comparaÇÃo da perfilagem elÉtrica continua
TRANSCRIPT
COMPARAÇÃO DA PERFILAGEM ELÉTRICA CONTINUA DURANTE A PERFURAÇÃO COM A
PERFILAGEM ELÉTRICA CONVENCIONAL
Ana Rafaela Gonçalves Bastos
Dissertação para a obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Geológica e de Minas
Júri
Presidente: Prof. Amílcar de Oliveira Soares
Orientação: Prof. António José da Costa Silva
Vogal: Prof. Maria João Correia Colunas Pereira
Novembro de 2013
ii
AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar quero agradecer aos meus pais e família, por me terem proporcionado todas
as condições para que pudesse seguir uma vida académica e por me apoiarem
incondicionalmente.
Quero agradecer aos meus amigos Kámia Espirito Santo, Diego Sousa, João Bento e João
Neves, por me terem motivado ao longo destes seis longos anos no Instituto Superior Técnico.
Um grande obrigado ao Professor António Costa e Silva por ter aceitado orientar esta
dissertação e por me ter proporcionado trabalhar com o Eng.Luis Guerreiro, Dr.Júlio Branco e
Dr.José Sousa, que me apoiaram e transmitiram imenso conhecimento, essencial para a
concretização desta dissertação.
Obrigado a todos!
iii
RESUMO
Durante a perfuração de um poço para pesquisa de hidrocarbonetos é feita a recolha de dados,
físicas, no caso da recolha de amostras e perfis “elétricos”, magnéticas, sónicas, etc, as ditas
diagrafias ou logs obtidas por sondas. As diagrafias são o do registo de medições geofísicas
sofisticadas efetuadas ao longo do furo. Estas podem ser medições de fenómenos
espontâneos, como o caso da radioatividade natural (gamma ray log), ou medições de
fenómenos induzidos, como por exemplo a velocidade de formação, ou seja, a velocidade com
que uma onda sónica atravessa determinada formação (sonic log). Hoje em dia há um leque
bastante extenso de equipamentos que realizam diagrafias, bem como técnicas para as
efetuar. Podemos dividir estas técnicas em duas principais, sendo essas o Wire Line (WL) e o
Logging While Drilling (LWD) .A grande diferença entre elas é o timing em que são efetuadas
as medições, sendo que no caso do WL, estas são realizadas pós perfuração e no LWD, como
o próprio nome indica, realizadas em simultâneo com a perfuração. Ambas têm a suas
vantagens e limitações.
PALAVRAS-CHAVE
Diagrafia
Wire Line
Logging While Drilling
iv
ABSTRACT
While drilling a well for exploration of hydrocarbons, data is collected, physical, in the case of
sampling profiles and "electric ", magnetic, sonic, etc., logs are obtained by probes. Logs are
sophisticated geophysical measurements recordeddown hole. These measurements may be
from spontaneous phenomena, such as the natural radioactivity (gamma ray log), or
measurements of induced phenomena, such as the forming speed, or the speed of a sonic
wave through a certain formation (sonic log). Nowadays, there is a fairly extensive range of
equipment that performs logs as well as techniques for making. We can divide these techniques
into two main ones, these being the Wire Line (WL) and the Logging While Drilling (LWD). A big
difference between them is the timing at which the measurements are made, being in the case
of WL, these are performed post drilling and LWD, as its name indicates, performed
simultaneously with the drilling. Both have their advantages and limitations.
KEY WORDS
Log
Wire Line
Logging While Drilling
v
ÍNDICE
CAPÍTULO 1-Introdução……………………………………………………………………………..1,2
1.1-Objetivo………………………………………………………………………………………3
CAPÍTULO 2 -Tecnologia de sondagens
2.1- Perfuração………………………………………………………………………………….3
2.2- Método de rotação…………………………………………………………………………4
2.3-Parâmetros mecânicos de sondagem……………………………………………………5
2.4-Fluidos de perfuração………………………………………………………………………6
2.4.1-Fluidos à base de água………………………………………………...………6
2.4.2-Fluidos à base de petróleo…………………………………………………….7
2.4.3-Fluidos de base sintética……………………………………………………….7
2.5-Completação de um poço……………………………………………………………….7,8
CAPÍTULO 3 - Carotagem e equipamentos
3.1-Introdução…………………………………………………………………………………8,9
3.2-Carotagem convencional……………………………………………………………....9,10
3.3-Sidwall coring…………………………………………………………………………..10,11
3.4-Wire line coring………………………………………………………………………...11,12
3.5-Processamento de carotes………………………………………………………………12
CAPÍTULO 4 -Tecnologia de logging
4.1-Wire line well logs……………………………………………………………...12,13,14,15
4.2-TLC well logs…………………………………………………………………………..15,16
4.3-Técnologias MWD e LWD………………………………………………………..16,17,18
CAPÍTULO 5 - Características de um reservatório
5.1-Parâmetros de um reservatório……………………………………………….…19,20,21
CAPÍTULO 6-Logging
6.1-Logging enviroment…………………………………………………………………...21,22
6.2-Perfil de invasão…………………………………………………………………………..22
6.3-Diagrafias elétricas………………………………………………………………………..23
6.3.1-Potencial espontâneo…………………………………………………………23
vi
6.3.2-Diagrafias de resistividade………………………………………………..24,25
6.3.3-Dual lateral logs………………………………………………………………..26
6.4-Diagrafias nucleares
6.4.1-Sonda de densidade…………………………………………………..27,28,29
6.4.2-Sonda de neutrão…………………………………………………..29,30,31,32
6.4.3-Sonda de raios gama……………………………………………………...32,33
6.5-Diagrafias acústicas…………………………………………………………………..34,35
6.6-Outras diagrafias
6.6.1-Diagrafias de imagem…………………………………………………….35,36
6.6.2-Caliper……………………………………………………………………...37,38
6.6.3-Dipmeter……………………………………………………………………….39
6.6.4-Wire line formation test……………………………………………………39,40
6.6.5-Temperature logging………………………………………………….40,41,42
6.7-Diagrafias cased-hole……………………………………………………………………42
6.7.1-Diagrafias de produção…………………………………………………..42,43
6.8-Mud logging…………………………………………………………………….43,44,45,46
CAPÍTULO 7-Cruzamento de dados, coring vs logging………………………………………..47
CAPÍTULO 8-Caso de estudo
8.1-Descrição………………………………………………………………………………47,48
8.2-Cálculos…………………………………………………………………………….49,50,51
8.3-Resultados……………………………………………………………………………..51,52
8.4-Avaliação……………………………………………………………………….53,54,55,56
CAPÍTULO 9-Conclusão………………………………………………………………….56,57,58,59
Glossário………………………………………………………………………………………………..60
Bibliografia……………………………………………………………………………………………….61
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1: Representação de WL logging……………………………………………………………2
Figura 2.1: Furo direcional com rotação………………………………………………………………4
Figura 2.2:Casing………………………………………………………………………………………..7
Figura 2.3: Tubagem para casing………………………………………………………………………8
Figura 3.1: Sistema de coring…………………………………………………………………………..9
Figura 3.2: Conjunto de brocas……………………………………………………………………….10
Figura 3.3: Broca e amostras de rotary sidewall coring……………………………………………11
Figura 3.4: Equipamento de WL coring………………………………………………………………11
Figura 4.0: Cabo de aço, wire line……………………………………………………………………13
Figura 4.1: Ferramenta Wire Line……………………………………………………………………14
Figura 4.2: Legenda de um run de Wire Line……………………………………………………….15
Figura 4.3: Ferramenta TLC…………………………………………………………………………..16
Figura 4.4: Ferramenta LWD …………………………………………………………………………16
Figura 4.4.1: MWD teleScope…………………………………………………………………………17
Figura 4.5: Legenda de um run LWD………………………………………………………………...18
Figura 4.6: Neoscope LWD……………………………………………………………………………18
Figura 5.1: Representação de porosidade…………………………………………………………..19
Figura 6.1: Perfis de invasão………………………………………………………………………….22
Figura 6.2: Diagrafia de resistividade………………………………………………………………..25
Figura 6.3: Esquema de funcionamento de um DLL……………………………………………….26
Figura 6.4 : Sonda de densidade, Hostile Environment Litho-Density tool (HLDT)……………..27
Figura 6.5: Diagrafia de densidade…………………………………………………………………..29
Figura 6.6: Diagrafia com Neutrão……………………………………………………………………31
Figura 6.7: Esquema de uma sonda de neutrão……………………………………………………32
Figura 6.8: Sonda de raios gama, Hostile Environment Natural Gamma Ray Sonde………….33
Figura 6.9: Sonda acústica……………………………………………………………………………34
Figura 6.10: diagrafia de imagem…………………………………………………………………….36
Figura 6.11: AcousticCaliper…………………………………………………………………………..37
viii
Figura 6.12: Multifinger Caliper……………………………………………………………………….38
Figura 6.13: Diagrafia com caliper……………………………………………................................38
Figura 6.14: Esquema de funcionamento do Dipmeter……………………………………………39
Figura 6.15: Gradiente geotérmico………………………………………………………………......41
Figura 6.16: Modular Temperature Tool……………………………………………………………..42
Figura 6.17: Sonda PLT………………………………………………………………………………43
Figura 6.18: Circuito da lama…………………………………………………………………………44
Figura 6.19: Mud logging………………………………………………………………………………46
Figura 8.1: Representação de furo ………………………………………………………………….48
Figura 8.2: Parâmetros de cálculo……………………………………………………………………51
Figura 8.3:Diagrafias do furo realizadas com WL …………………………………………………53
Figura 8.4: Diagrafias do furo realizadas com LWD ………………………………………………53
Figura 8.5: Comparação das diagrafias com WL e LWD………………………………………….55
Figura 9.1: Equipamento LWD completo……………………………………………………………59
ix
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 4.1: Aplicação das diagrafias WL…………………………………………………………….13
Tabela 6.1: Aplicações dos SP logs……………………………………………………………….…24
Tabela 6.2: Aplicações da digrafia de resistividade………………………………………………...24
Tabela 6.3: Aplicações da diagrafia de densidade……………………………………………….…28
Tabela 6.4: Aplicações da diagrafia de Neutrão………………………………………………….…30
Tabela 6.5: aplicações da diagrafia com raios gama…………………………………………….…33
Tabela 6.6: Aplicações da diagrafia acústica……………………………………………………..…35
Tabela 8.1: Run’s escolhidos para representar o furo X…………………………………………...50
Tabela 8.3: Cut-offs e resultados dos valores de WL, calculado com IP…………………………52
Tabela 9.1: Disponibilidade de equipamentos no WL e LWD……………………………………..58
x
ÍNDICE DE FÓRMULAS
Fórmula 2.3.1-Velocidade de penetração……………………………………………………………..5
Fórmula 2.3.2-Potencia de rotação…………………………………………………………………….5
Fórmula 2.2.3-Momento de rotação……………………………………………………………………5
Fórmula 2.3.4-Débito da bomba …………………………………………………………………….…6
Fórmula 5.1-Porosidade……………………………………………………………………………….19
Fórmula 5.2-Caudal ……………………………………………………………………………………20
Fórmula 5.3-Saturação em água………………………………….................................................20
Fórmula 5.4-Equação de Archie………………………………………………………………………20
Fórmula 5.5-Fator de resistividade…………………………………………………………………...20
Fórmula 5.6-Fator de resistividade…………………………………………………………………...20
Fórmula 6.1-Gradiente geotérmico…………………………………………………………………...21
Fórmula 8.1-Porosidade efetiva a partir da diagrafia de densidade………………………………49
Fórmula 8.2-Porosidade efetiva a partir da diagrafia de neutrão…………………………………49
1
CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO
“Petróleo (do latim petroleum, petrus =pedra e oleum = óleo, do grego πετρέλαιον [petrélaion],
"óleo da pedra", do grego antigo πέτρα [petra], pedra + έλαιον [elaion] azeite..”
