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INTRODUÇÃO A PERFURAÇÃO DIRECIONAL
Robson Esdras Dantas de Araújo*
Resumo: A perfuração de poços tem evoluído com o passar dos anos, a necessidade de extrair o petróleo de reservatórios que se encontram em águas profundas e ultraprofundas tem sido vencidas ao longo do tempo. A perfuração direcional também tem sido vista como um método de aumentar a produtividade de um poço, ao mesmo tempo em que se reduz o impacto ambiental. Os poços direcionais com grandes inclinações e os horizontais constituem hoje o padrão usado na indústria para poços de desenvolvimento.
Palavra-chaves: Poços. Direcional. Perfuração.
1. INTRODUÇÃO
A perfuração Direcional é uma técnica utilizada para manter o poço de
exploração de petróleo em um rumo predeterminado, permitindo que o objetivo seja
alcançado, já que essa técnica é utilizada quando o objetivo não se encontra na
mesma direção vertical da cabeça do poço, em muitos casos os reservatórios de
Petróleo estão localizados em pontos de difícil acesso.
A perfuração direcional começou com uma operação reparadora de
alguns problemas especiais da perfuração tais como desvios a partir de um poço já
perfurado (Sidetrack), motivados por um peixe ou “ferramenta” deixada no poço.
Vários são os motivos para a aplicação desse tipo de perfuração, poços
direcionais para exploração, a partir de uma plataforma única, para exploração de
novas reservas em áreas urbanas e de proteção ambiental, em zonas fraturadas ou
em áreas de domos salinos, para controle de Blowout (poço de alívio) e poços
multilaterais.
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Bacharel em Química pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte
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No Brasil essa técnica tem sido utilizada em campos terrestres, como por
exemplo, na Bahia, onde existem áreas com muitas falhas geológicas que afastam
consideravelmente o objeto da verticalidade na superfície onde inicia o poço. No Rio
Grande do Norte tem histórico de poços direcionais na região dos Poços de Salina
Cristal.
Figura 1. Perfuração Direcional em Domo Salino
Fonte: Perfuração Direcional
O objetivo deste trabalho é de demonstrar as técnicas, e a importância
dos poços direcionais, levando ao leitor uma metodologia fácil e explicando alguns
modos e técnicas para um melhor entendimento dessa técnica que hoje é a mais
usada para perfuração de novos poços ou para o desenvolvimento dos mesmos.
Os assuntos abordados aqui foram pesquisados na literatura existente,
como livros que hoje são utilizados para o ensino da exploração do petróleo,
apostilas e trabalhos.
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Figura 2. Perfuração de poços direcionais
Fonte: Perfuração Direcional
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2. PLANEJAMENTO DE POÇOS
O desvio intencional de um poço compreende vários fatores, que devem
ser levado em conta. Como o custo da operação de perfuração é muito cara, um
planejamento bem criterioso é fundamental, pra selecionar as ferramentas corretas e
os melhores métodos, esse processo se bem planejado irá alcançar uma melhor
eficiência operacional e melhores resultados econômicos (ROCHA,2008).
O poço é caracterizado direcional quando a linha vertical que passa pelo
objetivo fica localizada a certa distância da cabeça do poço, essa distância é
chamada de afastamento do objetivo e em cada profundidade terá um determinado
afastamento da cabeça do poço. O caminho percorrido pela broca partindo da
cabeça do poço até atingir o objetivo, e essa trajetória é chamada de trajetória
direcional.
O objetivo é o ponto no espaço que a trajetória deve atingir e uma das
principais razões da existência do poço direcional, ele deve estar perfeitamente
definido. Sua forma e tamanho dependem, geralmente, das características
geológicas e da localização das zonas produtoras. Em se tratando de um campo em
desenvolvimento, o raio de drenagem também deve ser levado em conta.
Geralmente, é definido pelo geólogo ou pelo Engenheiro de Reservatório e pode ser
um ponto em profundidade ou mesmo uma seção interna de formação. Na
perfuração direcional um poço pode passar por mais de um objetivo dependendo da
quantidade de ganho e perda de ângulo, e para isso o mesmo terá que atingir um ou
mais alvos, esse termo é conhecido como sendo a área definida pelo raio de
tolerância, ou seja, a área ao redor do objetivo onde considera-se que este será
atingido, essa tolerância é uma maneira de compensação das incertezas geológicas
e outras associadas a perfuração.
Podemos dizer que o poço é direcional se o mesmo tem ganho de ângulo
proposital, esse ganho de ângulo entre o vetor local gravitacional e a tangente ao
eixo do poço é chamado de inclinação, por convenção temos que 0° é o ângulo
utilizado para um poço vertical e 90° para um poço horizontal.
