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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
PERFURAÇÃO DIRECIONAL E HORIZONTAL EM POÇOS DE PETRÓLEO
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
BETINA VATH
Niterói, 2011
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
BETINA VATH
PERFURAÇÃO DIRECIONAL E HORIZONTAL EM POÇOS DE PETRÓLEO
Monografia apresentada ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Universidade
Federal Fluminense, como requisito parcial
para a obtenção do título de Engenheira de
Petróleo.
Orientador: Fernando Cunha Peixoto
Niterói
2011
iii
AGRADECIMENTOS
À minha mãe Sandra por ter me dado a vida.
Ao meu pai Arno pelo incentivo e paciência de sempre. Às minhas tias, avós e
demais familiares pelo amor.
Ao meu namorado, Thadeu, por entender todas as vezes que eu estava cansada e
estressada. Saber que estaria comigo a cada dia deu sentido a minha vida.
Aos meus amigos e amigas da Engenharia de Petróleo. Obrigada pela ajuda.
Vocês fizeram esses 5 anos os melhores da minha vida acadêmica.
Às meninas da Matemática da UFF e aos meninos da Puc-Rio que sempre
tiveram um espaço todo especial no meu coração.
Um agradecimento especial ao amigo Rogério Pagni pela oportunidade do
primeiro estágio, foi a minha fonte de inspiração.
Aos amigos e colegas da ANP agradeço pela oportunidade. Agradeço, em
especial, ao Arnaldo pela ajuda no COMPASSTM
, ao Hugo, pelos (quase infinitos)
ensinamentos divididos e ao Henrique pelas longas conversas, histórias e risadas.
Ao meu professor orientador Fernando Cunha Peixoto, pelo incentivo, apoio e
credibilidade desde o início da faculdade de Engenharia. Você fez toda a diferença.
Aos professores Maurício Kischinhevsky e Arlindo de Almeida Rocha pelo
interesse no meu aprendizado e incentivo constante.
Ao professor Rogério Lacerda por toda atenção, paciência, oportunidade e
auxílio desde o primeiro período. Obrigada por tudo.
Ao coordenador do curso Geraldo de Souza Ferreira pelo afinco na coordenação
e dedicação.
À empresa Halliburton por permitir o uso do software COMPASSTM
, em
especial ao funcionário Marcus Pinheiro.
Agradeço a todos aqueles que participaram da minha vida direta e indiretamente,
sintam-se co-autores deste trabalho.
iv
"Não sabendo que era impossível
foi lá e fez."
Mark Twain
v
RESUMO
Ao longo dos anos, a perfuração direcional tem se destacado por apresentar
desafios, notadamente no que se refere à perfuração em águas profundas e
ultraprofundas. A perfuração direcional é, sem dúvida, uma das técnicas da engenharia
ligadas à indústria petrolífera com maior evolução nos últimos anos e tem sido vista
como um método para aumentar a produtividade de um poço e reduzir os impactos
ambientais. Neste sentido, este trabalho realiza um estudo sobre os motivos que levam a
realizar uma perfuração direcional, apresenta os diferentes tipos de trajetórias e exibe o
comportamento de algumas em casos hipotéticos utilizando o software COMPASSTM
e
compara os resultados com os das equações encontradas nas referências bibliográficas.
Palavras-chave: Perfuração Direcional, Perfuração Horizontal, Tipos de Poços
Direcionais, COMPASSTM
.
vi
ABSTRACT
Over the years, the directional drilling has emerged showing challenges, notably
in respect of drilling in deep and ultra-deep waters. Directional drilling is undoubtedly
one of the engineering techniques related to the oil industry with the greatest
development in recent years and has been seen as a method to increase the productivity
of a well and reduce environmental impacts. In this sense, this work makes a study of
the reasons why to make a directional drilling, presents the different types of tracks and
displays the behavior of some hypothetical cases using the software COMPASSTM
and
compares the results with those of equations found in the references.
Keywords: Directional Drilling, Horizontal Drilling, Types of Directional Wells,
COMPASSTM
.
vii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Blowout no Texas, em 1933. Fonte: WRIGHT (2011). .................................... 2
Figura 2: Perfuração vertical e horizontal para poços de petróleo. Fonte:
HORIZONTAL DRILLING.ORG (2010) ....................................................................... 4
Figura 3: Causas de poços direcionais. Fonte: THOMAS (2001). ................................... 5
Figura 4: Sidetrack. Fonte: AMARO (2011). ................................................................... 6
Figura 5: Interceptação de poço em blowout, poços multilaterais e jazidas inacessíveis
por poço vertical. Fonte: AMARO (2011). ...................................................................... 6
Figura 6: Utilização de clusters. Fonte: AMARO (2011). ............................................... 8
Figura 7: Utilização de cluster e o impacto ambiental. Fonte: AMARO (2011). ............. 8
Figura 8: Poço sub-horizontal. Fonte: AMARO (2011). .................................................. 9
Figura 9: Exemplo de chaveta que pode ocasionar prisão na coluna. Fonte: ROCHA
(2009). ............................................................................................................................ 10
Figura 10: Denominações básicas de uma trajetória de poço direcional. Fonte: ROCHA
(2009). ............................................................................................................................ 12
Figura 11: Desenho esquemático de poços em água rasa e profunda. Fonte: ROCHA
(2006). ............................................................................................................................ 13
Figura 12: Tipos de poços direcionais. Fonte: MACHADO (2010). ............................. 15
Figura 13: Esquema típico de um poço direcional. Fonte: BOURGOYNE (1991). ...... 15
Figura 14: Planos de inclinação e direção. Fonte: BOURGOYNE (1991). ................... 18
Figura 15: Seção de ganho de ângulo. Fonte: BOURGOYNE (1991). .......................... 22
Figura 16: Trajetória do Tipo II para o caso onde e . Fonte:
BOURGOYNE (1991). .................................................................................................. 26
Figura 17: Trajetória do Tipo II para o caso onde e . Fonte:
BOURGOYNE (1991). .................................................................................................. 27
Figura 18: Trajetória do Tipo III onde e . Fonte: BOURGOYNE (1991).
........................................................................................................................................ 28
Figura 19: Formação de cone de água ou gás. Fonte: SCHROEDER (2008). ................ 30
Figura 20: Atividade de perfuração horizontal de 1984 até 1988. Fonte: CARDEN
(2007). ............................................................................................................................ 31
Figura 21: Atividade de perfuração horizontal até 2000. Fonte: CARDEN (2007). ...... 31
viii
Figura 22: Percentual registrado de poços horizontais considerando o total de poços em
desenvolvimento. ............................................................................................................ 32
Figura 23: Exemplo de planejamento versus situação real onde há incerteza geológica.
Fonte: CARDEN, (2007). ............................................................................................... 33
Figura 24: Tipos de Poços horizontais. Fonte: ROCHA (2006). ................................... 35
Figura 25: Poço piloto vertical. Fonte: ROCHA (2006) ................................................ 38
Figura 26: Poço piloto direcional. Fonte: ROCHA (2006). ........................................... 38
Figura 27: Poço piloto direcional interceptando na entrada prevista do objetivo. Fonte:
ROCHA (2006). ............................................................................................................. 39
Figura 28: Geometrias de poços multilaterais. Fonte: CARDEN (2007). ...................... 41
Figura 29: Campo Esmeralda. Autoria própria. ............................................................. 44
Figura 30: Litologia do poço hipotético A. .................................................................... 45
Figura 31: Imagem dos dados do software COMPASSTM
para Trajetória Slant. .......... 46
Figura 32: Vista em seção vertical da trajetória Slant. ................................................... 47
Figura 33: Ilustração da trajetória de um poço do Tipo I em 3D. .................................. 47
Figura 34: Figura ilustrativa para o cálculo do afastamento e azimute. ......................... 48
Figura 35: Imagem dos dados do software COMPASSTM
para Trajetória S.................. 51
Figura 36: Representação da trajetória S na vista em seção vertical. ............................. 52
Figura 37: Ilustração da trajetória de um poço do Tipo II em 3D. ................................. 52
Figura 38: Litologia do poço hipotético B. .................................................................... 54
Figura 39: Imagem dos dados do software COMPASSTM
para Trajetória Horizontal. . 55
Figura 40: Imagem dos dados do software COMPASSTM
para o sidetrack. .................. 55
Figura 41: Vista em seção vertical das trajetórias Horizontais. ..................................... 55
Figura 42: Ilustração da trajetória Horizontal e Multilateral em 3D. ............................. 56
ix
SUMÁRIO
1 – APRESENTAÇÃO DO TRABALHO ....................................................................... 1
1.1 – Introdução ............................................................................................................ 1
1.2 – Motivação ............................................................................................................ 2
1.3 – Objetivos .............................................................................................................. 3
1.4 – Estrutura ............................................................................................................... 3
2 – DEFINIÇÕES E CONCEITOS BÁSICOS ................................................................ 4
2.1 – Considerações Sobre Projetos .............................................................................. 9
3 – DESENVOLVIMENTO ........................................................................................... 12
3.1 – Configurações Básicas de Poços Direcionais .................................................... 12
3.1.1 – Cálculo da Trajetória Direcional ................................................................. 17
3.1.1.1 – Trajetória do Tipo I ou Slant ................................................................ 17
3.1.1.2 – Trajetória do Tipo II ou S ..................................................................... 25
3.1.1.3 – Trajetória do Tipo III ou S Modificada ................................................ 27
3.2 – Poços Horizontais .............................................................................................. 29
3.2.1 – Cálculo da Trajetória Horizontal ................................................................. 32
3.2.2 – Tipos de Poços Horizontais ......................................................................... 34
3.2.2.1 – Poços Horizontais de Raio Longo ........................................................ 35
3.2.2.2 – Poços Horizontais de Raio Médio ........................................................ 35
3.2.2.3 – Poços Horizontais de Raio Curto.......................................................... 36
3.3 – Tópicos Complementares .................................................................................. 37
3.3.1 – Poço Piloto .................................................................................................. 37
3.3.2 – Poços Multilaterais ...................................................................................... 39
3.3.2.1 – Terminologias ....................................................................................... 41
3.3.2.2 – Aplicações ............................................................................................ 42
4 – ESTUDO DE CASOS .............................................................................................. 44
x
4.1 – Trajetória Direcional .......................................................................................... 45
4.1.1 – Trajetória do Tipo I (ou Trajetória Slant).................................................... 46
4.1.1.1 – Verificação dos Resultados .................................................................. 47
4.1.2 – Trajetória do Tipo II (ou Trajetória S) ........................................................ 51
4.1.2.1 – Verificação dos Resultados .................................................................. 52
4.2 – Trajetória Horizontal .......................................................................................... 53
4.2.1 Trajetória Horizontal e Poço Multilateral ...................................................... 54
4.2.1.1 – Verificação dos Resultados .................................................................. 56
5 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................... 57
5.1 – CONCLUSÃO ................................................................................................... 57
5.2 – Sugestão para Trabalhos Futuros ....................................................................... 58
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................... 59
APÊNDICE .................................................................................................................... 61
1
1 – APRESENTAÇÃO DO TRABALHO
1.1 – Introdução
Historicamente, o primeiro relato de detecção, pela indústria de petróleo, da
necessidade de se realizar uma perfuração direcional foi no desenvolvimento de um
campo em Oklahoma, denominado Seminole. Neste campo, os poços foram perfurados
muito próximos entre si e, como resultado das tendências naturais de desvio, poços
foram perfurados dentro de outros e em poços que já estavam em produção. No final
dos anos 20, instrumentos de pesquisa foram desenvolvidos para medir tanto inclinação1
quanto azimute2 e, em 1930, a primeira trajetória direcional controlada foi realizada na
Califórnia para explorar reservas de petróleo offshore3. Ainda em 1930, poços de
petróleo foram perfurados direcionalmente para alcançar locais que seriam inacessíveis,
como a produção de óleo embaixo de cemitério (CARDEN, 2007).