Existem registos da sua utilização no Médio Oriente 4000 a.c. Os Egípcios, os Persas e os
Mesopotâmios já o utilizavam em pavimentações de estradas, aquecimento, iluminação, etc.
Os chineses já perfuravam poços 347 a.c com recurso a canas de bambu. Mas a Era Moderna
da exploração de Petróleo começa no séc.XIX, em 1846 no Azerbaijão, apesar de os EUA só
considerarem o seu início aquando da perfuração de um poço na Pensilvânia, efetuado por
Edwin Laurentine Drake em 1859.
Dada a consciência de que este seria “O” recurso mundial, a necessidade de tornar a sua
exploração, bem como a capacidade de o encontrar, cada vez mais eficiente, foi e é necessário
uma constante evolução de técnicas e equipamentos para alcançar uma eficiência ótima.
A avaliação geológica das formações é um parâmetro de extrema importância. Esta pode ser
efetuada através de métodos diretos, ou seja, com a recolha de testemunhos (cores) de
sondagens e/ou amostragem de calha (cuttings), ou por métodos indiretos, sendo estes a
recolha de registos gráficos, as chamadas diagrafias ou perfis elétricos (logs), obtidos através
de equipamentos eletrónicos, denominados de sondas, que sobem e descem pelo poço.
A deteção de propriedades das formações, bem como parâmetros mecânicos referentes à
perfuração, tem como objetivo deteção e interpretação de possíveis reservatórios, no primeiro
caso, e garantir que a perfuração seja o mais eficiente possível.
Os logs foram inicialmente desenvolvidos em França pelos irmãos Schlumberger, em 1920. A
primeira diagrafia tratou-se de um registo elétrico.
Como já referido, as técnicas para a realização dessas diagrafias têm evoluído e diversificado.
Hoje em dia é possível efetuar logs em diferentes fases da perfuração, nomeadamente e
aquando da perfuração ou com interrupção da mesma.
O número de características e parâmetros que são possíveis de medir nos dias de hoje
também aumentaram em grande quantidade, passámos de uma diagrafia elétrica para um
conjunto de diagrafias realizadas de diversas maneiras, consoante o seu objetivo, das quais se
destacam as seguintes:
• Perfis Elétricos
o Resistividade
o Imagem(FMI)
• Perfis de Porosidade
o Densidade (RHOB)
o Neutrão(NPHI)
2
o Sónicos(DT)
• Perfis Litológicos
o Gamma Ray(GR)
o Potencial espontâneo(SP)
• Outros
o Caliper
o Dipmeter
o RFT's (MDT's)
o Temperature Log
No entanto, qualquer que seja a técnica utilizada, o princípio é sempre o mesmo, consistindo
em fazer descer pelo poço sondas que realizam a leitura de determinados parâmetros
mecânicos e petrofísicos, estando ligadas entre si por um cabo multicondutor, ou qualquer
outro mecanismo de telemetria, transmitindo sinais à superfície. Sendo que os dados são
depois processados e convertidos em gráficos , em que cada um deles representa um
parâmetro petrofísico referente á formação em questão.
Figura 1.1: Representação de WL logging [petrolog.net]
3
1.1-OBJECTIVO
A existência de vários métodos para a realização da perfilagem “elétrica” das formações
atravessadas durante a perfuração de um poço lança uma série de questões relacionadas com
a capacidade de leitura das diferentes ferramentas. Com o aparecimento do LWD, uma
ferramenta que obtém os dados relativos à formação, e não só, durante a perfuração, a
utilização do Wire Line como ferramenta de logging (Diagrafia) acaba por ser questionada. A
vantagem mais óbvia associada ao LWD é precisamente o maior problema do WL, pois com
este equipamento a perfilagem só é possível de ser efetuada após a interrupção da perfuração.
Resumidamente o objetivo desta dissertação é a comparação dos resultados obtidos por
ambos os métodos de aquisição, num caso prático de uma avaliação de um Furo X.
CAPÍTULO 2 - TECNOLOGIA DE SONDAGENS
2.1- PERFURAÇÃO
Uma sondagem resume-se a uma perfuração com fim de prospetar as características de
determinada formação geológica, seja para fins de exploração de determinada matéria prima,
ou apenas para se conhecer as características geomecânicas da mesma.
As sondagens podem efetuar-se de duas formas: à percussão ou à rotação.
No método percussivo a perfuração é feita sujeitando a rocha a sucessivas pancadas,
causando a sua fragmentação por esmagamento. Os fragmentos gerados no interior do furo
são retirados posteriormente recorrendo a uma ferramenta denominada de caçamba.
A furação à rotação consiste em descer uma coluna de perfuração constituída por um conjunto
de varas e uma broca (bit) que realiza a destruição da massa rochosa devido à combinação da
rotação do equipamento e do peso sobre o bit.
Numa fase inicial, entre 1800 e 1900, os poços de petróleo, efetuados em terra (onshore), eram
realizados recorrendo à técnica de percussão, mais concretamente, método de percussão por
cabo. Isto, porque se tratavam de baixas profundidades e materiais pouco consolidados.
Com o avanço da tecnologia e do crescente consumo de petróleo, houve a necessidade de
explorar em condições mais adversas à perfuração e à própria exploração dos recursos, isto é,
plataformas sobre o mar (offshore) onde as condições atmosféricas são difíceis, as colunas de
água cada vez maiores, poços com profundidades na casa dos km, etc. Isto fez com que a
técnica de percussão para este tipo de furação entrasse em desuso, abrindo assim o caminho
para a furação com rotação, fazendo também com que esta tenha entrado numa constante
evolução.
4
2.2 - MÉTODO DE ROTAÇÃO
O método de perfuração à rotary ou rotação consiste em fazer descer uma coluna de varas
com uma broca na ponta, com a especificidade relativa à formação a perfurar, aplicando um
torque e fragmentando a rocha. É injetado um fluido dentro do trem de varas, com a principal
função de trazer à superfície todos os fragmentos da formação, denominados de cuttings, e a
lubrificação da broca.
O peso aplicado sobre da broca (drill bit) resulta do peso da própria coluna de furação, sendo
colocados uns tubos mais pesados acima da broca, denominados de drill collars. A rotação
transmitida ao bit pode ter origem na rotação de toda a coluna de furação, ou seja, da sonda de
superfície, ou ter origem num motor de fundo, fazendo apenas girar parte da coluna.
Sistema de uma sonda
Como já foi referido, a operação de perfuração é efetuada por uma sonda, sendo esta um
conjunto de várias estruturas que permitem a realização da perfuração de um poço. Este
equipamento é composto por estruturas capazes de:
• Armazenamento das varas de furação;
• Elevar e posicionar as varas, conectando-as à coluna de perfuração;
• Injetar as lamas de perfuração;
• Aplicar rotação á coluna de furação;
• Gerar energia;
• etc.
Figura 2.1: Furo direcional com rotação [drillingcontractor.org]
5
2.3 - PARÂMETROS MECÂNICOS DE SONDAGEM
Na execução de sondagens é necessário o conhecimento de algumas fórmulas matemáticas
para se calcular os parâmetros mecânicos inerentes à sua realização, tais como: o ROP
(fórmula 2.3.1) ; HP(fórmula 2.3.2) ; Torque (momento de rotação) (fórmula 2.3.3 )e o GPM
(fórmula 2.3.4).
A velocidade de penetração (Rate of Penetration-ROP), é a medição do tempo necessário para
se perfurar 1 pé/m de profundidade. Pode ser exprimido em (m/hora) ou (min/m), sendo o
primeiro a distância perfurada por tempo e o segundo o tempo despendido por distância
perfurada.
Fórmula 2.3.1: ROP=Kf x WR x RPM;
• Kf- perfurabilidade da formação;
• WR-peso por unidade de distância;
• RPM-velocidade de rotação.
Hoje em dia existem equipamentos que medem o ROP simultaneamente com a perfuração do
poço, sendo essa informação representada num gráfico. Esta medição dá-nos uma ideia da
dureza da formação, ou seja, do tipo de material que está a ser perfurado.
A perfuração é então uma combinação de carga e rotação aplicados na ferramenta, sendo o
esforço de avanço denominado de Pulldown.
A potência de rotação, HP, é função das manobras de forças feitas pelos cabos que manobram
o avanço da ferramenta. Sendo dimensionada da seguinte forma:
Fórmula 2.3.2: HP=�����������
���� ;
Sendo o Torque, também denominado Momento de Rotação, dependente da carga sobre a
ferramenta de corte (broca), do diâmetro da coluna de faras e da dureza da formação. Podendo
ser calculado com a seguinte fórmula:
Fórmula 2.3.3: Torque= 0,00006 x DIA x W1,5 ;
• DIA- diâmetro da perfuração em polegadas;
• W-o peso sobre ferramenta em lbs/1000.
6
2.4 - FLUÍDOS DE PERFURAÇÃO
O último parâmetro aqui abordado é o fluxo das lamas, pois os fluidos de sondagem são um
dos componentes mais importantes na realização das mesmas, desempenhando uma série de
funções essenciais, tais como: lubrificação das ferramentas; limpeza do furo recuperando os
cuttings; sustentação das paredes do furo; etc.
As lamas ou fluidos de perfuração, são um elemento com alguma complexidade pois as suas
características têm de ser adaptadas a cada situação, tais como: densidade; viscosidade; ph;
etc.
Um circuito de lamas é normalmente composto de dois tanques montados em série, um
misturador de lamas (mud mixer), um bomba de lamas e um crivo, sendo este utilizado na
recolha dos cuttings. A bomba de lamas é o componente mis importante neste conjunto, poi vai
ser ela que vai impulsionar e fazer trabalhar todo o circuito. Para isso há que dimensionar a sua
potência que depende das velocidades ascensionais mínimas de fluido em função do diâmetro
da perfuração.
O caudal mínimo de bombagem pode ser obtido pela seguinte fórmula (Miranda, 1987) :
Fórmula 2.3.4: GPM=BV x ������������
�,��� ;
• GPM- débito da bomba em galões/minuto;
• BV- velocidade ascensional do fluido em pés/min;
• Área do anelar- valor em pés quadrados da área da coroa circular definida pelo
diâmetro interno do furo (Adam et al, 1986).
Existem vários tipos de fluidos, onde o que varia é a sua composição. Podendo ser divididos
em 3 grupos, consoante a sua base: fluidos à base de água; fluidos à base de óleo e fluidos
com base sintética.
2.4.1– FLUÍDOS À BASE DE ÁGUA
Podem ser convencionais ou poliméricos. Os convencionais são constituídos por água,
bentonite, controladores de ph e adensantes. Estes fluidos têm um baixo custo de produção,
sendo por isso utilizados sempre que possível, como por exemplo nas fases iniciais da
perfuração de um poço (Spud Mud). Apresentam, pela sua simples constituição, um baixo valor
de toxicidade, podendo ser descartados quando utilizados em offshore.
Já os poliméricos são constituídos por: água, polímeros que controlam a viscosidade da própria
lama, inibem a argila, etc e adensantes. Sendo por isso mais nocivos para o ambiente.
7
2.4.2 – FLUÍDOS Á BASE DE PETRÓLEO (Oil Base Mud-OBM)
Como o nome indica, a sua base é um produto de petróleo, podendo ser diesel, querogene ou
n-parafinas.