Como projeto do poço é fundamental para que o tempo da sonda seja o
mais econômico possível, fazem-se projeções horizontais e verticais, pois existem
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fatores que tendem a desviar lateralmente a broca, a trajetória de um poço direcional
é uma curva no espaço. Para obter uma representação gráfica dessa curva, ela é
projetada em dois planos, um horizontal e outro vertical, que normalmente contêm a
locação e o objetivo. A projeção Horizontal possibilita uma visão do topo do poço
direcional. Esta projeção é geralmente usada para visualizar e corrigir a direção
durante a perfuração, contudo não se pode saber qual a profundidade ou inclinação
se encontra o poço. A projeção Vertical possibilita observar a projeção vertical desse
poço, onde os seus eixos são a Profundidades Verticais (PV) e o Afastamento
horizontal em relação a um determinado Azimute do plano de projeção. Essa
projeção auxilia na correção da inclinação do poço caso o mesmo não esteja de
acordo com o escopo do projeto.
Na indústria do petróleo usa-se conceitos básicos obtidos da projeção
vertical e utilizado para o planejamento de um poço direcional como KOP (kickoff
point), inclinação do poço, ângulo máximo do trecho reto, buildup, buldup rate, end-
of-bildup, seção tangente (Slant) drop off, dog leg e dog leg severity e raio de
curvatura. O KOP é o ponto no qual a primeira ferramenta defletora é descida e
inicia o incremento de ângulo, o KOP deve ser cuidadosamente selecionado a fim de
que, o máximo ângulo ao término do buildup, se situe dentro dos limites econômicos,
menos problemas são encontrados, quando o ângulo do poço está entre 20° e 45°.
A formação onde o KOP é feito, pode decidir qual o tipo de ferramenta defletora será
usada. Sempre que possível, deve-se posicionar o KOP, de modo a se ter o final do
buildup, um ângulo máximo de 30°. Quando o poço começa a ganhar ângulo, a
inclinação do poço é o ganho ou perda real de ângulo do poço, que após esse
ganho real o poço terá um trecho reto constante que é chamado de ângulo máximo
do trecho reto, essa variação de ângulo com a profundidade do poço a cada seção é
chamado de Build up, e o final do Build up é chamado de EOB (end-of-buid up). Em
poços direcionais do tipo II, quando o poço começa perder ângulo, essa manobra é
chamada de Drop off, onde em poços convencionais os valores de perda de ângulo
está entre 1° e 2° a cada 30 metros, e o ângulo no espaço formado por dois vetores
tangentes do poço em dois pontos em consideração é chamado de Dog leg, ele é a
mudança total de ângulo existente entre duas estações do poço, ou seja, a curvatura
total efetuada pelo poço entre estas duas estações, um dog leg pode ser portanto,
resultado de uma mudança de direção, mudança de ângulo, ou ambos ao mesmo
tempo. Todos os poços direcionais por sua própria natureza têm do leg. O dog leg
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por mais intenso que seja não causa problemas de imediato. São os Drill Pipes, que
sob tração, se comprimem fortemente contra a parede do poço nos intervalos de
maior dog leg, os drill pipes sofrem rápidos desgastes das juntas dos mesmos
formando chavetas podendo prender os comandos, desgastes localizados na coluna
de revestimento entre outros (ROCHA, 2008).
Figura 3. Pontos Básicos de uma perfuração direcional
Fonte: Perfuração Direcional
Os poços direcionais podem ser classificados pelo seu grau de
severidade, e essa classificação pode ser feita quanto ao seu raio de curvatura, ao
afastamento ou ao giro.
Quanto ao Raio de Curvatura, os poços podem ser classificados em raio
longo, médio, intermediário e curto. O BUR (Buildup rate) indica quantos metros de
poço deverão ser perfurados para que haja inclinação do poço. A taxa de Buildup,
mais usadas é de 2,5°/30m que implica em um raio de curvatura de 688m e em geral
não apresentam problemas. Dependendo do caso podem-se usar taxas mais suaves
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como 2°/30m ou 1°/30m, que poderão minimizar problemas como “drag”, torque e
repasse. Taxas em torno de 4°/30m ou maiores só deveram ser usadas quando for
inevitável um crescimento mais rápido da inclinação (ROCHA, 2008).
Figura 4. Raios de curvatura
Fonte: Perfuração Direcional
Classificação Build Up Rate (BUR) em (°/30 metros) Raio (m)
Raio longo 2 - 8 859 - 215 Raio médio 8 - 30 215 - 57 Raio Intermediário 30 - 60 57 - 29 Raio Curto 60 - 200 29 - 9
Quadro 1. Classificação da Trajetória quanto ao Raio
Fonte: Perfuração Direcional
Para o planejamento do poço direcional o raio de curvatura será muito
importante, principalmente para poços de desenvolvimento, pois com as informações
do solo, pode-se saber se o KOP será mais fundo ou mais raso, se o raio de
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curvatura será longo, curto ou intermediário, e a partir dessas informações define-se
que tipo de poço será perfurado.
O afastamento do objetivo os poços podem ser classificados em
convencional, de grande afastamento ou afastamento severo. Essa classificação
está relacionada com a razão entre o afastamento e a profundidade vertical, em
poços marítimos tem-se que descontar a metragem da lâmina d’agua.
Figura 5. Esquema para explicar o afastamento
Fonte: Perfuração Direcional
O giro do poço pode ser classificado em 2D, ou 3D, este último conhecido
como Designer Wells, esse poços não se atentam em um único plano vertical, os
poços Designer Wells podem ter grande profundidades medidas e relativamente
pequenos afastamentos.
