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PERFURAÇÃODIRECIONAL
João Carlos R. Plácido jcrp@petrobras.com.br
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Bibliografia
• Livro Perfuração Direcional, Luiz AlbertoS. Rocha et all, 2006, Editora Interciência.
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Tortuosidade emPoços Verticais
• Controle da verticalidade em poços verticais – Não existe poço rigorosamente vertical.
– Acima de 5 graus deve-se tomar uma ação corretiva.
– O poço vertical que apresenta muitos desvios desta
ordem chama-se tortuoso. – Causas de tortuosidade:
• Variações das características das formações.
• Mudança brusca de peso sobre a broca.• Diâmetro de poço grande para comandos pequenos.
• Coluna não estabilizada adequadamente.
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Tortuosidade emPoços Verticais
– Conseqüências da tortuosidade:• Desgaste dos elementos da coluna por fadiga.
• Perigo de prisão devido a formação de chavetas.
• Dificuldade para descer elementos mais rígidos
(revestimento por exemplo).
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PORQUE SOMENTE VERTICAIS?
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Perfuração Direcional• A perfuração direcional é a técnica de,
intencionalmente, desviar a trajetória de umvertical, para atingir objetivos que não se
encontram diretamente abaixo da sualocação na superfície.
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Perfuração Direcional
Finalidades
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• Poço de alívio
• Reservatórios localizados abaixo de locaçõesinacessíveis, tais como rios, lagos, cidades, etc.
• Desviar de acidentes geológicos, tais como domos
salinos e falhas.• Perfurar vários poços de uma mesma locação,
como no caso de uma plataforma de produção
marítima, ou um cluster em regiões terrestres dedifícil acesso.
• Desviar poços que tiveram um trecho perdido,
como por exemplo por prisão da coluna.
Perfuração DirecionalFinalidades
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Perfuração DirecionalFinalidades
• Dificuldade para instalação da sonda diretamentesobre o alvo
• O poço original foi abandonado e um desvio (sidetrack) é realizado para atingir novo objetivo
• Campanha exploratória complementar:
– Poço direcional perfurado de uma plataforma jáexistente. – Poço direcional usado para delimitar a fronteira
de um reservatório.
• Poços Direcionais para Resolver ProblemasEspecíficos – Perfuração no topo de reservatórios altamente
fraturados como uma alternativa para retardar a produção de água.
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Perfuração DirecionalFinalidades
Dificuldade parainstalação da
sonda diretamentesobre o alvo
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Perfuração DirecionalFinalidades
Campanha exploratória
complementar:-Poço direcional perfuradode uma plataforma já
existente.
- Poço direcional usado paradelimitar a fronteira de um
reservatório.
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Perfuração Direcional
FinalidadesUtilização de Clusters• Redução de investimentos pela
utilização de sondas de perfuraçãocolocadas em plataformas fixas.
Cluster
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Perfuração DirecionalFinalidades
Poços Direcionais paraResolver ProblemasEspecíficos
• Perfuração no topo dereservatóriosaltamente fraturadoscomo uma alternativa
para retardar a produção de água.
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Perfuração DirecionalFinalidades
Combate à Blowouts• Perfuração de poço de
alívio para controlar blowouts.
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Elementos de
um Poço Direcional
• KOP ( Kick-off Point).• Curvatura
– dog leg severity: build up ou drop off.
• Inclinação dos trechos inclinados (slant).
• Afastamento horizontal.
• Direção locação-objetivo.• Profundidade vertical final do poço
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INÍCIO DO GANHO DE ÂNGULO (KOP)
TRECHO DE GANHO DE ÂNGULO (BUILD UP)
TRECHO RETO (SLANT)
OBJETIVO
POÇOSDIRECIONAIS
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Tipos de Poços Direcionais
• Tipo I - O KOP é raso e o trecho inclinado prossegue até o objetivo.
• Tipo II (tipo S)- O KOP é raso e o trechoinclinado prossegue até se atingir o afastamento
lateral projetado. O poço é então trazido para avertical e assim prossegue até o objetivo.
• Tipo III - Semelhante ao tipo I, porém o objetivo é
atingido na fase de crescimento de inclinação(build up).