Este tipo de fluidos têm varias vantagens, nomeadamente:
-bom lubrificante;
-maior capacidade de limpeza com pouca viscosidade;
-estabilidade a temperaturas elevadas;
-etc.
Tendo também as suas desvantagens, tais como:
-mascara índices de hidrocarbonetos líquidos;
-impossibilita a análise de fluorescência e análises geoquímicas de carbono e/ou
hidrocarbonetos originais da formação:
-tóxico.
2.4.3 – FLUÍDOS DE BASE SINTÉTICA (Synthetic Based Fluids- SBM)
A base é um óleo sintético. Este é o fluido que mais é utilizado em plataformas de perfuração
offshore, pois apresenta características semelhantes aos OBM, mas sem os seus elevados
níveis de toxicidade.
2.5 – COMPLETAÇÃO DE UM POÇO
Quando se acaba a sondagem de um poço de
desenvolvimento ou exploração e o mesmo se revela
promissor em termos de produção de hidrocarbonetos, é
necessário completá-lo. A completação consiste em instalar,
no poço, o equipamento necessário para trazer à superfície
os fluidos desejados, bem como permitir a instalação de
eventuais equipamentos de monitorização.
Um poço depois de perfurado deve ser estabilizado, de um
ponto de vista estrutural e também salvaguardar as
formações de eventuais contaminações pelas lamas de
perfuração (ignorando a contaminação que se dá na
perfuração e que é impossível de evitar), para este efeito
procede-se à colocação de um revestimento (casing/liner)
(figura 2.2).
Figura 2.2: Casing [propublica.org]
8
Depois de o liner de produção estar devidamente cimentado no local, procede-se à
instalação da tubagem (figura2.3) de produção (tubing) e seus acessórios (tail
pipe,packer,SSSV,gas lift valves ou ESP,etc). É a este equipamento que se refere
como completação propriamente dita. A operação seguinte é a perfuração do liner,
para que se estabeleça a comunicação, entre o reservatório e o poço. Depois da
instalação do casing procede-se à instalação da linha de produção de petróleo ou gás
e o poço está pronto para a produção. A completação dos poços não se limita aos
poços de produção. Os poços de observação e injeção também têm de ser
completados.
A completação de um poço é algo complexo pois tem de ter em conta determinados
fatores, tais como a pressão do reservatório, a presença ou não de água de formação,
a existência ou não de múltiplas zonas a produzir, etc. [O universo da industria petrolífera-Da
pesquisa à refinação, 2007]
CAPÍTULO 3 – CAROTAGEM E EQUIPAMENTOS
3.1 – INTRODUÇÃO
A carotagem (coring) resume-se à recolha de amostras/testemunhos durante ou pós
perfuração, com o objetivo de nos fornecer dados importantes referentes às formações
perfuradas. O intuito é então a construção de um modelo de reservatório que não seja
sustentado apenas em informação computacional, sendo por isso mais realista
Como já foi referido, o coring é um dos métodos diretos de obtenção de informação litológica.
Informação essa que vai sustentar, a interpretação das diagrafias efetuadas ao longo da
Figura 2 .3:Tubagem para casing [Johnson stype]
9
concretização do poço. Existem várias técnicas para efetuar a recolha deste tipo de amostras,
tais como a carotagem durante a perfuração (coring convencional),e após perfuração o Wire
Line Coring ou Side Wall sampling.
3.2 - CAROTAGEM CONVENCIONAL
O coring convencional trata-se da aquisição e recolha de amostras, até á superfície, de uma
coluna contínua de material da formação do reservatório, sendo efetuado durante a perfuração.
Este método é utilizado tanto em poços de exploração como em poços selecionados de
desenvolvimento de campos petrolíferos.
A grande desvantagem deste método é a quantidade de manobras associadas, isto é, cada vez
que tem de se recolher o testemunho é necessária a remoção de toda a coluna de perfuração,
a fim de se introduzir a broca adequada à carotagem. No entanto é possível amostrar grandes
dimensões, na ordem dos 3 a 5 polegadas de diâmetro e 30 a 55 polegadas de comprimento.
É possível utilizar dois tipos de brocas (figura 3.2) na realização deste método:
• brocas diamantadas (também denominado de Dimond coring);
• brocas convencionais (ex: Tungsténio).
Figura 3.1: Sistema de coring [Baker Hughes INTEQ’s JamBuster]
10
Nas brocas diamantadas são utilizados dois tipos de amostradores: simples e rígidos. O
primeiro é o mais económico, sendo mais eficiente em formações duras e compactas.
Também esta técnica tem sofrido evoluções, como por exemplo, a origem dos amostradores
duplos giratórios, que surgiram para impedir a destruição das carotes quando são perfuradas
formações muito fraturadas e friáveis.
3.3 – SIDEWALL CORING (SWC)
O chamado sidewall coring ou sidewall sampling, é efetuado após a perfuração com recurso ao
wire line. Tal como o método anterior este é também utilizado para os seguintes fins:
• Datação das formações;
• Recolha de amostras fósseis;
• Confirmação de dados;
• Calibração;
• Litologia – quando esta está indefinida nos logs.
Podendo ser efetuado à rotação ou percussão os chamados, rotary sidewall coring
(figura 3.2) e percussion sidewall corring, respetivamente.
Com o SWC é possível a recolha de mais de 50 amostras com 1 a 1.5 polegadas de
diâmetro. Sendo que o método por rotação é o mais eficiente na percentagem de
recuperação, conseguindo amostras com 100% de recuperação.
Figura 3.2: Conjunto de brocas para carotagem [uniglobalgroup.net]
11
3.4 – WIRE LINE CORING
Em 1958 a Companhia Longyear cria uma técnica ao qual deu
o nome de Wire Line. A necessidade da criação deste método
deveu-se à grande desvantagem da utilização do convencional
coring, ou seja, o tempo de manobras.
Este sistema de carotagem apresenta um formato de “duplo
tubo” cuja montagem permite que fique estabilizado sem rodar
durante as perfurações, que receba e proteja a carote,
enquanto o tubo exterior roda solitário com a coluna e
movimenta a cora. Os sistemas de maior diâmetro estão
disponíveis também, no formato “triplo tubo”. O sistema “triplo
tubo” inclui um terceiro tubo, para receber uma carote com um
diâmetro ligeiramente inferior, dentro do tubo interior, para
reforçar a proteção da carote em formações inconsistentes e
melhorar a recuperação.
Muito simplificadamente o WL coring funciona do seguinte modo:
• No sistema WL as carotes podem ser removidas sem que o sondador tenha que tirar o
drill rod string assembly.
• Quando o sondador quer retirar a carote faz baixar o overshot.
• O overshot prende-se á cabeça do tubo interior do amostrador WL. Soltando-o do tubo
exterior .
Figura 3.3 : Broca e amostras de rotary sidewall coring [Bakerhughes]
Figura 3.4: Equipamento de WL coring [apetrol.com]
12
• Só é necessário retirar todo o equipamento quando o bit tem de ser mudado.
O equipamento pode ser observado no esquema da figura 3.4.
O wire line coring é normalmente utilizado após serem recolhidas as diagrafias e após
perfuração, sendo esta a principal desvantagem deste método, devido á invasão de fluidos.
3.5 – PROCESSAMENTO DE CAROTES
O objetivo da recolha de carotes é, como já referido, a possibilidade de serem efetuados
estudos pormenorizados do reservatório, a nível petrográfico (mineralógico, por meio de
laminas delgadas) e petrofísico (medições de porosidades, permeabilidade, densidade, etc).
CAPÍTULO 4 – TECNOLOGIAS DE LOGGING
4.1- WIRE LINE WELL LOGS
Um well log é um registo geofísico feito ao longo de um furo. Estes tipo de registo ou medição,
foram realizados pela primeira vez por Conrad Shlumberger e Henri Doll, que lhes deram o
nome de Carottage Électrique (carotagem elétrica). Hoje em dia o nome Diagraphies Différées
é aplicado para se poder distinguir o wireline log’s, que são efetuados após a furação, dos que
são realizados durante a furação, os diagraphies immédiates, daí o nome diagrafia no
Português. No entanto o nome Log, do Inglês, é utilizado mundialmente.
O método perfilagem a cabo (wire line), também denominadas de convencionais, foi o pioneiro
dos métodos utilizados hoje em dia. Tal e qual como no wire line coring, o wire line logging é
constituído por uma sonda presa a um cabo condutor (no caso no logging) como o que
podemos observar na figura 4.0.
13
Este tipo de medições (tabela 4.1) podem ser de fenómenos espontâneos ou induzidos, como
por exemplo a radioatividade natural (gamma ray) relativamente ao primeiro e o tempo de
transito (transit time) da formação, no caso de um log sónico, sendo este um fenómeno
induzido.
A necessidade da realização de diagrafias deve-se à lacuna deixada pelos cutings e carotes,
apesar das informações dadas por exemplo por uma carote serem certas, enquanto os logs
são precisos mas podem falhar. No entanto toda esta informação quando cruzada dá-nos a
possibilidade de conhecer com bastante certeza a formação geológica que estamos a perfurar.
Medições Tipo de Diagrafia Parâmetro da formação medido Mecânicas Caliper Diâmetro do furo Espontâneas Temperatura Temperatura do furo
SP(self-potencial) Potencial espontâneo Gamma ray Radioatividade natural
Induzidas Resistividade Resistência à corrente elétrica Indução Condutividade da corrente elétrica Sónico Velocidade da propagação do som Densidade Reação ao bombardeamento com raios gama Fotoelétrica Reação ao bombardeamento com raios gama Neutrão Reação ao bombardeamento com neutrão
Tabela 4.1: Funcionalidade das diagrafias WL [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider]
Figura 4.0: Cabo de aço, wire line [iodp.ldeo.columbia.edu]
14
As diagrafias recorrendo ao Wire line são
efetuadas após a retirada das ferramentas de
perfuração, ao contrário do MWD (measurement
while drilling) ou LWD (logging while drilling), pois
são realizados aquando da furação.
Este tipo de Logs são efetuados em open-hole ,
quer isto dizer que ainda não foi colocado o
revestimento no furo, sendo assim, as paredes do
furo são a própria formação.
Efetivamente há ferramentas que registam
determinadas propriedades com o casing já a
revestir o poço, diagrafias cased-hole (referido
mais á frente com maior detalhe).
Os logs com wire line usam equipamentos ( figura
4.1) altamente sofisticados e independentes em
relação às drilling tools. Em terra (on-shore), é
utilizado um camião que contém todo o
equipamento informático necessário para a
recolha dos impulsos elétricos que são
transmitidos através de um cabo condutor
(wireline), que serve também de sustentação da
própria ferramenta dentro do poço. Em offshore,
temos o mesmo equipamento, mas numa
pequena cabine junto ao rig.
Para se realizarem perfilagens á cabo (wire line
logs) é necessário estabilizar o furo e extrair o
equipamento de drilling, como já tinha sido
referido. Depois, a sonda é acoplada ao
equipamento de wire line, que é colocada no furo
à sua máxima profundidade, sendo o registo
efetuado quando se puxa a ferramenta para a
superfície. O cabo é puxado, por um motor
existente no camião, a uma velocidade entre
300m/h e 1800m/h, dependendo do tipo de log que está a ser corrido.