Um poço direcional pode ter um ou mais objetivos que podem ser
estruturas geológicas, marcos geológicos como falhas, outros poços como nos
casos de poços de alívio, ou a combinação de alguns desses, para isso tem-se que
estabelecer o tipo de trajetória e que tipo de poço deverá ser perfurado diante
dessas informações e vários fatores podem afetar essa trajetória direcional, como:
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limitações do poço e afastamento, de limpeza do poço e pressões do fundo do poço,
aspectos geológicos, formações instáveis dentre outros. Portanto as trajetórias
direcionais planejadas podem estar compreendidas em um único plano (2D) ou em
mais de uma dimensão (3D).
Figura 6. Vista de um poço 3D no espaço.
Fonte: Perfuração Direcional
As trajetórias dos poços podem ser classificadas como do tipo I e tipo II,
ou horizontais.
Em poços do Tipo I o poço é projetado de modo a se ter a deflexão inicial
a pouca profundidade. Uma vez que o ângulo predeterminado é alcançado, um
revestimento de superfície é assentado e cimentado. A partir desse ponto, o poço é
perfurado em linha reta até o alvo. Este tipo de projeto é usado principalmente em
poços de profundidade moderada, em regiões que a zona de interesse está em um
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só intervalo e o revestimento intermediário não se torna necessário. É usado
também na perfuração de poços com grande afastamento lateral.
A trajetória do Tipo I é composta basicamente por três seções, seção
vertical finalizada pelo KOP, uma seção de ganho de ângulo e um trecho tangente
(Slant) opcional. Em poços direcionais do tipo I pode-se ter com KOP raso, ou KOP
profundo.
Em poços do Tipo II, também conhecido de tipo “S”, nesses poços a sua
deflexão inicial inicia-se próximo à superfície, após ser alçado o ângulo na direção
pré-estabelecida, e o seu revestimento de superfície é descido e cimentado, e o
poço segue em linha reta até quase todo o afastamento lateral ser alcançado, logo
após o mesmo ganha um novo ângulo novamente retornando a verticalidade, até
chegar ao objetivo (reservatório).
Esse tipo de poço é utilizado quando se necessita reduzir o ângulo final
de entrada no reservatório devido às limitações do objetivo. Embora seja comum
esse tipo de poço na indústria do Petróleo, eles possuem algumas desvantagens,
como risco de prisão por chavetas, aumento do torque e do arraste da coluna de
perfuração, e ainda apresentar problemas em operações de perfilagens devido
mudança de inclinação.
Já em poços do Tipo III a deflexão inicial inicia-se em maiores
profundidades, e o seu ganho de ângulo é mantido até o poço atingir o alvo, e essa
deflexão do poço não é protegida por revestimento durante as operações de
perfuração, este tipo de configuração é geralmente usado para perfurar falhas ou
domos salinos, podendo ser usado também na perfuração exploratória a partir de um
poço seco anterior (HALLIBURTON).
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3. ASPECTOS DE UM PLANEJAMENTO DIRECIONAL
Para a perfuração de poços deverá ser dado inicialmente uma atenção especial
para que tipo de sonda deva ser usado, essa escolha será durante o planejamento
do poço. Para poços exploratórios (quando não se conhece a formação a ser
perfurada) existe uma tendência a poços verticais ou direcionais relativamente
simples, pois não se conhece a área e a formação a ser perfurada. Portanto, a
escolha da sonda pode não está relacionada à utilização de poço direcional. Porém
para poços de desenvolvimento (quando a área e a formação já são conhecidas)
que muitas vezes utiliza trajetórias mais complexas, essas trajetórias determinam a
especificação da sonda a ser usada.
Devem-se levar em consideração vários fatores para a seleção da sonda e
seus equipamentos, que incluem: Capacidade de carga da sonda, capacidade do
sistema de circulação de fluidos de perfuração, estado de conservação da coluna de
perfuração, potência dos geradores da sonda, manutenção da sonda para evitar
paradas, acidentes, e espaço para estocagem de material e pessoal. Perante esses
pontos escolhe-se ou adapta-se uma sonda, para perfurações direcionais.
O planejamento para perfuração do poço deve ser muito bem elaborado, e
trabalhado em cima dos detalhes e de possíveis problemas que possam ocorrer para
que possa ser sanados o quanto antes, pois os valores de locações da sonda,
equipamentos e pessoal, tem um custo elevado, caso ocorram problemas que
danifique e pare a sonda, o custo de perfuração poderá ficar muito caro, podendo
até ficar inviável.
O planejamento da trajetória do poço irá afetar todos os aspectos que sejam
relevantes em um programa de perfuração direcional do poço. Esses aspectos
passam pela escolha dos equipamentos que serão escolhidos para a perfuração,
para o revestimento e completação do poço, na limpeza, torque e arraste dos
cascalhos da perfuração, na perfilagem, dentre outras operações que possa ser
realizadas no poço. Contudo, antes de verificar todos esses aspectos, deverá ser
verificada nas fases de perfuração do poço a sua proximidade com outros poços
para executar a análise anticolisão, com base nessa análise a trajetória do poço
poderá aumentar ou diminuir o KOP do poço, ou modificar a sua inclinação, suas
taxas de ganho de ângulo, ou até mesmo o tipo do poço.