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Tipos de Poços Direcionais
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Instrumentos de Orientação
• Single shot - Instrumento lançado dentro da coluna, que sealoja dentro do K-monel (comando não magnético), pararegistrar, numa única foto, a inclinação e direção do poço,através de uma bússola e um pêndulo. Após a foto, o
instrumento é retirado a cabo.• Multishot - Possui um filme fotográfico, permitindo tirar
várias fotos durante a retirada da coluna.
• Giroscópio - A bússola é substituída por um giroscópio,que não sofre interferências magnéticas, como nos poçosrevestidos.
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Instrumentos de Orientação
• Steering Tool - Um cabo elétrico transmite as informaçõesdesejadas durante a fase que um motor de fundo está sendoutilizado. Utiliza um side entry sub para proteção do caboelétrico.
• MWD (Measurement While Drilling) - Envia asinformações de inclinação e direção através de pulsos de pressão no fluido de perfuração.
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Operação de Desvio
(Steerable System)• Ao atingir o KOP, a coluna de perfuração é retirada edesce-se para iniciar o desvio uma coluna montada com
motor de fundo, bent sub, MWD, comandos e tubos de perfuração.
• Pode-se também iniciar o desvio com um equipamentochamado whipstock ou com jato direcionado.
• Quando o operador julgar que o poço já se encontra natrajetória correta, retira esta coluna e desce uma colunanormal de perfuração, com estabilizadores.
• Quando o controle da trajetória é crítico, deve-se utilizarum sistema navegador (steerable system), que écomposto por um motor de fundo com bent housing
(steerable system) e um MWD.
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Operação de Desvio
(Steerable System)
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Operação de Desvio
(Steerable System)
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MOTOR DE FUNDO
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SISTEMA " STEERABLE"
MWD + LWD + MOTOR DE FUNDO
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SISTEMAS ROTARY STEERABLE
• Permite a alteração da trajetória do poço em perfuração sem necessidade de parar arotação da coluna.• Há basicamente dois métodos de atuação desses sistemas:
• Push-the-bit• A alteração da trajetória é feita através de um empurrão que aferramenta exerce contra a parede do poço, através da atuação de um
pistão ou braço articulado.• Exige a util ização de brocas com capacidade de corte lateral (activegauge) e a intensidade da alteração ou Dog Leg Severity resultante émuito influenciada pela competência das formações sendo perfuradas eda qualidade do poço próximo à broca.
• De uma maneira geral, a qualidade do poço sendo perfurado nãodiferencia muito de um poço perfurado com motor de fundo steerable.• Point-the-bit
• A broca é apontada na direção desejada.• Gera-se uma flexão no eixo rotativo conectado à broca que permitedesviar o poço de forma constante e uniforme, na intensidade desejada.
Neste sistema a qualidade do poço perfurado é superior à gerada pelosoutros siistemas.
• A evolução desses sistemas caminha para ferramentas controladas a distância ouautomáticas. Neste último caso, a ferramenta recebe a informação da trajetór ia do
poço e, praticamente sem interferência de operadores, faz toda a curva e navegaçãono reservatório como se fosse uma perfuração convencional.
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SISTEMAS ROTARY STEERABLE
Push the Bit
• Força defletora lateral (push the bit)• Pads se estendem de um housing rotativo
• Curvatura definida por 3 pontos de contato
• Orientação através de pulsos na lama
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SISTEMAS ROTARY STEERABLE
Push the Bit
PadPad saindosaindo PadPad entrandoentrando
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SISTEMAS ROTARY STEERABLE
Push the Bit
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Sistema Rotary Steerable
Point the Bit
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SISTEMAS ROTARY STEERABLE
Point the Bit
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SISTEMAS ROTARY STEERABLE
Point the Bit
Eixo
Mancal de
rolamento planoprevine a
descentralização do
eixo acima deste
ponto
Mancal derolamento
esférico permite
que a broca se
incline
Anéis
excêntricos
flexionam o eixo
A broca se incl ina na
direção oposta à inclinaçãodo eixo gerando uma “ Tool
Face”
Princípio de Operação
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SISTEMAS ROTARY STEERABLE
Point the Bit
SISTEMAS ROTARY STEERABLE
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SISTEMAS ROTARY STEERABLE
POINT THE BIT x PUSH THE BIT
• POINT THE BIT
– Não há partes móveis em contato com o poço – maior MTBF.