Devido ao fato destas diagrafias serem efetuadas após a perfuração e retirada dos
equipamentos que a realizam, a instabilidade do furo e a própria invasão de fluidos na
formação, fizeram com que houvesse a necessidade de criar ferramentas que realizam vários
tipos de log, diminuindo assim estes fatores. No entanto continua a ser necessário algumas
ferramentas para se realizarem todo o tipo de logs, sendo que cada ferramenta demora 4 a 5
horas para completar a leitura, a combinação de todas isoladas irá demorar cerca de 2 ou 3
dias para realizar a leitura completa do furo (no caso de poços mais profundos).
Figura 4.1: Ferramenta Wire Line [Schlumberger]
15
Nota: A figura 4.1 é o esquema do equipamento WL da Schlumberger utilizado no caso de
estudo, esquematizando o posicionamento das várias sondas utilizadas nos run’s.
Na figura 4.2 é possível observar com mais pormenor todas as diagrafias corridas com recurso
ao WL, bem como as profundidades de investigação.
4.2 – TLC WELL LOGS
Como em poços horizontais é impossível descer ferramentas em cabos flexíveis, a indústria
adotou uma técnica, designada por TLC (Tough logging conditions), que consiste,
basicamente, em empurrar as ferramentas até ao fim do do poço utilizando para o efeito a
tubagem da sondagem, ou seja, o drill pipe. Os cabos elétricos portadores dos sinais elétricos
vão anexos à tubagem. Por este motivo as operações referentes a este método são muito mais
morosas e difíceis de realizar.
Os dados são contudo similares aos obtidos com ferramentas a cabo.
[O universo da indústria petrolífera- Da pesquisa à refinação, 2007]
Figura 4.2: Legenda de um run de Wire Line [Schlumberger]
16
4.3 – TÉCNOLOGIAS MWD e LWD
O MWD e o LWD são as mais recentes tecnologias usadas na
realização de poços para Oil&Gas, estas ferramentas, ao contrário
do wire line, dão-nos informação while drilling, ou seja, enquanto se
está a decorrer perfuração do poço estamos a receber informações
relativas ao avanço do furo e ás formações atravessadas pelo
mesmo.
Com o MWD, measurement while drilling, podemos ter informações
da velocidade; direção; ângulo; vibração; torque; etc em relação à
realização do furo e à broca. Podem ainda ser corridos logs como
por exemplo o gamma ray. Este equipamento está situado atrás da
frente de corte, e toda a informação recolhida pelo mesmo é
transmitida pela lama de perfuração sendo até à superfície também
armazenada numa memória interna do próprio equipamento.
Para uma análise mais completa do poço é utilizado o LWD que
significa logging while drilling, ou seja, aquisição de dados em
simultâneo com a perfuração. Ao contrário dos métodos por wire line
e TLC, que se baseiam na aquisição de dados pós-perfuração, as
ferramentas LWD, ver figura 4.4, estão equipadas com fontes de
energia próprias e as medições podem ser adquiridas
continuamente e registadas em memórias em função do tempo ou
transmitidas para a superfície em tempo real através de impulsos na
coluna de lama.
Figura 4.3: Ferramenta TLC [Sclumberger]
Figura 4.4: Ferramenta LWD [Slb]
17
Neste método não há cabos elétricos entre as ferramentas e a unidade de processamento.
À superfície os impulsos são descodificados e traduzidos num registo gráfico semelhante aos
dados de wire line ou TLC.
As ferramentas mais frequentemente usadas no LWD são as que medem a radioatividade(GR),
a resistividade, a densidade e a porosidade das formações.
Uma das grandes vantagens das diagrafias LWD em relação às obtidas pós-perfuração é que
a ferramenta mede as propriedades petrofísicas das formações geológicas ainda no seu estado
semivirgem, ou seja, muito antes de elas serem invadidas pela lama usada na perfuração. Por
este motivo, os dados obtidos por estas ferramentas não são exatamente idênticos aos obtidos
por wire line ou TLC.
As outras grandes vantagens são referentes à monitorização do percurso (ângulo e azimute)
dos poços horizontais, facilidade nas decisões referentes à identificação das zonas com
interesse de recolha testemunhos de sondagem, e pré-aviso quanto à aproximação de zonas
de alta pressão.
[O universo da indústria petrolífera- Da pesquisa à refinação, 2007]
Nota: A figura 4.4 representa a ferramenta LWD utilizada pela Schlumberger na perfuração e
perfilagem do furo utilizado como caso de estudo. Na figura 4.5 podemos observar com detalhe
as diagrafias e respetivas informações (profundidades de investigação, etc) corridas com a
ferramenta LWD.
Figura 4.4.1: MWD teleScope [Schlumberger]
18
CAPÍTULO 5 – CARACTERISTICAS DE UM RESERVATÓRIO
5.1 PARÂMETROS DE UM RESERVATÓRIO
Quando se pretende fazer a análise das formações atravessadas por um poço para
caracterizar o tipo de reservatório com que estamos a lidar é necessária a obtenção de
determinados parâmetros, essenciais para uma avaliação do mesmo. Esses parâmetros são:
Porosidade; Permeabilidade; Saturação de fluidos.
Define-se porosidade como a percentagem de vazios num determinado volume de rocha, ver
formula 5.1.
Figura 4.6: Neoscope LWD [Schlumberger]
Figura 4.5: Legenda de um run LWD [Sbl]
19
A porosidade distingue-se em total e efetiva, sendo a total o volume total de vazios e a efetiva o
volume de vazios que estão interligados (figura 5.1) , possibilitando a circulação de fluidos. Ou
seja, é da porosidade efetiva que se faz a extração dos hidrocarbonetos, quando existem.
A porosidade pode ainda ser classificada como primária e secundária, tendo em conta a
formação da rocha em questão.
Fórmula 5.1 : Porosidade total(φ)=�������������
������������������;
A porosidade das rochas reservatório varia normalmente até um máximo de 30% do volume
total da rocha. Normalmente só porosidades acima dos 10% são consideradas atrativas de um
ponto de vista comercial.
A permeabilidade define-se como sendo a propriedade de um corpo se deixar atravessar por
um fluido.
Este é o parâmetro petrofísico mais difícil de avaliar, sendo impossível de quantificar
diretamente.
Usando vários indicadores é possível fazer uma avaliação qualitativa e semi-quantitativa deste
parâmetro, bem recorrendo a uma combinação de diagrafias.
Uma das maneiras que permite a determinação da permeabilidade de uma rocha é a aplicação
da Lei de Darcy. Sendo uma lei empírica, esta propriedade tem que ser obtida de uma maneira
experimental.
Darcy estudou o escoamento da água através de areias não consolidadas e obteve a seguinte
fórmula:
Figura 5.1: Representação de porosidade [UFPel]
20
Fórmula 5.2: Q= K �� ���� ;
• Q- Caudal, quantidade de fluido de atravessa a amostra por unidade de tempo [cm3/s];
• A- Área transversal da amostra [cm2];
• µ- Viscosidade do fluido [centipoise];
• ���� -Gradiente de pressão ao longo da linha de escoamento;
• K- Permeabilidade [Darcys].
Define-se saturação de fluidos como a capacidade de uma rocha ser ocupada por um
determinado fluído, sendo no fundo uma percentagem da capacidade de armazenamento de
uma rocha.
A saturação (Sh) em hidrocarbonetos é dada por 1-Sw;
Sendo Sw a saturação em água que é calculada pela seguinte expressão :
Fórmula 5.3: Saturação em água (Sw) = ��������á����������������������������������������������;
Em 1942, Gus Archie relacionou a resistividade de uma formação saturada em água (Ro) , a
resistividade da água (Rw) e um fator de resistividade (F). Demonstrando que esse fator está
relacionado com a porosidade da formação.
Exprimindo-se nas seguintes equações:
Fórmula 5.4: Equação de Archie Sw= (��
!��)1/n ;
• Sw- Saturação em água, aplicada unicamente a formações não argilosas;
• Rw- Resistividade da água de formação, medida em laboratório ou avaliada por análise
de logs [ohmm];
• Φ- Porosidade, medida em logs acústicos ou nucleares;
• Rt- Resistividade, medida por logs elétricos ou eletromagnéticos [ohmm];
• m- Fator de cimentação, medido em laboratório;
• 1/n- Expoente de saturação, medido em laboratório. Este depende da molhabilidade da
formação.
Fórmula 5.5: F= ����;
Fórmula 5.6: F=�∅!;
• a-Fator de tortuosidade, medida de complexidade do fluxo entre poros;
• m- Fator de cimentação .
21
Quanto maior a tortuosidade maior o valor de m, este varia entre 1.3 e 3.0, sendo
adimensional. O a varia entre 0.6 e 1.0, dependendo do tipo de rocha (Asquith,1982).
CAPÍTULO 6 - LOGGING
6.1 – LOGGING ENVIROMENT
Neste capítulo vamos falar sobre as condições a que está sujeito um furo, tais como pressões,
temperaturas, invasão de fluidos, etc. Condições essas que influenciam os log’s e os
equipamentos que são usados, fazendo com que não haja um ambiente perfeito para a
realização das diagrafias.
Falamos também no conceito de profundidade de investigação (depths of investigation).
Ambiente de pressão num furo e invasão de fluidos:
O ambiente de pressão num furo de sondagem durante a perfuração e durante a realização
das diagrafias, é dominado pela pressão exercida pela formação (columm pressure) e a
pressão exercida pela lama de furação (drilling mud).
A lama de furação exerce uma pressão hidrostática nas paredes do furo, tendo assim um papel
importantíssimo na contenção do mesmo, sendo necessário que esta tenha um valor
ligeiramente mais elevado que a pressão da formação.
A pressão hidrostática exercida pela lama depende exclusivamente da coluna de fluido e da
densidade do mesmo, podendo ser calculada da seguinte forma:
Fórmula 6.1: Pressão[Kg] =��������������$�%×����&����' ()!*+
�� ;
22
6.2 – PERFIL DE INVASÃO – LOGGINGG TOOLS CAPABILITIES
Como já foi referido acima, devido às diferenças de pressão entre a formação e os fluidos de
perfuração, existe uma zona envolvente ao furo que é mais ou menos invadida pelas lamas de
furação, daí o nome de zona invadida. As ferramentas elétricas estão concebidas para fazer
medições além dessa zona contaminada pelas lamas, embora haja determinadas ferramentas
que operam nessa mesma zona.
Existem ferramentas com grande alcance e outras com menos distancia de leitura.
Essa diferença de alcance está normalmente relacionada com a profundidade entre o emissor
de o recetor da ferramenta em questão, ou seja, quanto mais afastado está o recetor do
emissor maior será a profundidade de leitura da ferramenta. Essa distância não é o único fator
que influencia essa profundidade de leitura, a característica da formação que está a ser medida
também é um fator importante para essa diferença. Por exemplo, no caso das ferramentas
sónicas, que medem a velocidade das ondas do som na formação, as ondas tomam o caminho
mais rápido desde o emissor até ao recetor, sendo esse caminho as zonas mais densas da
formação. Finalmente, a profundidade de investigação também depende da própria formação.
No caso dos logs de neutrões, por exemplo, uma formação não porosa deixa-se atravessar até
uma distancia maior relativamente a uma formação porosa.
Com ferramentas de logging, a zona de investigação pode ser definida como a percentagem de
leitura relativamente ao sinal que é emitido pela ferramenta. Por exemplo, uma ferramenta de
neutrão tem uma zona de investigação definida a 90% do sinal da ferramenta. A isto
chamamos o fator geométrico, e este princípio é verdadeiro para todas as ferramentas de
diagrafias.