Até então pouca atenção tinha sido dada para a perfuração direcional. Este
cenário foi modificado em 1933 quando foi perfurado um poço de alívio perto de
Conroe, no Texas, para conter um blowout4, conforme mostra a Figura 1. A partir daí a
perfuração direcional tem sido amplamente aceita e pesquisas têm sido feitas para o
desenvolvimento de novas técnicas e ferramentas com o intuito de fazer desta
perfuração a mais precisa e econômica possível.
Ao longo dos anos, a perfuração direcional no Brasil vem se destacado por causa
de inúmeros desafios apresentados, notadamente no que se refere à perfuração em águas
profundas (lâmina d’água de 301 m a 1500 m) e ultraprofundas (lâmina d’água acima de
1501 m) (ROCHA, 2008), onde os poços de desenvolvimento, sobremaneira nos
últimos anos, se constituem basicamente de poços horizontais. Tal se justifica,
1 Inclinação é o ângulo entre o vetor local gravitacional e a tangente ao eixo do poço. Por convenção,
pode atingir até 90o nos projetos de poços horizontais e 0
o para poços verticais (FERNANDEZ, 2009).
2 Azimute é a direção do fundo do poço em um plano horizontal com base em uma referência (norte
verdadeiro ou norte magnético). Varia de 0 a 360 graus, sentido horário a partir do norte de referência
(FERNANDEZ, 2009). 3 Offshore refere-se a algo que é operado ou realizado no mar (FERNANDEZ, 2009).
4 Blowout é o mesmo que erupção de um poço (FERNANDEZ, 2009).
2
principalmente, pela vantagem econômica obtida em perfurar vários poços de
desenvolvimento a partir de uma única locação.
Figura 1: Blowout no Texas, em 1933. Fonte: WRIGHT (2011).
A perfuração direcional é, sem dúvida, uma das técnicas da engenharia ligadas à
indústria petrolífera com maior evolução nos últimos anos e tem sido vista como um
método para aumentar a produtividade de um poço e reduzir os impactos ambientais,
geralmente ligados à produção de óleo e gás. Com o advento das novas tecnologias,
poços podem ser perfurados lateralmente e/ou horizontalmente na subsuperfície e, com
isso, expor uma maior área do reservatório, maximizando a recuperação dos
reservatórios existentes com um número menor de poços. No entanto, os custos
associados aos poços horizontais são maiores, dando origem a um caso clássico de
trade-off5 da engenharia.
1.2 – Motivação
Este trabalho foi incentivado pelo aumento significativo de poços direcionais e
horizontais e os desafios apresentados por este tipo de perfuração. Este fato se justifica
pela vantagem econômica obtida em perfurar vários poços de desenvolvimento a partir
5 trade-off é uma situação de conflito de decisão, onde há o sacrifício de uma determinada informação ou
bem a fim de se obter outra informação ou bem (MESSER, 2008).
3
de uma única sonda, pela necessidade de se desviar lateralmente um poço obstruído,
perfurar poços de alívio, atingir locais inacessíveis, entre outros.
A perfuração direcional é, sem dúvida, uma das técnicas da engenharia ligadas à
indústria petrolífera com maior evolução nos últimos anos e tem sido vista como um
método para aumentar a produtividade de um poço e reduzir os impactos ambientais,
geralmente ligados à produção de óleo e gás.
1.3 – Objetivos
Apesar dos custos associados serem maiores, observa-se que, ao longo dos anos,
um maior número de perfurações direcionais e horizontais vêm sendo realizadas. Nesse
sentido, este trabalho visa, primeiramente, apresentar os motivos que levam a realizar
uma perfuração direcional. Em seguida, mostrar as diferentes configurações de
trajetórias e as equações que as modelam. Posteriormente, exibir seu comportamento em
casos hipotéticos utilizando o software COMPASSTM
e confrontar os resultados com os
das equações encontradas nas referências bibliográficas.
1.4 – Estrutura
O trabalho será estruturado da seguinte maneira: o Capítulo 2 conterá definições
e conceitos básicos, para proporcionar ao leitor conhecimento no que se refere à
terminologia empregada na área e algumas considerações importantes no que tange o
planejamento de um poço; o Capítulo 3, de desenvolvimento, compreenderá as
configurações básicas de poços horizontais, o caso especial da perfuração horizontal,
alguns tópicos complementares, que abrangem o caso particular do poço piloto e poços
multilaterais; o Capítulo 4 apresentará estudos de casos utilizando o software
COMPASSTM
e confrontará os resultados obtidos com os encontrados através das
equações exibidas no Capítulo 3; o Capítulo 5 compreenderá algumas análises e
conclusões, cabendo ao Capítulo 6 enumerar as referências bibliográficas utilizadas.
4
2 – DEFINIÇÕES E CONCEITOS BÁSICOS
Perfuração direcional é o processo de direcionamento de uma trajetória para um
determinado alvo e é utilizada quando o alvo não se encontra na mesma direção vertical
da cabeça do poço, sendo necessário ser guiada por instrumentos compatíveis com a
trajetória escolhida (THOMAS, 2001), conforme a Figura 2.
Figura 2: Perfuração vertical e horizontal para poços de petróleo.
Fonte: HORIZONTAL DRILLING.ORG (2010)
A rigor não existem, segundo Thomas (2001), poços verticais, pois todos
desviam-se da vertical naturalmente. Fernandez (2009) define, ainda, poço vertical
como qualquer poço com inclinação menor do que 5 graus em relação à vertical.
Projetar um poço direcional consiste em determinar, intencionalmente, a
trajetória a seguir para atingir o objetivo localizado a uma determinada distância
horizontal da cabeça do poço. Assim, coleta-se as informações necessárias ao cálculo da
trajetória e adequar-se o perfil às diversas formações que serão atravessadas durante a
perfuração.
Existem várias finalidades que levam a se perfurar poços direcionais (conforme
a Figura 3), algumas delas serão destacadas a seguir (THOMAS, 2001; MACHADO,
2010).
5
Figura 3: Causas de poços direcionais. Fonte: THOMAS (2001).
a) Desviar lateralmente um poço obstruído (sidetrack) ou por motivo de ordem
técnica - É um dos principais usos da perfuração direcional (CARDEN, 2007).
Sidetracking6 é uma operação que desvia o poço iniciando um novo buraco a
partir de um poço já perfurado, como ilustra a Figura 4. Essencialmente, utiliza-
se sidetracking devido a perda de um intervalo de poço ou para alcançar uma
posição mais favorável no contato óleo-água ou água-gás. Em geral, é efetuado
um tampão de cimento para isolar o poço anterior e facilitar o desvio.
Analogamente, este procedimento pode ser observado quando um poço é
colocado novamente no curso previsto.
b) Perfurar poços de alivio para interceptar um poço em blowout – Através da
injeção de fluido de amortecimento por um poço denominado de alívio, é
efetuando o controle de subsuperfície, conforme a Figura 3. Este é o método
mais eficiente de combater este tipo de acidente em poços offshore. Para a
locação de poço de alívio deve-se considerar a estratégia de interceptação, a rota
de fuga da sonda que perfura o poço, a direção de ventos, correntes marítimas e
a simplicidade do poço;
c) Perfurar poços horizontais, multilaterais e de grande afastamento7 lateral, em
geral, para produção e injeção, ou seja, desenvolvimento de uma jazida,
ilustrado na Figura 5.