– Maiores DLS
– Curvas mais regulares e contínuas
• PUSH THE BIT – Tecnologia antiga
– Muito afetada pelo calibre do
poço próximo à broca
– Partes móveis em contato
com o poço – esforçoscíclicos, desgaste, menor
MTBF
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Estabilização de Colunas dePerfuração Direcional• COLUNAS PARA AUMENTO DA INCLINAÇÃO DO POÇO (BUILD-UP)
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Estabilização de Colunas dePerfuração Direcional• COLUNAS PARA PERDA DE INCLINAÇÃO DO POÇO (DROP-OFF)
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Estabilização de Colunas dePerfuração Direcional• COLUNAS PARA MANTER A INCLINAÇÃO DO POÇO
EQUIPAMENTO PARA
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EQUIPAMENTO PARA
MONITORAMENTO MWD (ou LWD)
Coordenadas (retangulares) UTM
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Coordenadas (retangulares) UTMUniversal Transverse Mercator
Para o Meridiano Central é atribuído o valor Y=500.000.Para o Equador é atribuído o valor X= 10.000.000 (Hemisfério Sul).De posse das coordenadas UTM da Sonda (Base) e do Objetivo, calcula-se oafastamento da sonda (base) ao objetivo e a direção deste plano.
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Cálculo da Trajetória Direcional
Trajetória Tipo Slant (Tipo I)
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Trajetória Tipo Slant (Tipo I)
Trajetória Tipo “S” (Tipo II)
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Trajetória Tipo S (Tipo II)
Cál l d T j tó i d
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Cálculo da Trajetória de
um Poço Direcional Tipo ICondições:
• Método do Raio de Curvatura
• Build up no plano e na forma de um arco de
circunferência.
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NomenclaturaV1: profundidade vertical do KOP
V2: profundidade vertical no fim do build up
Vp: profundidade vertical de um ponto no trecho reto
V3: profundidade vertical do objetivo
V4: profundidade vertical final
D2: afastamento no final do build up
Dp: afastamento de um ponto no trecho reto
D3: afastamento do objetivo
D4: afastamento vertical final
M2: Profundidade do poço ao fim do build up
Mp: Profundidade do poço em um ponto no trecho reto
M3: Profundidade do poço no objetivo
M4: Profundidade final do poço
α: ângulo máximo de desvio
BR: Gradiente de build up (graus / 100 pés)
R: Raio de curvatura do build up
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Projeção Vertical Tipo IM.R.
V4
Vp
V2
V1
V3M3
O
Dp
D3
D4
M2
Mp
M4
α
δ
β
α
D2
M1=R
R
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BR R .
18000
π =
V V
D
V V
D
V V
Rarctg
Rarctg
R
13
3
13
3
13
cosarcsen−
−±
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
−
−=α
α sen12
RV V +=
( )α cos12
−= R D
BR M M
α 10012 +=
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α cos
2
2
V V M M
p
p
−+=
α tgV V D D p p.
22 −+=
α cos23
23 V V M M −+=
( ) α tgV V D D .3434
−+=
α cos34
34
V V M M
−+=
Exemplo: Planejamento de um
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p j
Poço Direcional• Coordenadas UTM da plataforma:
X= 8.783.845,38 m ; Y=726.725,75 m• Coordenadas UTM do objetivo (Formação “E”):X=8.783.190,00 m ; Y=726.700,00 m• Dados gerais da plataforma:MR ao fundo do mar = 53 m
MR ao nível do mar = 32 mLâmina d´água = 21 m• Cotas dos Topos das Formações:“A” (Fundo do mar) = -21 m
“B” = -500 m“C” = -1730 m“D” = -1750 m“E” (Objetivo) = -2030 m
500000 726700 726725,75
10000000
8783845,38
8783190
*
*
P
O
Equador
Programa de Revestimento:
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g
• Condutor de 30” assentada na profundidade de 120 m.