Figura 6.1: Perfis de invasão [Tucker WL serveces]
23
6.3 - DIAGRAFIAS ELÉTRICAS
Entre todas as diagrafias que se realizam hoje em dia, a elétrica foi a primeira a ser realizada,
por Conrad Schlumberger (1919), um dos fundadores da Schlumberger. A finalidade destas
diagrafias é a medição de resistividades das formações perfuradas. A medição deste
parâmetro é realizada por um sonda elétrica que ao subir pelo poço entra, ou não, em contacto
com a formação ao longo do furo. No caso de entrar em contacto com as paredes do poço
(sondas com maior resolução) a sonda é munida de um braço mecânico que a obriga a
direcionar-se contra a formação, tocando nas paredes aos longo do poço. A sonda contem um
certo número de elétrodos que emitem corrente através das formações, medindo o potencial
das mesmas. Essa corrente permite identificar os fluidos presentes nas camadas, pois a
corrente circula pelas rochas porosas ( que podem conter fluidos).
Como já referi, as sondas são equipadas de vários elétrodos, elétrodos esses que estão
espaçados entre si. Quanto maior esse espaçamento , maior será a profundidade de
investigação. Os elétrodos muito próximos são uteis para avaliar até que ponto as formações
são porosas e permeáveis, pois a medição de resistividade é feita nas proximidades das
paredes do furo.
Com recurso às sondas elétricas é possível identificar as zonas de GWC e OWC. Isto porque
as resistividades dos hidrocarbonetos, líquidos ou gasosos, têm a resistividade muito elevada e
a água resistividade muito baixa, quando moderadamente salina. No caso da água com baixa
salinidade torna-se muito difícil perceber a transição água-hidrocarboneto.
6.3.1 – POTENCIAL ESPONTÂNEO
O Sp log é a medida do potencial espontâneo das formações (arenitos e argilas), tendo em
vista o calculo de resistividade e de permeabilidade. É útil para identificar as zonas argilosas e
as porosas (reservatórios). Podendo ainda ser estimado o volume de argila (shale),
identificação de fácies e ser feitas algumas correlações .
Existem três fatores necessários para a execução deste tipo de diagrafias : a condutividade do
fluido de furacão e do fluido da formação perfurada; uma camada (bed) porosa e permeável
circundando uma formação impermeável; e uma diferença de salinidade entre os dois fluidos,
de perfuração e da formação . Por exemplo, num poço de óleo, o fluido de perfuração é
normalmente lama e o da formação é água.
24
6.3.2 – DIAGRAFIAS DE RESISTIVIDADE
Existem outras diagrafias de resistividade, como por exemplo, os induction logs ou diagrafias
por indução. Este tipo de diagrafias é bastante eficaz quando temos um reservatório dividido
em varias camadas e ou em casos onde há uma profunda invasão por parte dos fluidos de
perfuração.
Usado para Sabendo
Quantitativo Filtrado da lamaResistividade e temperatura de formação
Indicação de permeabilidadeQualitativo Geologia
Correlação
Àrea
Petrofisica Water Formation
Volume de Shale SSP e shale linePetrofisica Shale line
Facies (shaliness) Relação de tamanho Clay/Grain
Tabela 6.1: Aplicações dos SP logs [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider]
Área Usado para SabendoQuantitativo Petrofísica Saturação de Fluidos Resistividade da agua de formação(Rw)
Formação (Sw) Resistividade do filtrado da lama(Rmf)Zona invadida(Sxo)i.e. hidrocarbonetos detetados Temperatura(Tm)
Semi-quantitativo Geologia Texturas Calibração com amostras laboratoriaise Qualitativo Litologia Resistividade dos minerais
Correlação
Sedimentologia Facies Gross lithologiesCaracteristicas das camadas
Geologia de reservatórioCompactação Pressões
porosidade do shale
Geoquímica Identificação da rocha mãeMaturação da rocha mãe Temperatura de formação
Porosidade(Ø)
overpressure e
Valores de logs de densidade e sónicos
Tabela 6.2: Aplicações da digrafia de resistividade [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider]
25
Nestes logs apresentam algumas vantagens relativamente ao DLL log, tal como, o
funcionamento tanto em lamas condutoras como não condutoras, embora funcione melhor com
lamas não condutoras.
Estas sondas, em vez de elétrodos, usam bobinas para a indução da corrente elétrica na
formação atravessada. Estas podem medir resistividades em diferentes profundidades de
investigação: curtas; médias e profundas.
Figura 6.2: Diagrafia de resistividade [Slb]
26
6.3.3 DUAL LATERAL LOG (DLL)
O DLL foi um dos primeiros mecanismos de medição de resistividade.
As ferramentas que realizam este tipo de diagrafias estão munidas de vários transmissores e
recetores (M’s) que vão captar frequências elétricas (A’s) emitidas pelos transmissores. São
normalmente emitidas duas ondas em dois valores de frequência distintos, para se alcançar
varias profundidades de investigação. São registadas curvas, denominadas de true resolution
resistivities, representando dois tipo de resistividade, deep resistivity(Rd) e shallow
resistivity(Rs).
Para obter a resistividade real de uma formação há que minimizar os efeitos ambientais
inerentes á formação e à própria perfuração da mesma, tais como, anisotropia e a invasão de
fluídos. A grande dificuldade deste processo é diferenciar esses efeitos e aplicar as devidas
correções .
Figura 6.3: Esquema de funcionamento de um DLL [iodp.ldeo.columbia.edu]
27
6.4 - DIAGRAFIAS NÚCLEARES
6.4.1- SONDA DE DENSIDADE (LDL TOOL)
O log de densidade, como o próprio nome indica, mede a densidade total da formação, isto é, a
densidade da massa rochosa e dos fluidos que esta contém. Este funciona de maneira
semelhante às diagrafias de neutrão, usando raios gama em vez de neutrões, ou seja, a sonda
possui uma fonte radioativa, a qual bombardeia as formações com uma fonte de raios gama.
Os raios gama não são afetados pela presença de átomos pequenos como os de hidrogénio,
presentes em grande numero em rochas porosas, ao contrario dos átomos grandes contidos
nas rochas mais densas. A absorção de raios gama será tanto maior quanto mais densa for a
formação, logo será menor a quantidade de raios gama remanescentes, refletidos em direção
ao detetor da sonda. Por essa razão esta sonda regista dados de densidades de formação e a
sua porosidade pode ser calculada através desses mesmos dados. A combinação entre
ferramentas de neutrão e densidade é muito utilizada.
Figura 6.4 : Sonda de densidade, Hostile Environment Litho-Density tool (HLDT) [Schlumberger]
28
Área Usado para SabendoQuantitativo Petrofísica Porosidade Matriz de densidade
Densidade do fluidoSísmica Impedância acústica
Qualitativo e Geologia Litologia geral Combinado com o neutrãoSemi-quantitativo Tendências médias
Identificação mineral Densidades minerais
Geologia do reservatório Tendências médiasReconhecimento de fraturas Porosidades sónicas
Geoquímica Densidade -O.M calibração
(usar raw log)
Variações de textura do shale
identificação de overpressure
Avaliação da source rock
Tabela 6.3: Aplicações da diagrafia de densidade [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider]
29
É também usado para indicar o tipo de litologia presente, pressões elevadas (overpressure) e
porosidade fraturada (fracture porosity).
É também um bom indicador do tipo de litologia, pois as absorções de raios gama por parte
das formações, dependem do número atómico dos átomos que as constituem, estando assim
os valores medidos de Pe (absorção fotoelétrica) relacionados com as composições das
formações em questão. [Adaptado de Malcolm H_Rider, The Geological Interpretation of Well Logs]
6.4.2 – SONDA DE NEUTRÃO Este método consiste em “bombardear” sucessivamente as formações com neutrões e fazer
uma recolha de informação da resposta da formação a esse estímulo. Esta resposta está
Figura 6.5: Diagrafia de densidade [Slb]
30
classificada em neutron porosity units, estando esta relacionada com o índice de hidrogénio
presente na formação. As formações vão modificar os neutrões quando estas contêm muito
hidrogénio no núcleo, esta modificação é providenciada pela água e hidrocarbonetos presentes
na formação. Por essa razão podemos quantificar a quantidade de água presente na formação,
independentemente da sua forma ou estado.
O interesse no fluido água é o de identificar porosidade, daí o log de neutrão ser utilizado para
o cálculo de porosidades. O log de neutrão só consegue medir a porosidade real de limestone
(calcário), a porosidade de todas as outras litologias tem de ser convertida com base nos
valores conhecidos de calcário. Este fator de conversão está expresso numa reta denominada
de limestone curve.
Quantitativamente esta diagrafia é uma excelente diferenciador de gás e óleo. Pode também
identificar litologias, evaporitos, minerais de argila e rochas vulcânicas.
Sendo um dos melhores indicadores de litologia, quando cruzado com diagrafias de densidade.
Área Usado para SabendoQuantitativo Porosidade Matriz
Índice de hidrogénio
Qualitativo Identificação de gás Litologia
Geologia
Minerais hidratados CalibraçãoRochas vulcânicas e intrusivasLitologia geral Combinado com densidade
Petrofísica
Petrofísica
Litologia-shales Gross LithologyEvaporitos Valores de neutrão dos evaporitos
Tabela 6.4: Aplicações da diagrafia de Neutrão [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider]
31
Figura 6.6: Diagrafia com Neutrão [Slb]
32
6.4.3- SONDA DE RAIOS GAMA
Tal como o nome indica, este tipo de diagrafias mede a radioatividade das formações, mais
concretamente a radioatividade natural dos isótopos de Tório, Potássio e Urânio presentes nas
mesmas.
A maioria das rochas apresenta um determinado grau de radioatividade, no entanto os xistos
são as que apresentam um número mais elevado dos isótopos já referidos, emitindo assim
uma radioatividade natural relativamente alta. É por esta simples razão que esta diagrafia é
denominada de shale log. No entanto, sabe-se que nem todos os xistos apresentam uma
radioatividade alta e nem todas as rochas altamente radioativas são xistos.
O gamma ray é o tipo de log mais utilizado para quantificar o volume de argila de um
reservatório. Esta diagrafia dá-nos também vários dados qualitativos de todo o sistema, tais
como, fácies e sequências litológicas, minerais argilosos dominantes, o ambiente de
deposição, localização da source rock, etc. [Adaptado de Malcolm H_Rider, The Geological Interpretation of
Well Logs]
Figura 6.7: Esquema de uma sonda de neutrão [DGM Wells]
33
Área Usado para SabendoQuantitativo
Qualitativo Geologia
LitologiaIdentificação mineral Radioatividade mineral
Sequencia estratigráficaidentificação de sequencia
Estratigrafia Correlação
Petrofísica Volume de Shale (Vsh) gamma ray maxgamma ray min
Shale (shaliness) gamma ray maxgamma ray minValores tipicos de radioatividade
Sedimentalogia Facies Relação do tamanho clay/grainParaseqeunce & condensed Relação do tamanho e materia
orgânica/radioatividade de clay/grain
Inconformidade de indentificação
Tabela 6.5: aplicações da diagrafia com raios gama [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider]
Figura 6.8: Sonda de raios gama, Hostile Environment Natural Gamma Ray Sonde (HNGS*) [Sclhumberger]
34
6.5 - DIAGRAFIAS ACÚSTICAS
As diagrafias sónicas ou acústicas medem a facilidade que as formações apresentam em
serem atravessadas por ondas de som. Esta capacidade varia consoante p tipo de formação,
mais concretamente a sua porosidade, quanto mais porosa mais difícil é ser atravessada por
uma onda de som.