6 Sidetrack ou sidetracking significa desvio (FERNANDEZ, 2009).
7 Afastamento é a distância projetada no plano segundo azimute da seção vertical entre a cabeça do poço
e um ponto da trajetória (AMARO, 2011).
6
Figura 4: Sidetrack. Fonte: AMARO (2011).
Figura 5: Interceptação de poço em blowout, poços multilaterais e jazidas inacessíveis por poço vertical. Fonte:
AMARO (2011).
7
d) Atingir locais inacessíveis pela perfuração convencional – Algumas vezes os
depósitos de óleo estão em locais inacessíveis, como abaixo de cidades, rios,
montanhas, etc. Quando isso acontece, os equipamentos de perfuração ficam
situados a certa distância e constrói-se um poço direcional ou horizontal até o
intervalo produtor, conforme a Figura 3.
e) Perfuração de Falhas Geológicas – Existem casos onde o poço precisa ser
desviado através ou paralelo a uma falha para se obter maior produção. A
utilização de poços direcionais ou horizontais pode implicar na eliminação do
risco de perfurar um número elevado de poços verticais através de planos de
falhas muito inclinados, o que poderia ocasionar o deslizamento e cisalhamento
da coluna de revestimento.
f) Perfuração de Domos Salinos – Para alcançar os intervalos produtores que,
frequentemente, estão situados abaixo do topo protuberante do domo,
primeiramente o poço é perfurado paralelo ao domo e em seguida, desviado para
que penetre abaixo da protuberância.
g) Poços de Desenvolvimento na Área Marítima – Permitem a perfuração de poços
a partir de uma mesma plataforma ou ilha artificial gerando redução de
investimentos com equipamentos, simplificando a rede de oleodutos e o sistema
de produção, fatores importantes na viabilidade econômica da perfuração
offshore.
Além disso, em Amaro (2011), existem justificativas para a utilização de poços
direcionais nas seguintes aplicações:
a) Poço a partir de plataforma, template ou cluster – O agrupamento dos poços
contribui para a redução de investimentos, pois permite a utilização de sondas de
perfuração colocadas em plataformas fixas e completação seca (menor custo de
operação), conforme a Figura 6. A utilização de cluster permitiu a redução da
área, contribuindo para a redução do impacto sobre o meio ambiente, conforme a
Figura 7.
8
Figura 6: Utilização de clusters. Fonte: AMARO (2011).
Figura 7: Utilização de cluster e o impacto ambiental. Fonte: AMARO (2011).
b) Poços Horizontais e Sub-Horizontais – A perfuração buscando atingir o topo de
reservatórios altamente fraturados é uma alternativa para retardar a produção de
água, conforme a Figura 8 abaixo.
9
Figura 8: Poço sub-horizontal. Fonte: AMARO (2011).
2.1 – Considerações Sobre Projetos
Segundo Machado (2010), o desvio intencional de um poço compreende diversos
fatores que devem ser levados em conta individual e coletivamente e um planejamento
criterioso é a chave para a minimização do custo da perfuração direcional, pois a escolha
correta de ferramentas e métodos pode resultar em maior eficiência operacional e
melhores resultados econômicos. Alguns fatores devem estar muito bem definidos,
como:
a) Objetivo – É um ponto em subsuperfície, normalmente definido pelo geólogo ou
engenheiro de reservatório, que a trajetória deve atingir. Em geral, sua forma e
tamanho dependem das características geológicas e da localização das zonas
produtoras. Para campos em desenvolvimento, o raio de drenagem também deve
ser levado em conta.
b) Informação Geológica – Análises da subsuperfície devem ser realizadas e
informações geológicas do subsolo devem ser levadas em consideração. Sempre
que possível, a sonda de perfuração deve se posicionar de modo a aproveitar
todas as tendências naturais de desvio das formações. A coluna de perfuração tem
a tendência natural de “girar” à direita, perfurando em curva, logo deve-se
projetar o poço direcional de modo a tolerar alguns poucos graus. É interessante
10
obter informações sobre problemas encontrados em poços vizinhos, tais como
keyseats (chavetas), conforme a Figura 9. As chavetas ou keyseats são cavidades
geradas pelo desgaste da formação em um determinado ponto e resultam em
problemas de prisão da coluna de perfuração, alteram a distribuição de tensões no
poço e à medida que este sofre um alargamento, aumentam os impactos da
vibração exercida pela coluna (ROCHA, 2009). Um dogleg (medida do ângulo,
no espaço tridimensional, entre os vetores tangentes a dois pontos do eixo da
trajetória do poço) não é um problema em poços direcionais, no entanto quando
força demais a coluna contra a parede do poço pode gerar, por exemplo, aumento
excessivo do torque na coluna de perfuração, contato excessivo com a parede do
poço ou revestimento e aumento da fadiga na coluna, podendo até causar seu
rompimento e se tornar, assim, um problema grave.
Figura 9: Exemplo de chaveta que pode ocasionar prisão na coluna. Fonte: ROCHA (2009).
c) Programas de revestimentos e brocas – Os programas de revestimentos e brocas
determinam os diâmetros das ferramentas usadas na perfuração. Em poços de
pequeno diâmetro, as formações exercem efeito mais pronunciado no controle da
11
direção, pois as colunas de menor diâmetro são mais flexíveis e suscetíveis ao
giro imposto pelas formações. É usual, em poços profundos e muito inclinados,
se usar protetores de borracha na coluna de drill pipes (tubos de perfuração), a
fim de evitar o seu desgaste e o da coluna de revestimento.
d) Controle de lama – O controle de lama tem grande importância para a redução do
torque e arraste em poços direcionais e horizontais. Os aditivos redutores de
fricção são muito usados e tanto a densidade como a viscosidade do fluido devem
ser mantidas em restrito controle.
e) Comandos não magnéticos – A coluna de perfuração, em rotação, às vezes se
magnetiza. A influência magnética não pode ser eliminada completamente, mas
pode ser reduzida para minimizar a interferência com o campo magnético da
Terra e evitar inconsistências de registros nas leituras dos registros direcionais.
Apesar dos princípios de aplicação da perfuração direcional serem basicamente
os mesmos que uma perfuração vertical no sentido de objetivar atingir determinado
alvo, o desenvolvimento de equipamentos e instrumentos de controle fizeram com que a
perfuração direcional (ou horizontal) criasse a sua ciência própria. Assim, para o
sucesso de um projeto de poço direcional, alguns equipamentos devem ser levados em
conta, como os motores de fundo, sistemas steerable (Rotary Steerable ou Rotary
Steerable com Motor de Fundo), ferramentas de acompanhamento direcional (por
exemplo, sistemas LWD e MWD), etc. No entanto, as ferramentas não serão tratadas
neste trabalho.
12
3 – DESENVOLVIMENTO
O capítulo será iniciado tratando dos tipos de trajetórias direcionais encontradas
nas referências bibliográficas e as respectivas equações que modelam essas trajetórias.
Em seguida, serão abordados os poços horizontais, piloto e multilaterais.
3.1 – Configurações Básicas de Poços Direcionais
A trajetória de um poço é o caminho desenvolvido pela perfuração que se inicia
na cabeça do poço e avança até atingir o objetivo geológico ou de perfuração,
terminando na profundidade final (AMARO, 2011). O objetivo é o ponto (em geral em
subsuperfície) que a trajetória deve atingir e o alvo é a área definida pelo raio de
tolerância, ou seja, uma área ao redor do objetivo onde se considera que este será
atingido.
Os poços direcionais têm algumas características próprias que devem ser
consideradas durante um projeto de poço. A Figura 10 mostra, esquematicamente, as
denominações básicas na trajetória de um poço direcional (ROCHA, 2009).
Figura 10: Denominações básicas de uma trajetória de poço direcional. Fonte: ROCHA (2009).
13
a) Build up – É a seção onde ocorre o ganho do ângulo. Normalmente a taxa de
ganho de ângulo é constante e chamada de build up rate (BUR) sendo expressa
em graus/30m ou graus/100ft. O intervalo de build up inicia-se no KOP e
conclui-se no início do trecho reto. O final do build up é chamado EOB (end-of-
build) e acontece quando um determinado ângulo é atingido.
b) Drop off – É a profundidade onde o poço começa a perder ângulo, caso isso seja
necessário. Para um mesmo projeto, a taxa de drop off escolhida é, em geral,
menor (ou seja, mais suave) do que a taxa de build up para um melhor controle
da trajetória do poço e pela maior tendência à formação de chaveta em trecho
com perda de ângulo. Por exemplo, para uma taxa de build up de 3º/30m pode
ser considerada uma taxa de drop off de 1,5º/30 m ou até menor.
c) KOP – É a abreviação de kick off point, sendo o começo da seção de ganho de
ângulo (build up section). Em geral, o KOP de um poço direcional offshore é
colocado o mais perto do fundo do mar e, com isso, reduz-se a problemas de
estabilidade e limpeza do poço. Para poços de água profunda, as formações rasas
são compostas de sedimentos fracos e inconsolidados, fazendo com que o
posicionamento do KOP seja mais profundo (ROCHA, 2006), conforme a
Figura 11.