• Revestimento de superfície de 20” assentado 40 m dentro da formação“B”.
• Revestimento intermediário de 13 3/8” assentado no topo da formação“C”.
Dados gerais:
• A profundidade vertical final será 140 m abaixo do objetivo.
• A razão de ganho de ângulo no build up é de 1 grau por 10 m.
• Raio de tolerância = 50 m
Perguntas
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g
1) Afastamento e Direção do objetivo.2) Profundidade da sapata do revestimento de 20 pol.
3) Profundidade do KOP de modo que o ângulo máximo no final do buildup seja de 33 graus.
4) Profundidade vertical, medida e afastamento no final do build up.5) Profundidade vertical, medida e afastamento na sapata do revestimento
de 13 3/8 pol.
6) Profundidade vertical, medida e afastamento no objetivo.
Solução
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1) Afastamento e Direção do objetivo.
Direção do objetivo=S2,2W
( ) ( )22 .... W E Coord Dif S N Coord Dif oAlvo Afastament −+−=
( ) ( ) moAlvo Afastament 89,65500,72670025,726725878319038,8783845 22 =−+−=
⎟⎟ ⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
−−
=S N Coord Dif
W E Coord Dif arcTgo DireçãoAlv
..
..
grausarcTgo DireçãoAlv 2,200,878319038,8783845
00,72670025,726725=⎟
⎠
⎞⎜
⎝
⎛ −−
=
• Dados:
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V3= TVD Alvo = 2030+32=2062 m
BR=10 °/100m
D3=Afastamento Alvo = 655,89 m
V4=TVD Final=2030+32+140=2202 m
• Determinação de R
R=18000/π/BR=573 m
2) Profundidade sapata de 20”
500 + 32 + 40 = 572 m
3) KOP tal que α máximo igual a 33° no final do build up.
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) q g p
D2=R(1-cosα)=573(1-cos33)=92,44
tgα=(D3-D2) /(V3-V2) ; tg33=563,45/(V3-V2)
V2=2062-867,64=1194,36
KOP=V1=M1=V2-Rsenα=1194,36-573sen33=882,3 m
4) Prof. Vertical, medida e afastamento no final do build up
V2 = 1194,36 m
M2=M1+100* α /BR=882,3+100*33/10=1213,3 m
D2 = 92,44 m
5) Prof. Vertical, medida e afastamento da sapata do 13 3/8”
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Vp = 1730+32 = 1762 m
Mp = M2+(Vp-V2)/cos α=
=1213,3+(1762-1194,36)/cos33=1890 m
Dp = D2+(Vp-V2)tg α=
=92,44+(1762-1194,36)tg33= 461 m
6) Prof. Vertical, medida e afastamento no Objetivo
V3 = 2030+32=2062 m
M3=M2+(V3-V2/cos α=
=1213,3+(2062-1194,36)/cos33=2247,8 m
D3= 655,89 m
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Cálculo da Trajetória Real
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Métodos de Cálculo da Trajetória• Tangente
• Ângulo Médio• Raio de Curvatura
• Mínimo Raio de Curvatura
Hipótese: O segmento AB é calculado assumindo que o ponto “A” (profundidade, inclinação e azimute) é conhecido
e o ponto “B” deve ser calculado.
Métodos de Cálculo da Trajetória
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Métodos de Cálculo da Trajetória
• Método da Tangente – “L” é a distância perfurada.
– Segmento AB é aproximado por
AB` paralelo a tangente no ponto “B”.
– O ponto “B” é calculado com base na inclinação e no azimute
medidos no ponto “B”.
iiii M E φ θ sinsinΔ=Δiiii M N φ θ cossinΔ=Δ
iii M V θ cosΔ=Δ
de profundida M
direção
inclinação
=
=
=
φ
θ
Métodos de Cálculo da Trajetória
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Métodos de Cálculo da Trajetória• Método da Ângulo Médio
– “L” é a distância perfurada
– Inclinação e azimute no ponto “B” é
igual a média da inclinações eazimutes em “A” e “B”.
– As projeções dos pontos “A” e “B”são calculadas como as projeções
obtidas dos ângulos médios dasinclinações e dos azimutes.