A ferramentas de diagrafias acústicas emitem ondas compressivas, ondas P, que são seguidas
de ondas perpendiculares (shear waves) e ondas Stoneley, estas percorrem a superfície das
paredes do furo.
As ondas P são as primeiras a chegar aos recetores do equipamento, sendo esse espaço de
tempo, emissão-receção, que é convertido em velocidade, e por sua vez analisado afim de se
interpretar a formação atravessada pelas mesmas.
Os recetores sendo na sua maioria piezeléctricos, ao receberem as vibrações das ondas P,
convertem essas mesmas vibrações em sinais eletromagnéticos, permitindo-nos criar uma
diagrafia.
Figura 6.9: Sonda acústica [petrolog.net]
35
6.6 - OUTRAS DIAGRAFIAS 6.6.1- DIAGRAFIAS DE IMAGEM
Este é sem dúvida a mais recente inovação no que toca a tecnologia de diagrafias, a diagrafia
de imagem. A informação passou a ser recolhida não só por um sensor para criar um único log,
mas sim, múltiplas vezes na horizontal e vertical afim de criar uma matriz complexa de
informação que se converte em imagens do furo, como se de uma carote se trata-se. Estas
imagens são baseadas em medições geofísicas de acústica ou de condutividade elétrica.
Existem dois tipos de ferramentas de diagrafia de imagem, as acústicas, as BHTV(Borehole
televiewer) e as elétricas.
Área Usado para Sabendo
Quantitativo Petrofísica Porosidade Velocidade da matriz
Velocidade do fluido
Sismica
Velocidade do intervalo Integrated travel time
Seismic markets
Calibração sismica Check shots
Impedância acustica Usado diretamente do sónico
Qualitativo Geologia Litologia Velocidade da matriz e minerais
e semi-quantitativo Correlação
Textura
Identificação de fraturas Porosidades de log's de densidade
Compactação e overpressure Normal compaction trends
Geoquimica Avaliação da rocha mãe Log' s de resistividades
Tabela 6.6: Aplicações da diagrafia acústica [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider]
36
Um exemplo de uma ferramenta de imagem é a FMI da Schlumberger, que funciona com
elétrodos que entram em contato com a formação à medida que a ferramenta vai subindo.
Estas diagrafias são realizadas em open-hole e geralmente usadas para caracterizar falhas e
fraturas no reservatório. Consegue-se notar a presença dessas mesmas falhas pela perda de
fluidos através das mesmas.
Existem alguns fatores que influenciam a qualidade dessas mesmas imagens, como por
exemplo: o diâmetro e textura das paredes; a quantidade de braços da ferramenta ;a
espessura do mudcake; etc.
Existe ainda a tecnologia de Ressonância Magnética Nuclear (NMR), que são ferramentas
mais moderna usadas pela industria. Esta está dentro do grupo das EM (Electromagnetic
Imaging),sendo as EM dependentes da variação da resistividade elétrica dos materiais.
A tecnologia de NMR permite-nos criar uma imagem 2D para identificar e quantificar os fluidos
presentes na formação. Estas ferramentas também são aplicadas na determinação de alguns
parâmetros da engenharia de reservatórios, como: permeabilidade, viscosidade e
produtividade.
Estas diagrafias de imagem permitem-nos então: obter volume de fluidos; porosidade total e
efetiva; permeabilidade das zonas de produção e diferenciação de fluidos.
Figura 6.10: diagrafia de imagem [unit.aist.go.jp]
37
6.6.2 – CALIPER
Quando se realiza uma perfuração (open-hole) a geometria do furo normalmente não
corresponde ao diâmetro do bit , o que seria ideal, visto que refletiria uma boa técnica por parte
do sondador, quando isto acontece dá-se o nome ao furo de gauge. Quando as paredes do
furo têm um diâmetro superior ao da ferramenta de furação devido à existência de cavidades
ou pelo fato de a broca não ter efetuado um corte
homogéneo da formação, dá-se o nome de caved
ou washed out .
Para a quantificação destes parâmetros é usada
uma ferramenta denominada de Caliper.
Este tipo de ferramentas dá-nos o perfil vertical do
furo, ou seja, o diâmetro e nas mais sofisticadas a
direção.
Estas medições são feitas através de vários
braços mecânicos que são empurrados contra as
paredes do furo, estes braços estão ligados a um
cursos de resistência variável, que com as
variações do diâmetro do furo os braços
mecânicos sofrem variações laterais, alterando a
resistência do cursor, esta informação é
transmitida de uma forma elétrica.
A este tipo de caliper damos o nome de Multifinger
Caliper. O número de braços é variável, sendo que
hoje em dia variam entre 20 e 80 braços e quanto
mais braços a ferramenta tiver logicamente melhor
será a resolução da mesma.
Hoje em dia é frequente que as ferramentas de
logging estejam equipadas com o caliper, por
exemplo os Micrologs e as ferramentas de
Density-neutron.
O caliper pode também ser usado em cased hole
para controlo de qualidade do casing, ou seja, avaliar as condições do mesmo como por
exemplo existência de corrosão.
Para além do Multifinger (figura 6.12) são usados os calipers ultrasonic e electromagnetic.
Figura 6.11: AcousticCaliper [readcasedhole.com]
38
Figura 6.13: Diagrafia com caliper [Schlumberger]
Figura 6.12: Multifinger Caliper [Sparteksystems]
39
6.6.3 – DIPMETER
O dipmeter efetua registos que permitem determinar a atitude das formações bem como das
falhas ou fraturas, ou seja, determinação do seu declive e azimute. Os dipmeters originais
faziam a leitura destes parâmetros medindo a resistividade das formações em pelo menos
quatro “lados” do furo. A figura 6.10 esquematiza com alguma clareza o princípio de
funcionamento do dipmeter. Atualmente estas ferramentas conseguem obter uma imagem
detalhada das formações em torno do poço.
6.6.4 –WIRE LINE FORMATION TESTING (WLFT)
Os WLFT têm sofrido uma série de inovações. As primeiras ferramentas a serem introduzidas,
anos 50, recolhiam apenas amostras de fluidos. Com o aparecimento dos RFT’s (repeat
formation tests) adicionou aos WLFT a capacidade de medir a pressão de formação
repetidamente. Hoje em dia, as ferramentas WLFT, nomeadamente o MDT (modular formation
tester), são suados com os seguintes targets:
• Determinação de pressões de reservatório;
Figura 6.14: Esquema de funcionamento do Dipmeter [bridge7.com]
40
• Confirmação do tipo de fluido, determinado por outros logs;
• Cálculo de densidades de óleo e gás em condições de reservatório;
Determinação de FWL’s (free water level), GOC’s( gas/oil contact) e GWC’s (gas/water
contact), Se “plotarmos” as medições de pressão de fluidos do reservatório versus a
profundidade vertical (TVD), pode-se ainda inferir os GOC’s e GWC’s.
• Indicação da permeabilidade do reservatório.
O MDT oferece a possibilidade de múltiplas amostragens numa única descida do WL e
uma rápida medição de pressão, com um alto grau de precisão. A permeabilidade pode
ser determinada com as medições de drawdown pressure e build-up tests.
6.6.5 – TEMPERATURE LOGGING
A temperatura da terra normalmente aumenta com a profundidade, podendo-se assim concluir
que a energia termal da terra vem do interior para exterior. Este fator denomina-se de gradiente
geotérmico, expresso em Graus Celsius por 100m de profundidade (F/100 ft) :
Fórmula 6.1: Gradiente geotérmico, G= �°-����çã�0�°�����-&�&�
��-���&����
Este gradiente geotérmico assume um aumento linear de temperatura com a profundidade, isto
seria verdade para uma massa homogenia. No entanto não é isso que se passa, pois cada tipo
de formação tem a sua condutividade específica, fazendo com que hajam variações desse
gradiente, consoante o caso.
41
Figura 6.15: Gradiente geotérmico [web site tucker wireline services]
São conhecidos os gradientes de temperatura que variam desde os extremos de
0,05˚C/Km(0.3˚F/100 ft) até 85˚C/km (4.7˚F/100 ft), no entanto o típico é de 20˚-30˚C/Km .
A variação do gradiente geotérmico não se justifica apenas com os diferentes valores de
condutividade das formações, mas também com os diferentes fluxos de calor que se propagam
desde o interior da terra, e da maneira como estes penetram ou não nas formações.
[Malcolm H_Rider, The Geological Interpretation of Well Logs]
42
6.7 – DIAGRAFIAS CASED -HOLE
Às diagrafias efetuadas após a completação do poço, sejam dentro do tubing ou do casing,
damos o nome de diagrafias cased hole. Este tipo de logs tem diversos objetivos, como:
• Avaliação de corrosão;
• Cimentação;
• Recolha de amostras;
• Medição da saturação da formação.
6.7.1 – DIAGRAFIAS DE PRODUÇÃO
Existem outro tipo de diagrafias com o propósito de detetar zonas do reservatório com
problemas de produção. Estas têm a designação de production logs-PLT (diagrafias de
produção).
As PLT, como o nome indica, são usadas quando o poço já se encontra em fase de produção.
Estas têm como objetivo determinar os débitos de petróleo e água que saem do reservatório
para o poço. Esta sonda (figura 6.12) é composta de vários sensores, tais como:
Figura 6.16: Modular Temperature Tool [Sclumberger]
43
• Flowmeter (mede a velocidade do fluido que passa pela sonda);
• Sensor de temperatura;
• Sensor de densidade.
Para determinar o débito de fluidos que saem do reservatório, de forma exata é necessário
saber a composição dos mesmos e a velocidade média de cada fase. Dá-se o nome de phase
ou fluid holdup à fração volumétrica de cada fase medida na secção do poço.
O fluid holdup bem como a velocidade são medidos no centro do poço (quando vertical), isto
porque se assume que no centro obtemos valores médios destes parâmetros.
A leitura em poços horizonteis ou muito desviados não pode ser efetuada com recurso ao PLT,
como acontece em poços verticais. Esta diferença deve-se à segregação das diferentes fases
devido às força da gravidade, já que a água e o petróleo têm diferentes densidades (sendo a
água mais pesada). Devido a este fator houve a necessidade de criar outro tipo de
ferramentas, como por exemplo a sonda Flagship da Sclumberger, para efetuar estas
medições. Esta ferramenta está munida de vários sensores, colocados ao longo da mesma,
que medem com elevada precisão a velocidade e o boldup de cada fase.
6.8 – MUD LOGGING
O mud logging é o nome dado ao registo e monitorização dos parâmetros utilizados na
perfuração dos poços de petróleo. O serviço de mud logging na forma como é apresentado
hoje possui duas dimensões. Uma primeira que cuida da monitorização de parâmetros de
Figura 6.17: Sonda PLT [eastermutd.com]
44
perfuração e uma segunda que trata da análise litológica das formações atravessadas para
determinar a presença ou não de hidrocarbonetos.
Normalmente, os resultados das análises de mud logging são plotados juntamente com o ROP
e a análise litológica proveniente do mud logging.
O mud logging foi a primeira análise a ser feita num poço de petróleo, continuando a ser uma
das mais importantes fontes de informação litológica das formações que estamos a perfurar,
disponível antes da execução de diagrafias com wireline.
Serviços:
O mud logging é composto por um leque bastante vasto de serviços.. O tipo de serviços vão
desde a perfilagem de hidrocarbonetos às análises físico-químicas, vigilância e centro de
controlo. Existindo três principais tipos de serviços:
• Avaliação das formações- análise de hidrocarbonetos, análises geológicas e
geoquímicas;
• Engenharia de reservatórios- avaliação da pressão das formações e medições
petrofísicas;
• Sondagem- aquisição e avaliação de dados.