Figura 11: Desenho esquemático de poços em água rasa e profunda. Fonte: ROCHA (2006).
d) Profundidade final – Profundidade medida do fundo do poço. É a maior
profundidade atingida pela broca (FERNANDEZ, 2009).
14
e) Profundidade medida – É o comprimento real do poço, desde a superfície até o
ponto considerado (FERNANDEZ, 2009).
f) Seção de Drop off – É a seção de perda de ângulo, expressa por um BUR
negativo. EOD (end-of-drop) é o ponto ou profundidade final da perda de
ângulo.
g) Seção tangente ou Slant – É a seção onde o ângulo é mantido com inclinação
constante até atingir o objetivo ou até que haja alguma alteração.
h) TVD (true vertical depth) – É a medida da profundidade vertical em cota de um
poço ou ainda a medida da projeção vertical de um ponto em subsuperfície até a
mesa rotativa. Juntamente com a profundidade medida formam o par de medidas
básicas de um poço (FERNANDEZ, 2009).
Embora não seja obrigatório, em poços direcionais exploratórios recomenda-se
revestir o trecho de ganho de ângulo imediatamente após o término de sua perfuração,
dado que as situações encontradas durante a perfuração desses poços são adversas e
imprevisíveis (ROCHA, 2009).
Empresas de perfuração direcional vêm usando nomenclatura comum para
descrever um poço direcional, apesar dos perfis variarem bastante, especialmente se o
poço tiver múltiplos alvos (CARDEN, 2007). De forma geral, uma vez fixadas as
coordenadas do ponto de partida (coordenadas da locação ou cabeça de poço) e do
ponto de chegada (coordenadas do alvo ou target) escolhe-se o modelo da trajetória
entre três modelos básicos (MACHADO, 2010), conforme a Figura 12.
O primeiro deles, o poço do Tipo I, deve ser escolhido quando o afastamento ou
a distância horizontal é grande em relação à profundidade do poço e o ponto de desvio
orientado do poço (KOP) deve ser feito próximo a superfície. Caracteriza-se por um
trecho vertical desde a superfície até o KOP, um trecho de crescimento de inclinação
(build up), até que um ângulo máximo e direção sejam alcançados (nesta etapa o
revestimento pode ser executado e cimentado), e termina com um trecho de inclinação
constante (slant), passando pelo centro do alvo, prosseguindo até atingir a profundidade
final (VIDAL, 2011).
É o mais comumente usado devido à maior facilidade de execução, ter o KOP
mais próximo da superfície, facilitando a orientação da ferramenta defletora e
15
possibilitando economia no tempo de manobra e no custo final do poço, conforme a
Figura 13.
Figura 12: Tipos de poços direcionais. Fonte: MACHADO (2010).
Figura 13: Esquema típico de um poço direcional. Fonte: BOURGOYNE (1991).
16
O poço do Tipo II é muitas vezes chamado de curva “S”. É semelhante ao Tipo
I, pois é desviado em uma profundidade relativamente rasa e o trecho inclinado
prossegue até conseguir o afastamento lateral projetado. O poço é perfurado
verticalmente até o início do ganho de ângulo, depois de alcançar o ângulo desejado,
mantém um trecho com inclinação constante e, em seguida, inicia-se o trecho de perda
de ângulo até atingir o objetivo verticalmente. Pode ser escolhido sempre que o
afastamento horizontal for pequeno em relação à profundidade do poço e o KOP deve
ser feito próximo à superfície. É preferido em substituição a um poço que, quando
calculado para o Tipo I, resulte em baixa inclinação final, portanto de difícil controle
direcional. Como inconveniências na execução deste tipo de perfil, destaca-se o
aumento de torque e arraste, gerando alto desgaste das colunas de perfuração e de
revestimento, aumento da possibilidade de formação de chaveta e conseqüente prisão de
coluna. Do ponto de vista econômico, pode implicar no uso de mais um revestimento
para cobrir o trecho em inclinação a taxa constante (CARDEN, 2007).
Para Machado (2010) e Carden (2007), o poço do Tipo III assemelha-se ao Tipo
I com a diferença de o KOP estar em maior profundidade e o objetivo ser atingido na
fase de crescimento de inclinação, sem o trecho de inclinação constante, conforme
Figura 12. Como o KOP é profundo, a inclinação geralmente é elevada, o afastamento é
menor e pode ser necessária a utilização de ferramentas especiais na orientação da
ferramenta defletora. Este poço pode ser usado para a perfuração de múltiplas zonas de
areia, perfuração de falhas e testes estratigráficos, mas não é utilizado com muita
frequência.
Enquanto que, para Bourgoyne (1991), o terceiro tipo de trajetória denomina-se
“S modificada” ou Build, Hold, Partial Drop and Hold, ou seja, a trajetória inicia-se
por uma seção vertical, em seguida há um crescimento de ângulo e, quando o ângulo
máximo é atingido, é mantido por uma seção constante. Depois há uma perda de ângulo
para, então, manter o ângulo (de perda) constante até atingir o objetivo.
Segundo Carden (2007), existe uma quarta classificação de poços direcionais,
denominados do Tipo IV, que para este trabalho será classificado como poço
horizontal.
17
3.1.1 – Cálculo da Trajetória Direcional
Esta seção tratará, matematicamente, das equações que modelam as trajetórias
direcionais, enfocando a trajetória do Tipo I de acordo com Bourgoyne (1991).
Posteriormente, no Capítulo 4, serão traçadas as trajetórias no software COMPASSTM
e
os resultados obtidos serão comparados com os gerados pelas equações deste capítulo
utilizando o software Maple. Modelar um problema significa escrever equações
matemáticas compatíveis com a realidade. Muitas vezes, quanto mais complexo um
modelo, melhor ele representa a realidade e, em geral, mais difícil é sua solução. Para
escrever analiticamente o problema serão utilizados os procedimentos encontrados em
Bourgoyne (1991), que são simples e de fácil manipulação.
O primeiro passo para realizar a perfuração direcional de um poço é planejar a
trajetória que irá intersectar um dado alvo. No projeto inicial devem ser avaliados os
caminhos viáveis economicamente. O segundo passo inclui avaliar os efeitos geológicos
da força da broca ao perfurar a rocha e outros fatores que podem influenciar na
trajetória final.
3.1.1.1 – Trajetória do Tipo I ou Slant
A trajetória do Tipo I (ou trajetória build-and-hold ou ainda trajetória Slant) é
composta de uma seção vertical, que vai até o ponto de início do desvio (KOP – kick off
point), uma seção de ganho de ângulo até atingir o ângulo máximo para, então, manter
este ângulo constante até atingir o objetivo.
Em geral, é desejável que o KOP se posicione em profundidades mais rasas, pois
minimiza o ângulo do poço. Por esta razão, esta configuração é normalmente utilizada
em poços de grande afastamento. Além disso, à medida que o poço ganha profundidade,
dificulta a orientação das ferramentas de desvio.
18
A Figura 14 mostra essa trajetória, onde é a profundidade vertical final
(TVD) e a distância horizontal (ou afastamento). O início do desvio (KOP) está em
na profundidade , onde é a razão do ângulo de inclinação por unidade de
comprimento (dogleg). O raio de curvatura é tal que
. (3.1)
Figura 14: Planos de inclinação e direção. Fonte: BOURGOYNE (1991).
19
Para determinar o ângulo máximo de inclinação , considere a Figura 14, logo
, (3.2)
ou
. (3.3)
O ângulo pode ser encontrado pelo triângulo OAB, onde
, (3.4)
e
. (3.5)
O ângulo pode ser encontrado considerando o triângulo OBC, onde
(3.6)
20
e
. (3.7)
Substituindo na Equação (3.6),
. (3.8)
A inclinação máxima do ângulo para a trajetória do Tipo I não está limitada
para o caso (Equação (3.9)). Também é válida para (Equação (3.29)).
. (3.9)
O comprimento do arco, seção pode ser escrito como
, (3.10)
ou
. (3.11)
21
O comprimento da continuação da trajetória, , com inclinação constante, pode
ser determinado pelo triângulo BCO tal que
(3.12)
e
. (3.13)
Logo, a profundidade total medida, , para profundidade final é dada por
. (3.14)
Em outras palavras, é igual à seção vertical até o início do desvio mais a
parte de ganho do ângulo mais a seção de inclinação constante. O deslocamento
horizontal , no final do ganho do ângulo, pode ser determinado considerando o
triângulo D`OC` (Figura 15), onde
. (3.15)
Para encontrar a profundidade medida e deslocamento horizontal em qualquer
parte da construção antes de chegar no ângulo máximo , considere um ângulo com
22
inclinação intermediária , o ângulo de inclinação em , e um novo deslocamento
horizontal . A nova distância pode ser determinada considerando o triângulo
, onde
, (3.16)
e o deslocamento horizontal, , é
. (3.17)
Figura 15: Seção de ganho de ângulo. Fonte: BOURGOYNE (1991).