⎟ ⎠
⎞⎜⎝
⎛ +⎟ ⎠
⎞⎜⎝
⎛ +Δ=Δ −−
2cos
2sin 11 iiii
ii M N φ φ θ θ
⎟ ⎠
⎞⎜⎝
⎛ +⎟ ⎠
⎞⎜⎝
⎛ +Δ=Δ −−
2sin
2sin 11 iiii
ii M E φ φ θ θ
⎟ ⎠
⎞⎜⎝
⎛ +Δ=Δ −
2cos 1ii
ii M V θ θ
de profundida M
direçãoinclinação
=
==
φ θ
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Métodos de Cálculo da Trajetória
– “L” é a distância perfurada. – A distância perfurada é tratada
como como uma curva inscrita
sobre uma superfície cilíndricacom eixo vertical.
– A projeção vertical e horizontalde cada ponto são assumidas
como sendo arcos de círculoscujos raios serão função da taxade ganho de ângulo e da taxa de
variação do azimute.
• Método do Raio de Curvatura
Métodos de Cálculo da Trajetória
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Métodos de Cálculo da Trajetória
• Método do Raio de Curvatura
( )1
180
−−
Δ=
ii
i
cv
M R
θ θ π
de profundida M
objetivododireção
direção
inclinação
o
=
⋅⋅=
=
=
φ
φ
θ
( )ioPh Af φ φ coscos −=
( )1−−=Δ iichi sensen R N φ φ
( )1coscos −−=Δ iichi R E φ φ
( )1−−=Δ iicvi sensen RV θ θ
( )1coscos −−= iicv RPh θ θ
( )1
180
−−=
ii
ch
Ph R
φ φ π
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Métodos de Cálculo da Trajetória
– “L” é a distância perfurada.
– A distância perfurada étratada como como umacurva inscrita sobre uma
superfície de uma esfera
• Método do Mínimo Raio de Curvatura
Métodos de Cálculo da Trajetória
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Métodos de Cálculo da Trajetória
• Método do Mínimo Raio de Curvatura
se α < 0,25 rd => f(α) = 1,0
( ) ( )α φ θ φ θ f M
N iiii
i
i cossincossin
2
11 +⎟
⎠
⎞⎜
⎝
⎛ Δ=Δ −−
( ) ( )α φ θ φ θ f M
E iiiii
i sinsinsinsin2 11 +⎟
⎠
⎞⎜⎝
⎛ Δ=Δ −−
( ) ( )α θ θ f M
V ii
i
i coscos2 1 +⎟
⎠
⎞⎜⎝
⎛ Δ=Δ −
( ) ( )( )( )111 cos1sinsincosarccos −−− −−−−= iiiiii φ φ θ θ θ θ α
( ) ( )2
2tanα
α
α = f
de profundida M
direção
inclinação
=
=
=
φ
θ
Casos Particulares de
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Poços Direcionais• Poços de Grande Afastamento (ERW)
• Poços Horizontais
• Poços Multilaterais
Poços de Grande Afastamento
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Poços de Grande Afastamento(ERW - Extended Reach Well)
• Poços onde o objetivo está bastante afastadohorizontalmente da sua locação na superfície.
• Define-se como ERW poços com uma relaçãomaior que 2 entre o afastamento horizontal e a profundidade vertical (considera-se somenterocha, ou seja, a lâmina d’água não é consideradaneste cálculo).
• Existem poços ERW onde o afastamento é maiorque 10 Km (Witch Farm).
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POÇOS ERW
Grande Afastamento
POÇOS ERW na ALEMANHADieksand - Campo de Mittelplate
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Dieksand Campo de Mittelplate
Record mundial de perfuração no sal 4000 m Afastamento Lateral 8000 mProfundidade Vertical 2000 m
Profundidade Total Medida 10000 m
Incl inação = 82°
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POÇOS HORIZONTAIS
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HORIZONTAL WELLS• The idea behind horizontal drilling is to drill towhere the oil is, instead of letting the oil flow
through the formation to a vertical well bore• Horizontal wells should be considered as a new
EOR tool and there is no doubt it has a bright
future ahead• Every time you drill a well you should be
asking yourself: “Why am I not drilling it
horizontally ?” If you find good reasons not todrill it horizontal, fine. Otherwise, may be youshould be drilling the well horizontally
Ref. Jacques Bosio (1988) - Interview by Pettroleum Engineer Int.