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No planejamento da perfuração de poços o tipo do fluido a ser usado é de
grande importância, pois o mesmo deverá ter a função de limpar, estabilizar a
pressão do poço, e esfriar os equipamentos, o seu uso no processo de perfuração
rotativa remonta os primórdios desta técnica removendo os cascalhos gerados pela
perfuração, estabilizando as paredes do poço, não reagindo com as formações
atravessadas dentre outros. Os fluidos de perfuração mais modernos são misturas
de sólidos e líquidos com produtos químicos ou gases, objetivando a otimização do
mesmo. Se o programa de fluido for adequado com o dimensionamento da broca ele
permitirá que a broca tenha uma maior penetração na formação, prevenirá
problemas com as prisões da broca, instabilidade do poço, elevados torques e drags
(arraste). Os principais aditivos dos fluidos de perfuração são:
Goma xantana, bentonita (viscosificante);
Amido, bentonita, lignitos (controladores de filtrados);
Cloreto de sódio, de potássio, polímeros catiônicos (inibidores de hidratação
de argilas);
Aminas (emulsifcantes);
Cal hidratada, soda caustica (alcalinizante);
Baritina, carbonato de cálcio (adensantes);
Carbonatos de cálcio, fibras e celulose (materiais de combate a perda de
circulação);
Triazina (bactericida);
Antiespumantes, anticorrosivos, floculantes, dispersantes e outros.
Então para um bom desempenho do fluido de perfuração o mesmo deve
ter como características suas, uma boa estabilidade química e aceitar tratamentos
químicos e físicos, ser bombeável, não danificar a formação produtora, não ser
corrosivo aos equipamentos de superfície e de subsuperfície, ter custos compatíveis
com a operação e não oferecer riscos a saúde e ao meio ambiente (ROCHA, 2008).
Para que o fluido de perfuração não ocasione nenhum problema durante
a perfuração algumas propriedades devem ser controladas durante a operação,
como a densidade, viscosidade, força gel, filtrado, teor de sólido, alcalinidade, pH,
teor de cloretos ou salinidade, resistência elétrica e teor de bentonita. Essas
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propriedades influenciam na limpeza do poço, na estabilidade da formação, perdas
de cargas (ECD) e na lubricidade do poço e dos equipamentos.
Outro ponto importante na perfuração de poços são as informações das
Geopressões - pressão dos poros, fraturamento e colapso do poço – que são a base
para a construção do poço, esse gradiente de pressão irá influenciar diretamente na
escolha do peso do fluido de perfuração a ser utilizado e no assentamento das
sapatas de revestimento das fases do poço. Essa estimativa de geopressões é de
suma importância que esteja correta, pois ela evitará influxos (kicks) do poço
(ROBERT, 1987).
Em poços direcionais a detecção de um kick e o seu controle ficam mais
difíceis com o aumento da inclinação e comprimento do poço. O risco de ocorrer um
influxo (kick) devido a um swab durante a manobra de remoção da coluna aumenta
significativamente com a inclinação do poço por diversas razões, como presença de
cascalho na parte baixa do poço, e pela maior quantidade de manobras efetuadas
em poços de grandes afastamentos.
Os kicks são mais difíceis de serem detectados em poços direcionais e
horizontais do que em poços verticais, pois poços direcionais geralmente exigem o
uso de fluidos não aquosos para melhorar a lubricidade, complicando a detecção de
um kick de gás devido à solubilidade do gás nesses tipos de fluidos e a dificuldade
de combater um kick em poços direcionais aumenta com a inclinação e comprimento
do poço devido à vazão de lama usada para combater um kick em poços com altas
inclinações geralmente não consegue deslocar totalmente os fluidos dentro do poço,
e as quantidades de lama e baritina aumenta com o comprimento do poço. Mesmo
para um pequeno volume de kick, o tempo de preparo da lama é longo, fazendo com
que o controle de poço seja demorado.
O torque, o arraste e a flambagem são resultados diretos de uma série de
fatores que incluem a trajetória do poço, coluna de perfuração, diâmetro do poço,
tipo de revestimento, limpeza do poço, fluidos de perfuração e completação.
O limite de torque depende da operação e do equipamento a ser utilizado
no poço e pode ser alcançado de diferentes maneiras. A cimentação é um exemplo
típico onde esse limite pode ser atingido, devido à necessidade de se girar a coluna
de revestimento ou liner, para melhorar a qualidade da cimentação.
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O arraste mais comumente referido com axial drag ou simplesmente drag,
geralmente se torna um problema para poços com grandes profundidades medidas
ou quando a sonda disponível tem baixa capacidade de carga.