23
Analogamente, a profundidade final em cota no final da seção do ganho do
ângulo, pode ser derivada do triângulo (Figura 14)
. (3.18)
A nova profundidade medida para qualquer ponto do trecho de ganho do ângulo
é
. (3.19)
A nova profundidade medida no ponto (Figura 14) pode ser determinada pelo
triângulo tal que
, (3.20)
onde
(3.21)
24
e
. (3.22)
Portanto,
. (3.23)
Substituindo a Equação (3.23) na Equação (3.20),
(3.24)
A Equação (3.24) pode ser usada no lugar da Equação (3.20) para calcular a
profundidade vertical medida fazendo . O deslocamento horizontal no ponto P é
dado por
, (3.25)
onde
= . (3.26)
25
Combinando as Equações (3.25), (3.15), (3.22) e (3.26)
. (3.27)
A relação anterior só é válida quando . Outra forma de expressar o
ângulo máximo de inclinação , em termos de e para é
. (3.28)
Para o caso , o ângulo máximo pode ser calculado por
. (3.29)
3.1.1.2 – Trajetória do Tipo II ou S
O segundo tipo de trajetória, do Tipo II (trajetória build-hold-and-drop ou ainda
trajetória do tipo “S”), é composta de uma seção vertical, que vai até o ponto de início
do desvio (KOP - kickoff point), uma seção de ganho de ângulo, até atingir um ângulo
máximo, uma seção que mantém este ângulo e uma seção de perda de ângulo, onde o
ângulo vertical decresce, ilustrado na Figura 16 para o caso onde e
. A Figura 17 ilustra o caso onde e . Em ambos os
26
casos, o ângulo máximo de inclinação se reduz a zero em na perda de ângulo , que
é derivado de modo análogo ao ângulo de ganho .
Figura 16: Trajetória do Tipo II para o caso onde e . Fonte: BOURGOYNE (1991).
As equações a seguir são usadas para calcular o ângulo máximo de inclinação
para e , respectivamente.
(3.30)
e
(3.31)
27
Figura 17: Trajetória do Tipo II para o caso onde e . Fonte: BOURGOYNE (1991).
3.1.1.3 – Trajetória do Tipo III ou S Modificada
A trajetória do Tipo III, para Machado (2010) e Carden (2007), é semelhante à
do Tipo I e por essa razão as equações serão omitidas. A diferença é que o ponto de
deflexão inicial se dá em maiores profundidades e o ângulo de perda é mantido até que
o poço atinja o alvo.
No entanto, para Bourgoyne (1991), o terceiro tipo de trajetória (trajetória build-
hold-and-drop and hold) ou ainda trajetória do tipo S Modificada é composta de uma
seção vertical, que vai até o ponto de início do desvio (KOP - kickoff point), uma seção
de ganho de ângulo, uma seção constante ou slant, uma seção de perda de ângulo e, em
seguida, outro trecho constante, ilustrado na Figura 18.
28
Figura 18: Trajetória do Tipo III onde e . Fonte: BOURGOYNE (1991).
Considere a Figura 18 e o comprimento de arco
(3.32)
Pelo triângulo , a seguinte relação pode ser escrita
(3.33)
e
(3.34)
As Equações (3.30) e (3.31) podem ser reescritas substituindo por
e por . Para qualquer trajetória S, a profundidade
medida e o afastamento podem ser calculados de forma análoga à trajetória do Tipo I,
por suas geometrias estarem intrinsecamente relacionadas.
29
3.2 – Poços Horizontais
A perfuração horizontal está se tornando muito comum na indústria de petróleo,
pois tem fornecido adequado ROI (Return On Investiment ou Retorno de Investimento).
Se a perfuração horizontal não for econômica, não deve ser feita, no entanto,
infelizmente, nem sempre é possível determinar se um poço será econômico, pois é
difícil prever as taxas de produção e, muitas vezes, dois ou três poços devem ser
perfurados em um reservatório antes de saber sua economicidade (CARDEN, 2007).
Existem alguns problemas associados a perfuração de poços horizontais e, dentre
eles, podem ser destacados a ECD8 x Gradiente de fratura, os esforços da coluna de
perfuração e a imposição do PSB9.
O aumento da produtividade nos três estágios de recuperação (primário,
secundário e terciário) e a melhoria do ROI se consegue, de acordo com Machado
(2010) e Rocha (2008), com:
a) Exposição maior de área do reservatório – O comprimento do afastamento
horizontal é determinado pelo tamanho do campo, limitado apenas pela
capacidade da sonda e dos equipamentos de perfuração;
b) Reservatórios Fraturados – Como as rochas carbonáticas tendem a apresentar
baixa porosidade e permeabilidade, existe a limitação da sua exploração
comercial com a perfuração vertical convencional. Em geral, os efeitos
geológicos levam estes tipos de rochas a apresentar fraturas verticais que são
ideais para serem interceptadas por poços horizontais. Embora folhelhos não
sejam normalmente classificados como rochas reservatório, alguns
fraturados verticalmente se tornam produtores a partir de poços horizontais;
8 ECD é a sigla de Equivalent Circulating Density (Densidade equivalente de Circulação) que é a
densidade efetiva do fluido de perfuração quando este está circulando, exercida em uma determinada
formação a profundidade específica de um poço. É calculada levando-se em conta a densidade do fluido
de perfuração e a perda de carga no anular (FERNANDEZ, 2009). 9 PSB é a sigla de Weight on Bit ou peso sobre a broca (FERNANDEZ, 2009).
30
c) Redução de cones de água e gás – A maioria das formações produtoras
contém água abaixo do óleo e/ou gás acima da zona de óleo. Normalmente a
água e o gás não entram em produção logo após a completação de um poço.
Entretanto, após algum tempo de produção, certa quantidade de água ou de
gás pode ser produzida junto com o óleo devido ao fenômeno de cone de
água ou cone de gás, conforme a Figura 19;
Figura 19: Formação de cone de água ou gás. Fonte: SCHROEDER (2008).
d) Formações fechadas/óleo pesado – Formações fechadas (com baixa
permeabilidade) ou reservatórios que contêm óleo pesado podem se tornar
inviáveis
Desde o início dos anos 80, a perfuração horizontal tem sido usada para
melhorar a produção de muitos poços em todo o mundo. Atualmente, milhares de poços
horizontais estão sendo perfurados. Hoje, os poços horizontais são classificados quanto
ao (tamanho de) raio. A Figura 20 mostra que a perfuração horizontal começou com
raio curto, mas, com o passar dos anos, raios médio e longo.
A Figura 21 mostra a atividade de perfuração direcional mundial até o ano de
2000. Hoje, poços horizontais tornaram-se uma alternativa viável para o
desenvolvimento de um reservatório.
31
Figura 20: Atividade de perfuração horizontal de 1984 até 1988. Fonte: CARDEN (2007).
Figura 21: Atividade de perfuração horizontal até 2000. Fonte: CARDEN (2007).
32
O banco de dados da ANP (Sigep) possui, hoje, o registro de 560 poços
marítimos em desenvolvimento a partir do ano de 2000 no Brasil. Desses, 80% (447
poços) são horizontais e 51% (285 poços) são, além de horizontais, partilhados. A
Figura 22 ilustra o percentual dos poços horizontais em desenvolvimento em relação ao
total de poços em desenvolvimento nos anos de 2000 até 2011. Apesar da comparação
com os poços marítimos, os terrestres não devem ser negligenciados e são utilizados,
principalmente, para navegação em reservatórios de pouca espessura.
Figura 22: Percentual registrado de poços horizontais considerando o total de poços em desenvolvimento.
3.2.1 – Cálculo da Trajetória Horizontal
O planejamento de um poço horizontal é diferente do planejamento de um poço
direcional. Em poços direcionais normais, o alvo é, em geral, descrito em termos de um
ponto de partida e determinada TVD (true vertical deep, profundidade vertical
verdadeira ou profundidade vertical em cota) certos e o alvo tem tolerância no plano
horizontal.
Já no poço horizontal, o alvo é comumente descrito por uma TVD com uma
tolerância para mais ou menos e a distância horizontal é usualmente mais flexível do
que a profundidade vertical verdadeira (ou em cota ou ainda TVD). Se o poço
horizontal tem uma distância horizontal pequena, é mais difícil de ser perfurado.
O primeiro passo no planejamento de um poço horizontal é reunir todas as
informações possíveis a respeito de poços de correlação e da formação a ser perfurada.
33
Poços verticais próximos podem ter informações valiosas para a perfuração horizontal,
incluindo a profundidade do alvo.
A Figura 23 é um exemplo do que pode acontecer em uma trajetória horizontal.
Na parte esquerda da figura, o planejamento de um poço e o respectivo reservatório que
se espera encontrar, enquanto na parte direita da figura a situação real do reservatório.
Como resultado, o operador tem um poço horizontal em uma área pobre do reservatório
(CARDEN, 2007).
Figura 23: Exemplo de planejamento versus situação real onde há incerteza geológica. Fonte: CARDEN, (2007).
Para planejar uma trajetória horizontal uma série de considerações devem ser
levadas em conta. Do ponto de vista dos raios utilizados, a construção de raios longos é
demorada, mais cara e é mais difícil acertar o alvo desejado, a menos que um sistema
steerable seja utilizado. Em geral, raio longo não é utilizado em poços terrestres, mas é
o mais utilizado nas aplicações offshore.
A utilização de raios curtos torna mais fácil acertar o alvo, mas requer
equipamentos personalizados (flexíveis e articulados) que são menos confiáveis que
equipamentos padrão e não permite testemunhagem ou perfilagem (MACHADO, 2010).
O raio médio está entre o curto e o longo. Este tipo é mais preciso do que o
longo, pode ser normalmente revestido e completado, o seu torque pode ser maior, pois
a taxa de build up é maior do que a do raio longo. Utiliza equipamentos convencionais e
motores de fundo/steerable, não é tão caro como o de raio longo, permite mais opções
34
de conclusão (não perde a precisão na aterrissagem) e é a principal escolha para a
maioria dos poços horizontais.