HORIZONTAL WELL
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HORIZONTAL WELLDRILLING
• The most important development of the 1980’s.
• Worldwide, over 10500 horizontal wells to date.
• Tends to become “common practice”.
• Every month: new tools, new technologies.• Horizontal well technology: in a continuous
development.
Ref. M.T. Olanson - Audrix Petroleum Ltd. (1995)
POÇOS HORIZONTAIS - VANTAGENS
POÇOS HORIZONTAIS - VANTAGENS
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Aumento do fluxo de caixa
com menor tempo de retorno do investimento
Aumento do fluxo de caixa
com menor tempo de retorno do investimento
Maior exposição aoreservatório
Maior exposição aoreservatório
Melhor eficiência de
drenagem
Melhor eficiência de
drenagem
Aceleração daprodução
Aceleração daprodução
Sinergia com EORSinergia com EOR
Menor nº de poçosMenor nº de poços
Menor gradiente depressão
Menor gradiente depressão
Menor coneágua/gás
Menor coneágua/gás
Redução daprodução de
areia
Redução daprodução de
areia
Acesso a novas reservasAcesso a novas reservas
Reserv. naturalmentefraturados
Reserv. naturalmentefraturados
Poços de longo alcancePoços de longo alcance
Reservatório tipo
canal
Reservatório tipo
canal
Fraturamento múltiplosFraturamento múltiplos
Maior ganho totalMaior ganho total Menor investimentoMenor investimento Menor custo deexplotação
Menor custo deexplotação
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Histórico• 1950s : Russos perfuraram 43 poços
horizontais. Enfatizou-se os metros perfurados ao invés da produtividade. A
técnica foi considerada anti-econômica.• 1978 : Esso Canada perfurou um PH em
Cold Lake para testar a ação térmica do
vapor (“Steam Gravity Drainage”)
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Steam Gravity Drainage
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Histórico• 1979 : Arco perfurou um PH nos EUA.
Aumentou a produção produzindo porgravidade e estimulado com injeção de gás.
Resolveu problema de cone de gás.• 1979-1983 : Elf perfurou 3 PH para testar
esta tecnologia em conjunto com IFP. Isto
permitiu a ELF perfurar o primeiro poçooffshore no Campo de Rospo Mare, naItália. IP foi 20 x dos poços verticais.
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Histórico• 1984 : Brasil perfurou seu primeiro PH em
Fazenda Belém (FZB-308H-RN).
• 1986 : Até então somente 50 PHs tinham
sido perfurados no mundo. O custo de umPH era em torno 1.4 a 2 vezes a de um poçovertical. A completação e estimulação eram
limitadas.• 1987-1988 : The turning point !!!!
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Histórico• 1987 : São publicados métodos para análise
de teste para PH. Sada Joshi publica a primeira equação para IP de poços
horizontais considerando anisotropia doreservatório e a posição do PH noreservatório. O número de PH aumenta.
• 1989 : O número de PH passa para 265.• 1989-90 : Publica-se critérios para seleção
de reservatórios para aplicação de PH.
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Histórico• 1990 : O número de PH ultrapassa 1000. O
primeiro PH no Golfo do México é perfurado pela Texaco.
• 1992 : Já são mais de 2500 PH no mundo,sendo 75 % na América do Norte. Deve-seconsiderar o campo de Austin Chalk, no
Texas (baixa permeabilidade).
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Histórico• 1993 - 1997 : Muito trabalho tem sido feito.
Pode-se destacar os seguintes : fraturamentohidráulico, canhoneio, modelos de
computador (perfuração, produção ereservatório), controle de areia, técnicas decontrole de direcional e perfilagem.