A flambagem da coluna de perfuração, do revestimento da coluna de
completação é um fenômeno relativamente comum e normalmente controlável em
poços direcionais. No entanto, em poços de alta inclinação, a flambagem se torna
um grande problema, fazendo com que, por exemplo, durante a etapa de
perfuração, a coluna flambe dentro do poço, dificultando sua descida e
principalmente a transmissão de peso sobre a broca. O planejamento direcional
deve prever, então, o uso de fluido de perfuração com lubricidade adequada, a
rotação da coluna quando possível ou até mesmo pesos adicionais (stab-in weight)
na coluna, como, por exemplo, comandos de maiores diâmetros ou tubos mais
pesados (heavy-weight drillpipes), que serão vistos mais adiantes. A rotação e os
pesos adicionais irão aumentar a rigidez da coluna, reduzindo, assim, a flambagem
esperada (ROCHA, 2008).
O revestimento constitui uma das parcelas mais expressivas do custo da
perfuração de um poço de petróleo. O número de fases e o comprimento das
colunas de revestimento são determinados em função das pressões dos poros e da
fratura prevista, que indicam o risco de prisão da coluna por diferencial de pressão,
ocorrência de kicks, desmoronamento das paredes do poço ou perda do fluido de
perfuração para as formações.
O revestimento previne o desmoronamento das paredes do poço, evita a
contaminação da água potável dos lençóis freáticos mais próximos à superfície, o
retorno do fluido de perfuração à superfície, impede a migração de fluidos das
formações, sustenta os equipamentos de segurança de cabeça de poço.
Outra etapa da perfuração de poços de petróleo é a cimentação, ele tem
como objetivo propiciar o suporte mecânico ao revestimento e a vedação hidráulica
entre intervalos de formações permeáveis, evitando que fluidos migrem por trás do
revestimento. Dessa forma, tanto para poços verticais quanto para direcionais, o
revestimento deverá estar mais centralizado dentro do poço, fazendo com que a
cimentação o envolva de forma uniforme, para isso o uso de centralizadores na
coluna de revestimento, principalmente na parte que ficará em contato com o trecho
de ganho de ângulo, irá auxiliar na sua descida e prevenir o seu aprisionamento.
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A cimentação pode ser primária, ela é a principal cimentação, pois é
realizada logo após a descida de cada coluna de revestimento no poço. A qualidade
da cimentação primária é avaliada através de perfis acústicos corridos dentro do
revestimento, após a pega do cimento. Em casos que a cimentação primária não
alcançar a altura prevista no escopo anular pode-se efetuar uma recimentação.
Entretanto, a cimentação de poços horizontais e de grande afastamento
será mais complexa devido à dificuldade de centralização do revestimento, à maior
deposição de cascalho, à maior dificuldade de remoção do reboco e à grande
dificuldade ou até mesmo à impossibilidade de se girar a coluna.
O bombeamento e o volume de cimento gerado para dentro do poço e a
espera de tempo de pega do cimento demandaram muito tempo de sonda para os
poços de grande afastamento. Devido às incertezas da temperatura de fundo de
poço durante a circulação, é comum projetar pastas de cimento com tempo de pega
mais demorado.
A perfilagem a cabo para medir as propriedades das formações
fundamentais para a caracterização e avaliação econômica do reservatório é
geralmente operação realizada depois que o poço é perfurado. Hoje, a perfilagem
em tempo real é executada por equipamentos chamados LWD (Logging While
Drilling) e tornou-se bastante popular, esses equipamentos fazem parte da coluna de
perfuração e fornecem várias informações que incluem os perfis de raios gama
densidade, neutrão, sônico e resistividade.
A Substituição da operação de perfilagem a cabo pelo uso do LWD pode
ser uma boa opção principalmente em poços de grande inclinação, com grande
afastamento ou que enfrentem severos problemas de instabilidade das formações.
A Completação de poços consiste no conjunto de serviços efetuados no
poço desde o momento em que a broca atinge a base da zona produtora de
produção. Este é um conceito operacional da atividade, note que a cimentação do
revestimento de produção, ou seja, o que entra em contato com a zona produtora é,
por esta definição, uma atividade de Completação. Por outro lado a melhor definição
seria: A de transformação do esforço de perfuração em uma unidade produtiva
completamente equipada e com os requisitos de segurança atendidos, pronta para produzir
óleo e gás, gerando receitas.
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O requisito mínimo para que possa haver algum sucesso na completação
de um poço é o estabelecimento de uma comunicação limpa e efetiva entre o poço e
a formação. Dentre as técnicas para a perfuração desse canal de comunicação
poço/formação, a mais comumente utilizada é conhecida como canhoneio, gun
perforation ou Jet perforation1. Ela se refere à perfuração do revestimento, do
cimento e da formação através de cargas explosivas (THOMAS, 2004).
O processo convencional de canhoneio é baseado fundamentalmente no
emprego de cargas explosivas montadas em série em um suporte metálico e
introduzidas em uma peça tubular (também conhecida como canhão), responsável
pelo isolamento entre o explosivo e o poço. O canhão é então descido no poço,
tensionado por um cabo elétrico, que por sua vez conduz um pulso acionador das
cargas.
Figura 7. Corte de um canhoneio.
Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo
3.1 VANTAGENS DO CANHONEIO
Dentre as vantagens oferecidas pelo método de canhoneio, destacam-se:
Capacidade de viabilizar a produção de fluido de formações em poços que
encontram-se já revestidos, agregando mais estabilidade à completação;
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Seletividade na produção, devido aos diversos níveis da formação onde
ocorrem os disparos do canhão (mais detalhado a seguir).