Figura 6.18: Circuito da lama [ KGS.ku]
45
-Deteção de Gás:
De todas as análises que podem ser efetuadas recorrendo ao mud logging, a deteção da
presença de gases de hidrocarbonetos é sem dúvida a mais importante.
Para a realização deste tipo de análise é necessária um equipamento denominado de gas trap,
onde é realizada a extração do gás a partir la lama de perfuração.
A importância deste serviço é devida não só à possível descoberta de zonas com
hidrocarbonetos, como se pode observar na figura 6.19, que podem vir a ser exploráveis, bem
como à prevenção de acidentes, nomeadamente as explosões também conhecidas por
blowout.
Para realizar a monitorização dos parâmetros o sistema utiliza vários sensores localizados na
sonda. Não existe sensores no poço de modo que esta informação é conhecida como um dado
de superfície. A análise litológica é feita por intermédio de amostras da formação que são
recolhidas no crivo, os cuttings.
A quantidade de variáveis monitorizadas varia em função da característica da operação e do
interesse da operadora em monitorizar determinado parâmetro.
Na figura 6.19 foram identificadas duas zonas com interesse devido à presença de areias, ou
seja, porosidade. Esta figura pertence ao caso de estudo que irá ser abordado no capítulo 8.
46
Figura 6.19: Mud logging [Schlumberger]
47
CAPÍTULO 7 – CRUZAMENTO DE DADOS, CORING VERSUS LOGGING
Na realização de um poço de Petróleo existem duas fontes de informação, como já foi referido.
Aquela que é proveniente de métodos diretos (cuttings, coring, etc) e a que é produzida através
das diagrafias ou logs, os tais métodos indiretos.
A aquisição de carotes, por exemplo, é sem dúvida algo de extrema importância para uma
correta avaliação do reservatório. Isto porque é a partir destas amostras que se pode validar a
interpretação feita a partir dos logs.
Esta técnica foi utilizada pela primeira vez para verificar cálculos de porosidade feitos através
de registos geofísicos (diagrafias), comparando-os com dados laboratoriais de amostras da
mesma localização no furo, ou seja, dados referentes à mesma litologia.
Assim as zonas onde foram realizadas amostragens (carotes) são utilizadas para calibrar
diagrafias corridas ao longo do poço.
Contudo, há que ter em conta, por exemplo, que a medição de porosidade feita a uma carote é
realizada num volume bastante reduzido (10cm3), já um log de porosidade tem a capacidade
de captar um volume entre os 1000cm3 e 10.000cm3 da formação. Entre outros fatos, como por
exemplo, as condições de pressão e temperatura a que cada uma das medições é feita. No
caso da carote a condições atmosféricas e do log, como é lógico, nas condições de pressão e
temperaturas a que a formação está sujeita a determinada profundidade. Sendo que há cerca
de 1 ou 2% de diferença de valores de porosidade entre logs e carotes, devido às suas
diferenças físicas.
Este método de calibração pode ser estendido à litologia. Como no caso da medição
laboratorial de percentagens de argila, com o fim de validar as diagrafias de gamma ray como
indicador de shale.
[Adaptado de Malcolm H_Rider, The Geological Interpretation of Well Logs]
CAPÍTULO 8 – CASO DE ESTUDO
8.1- DESCRIÇÃO
Na realização de uma perfuração recorreu-se a vários métodos de aquisição de dados acerca
da perfuração em si (MDW) e relacionados com as formações perfuradas (LWD e WL),figura
8.1. Como já referido o objetivo deste projeto é discutir: o porquê da utilização de dois métodos
de aquisição e não apenas de um, os resultados interpretados das diagrafias corridas pelo
LWD E WL e o cálculo de parâmetros como SW, PHIE e Vsh. Para a realização destes
objetivos foi utilizado o software IP ( Interactive Petrophysics da Schlumberger).
48
A figura 8.1 mostra o desenvolvimento do furo, a geologia perfurada ( a legenda encontra-se na
figura 6.19) e os run’s efetuados com recurso aos dois métodos de perfilagem com descaque
nesta dissertação, o LWD e WL.
Figura 8.1: Representação de furo [Sclhumberger]
49
8.2 – CÁLCULOS
Os cálculos de Volume de shale (Vsh), Porosidade (phie) e saturação de água (SW) foram
efetuados diretamente pelo software IP (Interactive petrophysics) da Sclumberger. Se tal não
tivesse ocorrido e fossem realizados manualmente, as fórmulas utilizadas seriam as seguintes:
Fórmula 8.1: ∅12 = ∅42 − (78ℎ × ∅28ℎ) Fórmula 8.2: ∅1; = ∅1; − (78ℎ × ∅4;)
Equação Archie
Fórmula 5.4: <= = ( ��∅!��)
>?
• Sw-saturação em água: calculada pela equação de Archie, a qual se aplica somente a
formações limpas( sem argilas);
• ∅12-porosidade efetiva obtida a partir da diagrafia de densidade;
• ∅1;-porosidade efetiva obtida a partir da diagrafia de neutrão;
• m-expoente de porosidade: medido em laboratório, depende da tortuosidade dos poros
da rocha;
• Rw-resistividade da água de formação: medido em laboratório ou avaliado por análise
de diagrafias[ohmm];
• 1/n-expoente de saturação: medido em laboratório, depende da molhabilidade da
rocha;
• Rt-resistividade: medido por diagrafias elétricas ou eletromagnéticas[ohmm].
Nota: Não foi feita qualquer correção do valor de Sw, visto que os reservatórios se apresentam
relativamente limpos.
O software Interactive Petrophysics utiliza as fórmulas acima descritas como base para os
cálculos dos parâmetros referidos (sendo que a eq.Archie foi selecionada manualmente).
Apesar de terem sido feitos cerca de 10Run’s (corridas de conjuntos de logs), como se pode
observar na figura acima, foram selecionados apenas alguns logs do WL afim de fazermos a tal
comparação. Foram escolhidos os seguintes conjuntos:
50
Nota: O caliper e densidade não foram considerados como termo de comparação, porque não
foram corridos em LWD!
Na realização dos cálculos com recurso ao IP, foi necessário a introdução de alguns
parâmetros que se podem observar na figura 8.1.
• BHtemp. a X profundidade = 76.90C
• Temp. fundo do mar = 40C
• Gradiente geotérmico = 4,590C/100m
Gamma ray R2.3.RawLWD:Grds(Gapi) LWD
Resistividade R2.3RawLWD:P40Hds(ohmm)
Gamma ray R1.1.2_WL:Gr(Gapi) Resistividade R1.1.2_WL:IDL(ohmm) Wline Caliper R1.1.2_WL:CALI(in) Densidade R1.1.2_WL:RHOB(G/C3) R1.1.2_WL:APLC_1(V/V)
Tabela 8.1: Run’s escolhidos para representar o furo X [do AUTOR]
51
Figura 8.2: Parâmetros de cálculo [do AUTOR, software IP, Schlumberger]
Nota: Os parâmetros m (fator de cimentação),a (fator de saturação) e n (fator de tortuosidade)
tratam-se de parâmetros petrofísicos conhecidos, já definidos pela anteriormente pela
companhia que efetuou a avaliação real. Estes parâmetros dependem das lamas utilizadas e
do tipo de geologia presente.
O Gamma ray máximo e mínimo foi definido pelo Autor para se poder efetuar os cálculos de
volume de shale.
8.3 - RESULTADOS
Na avaliação de um reservatório é necessário a determinação de determinados parâmetros
que vão dividir o reservatório em zonas produtivas e em zonas não produtivas. Esses
parâmetros denominam-se de cut-offs. Os cut-offs tratam-se de valores limites de certos
parâmetros como: porosidade efetiva; saturação em água e volume de areias. Após a
determinação dos cut-offs é possível chegar à porção de reservatório que se considera que
contribui para a produção, a esse rácio damos o nome de Net/Gross ratio. Após a obtenção
deste do Net/Gross, este é aplicado a toda a espessura do reservatório afim de se obter o Net
pay. Às zonas produtoras do reservatório denominamos de Net pay, às não produtoras de non-
pay.
52
As seguintes tabelas mostram os valores utilizados para cut-offs, bem como os valores dos
cálculos efetuados pelo IP. Foram utilizados apenas os dados referentes ao reservatório da
zona B, considerado o de mais interesse.
Reservoir Summary Zn Zone Name Easting Northing Top Bottom Gross Net N/G Av Ph i Av Sw Av Vcl Phi*H PhiSo*H # Ari X X X X X X 240.45 $$8.08 0.034 0.246 0.601 0.314 1.99 0.79
Pay Summary Zn Zone Name Easting Northing Top Bottom Gross Net N/G Av Ph i Av Sw Av Vcl Phi*H PhiSo*H # Ari X X X X X X 240.45 $$2.44 0.010 0.368 0.305 0.107 0.90 0.62
Cutoffs Used Zn Zone Name Top Bottom Min. Phi Sw Vcl # Height CALCS_WL:PHIE CALC_LWD:SW CALC_LWD:VCLGR Reservoir
1 X X 0 >= 0.12 <= 0.5 Pay
1 X X 0 >= 0.12 <= 0.5 <= 0.5 Depth Units : m$$ indicates missing or null data in the zone.
Reservoir Summary
Zn Zone Name Easting Northing Top Bottom Gross Net N/G Av Phi Av Sw Av Vcl Phi*H PhiSo*H
# Ari
X X X X X 240.45 $$9.14 0.038 0.242 0.583 0.322 2.21 0.92
Pay Summary
Zn Zone Name Easting Northing Top Bottom Gross Net N/G Av Phi Av Sw Av Vcl Phi*H PhiSo*H
# Ari
X X X X X 240.45 $$2.90 0.012 0.350 0.292 0.132 1.01 0.72
Cutoffs Used
Zn Zone Name Top Bottom Min. Phi Sw Vcl
# Height CALCS_WL:PHIE CALCS_WL:SW CALCS_WL:VCLGR
Reservoir
X X 0 >= 0.12 <= 0.5
Pay
X X 0 >= 0.12 <= 0.5 <= 0.5
Depth Units : m
$$ indicates missing or null data in the zone.
Tabela 8.2 : Cut-offs e resultados dos valores de LWD, calculado com IP [do AUTOR]
Tabela 8.3: Cut-offs e resultados dos valores de WL, calculado com IP [do AUTOR]
53
8.4 – AVALIAÇÃO DAS CURVAS WL e LWD
Figura 8.3 : Diagrafias do furo realizadas com WL [Slb]
Figura 8.4: Diagrafias do furo realizadas com LWD [Slb]
54
• Avaliação das diagrafias com Wire Line, figura 8.2:
Na primeira coluna podemos observar as curvas de gamma ray, caliper e Vclay (calculado a
partir do gamma ray).
Nas curvas de GR e Vcl possível observar duas zonas, às quais vamos chamar de Zona A e
Zona B, com valores “anómalos”, ou seja, valores de gamma ray e Volume de argila mais
baixos. Este cenário é típico da presença de areias, sendo estas possíveis reservatórios.
Podemos também observar as condições do poço, com recurso ao caliper. É de notar que as
zonas onde há presença de areias o poço tem um perfil mais irregular, provavelmente por
serem zonas mais friáveis, onde o corte do bit acaba por não ser muito “limpo”.
Na segunda coluna, coluna da resistividade, é de notar uma semelhança com as curvas da
coluna anterior, ou seja, existem duas zonas com os limites bem definidos. Isto explica-se com
a presença de fluidos nas zonas A e B, pois estes apresentam valores de resistividade muito
altos. Dando garantias da existência de dois reservatórios no Furo.