POÇOS HORIZONTAIS
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Progressão do Número de Poços
0
1
2
3
4
5
6
M
i l h a r e s d e
P o ç o s
8 6
8 7
8 8
8 9
9 0
9 1
9 2
9 3
9 4
9 5
9 6
9 7
9 8
9 9
2 0 0 0
PO POÇ Ç OS HORIZONTAISOS HORIZONTAIS
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Conceito : atConceito : atéé a Da Déécada de 60cada de 60
ValidaValidaçção : na Dão : na Déécada de 70cada de 70
OtimizaOtimizaçção : na Dão : na Déécada de 80cada de 80
DiversificaDiversificaçção : na Dão : na Déécada de 90cada de 90
Desenvolvimento Desenvolvimento
Planejamento do Poço Horizontal
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Preliminar • Trajetória : profundidade do objetivo,
comprimento do poço dentro doreservatório, locação, tolerância
• Produção esperada• Mecanismo de produção
• Tipo de Completação
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Tipos de Curvatura
Classificação Quanto ao Raio de Curvatura
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pés R
pésgraus BUR
R BUR
=>
=>
=
100/
1800
π
Classificação Build
Rate
(o/100 pés)
Raio
(pés)
Longo 2 - 8 2865-716
Médio 8 - 30 716-191
Intermediário 30 - 60 191-95
Curto 50 - 200 95-28
Raio Ultra Curto
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Perfuração com jato de alta pressão
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Raio Curto
Utilização de comandos articulados
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Raio Médio e Longo
Utilização de motor de fundo
Tipos de Completação
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Completação de Poço Horizontal
Rev. 36”
Rev. 16”
Rev. 11 3/4 ” x 10 ¾”(ou 9 5/8”) TELA TB 5 ½”
VIF
CAUDA INTERMEDIÁRIA(7” OD)
TSR
MPDG
MGL COM VÁLV.OPERADORA
MGL PARA AMORTECIMENTO
Completação Típica Offshore
Planejamento do Poço Horizontal
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Perfuração• Revestimento / Cimentação
• Estabilidade das paredes
• Fluido de perfuração / Hidráulica
• Projeto da coluna de perfuração : análise deesforços (torque/drag), flambagem, fadiga
• Desgaste de revestimento• Perfilagem : LWD
Problemas e Soluções na Perfuração
P bl
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• Problemas: – Atrito – Navegação – Peso sobre a broca – Torque & Drag / Flambagem
• Soluções: – Otimização da trajetória – Steerable System, Rotary Steerable System
(estabilizador ajustável, Geopilot ou Autotrack) – Redução de peso (coluna invertida) – Lubricidade
– Rotação da coluna (top drive)
Problemas e Soluções
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na Perfuração• Limpeza do poço : fluidos visco-elásticos,
vazão, geometria do anular • Cimentação : canalização (centralização)
• Desgaste do revestimento : redução deesforços laterais, lubricidade, protetores,motor de fundo, smooth hard facing
• Dano à formação : fluido tipo “drill in” (nãoinvasivo), menor densidade (under
balanced)
d l
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Protetores de Coluna
T b d P f ã (D ill Pi )
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Tubo de Perfuração (Drill Pipe)• Aplicação de smooth hardbanding no tool joint
Problemas e Soluções
f ã
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na perfuração• Instabilidade da parede do poço : peso do
fluido, reduzir vibração, inibição do fluido,inclinação e direção do poço
• Prisão de coluna : comando espiralado,reduzir peso do fluido, lubrificantes, evitar parar o comando em frente zonas depletadas
• Perfilagem : LWD• Ferramentas à cabo : bombear
Planejamento do Poço HorizontalR ó i
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Reservatório• Caracterização do reservatório : sísmica 3 D
• Definir comprimento do poço dentro doreservatório (perdas de carga, interferência)
• Seletividade de zonas de produção• Previsão de produtividade e recuperação
• Análise de testes
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Por que não perfurar mais de um poço horizontal a partir de uma
mesma locação ?
Resposta : Multilaterais
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Multilaterais
O que é um poço Multilateral ?
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• Basicamente um poço principal comramificações laterais.
• Estes laterais podem ser completados em
poço aberto ou com liners.• Multilaterais reduzem o custo total do
poço pela utilização de uma complexaarquitetura de drenagem, que aumenta aexposição do reservatório.