Quadro 2. Métodos Pioneiros de Canhoneio
Fonte: Perfuração Direcional
Quanto ao sistema de classificação do canhoneio, este se dá em função
da pressão exercida junto à formação. O processo pode ser caracterizado como
Overbalance, Underbalance ou ainda Extreme Overbalance.
3.2 OVERBALANCE
O método de Overbalance baseia-se numa pressão positiva do poço em
relação à formação, exercida pelo fluido presente no poço (fluido de completação).
Devido a esse diferencial de pressão, logo após o canhoneio ocorre uma invasão do
fluido de completação dentro da área canhoneada, contaminando as imediações do
poço. Isto representa perigo para a completação, pois caso haja uma
incompatibilidade entre o fluido e as argilas da formação, então pode-se provocar um
dano tal que só seja possível a descontaminação através de tratamento químico
específico, o que acarretaria mais gastos com o poço.
Além disso, outro problema que ocorre no processo de Overbalance é a
compactação dos detritos da explosão nos poros da formação. O fluxo que se inicia
após o disparo acaba por empurrar os resíduos dos explosivos, do cimento e do
revestimento, assim como outras partículas existentes na lama ou no fluido de
completação, em direção aos poros da formação. Este fenômeno é chamado
tamponamento, e vem a dificultar o fluxo de fluido da formação em direção ao poço,
implicando em queda de produtividade. O Overbalance lança mão das válvulas de
fechamento de emergência do poço (BOP) durante o canhoneio, o que possibilita
que os disparos ocorram antes que a completação do poço esteja totalmente
finalizada (os fluxos dos fluidos são controlados de acordo com as seções do poço).
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3.3 UNDERBALANCE
O método de Underbalance, como o próprio nome já sugere, tem como
mecanismo principal o inverso do Overbalance. Isto significa que agora a pressão
exercida é no sentido da formação para o poço.
Este método busca solucionar as deficiências apresentadas pelo
Overbalance. O diferencial contrário de pressão passa a ser, neste novo caso,
favorável à limpeza dos detritos do canhoneio imediatamente após a explosão,
prevenindo assim o tamponamento. Outra vantagem é que, se o fluxo tende a ser da
formação para o poço, então também não deve haver contaminação da formação
pelo fluido do poço. Para o canhoneio por Underbalance é necessário que o poço
seja totalmente completado antes de se iniciar o processo, visto que a pressão
negativa no poço em relação à formação indica que logo que os disparos ocorram, o
poço dará início à produção do fluido da formação. Esta capacidade de início
imediato da produção é uma das principais vantagens do Underbalance.
O Underbalance é mais seguro que o Overbalance no sentido de que o
poço não fica exposto em momento algum, levando-se em conta que as maiores
incidências de blow outs ocorrem durante as operações de completação.
Em muitos casos, a técnica de Underbalance é considerada a mais
adequada para a completação, entretanto não se pode generalizar tal adequação.
Apesar de bastante conhecida, esta técnica não pode ser tida como totalmente
dominada. Inúmeros problemas já foram constatados, envolvendo deformação nos
revestimentos, instabilidade e colapso dos furos canhoneados com conseqüente
produção de areia.
Portanto deve-se estudar cautelosamente os impactos deste tipo de
canhoneio na formação. Em geral o Underbalance é preferível ao Overbalance,
devido à limpeza dos detritos da explosão, o que desobstrui as vias para
escoamento do fluido da formação. Porém, algumas pesquisas indicam que, para
reservatórios de gás altamente pressurizados, o canhoneio com Overbalance pode
obter melhores resultados que aquele com Underbalance.
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3.4 EXTREME OVERBALANCE (EOB)
Este método é uma variação do primeiro apresentado (Overbalance), e se
baseia numa altíssima pressão no sentido do poço para a formação. Os principais
objetivos do EOB são basicamente limpar os túneis dos canhoneados dos resíduos
sólidos ou depositados, resultantes do disparo das cargas, e criar fraturas de
pequena penetração e alta condutividade que ultrapassem a região danificada pelo
fluido de perfuração e pelo próprio canhoneio, ampliando o raio de drenagem do
poço.
Para a efetivação dessas metas, dois processos são combinados:
O grande excesso de pressão e a ação do fluxo de fluido e gás pelos
canhoneados, no momento do disparo das cargas, asseguram a completa
remoção de quaisquer resíduos que possam bloquear a entrada dos
canhoneados, forçando-os para o fundo dos túneis (estudos mostram que
apenas a porção intermediária do túnel de canhoneio está apta a contribuir
com o fluxo de fluidos, no caso do canhoneio convencional);
A alta pressão no poço resulta em ruptura abrupta da formação, criando
fraturas radiais, de pequena penetração, a partir do túnel canhoneado, cuja
extensão ultrapassa a zona danificada pelo fluido de perfuração e pelo próprio
canhoneio do poço.
A elevada pressão no EOB é produzida por aplicação direta na cabeça do
poço (como se pode observar na figura a seguir). Os fluidos utilizados no poço são o
fluido de completação e N2 (gás).