Para perfurar um poço horizontal, o planejamento é um dos passos mais
importantes. Geralmente, o projeto de perfuração direcional é um processo de tentativa
e erro se utilizadas equações matemáticas. No entanto, existem programas que projetam
a trajetória em até três dimensões. Na perfuração horizontal, o ponto de kickoff ou a taxa
de ganho de ângulo devem ser bem especificados para o planejamento do poço
(CARDEN, 2007).
3.2.2 – Tipos de Poços Horizontais
Existem poços considerados horizontais para algumas pessoas, mas para outras
não. Deve-se, então, definir a horizontalidade de um poço de acordo com algumas
definições.
Segundo Carden (2007), um poço horizontal é aquele que tem mais de 86º de
inclinação e, além disso, o trecho horizontal é medido nas partes onde o poço tem mais
do que 86º, ou seja, todas as partes devem ter inclinação maior do que 86º. Outra
definição estabelece que qualquer porção do poço depois que atinge 80º é considerada
como parte do trecho horizontal mesmo que o ângulo de inclinação diminua.
Ainda de acordo com Carden (2007), existem, essencialmente, cinco
classificações para poços horizontais, de raio ultracurto, curto, médio, intermediário e
longo.
Para Rocha (2006), os principais tipos de trajetórias horizontais são classificados
como de raio longo, que apresenta curvatura aumentando gradualmente e baixos
doglegs, de raio médio, onde a taxa de ganho de inclinação e doglegs são maiores e de
raio curto conforme a Figura 24. Nas próximas seções os poços horizontais serão
tratados segundo Rocha (2006).
35
Figura 24: Tipos de Poços horizontais. Fonte: ROCHA (2006).
3.2.2.1 – Poços Horizontais de Raio Longo
Para Rocha (2006), a perfuração horizontal de raio longo varia de 1,5º a 8º/100
pés. Este tipo de poço pode ser perfurado usando o sistema padrão steerable, alto ou
médio torque (prevenindo a perda de velocidade) e baixa rotação. A baixa taxa de ganho
de ganho de ângulo (ou build up) leva um grande afastamento lateral e de comprimento
de poço (TVD). Com isso, há um maior contato da coluna com as paredes do poço,
gerando maiores esforços de torque e arraste.
Para atingir a taxa de build up desejada, a perfuração é realizada com o sistema
steerable com e sem rotação (rotating e sliding), alternadamente. A queda na taxa de
build up pode ser compensada com o aumento da razão entre o tempo sem rotação e o
tempo com rotação da coluna durante a perfuração. Por outro lado, para diminuir a taxa
de build up, deve-se aumentar o tempo de perfuração com rotação em relação ao sem
rotação. Se houver queda na taxa de buidup por alargamento ou mudança nas condições
de perfuração, o operador tem uma margem de segurança de, aproximadamente, 33%
para, então, aumentar a inclinação.
3.2.2.2 – Poços Horizontais de Raio Médio
Para Rocha (2006), a perfuração horizontal de raio médio varia de 10º a 30º/100
pés. O primeiro poço de raio médio foi perfurado em 1985 e o número de poços deste
36
tipo aumenta a cada ano. Os poços de raio médio são mais usuais do que os de raio
curto, pois reservatórios mais extensos podem ser perfurados e existem mais
possibilidades de completação.
Uma grande desvantagem em relação aos poços de raio longo, é que os poços de
raio médio não permitem a rotação da coluna nos trechos de aumento da inclinação,
devido a curvatura acentuada da coluna para que se obtenham altas taxas de build up.
Com o advento dos sistemas Rotary Steerable, se tornou possível variar a taxa de build
up, pois se pode girar a coluna.
A escolha acerca do tipo de poço horizontal a se perfurar depende de fatores
como tipos de completação e produção requerida. As vantagens em se perfurar poços
horizontais de raio médio são:
a) Requer menos trabalho direcional devido ao seu kickoff point estar
normalmente mais profundo;
b) Ótima aplicação nos casos de reentrada em poços verticais, de modo a
maximizar o trecho vertical já perfurado;
c) Pode-se atingir a horizontal com diâmetros de poços maiores, já que o trecho
perfurado desde o kickoff point é bem menor.
3.2.2.3 – Poços Horizontais de Raio Curto
A taxa de ganho de ângulo, em poços de raio curto, pode variar de 1,5º a 3º por
unidade de pé e o dogleg de 150º a 300º/100 feet. Poços de raio curto são escolhidos
quando se está próximo a zona de produção, é necessário colocar elevação artificial o
mais próximo possível da zona de produção e minimizar a quantidade de buracos a
serem perfurados.
Este tipo de poço é, em geral, utilizado em perfurações de pouca profundidade e
tem como vantagens poderem ser usados na re-entrada em um poço existente e terem
maior precisão do que os anteriores. No entanto, necessitam de equipamentos
personalizados (flexíveis ou articulados) e não permitem testemunhagem ou perfilagem
a cabo.
37
3.3 – Tópicos Complementares
Essa seção irá abordar os principais conceitos e aplicações a respeito de dois
tópicos importantes sobre perfuração direcional e horizontal: Poço Piloto e Poços
Multilaterais.
3.3.1 – Poço Piloto
Diante das estratégias, equipamentos e dificuldades apresentadas na perfuração
de poços horizontais, é comum, antes, se perfurar um poço piloto até a zona produtora.
O objetivo é fazer uma perfuração com custo e tempo menores para a obtenção
do maior número de dados geológicos possível. Os resultados obtidos na perfuração do
poço piloto podem determinar se um poço horizontal deve ou não ser perfurado.
Atualmente, a abertura de um poço piloto é uma prática comum em muitos
lugares. Apesar de todas as informações disponíveis, nos campos em desenvolvimento é
comum encontrar zonas produtoras em profundidades inesperadas. Existem, assim,
vários riscos associados ao não se perfurar um poço piloto.
A Figura 25 ilustra uma aplicação importante do poço piloto vertical. Apesar da
perfuração de um poço piloto implicar a perfuração de um trecho vertical, em geral,
bastante extenso, o fato de ser inteiramente vertical reduz significativamente o custo e a
avaliação da formação ou um minifaturamento para determinar o estado de tensões da
rocha é bem mais facilmente realizado (ROCHA, 2006).
Às vezes, um poço piloto vertical pode levar o poço horizontal a perder o
objetivo, devido à incerteza geológica associada ao grande afastamento do poço piloto
do ponto de entrada do poço horizontal no reservatório. Como forma de mitigar esse
efeito, um segundo projeto de poço piloto direcional é apresentado na Figura 26, onde
parte deste poço é aproveitado para o poço horizontal, o que reduz muito o trecho
adicional perfurado. Neste caso, o custo do poço piloto direcional seco é bem maior que
no caso do poço vertical, devido ao maior trecho perfurado e ao controle direcional.
38
Assim, o que vai decidir a perfuração deste tipo de poço piloto (vertical ou direcional) é
o grau de incerteza de perfuração do poço horizontal (ROCHA, 2006).
Figura 25: Poço piloto vertical. Fonte: ROCHA (2006)
Figura 26: Poço piloto direcional. Fonte: ROCHA (2006).
39
A Figura 27 ilustra outro tipo de perfil de poço piloto direcional, usado quando o
controle geológico é extremamente pobre e a zona de interesse muito delgada. O intuito
é interceptar o ponto de entrada do trecho horizontal com o poço piloto. Depois de
perfilar o poço, o ponto de entrada do trecho horizontal é determinado. O poço piloto é,
então, abandonado e novos kickoff point e taxa de build up são calculados para
interceptar o objetivo na horizontal.
Figura 27: Poço piloto direcional interceptando na entrada prevista do objetivo. Fonte: ROCHA (2006).
Do ponto de vista prático, este último tipo de poço piloto se aplica aos projetos
de raio longo, onde uma coluna de steerable torna essa interceptação possível. No caso
de poço piloto vertical, o trecho perfurado abandonado é considerável.
3.3.2 – Poços Multilaterais
Até agora foi estudado um único poço horizontal ou direcional. Este
conhecimento pode ser estendido para compreender múltiplos poços (horizontais e
direcionais) a partir de um único poço. Esta tecnologia é chamada multilateral e permite
alcançar alvos profundos em diferentes locais do fundo do poço (CARDEN, 2007).
40
Um poço multilateral é formado por um único poço principal com um ou mais
ramos radiais e em várias direções (poços secundários ou adicionais). Este poço pode
ser de exploração, de desenvolvimento ou reentrada em um poço existente. Para
maximizar a produção (drenagem), reduzir custos e recuperar reservas, as companhias
de petróleo têm buscado desenvolver perfuração e completação de poços multilaterais.
Os principais objetivos na perfuração de poços multilaterais são:
a) Reutilização de poços já perfurados e em vias de serem abandonados;
b) Aumentar a exposição do reservatório;
c) Aumentar a produção e índice de recuperação final de um único poço
diminuindo o número de poços;
d) Interceptar diversas zonas produtoras;
e) Perfurar poços em reservatórios de pequena espessura, dispostos ao longo de
um poço cuja explotação isolada seria antieconômica.
f) Diminuir a probabilidade de cones de água e gás;
g) Reduz a incerteza econômica.
Segundo Messer (2008), o primeiro poço multilateral que se tem notícia é um
poço perfurado na antiga União Soviética em 1953. Este poço foi perfurado com nove
laterais que aumentavam a área de exposição do poço na zona de interesse em cinco
vezes e meia e a produção em dezessete vezes. Em contrapartida, o custo foi o dobro de
um poço convencional.