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Vantagens
• Produção de múltiplos reservatórios
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• Produção de múltiplos reservatórios• Injeção e Produção em um mesmo poço
• Otimizar o modelo de drenagem
• Aumentar exposição das fraturas
• Reduzir dano ambiental
• Reduzir equipamentos de superfície• Reduzir efeitos de cones de água e de gás
• Ultrapassar zona de dano à formação• Alternativa para método de estimulação
• Ferramenta de EOR
Drenando múltiplas camadas
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Drenando múltiplas camadas
Pé de Galinha
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Pé de Galinha
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Tipos de PoçosMultilaterais
Tipos de Multilaterais mais Usados
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Níveis de Completação
de acordo com a TAML(Technology Advancement
Multilateral Group)
TAMLClassificação
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TAMLClassificaçãoMultilateral
por Níveis (6)
Níveis
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NNíívelvel 11 – – PoPoççoo abertoaberto
NNíívelvel 22 – – Lateral aLateral a partir partir dede popoççoo revestidorevestido
NNíívelvel 33 – –ConexãoConexão semsemseloselo hidr hidr ááulicoulico
NNíívelvel 44 – – JunJunççãoão seladaselada
NNíívelvel 55 – – JunJunççãoãocomcom seloselo mecânicomecânicocom IDcom ID reduzidoreduzido
NNíívelvel 66 --JunJunççãoão comcomseloselo mecânicomecânicosemsem redureduççãoãode IDde ID
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Nível 1 Nível 2 Nível 3
Nível 4 Nível 5 Nível 6
Nível 1
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Nível 1• Poço principal e lateral abertos
• Sem integridade mecânica ehidráulica na junção
• Formação consolidada• Baixo custo de completação
• Acesso ao lateral limitado• Controle de produção limitado
Nível 2
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Nível 2• Poço principal revestido e
cimentado• Lateral aberto
• Baixo custo de completação• Normalmente precisa de suporte
da formação
• Potencial de acesso ao lateral
Nível 3
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Nível 3• Poço Principal revestido
e cimentado• Lateral revestido mas
não cimentado• Suporte mecânico na junção porém sem integridade hidráulica
• Produção conjunta
Nível 4
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Nível 4• Poços principal e lateral
revestido e cimentado• Integridade mecânica na junção
• Pouco ou nenhum isolamentohidráulico na junção
• Produção combinada
Nível 5P i i l l t l
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Nível 5• Poços principal e lateralrevestido e cimentado
• Integridade mecânicana junção
• Alto isolamento hidráulicona junção(só cimento não é aceitável)
• Produção combinadaou independente
Nível 6
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• Revestimento com 2 pernas
partindo de um único tronco• Integridade mecânica
e isolamento hidráulicona junção
Abertura
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Abertura
de
Janela
Evolução da Tecnologia
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ç g• 1979 : primeiras aplicações em Delaware
Basin, Anadarko Basin e Texas Panhandle• 1988 : Gardes bate recorde mundial no
Norte da Lousiana perfurando 10 lateraisentre 500 e 1000 pés a partir de 1 horizontal
• 1991 : Petro-Hunt perfura um poço multi-
lateral com 2 pernas opostas em AustinChalk com resultados positivos
Evolução da Tecnologia
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ç g• 1993 : Shell Canada perfura 2 laterais
opostos através de janela pré aberta norevestimento usando whipstock recuperável
• 1993 : Sperry-Sun desenvolve o sistemaLateral Tie-Back System
• 1993 : Raghavam e Joshi publicam artigo
com diretrizes para avaliar produtividadecom poços radiais e com múltiplos poços dedrenagem
Evolução da Tecnologia
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ç g• 1995 : Sperry-Sun instala 7 sistemas RMLS
e 13 LTBS no Canada,Alska, Oman e Qatar • 1995-96 : Texaco perfura 8 multilaterais (5
com 2 laterais e um com 4 laterais)• 1996 : Speery Sun instala 50 sistemas eBaker-Hughes completa um poço trilateral
• 1998 : Baker e Petrobras completam primeiro poço multilateral em águas
profundas
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