A completação a poço aberto é freqüentemente utilizada em espessas
seções de reservatórios constituídos por tipos de rochas bem firmes. É o método
mais antigo de completação de poços. As vantagens deste método são as
seguintes:
A zona de interesse inteira é aberta para a coluna;
Não há gasto com canhoneio do revestimento;
Existe a intercomunicação de fluidos em todo o intervalo aberto para
produção;
O drawdown pode ser reduzido por causa da larga área de fluxo;
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Há uma redução no custo do revestimento;
O poço pode ser facilmente aprofundado;
A completação pode ser facilmente convertida para outro tipo de completação
como o liner rasgado ou revestimento canhoneado;
Pelo fato de não haver revestimento, não há risco de haver dano à formação
causada pelo cimento.
A completação a poço aberto é particularmente atrativa quando há
dificuldade de identificação do retorno líquido financeiro durante o período de
completação; ou onde perdas com uma filtragem ruim do fluido de perfuração pode
levar a grandes prejuízos.
Porém existem desvantagens e limitações deste método de completação,
são elas:
Formações que apresentam grandes razões gás-óleo / água-óleo
normalmente não podem ser controladas porque todo o intervalo é aberto
para produção;
O controle do poço durante a completação pode ser mais difícil;
A técnica não é aceitável para formações constituídas por reservatórios
separados que contêm fluidos com propriedades incompatíveis;
As diversas zonas dentro do intervalo de completação não podem ser
facilmente selecionadas;
Este tipo de completação vai requerer freqüentes limpezas se houver
produção de areia ou se a formação não estiver estável.
Figura 8. Á interface entre a coluna e reservatório: a) Completação a poço aberto; b) Liner
rasgado ou canhoneado; c) Revestimento canhoneado. Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo
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Figura 9. Número de zonas completadas: a) Simples; b) Seletiva; c) Múltiplas.
Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo
3.5 LINER RASGADO OU CANHONEADO
Para controlar problemas de desmoronamento, os primeiros produtores
de petróleo colocaram tubos com fendas ou telas na parte inferior do poço como um
filtro de areia.
O uso deste tipo de completação como método para controle de areia
vem se tornando muito popular hoje em dia em algumas áreas. Este método tem
praticamente as mesmas vantagens e desvantagens da completação a poço aberto.
Na maneira mais simples e antiga um tubo com fendas é colocado dentro
do poço. As fendas são pequenas o suficiente para que a areia fique retida. Para
areias muito finas são colocadas telas de arame. Esta técnica é um método de
controle de areia razoavelmente eficaz.
Algumas vezes este é o único método de controle de areia que pode ser
usado por causa da perda de pressão e considerações sobre a geometria do poço.
Entretanto, este método não é muito recomendado por que:
O movimento da areia para a coluna faz com que haja um impedimento da
permeabilidade devido à mistura de diferentes de tamanhos de grãos.
Grãos de areia finos tendem a obstruir a tela.
A tela pode sofrer desgaste devido à movimentação da areia.
Um suporte ineficaz da formação pode causar desabamento.
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Para solucionar estes problemas, o anular entre o poço e a tela é
preenchido com grãos de areias mais grossos. A areia ou cascalho serve como
suporte para a parede do poço e para prevenir o movimento de areia. Este método
pode remover alguns dos estragos causados pelo fluido de perfuração.
3.6 REVESTIMENTOS CANHONEADOS
O método mais comum de completação envolve cimentação do
revestimento na área de interesse, onde a comunicação com a formação é feita
através de buracos perfurados no revestimento e no cimento, denominados
canhoneados.
Este canhoneio é feito para comunicar o interior do poço com a zona de
interesse. Se o poço é revestido e não perfurado durante os estágios iniciais da
operação de perfuração, o controle do poço é mais fácil e os custos de completação
podem ser reduzidos.
Usando várias técnicas de controle de profundidade, é possível decidir
quais zonas serão perfuradas e abertas para produção, evitando assim, a
comunicação de fluidos indesejáveis como gás e água, zonas fracas que podem
produzir areia ou ainda, zonas improdutivas.
Esta seletividade que é completamente dependente de um bom trabalho
de cimentação e canhoneio adequado também permite que um simples poço
produza vários reservatórios separados, sem que haja comunicação entre eles.
Este canhoneio pode também ser usado para controlar o fluxo da zona de
interesse, fechando o canhoneado ou injetando fluidos para transformar as zonas
em menos permeáveis.
A decisão de colocação do revestimento pode ser adiada até que a
avaliação do reservatório seja concluída, reduzindo gastos com poços secos. Em
suma, as vantagens desta completação incluem:
Operações mais seguras;
Seleção mais segura das zonas a serem completadas;
Redução da relevância de estragos causados pela perfuração;
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Facilitação da estimulação seletiva;
Possibilidade de completação em zonas múltiplas;
Custos reduzidos com poços secos;
Planejamento mais fácil de operações de completação.
Este tipo de completação é geralmente usado, a menos que haja uma
razão específica para preferir outro tipo de completação.
