ruptura por colapso inferior é de 90%.
Ex.: Se perfurar com MW = 11.3lb/gal, a probabilidade
de haver ruptura por colapso inferior é de 10%.Colapso Inferior
Colapso Superior
Fratura Superior
Tensões in situ
com DP=5%
Tensões in situ
com DP=1%
Figura 21. Resultado do cálculo probabilístico.
A análise determinística no SEST apresentou
valor médio de 10.0lb/gal para o colapso
inferior no reservatório. Esta análise leva em
consideração intercalações de arenito, folhelho,
marga e calcilutito.
Já a análise probabilística considerando
apenas arenito no reservatório mostrou que para
11.0lb/gal as chances de ruptura por colapso
inferior são próximas de 90%. Entretanto, com
uma densidade de 11.3lb/gal, as chances
diminuem para aproximadamente 10%.
A diferença do colapso inferior estimado nas
duas análises deve-se, principalmente, a dois
fatores. Primeiro, o modelo de análise
considerado no estudo determínistico não é
totalmente representado no modelo
probabilístico. Segundo, para análise
probabilística, são consideradas somente as
caractéristcas do arenito, que neste caso,
apresentam-se menos resitente elevando o valor
do colpaso inferior estimado.
Com a análise do modelo probabilístico,
pode-se avaliar o risco de colapso da formação
para um determinado peso de fluido, auxiliando
na tomada decisões. No exemplo apresentado,
uma mudança de 0.3lb/gal no peso de fluido
diminui significativamente o risco de ocorrer
colapso inferior.
4 CONCLUSÃO
De acordo com os resultados obtidos,
considerando o meio contínuo e as hipóteses do
modelo aplicado, é possível perfurar segundo a
janela operacional prevista na Figura 22 onde
limite inferior é o maior valor entre as curvas de
pressão de poros e colapso inferior e o limite
superior é a curva de tensão horizontal mínima.
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Se o meio for fraturado, recomenda-se
perfurar com o peso específico de fluido o mais
próximo possível do gradiente de pressão de
poros para evitar perdas de circulação e ruptura
das paredes do poço (deslocamento dos blocos
de rocha) pela infiltração do fluido de
perfuração nas fraturas.
AGRADECIMENTOS
À Petrobras por permitir e financiar a realização
deste estudo.
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