O uso generalizado de poços multilaterais começou com as melhorias realizadas
com a perfuração direcional no final dos anos 80. Inicialmente, foi associada com a
perfuração horizontal e, apesar da perfuração de poços multilaterais ser demasiadamente
cara e envolver riscos, principalmente devido à instabilidade das paredes, existem
vantagens de aumento de produção e economia na perfuração e equipamentos de
superfície. Nesta seção serão consideradas as principais terminologias e aplicações dos
poços multilaterais (ROCHA, 2006).
41
3.3.2.1 – Terminologias
A tecnologia multilateral usa terminologia especial que será enumerada aqui
para melhor compreensão dessa seção. A Figura 28 ilustra os principais termos
utilizados.
a) Laterals (ou laterais) – Os poços laterais são aqueles perfurados a partir de
um poço principal. Nem todos os poços laterais são de fato horizontais,
podem apenas ser desviados. Reservatórios perfurados a partir de poços
horizontais laterais no plano horizontal são branches (ou ramos) e aqueles
perfurados horizontalmente no plano vertical são denominados splays (ou
inclinados), frequentemente chamados de gancho de peixe e espinha de
peixe (CARDEN, 2007).
Figura 28: Geometrias de poços multilaterais. Fonte: CARDEN (2007).
b) Junctions (ou Junções) – São os cruzamentos do poço principal com as
laterais. As junções podem ser classificadas como com ou sem invólucro
(cased ou uncased). A junção sem invólucro é mais usada por ser mais fácil
de montar e mais barata. No entanto, uma junção sem invólucro necessita de
uma melhor estrutura da formação, ou seja, que a parede do poço não caia e
que o poço não seja preenchido com a areia produzida na formação da
junção. Por outro lado, a junção com invólucro tem uma caixa na lateral que
42
se conecta ao poço principal e pode ser preparada mecanicamente através do
posicionamento adequado. São mais caras para instalar e, portanto, são
selecionadas, onde as junções sem invólucro não podem ser usadas.
Poços multilaterais também podem ser classificados pela forma com que as
laterais estão posicionadas. Na Figura 28 são mostradas três configurações básicas, mas
poços multilaterais não estão limitados a estas três formas. Laterais stacked
(empilhadas), por exemplo, são aquelas que saem de um só poço principal em
profundidades diferentes e podem intersectar reservatórios diferentes. A lateral dual
(dupla) é uma multilateral com duas laterais que cruzam, em geral, um mesmo
reservatório. O crows foot é a perfuração de vários poços direcionais em um único poço
e tem o objetivo de drenar diferentes partes de um mesmo reservatório ou reservatórios
diferentes (CARDEN, 2007).
3.3.2.2 – Aplicações
Em geral, poços multilaterais são mais eficazes em reservatórios de baixa a
moderada permeabilidade. Em reservatórios muito permeáveis, a interferência de
produção ocorrerá entre as laterais reduzindo a eficácia das laterais. A seguir serão
destacadas algumas das principais aplicações da perfuração com poços multilaterais.
a) Reservatórios de Óleo Pesado e de Baixa Mobilidade: Além de melhorar a
injeção de gás, os poços multilaterais espalhados horizontalmente maximizam a
produção e melhoram a recuperação de reservatórios delgados de óleo pesado,
rasos ou depletados através do aumento da área de drenagem do poço. Em
reservatórios com estreita coluna de óleo, os poços multilaterais horizontais
retardam a produção de gás e água e a formação de cones de gás e água, como
foi visto anteriormente.
b) Reservatório de Baixa Permeabilidade ou Naturalmente Fraturado: Os
reservatórios que apresentam baixa permeabilidade e fraturas naturais são,
frequentemente, considerados como limitantes de produtividade, pois a
43
anisotropia (variação das propriedades com a direção) da formação é um fator
importante no projeto de poços multilaterais.
c) Reservatórios Pequenos, Depletados ou de Baixa Pressão: Os poços multilaterais
permitem que reservatórios pequenos, depletados e de baixa pressão sejam
desenvolvidos, o que seria inviável em poços verticais convencionais ou poços
de alta inclinação e horizontais.
d) Reservatórios em Camadas ou Formações Laminares: Poços com pernas laterais
paralelas (ou stacked) melhoram a produtividade e a recuperação quando os
reservatórios apresentam várias camadas, pois conectam vários intervalos
produtores separados por barreiras verticais ou por contrastes de permeabilidade.
Como consequência, há a produção simultânea de zonas intercaladas mantendo a
produção acima do limite econômico das instalações de superfície e prolongando
a vida útil do campo.
e) Reservatórios Isolados ou Compartimentados: Poços multilaterais podem
produzir reservas isoladas que foram geradas por diagênese (mudança química,
física ou biológica sofrida por um sedimento após a sua deposição inicial,
durante e após a litificação, que são os processos que convertem sedimentos em
rocha consolidada) ou falhas selantes. Quando o volume de reserva em blocos
individuais não justifica um único poço dedicado à produção, os poços
multilaterais podem conectar reservatórios compartimentados. Essa separação
em compartimentos também ocorre quando um aquífero ou água injetada varre
as áreas de baixa permeabilidade deixando bolsões de óleo e gás que podem ser
recuperados por poços multilaterais.
44
4 – ESTUDO DE CASOS
Neste capítulo será estudado o comportamento de trajetórias em alguns
exemplos utilizando o software COMPASSTM
e, em seguida, um estudo dessas
trajetórias utilizando as fórmulas clássicas apresentadas no Capítulo 3 com o auxílio do
software Maple. A região fictícia considerada (denominada Campo Esmeralda) é rica
em hidrocarbonetos, está localizada em águas ultraprofundas (2000 m de lâmina d’água)
e possui solo instável, o que inviabiliza a colocação de uma cabeça de poço. Portanto,
são escolhidas regiões próximas para o início da perfuração, como ilustra a Figura 29.
Figura 29: Campo Esmeralda.
COMPASSTM
consiste de um software de perfuração direcional. É aplicado para
o planejamento de trajetórias direcionais, gerenciamento de dados, desenho e análise de
anti-colisão, aumentando a segurança, eficiência e eficácia de custo de programas
direcionais. COMPASSTM
possui ferramentas fáceis de manusear, métodos de
planejamento 2D e 3D, custo de torque/ arraste, etc. que podem ser atualizados em
tempo real (HALLIBURTON, 2011). O Maple é um sistema de computação algébrica,
capaz de efetuar operações simbólicas e cálculos complexos de uma maneira simples.
Campo Esmeralda
45
Para cada trajetória proposta a seguir, alguns dados serão fornecidos (como
coordenadas de cabeça de poço e objetivo) e outros serão calculados (em geral
inclinação, azimute e KOP), todos em metros para distâncias e em graus para ângulos.
As imagens com as trajetórias serão exibidas na vista em seção vertical (vertical
section) e em três dimensões (3D view). Na vista em seção vertical (vertical section)
observa-se uma seção projetada sobre o plano vertical que contém a sonda e o objetivo,
sendo a profundidade vertical (TVD) e o afastamento os eixos ortogonais com escalas
diferentes, onde a distância de 175m para o eixo horizontal corresponde a 750m para o
eixo vertical. Foi optado pelo uso desta escala simplesmente para destacar o tipo de
trajetória sugerida.
4.1 – Trajetória Direcional
De forma ilustrativa, admite-se que a litologia do poço (hipotético) A, localizado
no Campo Esmeralda, caracteriza-se, de forma simplificada, pela presença de uma zona
de gás raso a 2000 m de profundidade, 1600 m de folhelhos, espessa camada de sal
(1900 m) até que seja atingido o objetivo principal (a 7000 m de profundidade vertical),
conforme a Figura 30.
Figura 30: Litologia do poço hipotético A.
46
Para ilustrar as trajetórias, a colocação da cabeça de poço será na região X2, com
coordenada, em metros, de (3000, 2500,0), onde x é a distância leste-oeste, y a norte-sul
e z a profundidade vertical.
4.1.1 – Trajetória do Tipo I (ou Trajetória Slant)
Esta trajetória consiste de uma fase inicial vertical, um trecho de ganho de
ângulo e um trecho com inclinação constante (slant), até atingir o objetivo. Parâmetros
como dogleg (2º/30m), coordenadas da cabeça do poço e objetivo foram fixadas.
A inclinação do trecho slant calculada pelo COMPASSTM
foi de 16,29º, azimute
de 34,99º, como ilustra a Figura 31.
Figura 31: Imagem dos dados do software COMPASSTM para Trajetória Slant.
A trajetória na vista em seção vertical, cujo afastamento é de 1220,66m e sua
representação no espaço tridimensional estão representadas na Figura 32 e Figura 33,
respectivamente.
47
Figura 32: Vista em seção vertical da trajetória Slant.
Figura 33: Ilustração da trajetória de um poço do Tipo I em 3D.
4.1.1.1 – Verificação dos Resultados
Os parâmetros fornecidos para esta trajetória foram:
- Coordenadas da base X2(3000, 2500, 0);
- Coordenadas do objetivo A(3700, 3500, 7000) ( );
- dogleg (q) de 2º/30m e
- Profundidade (em cota) do KOP ( ) 2700m.
48
A seguir serão calculados, algebricamente, utilizando o software Maple, os
demais parâmetros seguindo as equações desenvolvidas ao longo do Capítulo 3, em
especial no item 3.1.1 e os conceitos apresentados no decorrer deste trabalho.
O software COMPASSTM
fixou as direções Norte-Sul e Leste-Oeste
paralelamente ao sentido de crescimento dos eixos x e y, respectivamente. Logo, o
cálculo do azimute φ pode ser feito de acordo com a Equação (4.1).