A terceira coluna apresenta as curvas dos cálculos de porosidade efetiva, volume de água e
saturação de água. Estas são as curvas que nos permitem ter uma ideia quantitativa da
percentagem de fluidos contidos nos reservatórios, dando a informação se realmente se trata
de um poço explorável. Podemos observar que a percentagem de petróleo ronda os 70,8%,
com 29,2%% de água.
Por ultimo, na quarta coluna podemos ver que existem três curvas, sendo duas delas de dois
logs nucleares, diagrafia de densidade e neutrão.
A diagrafia de densidade, como já foi descrito, indica-nos a densidade das formações. Como
podemos observar na curva deste log, nas zonas em que há presença de areias os valores de
densidade estão mais baixos, mostrando que nas zonas A e B existe a presença de areias num
volume considerável e havendo porosidade a probabilidade de haver fluidos com interesse é
maior. Agregado a esta diagrafia é corrido o Bulk density correction, que neste caso nos
garante que os valores de log de densidade estão com uma boa leitura da formação. O mesmo
acontece com o neutrão, apresentando valores mais baixos na presença de rochas mais
densas. Confirmando assim a existência de dois reservatórios nas zonas A e B
• Avaliação das diagrafias com Logging While Drilling, figura 8.3:
As diagrafias realizadas com recurso ao LWD apresentam uma grande semelhança com as
realizadas depois pelo Wire Line. Ao observarmos curva a curva, notamos pequenas
diferenças, que se podem explicar pela invasão de fluidos na formação, alterando um pouco a
leitura do Wire Line.
É possível observar com clareza a existência de duas zonas de interesse, sendo que a zona B
apresenta valores de 69,4% de saturação em petróleo e 30,6% saturação em água.
55
Nota: foi ajustamento (shift) das linhas de Gr do WL e LWD pois há sempre um desfasamento
ajustaram-se as leituras de LWD às WL, com um desvio de 1.37metros pois sabemos que a
nível de profundidade o WL é mais fiável!
Na figura 8.4 foram plotadas as diagrafias WL e LWD para uma observação mais clara das
suas semelhanças, já descritas anteriormente.
Na figura 8.4 pode observar-se com mais exatidão a semelhança entre as diagrafias obtidas
pelos dois métodos, LWD e WL.
Como seria de esperar os resultados dos cálculos efetuados no software IP foram também eles
bastante semelhantes entre ambos os métodos, como se pode observar nas tabelas 8.2 e 8.3.
Este resultado corrobora a fiabilidade de ambos os métodos utilizados na perfilagem deste
poço.
Como referido no capítulo 6 as ferramentas operam em diferentes profundidades de
investigação. Este fator varia consoante o tipo de ferramenta e o tipo de diagrafia a efetuar.
Figura 8.5 : Comparação das diagrafias com WL e LWD [Schlumberger]
56
Neste caso as sondas utilizadas no LWD e WL para a leitura de raios gama e resistividade
foram as seguintes:
LWD
Ferramenta: ARCvision
Profundidade de investigação:
• Gamma ray – 6inch
• Resistividade – 40inch
WL
Ferramenta: HNGS
• Gamma ray- 12inch
Ferramenta: AIT
• Resistividade – 90inch
Como se pode verificar as sondas apresentam diferentes profundidades de investigação,
notando que as sondas usadas com WL conseguem fazer uma leitura muito mais profunda do
reservatório.
Resumindo, existem dois principais fatores que poderão ter influenciado a diferença, ainda que
mínima, nos resultados das diagrafias efetuadas por ambos os métodos, nomeadamente:
- o tempo ocorrido entre perfuração e a realização das diagrafias diagrafias;
- a diferença de profundidades de investigação entre as ferramentas.
CAPÍTULO 9 – CONCLUSÃO
No desenvolvimento desta dissertação abordaram-se as tecnologias WL e LWD, com o
propósito de as comparar a nível de desempenho na avaliação de um reservatório. À medida
que estas foram sendo descritas, algumas questões foram-se colocando, tais como:” Se existe
um método que realiza as diagrafias enquanto se perfura, porque não se realizam todos os
logs com recurso ao LWD?” e “Se só utilizarmos o LWD o reservatório será mal interpretado?”.
O LWD veio revolucionar a tecnologia de logging, possibilitando, como já foi descrito, realizar
diagrafias em simultâneo com a perfuração. O esperado seria que ao surgir esta tecnologia, o
Wire Line fosse substituído por esta, já que veio solucionar algumas das desvantagens do WL,
tais como, o tempo decorrido entre perfuração e realização de diagrafias, havendo
consequências provenientes desse fator (invasão de fluidos, tempo de manobras ,etc).
57
Na realidade não foi o que aconteceu. Estes dois métodos são normalmente usados em
conjunto durante a perfuração. Resumindo, os fatores que condicionam a utilização de cada
um dos métodos e que claramente vão condicionar o possível desuso do método convencional,
que são os seguintes:
- Disponibilidade dos métodos de aquisição de dados com LWD;
- Disponibilidade do equipamento;
- Custos associados à utilização de ambos;
- Profundidade e localização dos poços;
- Inclinação;
- Condições do poço, etc.
Existe um vasto leque de sondas de aquisição de dados disponíveis, sendo que a maioria já foi
descrita nesta dissertação. Acontece que nem todas essas sondas estão disponíveis no LWD,
sendo de perfilagem elétrica ou carotagem, como podemos observar na tabela 9.1.
.
Medição WIRE LINE LWD
Raios gama vários Vários
Resistividade indusida DIT,AIT ARC, EcoScope
Resistividade indusida 3D ARI,Rt Scanner PeriScope
Laterolog, Imagem FMS,FMI,DLL GVR,RAB
Densidade HLDT,IPL ADN,EcoScope
Porodidade Neutrão APS,CNL ADN,EcoScope
Espectroscopia ECS EcoScope
Velocidade acústica DSI, Sonic Scanner sonicVISION
VSP CSI,VSI seismicVISION
NMR CMR,MR Scanner proVISION
Pressão MDT,PressureXpress StethoScope
Amostragem de fluidos MDT não existe
Sidewall coring MSCT não existe
Imagem ultrasonica UBI não existe
Tabela 9.1: Disponibilidade de equipamentos no WL e LWD [do Autor]
58
Quando um poço é perfurado, utilizando os dois métodos referidos para aquisição de dados, no
caso do wire line o equipamento que não tem necessidade de estar “presente” no local da
perfuração, visto que é requisitado esporadicamente, ou seja, consoante a necessidade de
realização de diagrafias, sendo por tanto dispensável de modo a ser utilizados em poços nas
imediações. Não é por tanto, um equipamento exclusivo de uma perfuração. Já no caso do
LWD, visto que é while drilling, o mesmo não acontece pois é por norma utilizado durante toda
ou parte da realização do poço, por essa razão os investimentos das companhias nesse tipo de
equipamentos é muito mais elevado, uma vez que serão necessários em maior número
(dependendo do número de poços) e como em qualquer indústria o objetivo é o máximo lucro.
Por esta razão, apesar do LWD ser um equipamento com imensas vantagens, não é utilizado
em todos os poços, como por exemplo no caso do norte Brasil (onde a Partex Oil&Gas opera),
onde os poços só utilizam o método de aquisição convencional, uma vez que nesse caso seria
muito dispendioso a utilização do LWD, devido às deslocações ou ao investimento necessário,
etc.
Na indústria petrolífera os custos podem variar, isto é, não estão apenas associados ao
equipamento ou aos metros perfurados, mas sim às condições e locais em que estes têm de
operar.
A profundidade é um fator influenciador na escolha do equipamento a utilizar, uma vez que
com grandes profundidades os tempos de manobras associados à utilização do método
convencional são proporcionais, sendo este muitas vezes inviável devido ao custo associado
ao tempo de preparação e utilização do equipamento por cabo.
Outra das vantagens, ainda não referida, do LWD é a possibilidade de perfilar poços com
problemas de esboroamento, este fator muitas vezes impossibilita o funcionamento do WL.
Quando se opta pela realização de um furo desviado (figura 2.1), a utilização do wire line é
condicionada, uma vez que este só opera em furos verticais ou com pouca inclinação. Este é
sem dúvida o campo de atuação do LWD em que se torna estritamente necessário e exclusivo,
devido à impossibilidade da ferramenta por cabo realizar perfilagens neste tipo de condições.
Não menos importante é a questão da logística do equipamento, ou seja, o manuseamento, o
espaço por ele ocupado, etc. O LWD apresenta uma grande desvantagem em relação ao WL,
uma vez que a área requerida para o manuseamento de todo o equipamento de LWD é
significativamente grande (figura 9.1), podendo ser este um fator que limita ou impossibilita a
sua utilização. Como já referido, o equipamento Wire line resume-se a uma sonda, um cabo e
um dispositivo/camião com um motor que possibilite que o cabo seja puxado, enrolado ou
desenrolado, sendo por isso um equipamento que não ocupa demasiado espaço.
59
Apesar dos resultados positivos em relação ao uso exclusivo do Logging while drilling como
método de aquisição de dados elétricos, obtidos na avaliação das diagrafias, bem como na
determinação dos parâmetros de reservatório (Vsh;Phie e Sw) do poço do caso de estudo,
existem imensos fatores que condicionam a utilização exclusiva deste método.
Conclui-se assim que, baseado nos resultados obtidos no capítulo 8, desde que as condições
para a utilização do LWD sejam favoráveis, sendo elas monetárias ou de logística,o WL poderá
em alguns casos vir ser substituído integralmente pelo LWD. Nos restantes poços, ou na
maioria deles, o wire line irá provavelmente continuar a ser uma ferramenta indispensável para
a perfilagem elétrica das formações perfuradas.
GLOSSÁRIO
API-escala hidrométrica para medida de densidade relativa de óleos e derivados
Bit -broca
Cased-hole -poço com revestimento
Casing -revestimento do poço
Clay -argila
Coring -catoragem
Core -amostra de carotagem (carote)
Cuttings -fragmentos rochosos efetuados pela broca
Drilling -perfurar
Figura 9.1: Equipamento LWD completo [Lamont-Doherty]
60
DLL -dual lateral log
G-gradiente geotérmico
E.M-electromagnetic imaging
HP-potência de rotação
K-permeabilidade
Drilling mud -lama de perfuração
LWD-logging while drilling
MWD-measurement e while drilling
OBM-oil base mud
Off-shore - localização no mar
O.M-organic material
On-shore -localização em terra
Open-hole -poço sem revestimento
PLT-production logging tool
Rotary -rotação
ROP-racio de penetração
Shale -argila, xisto
Side Wall sampling -amostragem nas paredes do poço
Source rock -rocha mãe
SW-saturação em água
Tool -ferramenta
Torque -Momento de rotação
TLC-tough logging conditions
Tubing -Tubagem
Wire line -ferramenta a cabo
WLFT-wire line formation testing
Phie -porosidade total
BIBLIOGRAFIA
Gomes,J e Alves,F .O Universo da Indústria Petrolífera- Da Pesquisa à
Refinação[s.I]:Fundação Caloust Gulbenkian, 2007.
Gow,S .Roughnecks,Rock Bits,and Rigs:The Evolution of Oil Well Technology in Alberta, 1883-
1970, 2005.
Rider,M . The Geological Interpretation of Well Logs, 2000.
Schlumberger . Log Interpretation Charts, 2009.
Schlumberger . Log Interpretation Principles & Applications,1989.
61