3.7 COMPLETAÇÃO PARA POÇOS COM BOMBAS
A completação também é classificada de acordo com o método de
produção e o número de zonas produzidas. Poços equipados com bombas de fundo
são completados com anular aberto através do qual o gás vai para a superfície.
Todos os sistemas de bombeamento se tornam ineficientes na presença de gás.
3.8 COMPLETAÇÃO DE MÚLTIPLAS ZONAS
Para completação de múltiplas zonas o principal é saber o que se deseja
produzir. Quando um poço encontra mais de uma zona de interesse, a decisão deve
ser tomada frente aos seguintes aspectos:
Produzir as zonas individualmente, uma depois da outra, através de uma linha
única;
Completar o poço com várias linhas e produzir várias zonas simultaneamente;
Misturar várias zonas numa única completação; ou
Produzir uma única zona por esse poço, e perfurar poços adicionais para as
outras acumulações;
Esta decisão deve ser baseada numa comparação econômica das
alternativas, porém a completação de múltiplas zonas, com uma única linha de
produção, são freqüentemente preferíveis porque quando se trabalha com linhas
duplas, o tamanho do revestimento limita o diâmetro, que, por sua vez, limita o fluxo
obtido através de cada linha. . Estas completações podem também ser usadas para
minimizar custos de completação, que é freqüentemente a razão para limitar o
tamanho do revestimento de produção. Completações com linhas duplas podem ser
paralelas ou concêntricas. Onde a elevação artificial pode ser requerida, linhas
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paralelas são freqüentemente usadas. Linhas concêntricas requerem menos
remoção de cascalhos e podem alcançar uma capacidade mais alta de fluxo.
Completações com linhas triplas têm sido também utilizadas em algumas
áreas, mas são muito limitadas em capacidade de poço para que sejam
economicamente atrativas como completações convencionais. Completações com
múltiplas linhas sem tubulação são, às vezes, usadas para completação de
reservatórios empilhados que têm reservas individuais pequenas e pressões
normais. Estas completações são particularmente atrativas para retirar pequenas
acumulações de óleo abaixo de grandes reservatórios de gás e para baixo custo
com o gás. A melhoria no design e qualidade dos equipamentos dos mais
convencionais métodos de completação tem resultado numa diminuição de
popularidade deste último tipo de instalação.
Além dessas etapas mais algumas outras estão presentes na perfuração
de poços verticais e direcionais. De um modo geral, um poço direcional leva mais
tempo para ser perfurado e custa mais que um poço vertical que tenha a mesma
profundidade vertical. Alguns tipos de poços direcionais, como o ERW e desingner
Wells, com seções de ganho de ângulo (buildup) rasas, altos ângulos e longas
profundidades medidas, têm custos e discos ainda maiores. A previsão do
desempenho do poço, definido como a relação da profundidade versus tempo, é
feita com base em poços perfurados na área ou em locais semelhantes. O custo por
sua vez leva em consideração o desempenho do poço e os diversos custos de
serviços e material que serão gastos. O resultado da previsão do custo geralmente
leva em conta os seguintes itens:
Custos diários de sonda;
Custos diários de aluguel de equipamentos adicionais;
Custos diários de logística (barcos, helicópteros, etc.)
Comprimento da coluna de revestimento;
Quantidade de materiais (cimento, fluido de perfuração, brocas, etc.)
Custos de pescaria;
Custos de controle de poços.
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4. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Com o estudo apresentado neste trabalho, pode-se verificar as etapas da
perfuração e completação de poços, além de mostrar pontos da perfuração
direcional.
Em uma perfuração direcional, há vários estudo e projetos, para
verificação de qual tipo de poço é mais adequado e mais econômico, para que o
poço seja perfurado, visando à melhor e mais rápida forma para execução do
mesmo.
Hoje em dia a perfuração direcional é muito utilizada, pois, além do poder
de alcance do reservatório ser melhor, principalmente em relação a poços de difícil
acesso.
Os equipamentos que são utilizados hoje podem proporcionar uma melhor
eficácia na perfuração, tentando minimizar o tempo no intuito de também minimizar
os custos da mesma.
Portanto, um planejamento bem elaborado e detalhado, é fundamental,
para a execução de um poço direcional, principalmente na escolha da sonda e dos
equipamentos a compõe.
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INTRODUCTION DIRECTIONAL DRILLING
Abstract: The drilling has evolved over the years, the need to extract oil from
reservoirs that are in deep and ultra deep waters have been won over time.
Directional drilling has also been seen as a method of increasing the productivity of a
well, while it reduces the environmental impact. The directional wells with large
horizontal gradients and are now the standard used in industry to development wells.
Keywords: Wells. Directional. Drilling.
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REFERÊNCIAS
MACHADO, Jorge Barreto. Curso básico de perfuração direcional. Halliburton. Versão 2.0. ROCHA, Luiz Alberto Santos. Perfuração direcional. 2° edição. Rio de Janeiro: Interciência. Petrobras. IBP.2008. THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de engenharia de petróleo. 2° edição. Rio de Janeiro: Interciência. Petrobras, 2004. WELL COMPLETION DESIGN AND PRACTICES, Pearson, Robert M., International human resources development corporation, 1987