(4.1)
onde
. (4.2)
A Figura 34 ilustra a idéia associada ao cálculo do azimute e do afastamento.
Figura 34: Figura ilustrativa para o cálculo do afastamento e azimute.
49
O afastamento é dado pela distância da cabeça de poço até o objetivo no
plano xy, logo
distânciacabeça do poço, objetivo = (4.3)
= (4.4)
(4.5)
O raio de curvatura R pode ser calculado pela Equação (3.1), ou seja
(4.6)
O ângulo máximo foi calculado através da Equação (3.28), pois , logo:
= (4.7)
= =
Para este valor de , o comprimento do arco que corresponde ao trecho de
ganho de ângulo pode ser calculado pela Equação (3.10),
(4.8)
50
Além disso, a profundidade total medida até o objetivo, na profundidade
total em cota (TVD) de 7000m, pode ser calculada através das equações (3.8) e (3.14),
logo
0,199, (4.9)
e
(4.10)
A distância horizontal até o final do trecho de crescimento de ângulo é dado
pela Equação (3.17), tal que
. (4.11)
A profundidade em cota (TVD), até o final do trecho de crescimento de
ângulo pode ser calculada pela Equação (3.16),
(4.12)
51
4.1.2 – Trajetória do Tipo II (ou Trajetória S)
Cada etapa desta trajetória realizada no software COMPASSTM
está ilustrada na
Figura 35 em forma de tabela.
Figura 35: Imagem dos dados do software COMPASSTM para Trajetória S.
Como dados de entrada, foram fixadas as coordenadas da cabeça de poço (3000,
2500, 0), entrada do objetivo (3700, 3500, 7000), possível profundidade de início do
kick off point (2700 m) e o dogleg (2º/30m). Enquanto para o trecho de ganho de ângulo
o dogleg foi fixado em 2º/ 30m, para o trecho de perda de ângulo, 1,5º/ 30m.
O poço alcançou a profundidade final em cota (TVD) como estipulado com uma
profundidade final medida de -7184,47m. Para ajustar a coordenada y, o azimute
calculado pelo software foi de 34,99º, inclinação do trecho slant 17,64º e afastamento
de 1220,66m.
A trajetória na vista em seção vertical está ilustrada na Figura 36 e na Figura 37
uma representação no espaço tridimensional.
52
Figura 36: Representação da trajetória S na vista em seção vertical.
Figura 37: Ilustração da trajetória de um poço do Tipo II em 3D.
4.1.2.1 – Verificação dos Resultados
Para a trajetória S ou do Tipo II os dados fornecidos foram análogos aos da
trajetória do Tipo I. Assim, o valor do afastamento e azimute são iguais e,
adicionalmente, foi dado profundidade em que se inicia a perda de
ângulo. Utilizando a Equação (3.1) calcula-se os dois raio de curvatura, do trecho de
crescimento e perda de ângulo.
53
(4.13)
e
(4.14)
Como é maior do que o afastamento , o ângulo máximo pode ser
calculado através da Equação (3.30), ou seja
(4.15)
Os demais valores podem ser obtidos similarmente à subseção 4.1.1.1.
4.2 – Trajetória Horizontal
Para as trajetórias horizontais, considera-se uma configuração distinta para o
poço (hipotético) B, onde existirão dois objetivos. O primeiro será o objetivo principal a
4800m de profundidade e segundo (objetivo secundário) na profundidade de 5000m,
como ilustra a Figura 38.
Para ilustrar esse tipo de trajetória, a cabeça de poço estará situada em X1, cuja
coordenada é (2500, 12000, 0), em metros, e o objetivo principal deve ser alcançado em
(5000, 12000, 4800) e depois o objetivo secundário, 200m mais profundo. Ou seja, em
ambos o afastamento será de 2500 m e azimute de 0o.
54
Figura 38: Litologia do poço hipotético B.
4.2.1 Trajetória Horizontal e Poço Multilateral
Para atingir o objetivo principal, a proposta é que seja realizada uma trajetória
horizontal. Foram fixadas as coordenadas da cabeça de poço e objetivo, o ponto em que
o poço pode começar a desviar da vertical (-3750m) e a inclinação de chegada no trecho
horizontal (86º). Para a obtenção de uma melhor trajetória, o COMPASSTM
calculou
que o poço kick off point deveria estar a 4463,82m de profundidade e dogleg de
3,19º/30m. Depois de atingido o trecho horizontal, o dogleg foi fixado em 2º/30m e a
inclinação obtida foi de 90,06º, como representado pela Figura 39 do software.
Para o objetivo secundário, foi projetado um sidetrack lateral na profundidade
(calculada) de 4254,65m. A inclinação do início do trecho horizontal foi fixada em 85º e
para isso o dogleg calculado foi de 3,138º/30m. Depois de atingido o trecho horizontal,
o dogleg foi fixado em 2º/30m e a inclinação variou de 90,1º a 90º, conforme a Figura
40.
55
Figura 39: Imagem dos dados do software COMPASSTM para Trajetória Horizontal.
Figura 40: Imagem dos dados do software COMPASSTM para o sidetrack.
Na Figura 41 a imagem da trajetória horizontal em verde e o sidetrack em azul
na vista em seção vertical (neste caso, em particular, no plano xz) e na Figura 42 a
representação no espaço tridimensional.
Figura 41: Vista em seção vertical das trajetórias Horizontais.
56
Figura 42: Ilustração da trajetória Horizontal e Multilateral em 3D.
4.2.1.1 – Verificação dos Resultados
A trajetória horizontal proposta neste trabalho é composta de um trecho vertical,
um de ganho de ângulo, finalizando com um horizontal. A inclinação na entrada do
trecho horizontal foi fixada em graus e o raio de curvatura calculado no software
Maple através da Equação (3.29). Com isso, pela Equação (3.1), o dogleg pode ser
determinado, assim como os demais parâmetros de forma similar a trajetória do Tipo I.
Os resultados algébricos para a trajetória horizontal foram novamente
semelhantes aos apresentados pelo software COMPASSTM
e não serão discutidos
apenas por concisão, mas podem ser verificados no Apêndice.
57
5 – CONSIDERAÇÕES FINAIS
5.1 – CONCLUSÃO
Neste trabalho foi feito o estudo das trajetórias de poços horizontais e
direcionais, descrevendo os motivos de se realizar esses tipos de perfuração, as
características e o estudo de alguns casos hipotéticos.
No Capítulo 1 o assunto foi introduzido com uma abordagem histórica e uma
breve apresentação desta técnica que vem evoluindo de maneira tão significante. No
Capítulo 2 foram descritas as principais definições e conceitos básicos para o estudo das
trajetórias, as razões que levam a se perfurar poços direcionais ou horizontais e as
considerações pertinentes sobre os projetos.
No Capítulo 3 o assunto foi desenvolvido, com a descrição das configurações
básicas de poços direcionais, a apresentação das equações que modelam os diferentes
tipos de trajetórias, sendo elas do Tipo I ou Slant, do Tipo II ou S ou do Tipo III ou S
Modificada. Em seguida, a apresentação, mais especificamente, dos poços horizontais,
piloto e multilaterais.
O quarto capítulo destinou-se ao estudo de casos, ou seja, planejamento de
diferentes tipos de trajetórias direcionais e horizontais utilizando o software
COMPASSTM
para um campo hipotético. Em seguida, a confirmação dos resultados
pelas equações descritas no Capítulo 3.
Por último, mas não menos importante, tencionou-se mostrar que o adequado
entendimento da teoria é fundamental para o uso correto de ferramentas
computacionais, bem como para aumentar a confiança na utilização destas. Após a
confrontação dos resultados obtidos pelo software COMPASSTM
com os decorrentes
dos cálculos analíticos, valida-se o funcionamento do primeiro, bem como consolida-se
a compreensão da terminologia empregada em sua interface gráfica. Em outras palavras,
garante-se que os dados fornecidos e os resultados obtidos são, realmente, o que o
operador entendeu.
58
5.2 – Sugestão para Trabalhos Futuros
O estudo de trajetórias direcionais e horizontais foi apenas iniciado e como
sugestão para trabalhos futuros ficam alguns tópicos complementares e de suma
importância, como a análise dos diferentes tipos de fluido de perfuração, programa de
completação/revestimento, posicionamento das sapatas de revestimento de um poço,
pesquisa a cerca da geologia da área (litologia, pressões, objetivos, riscos geológicos e
fluidos esperados) e levantamento dos tipos de brocas.
Outras sugestões para trabalhos futuros incluem a análise e descrição dos
equipamentos especiais usados na perfuração direcional, tais como Motor de Fundo
(Mud Motor), Sistemas Steerable e Rotary Steerable, Turbinas, MWD (Measurement
While Drilling), LWD (Logging While Drilling), etc.
59
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Petróleo, Gás e Biocombustíveis, 2011. 20p. Notas de aula de Arnaldo Warszawski.
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60
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Janeiro: Editora Interciência, 2009, 561p.
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Disponível em: <http://www.jwco.com/technical-litterature/p11.htm>. Acesso em: 31 ago.
2011.
61
APÊNDICE
1
COMANDOS DO SOFTWARE MAPLE PARA ENCONTRAR OS
PARÂMETROS DAS TRAJETÓRIAS UTILIZANDO AS EQUAÇÕES DO
CAPÍTULO 3
a) Trajetória do Tipo I ou Slant
>
>
>
> > >
> >
>
>
>
>
>
>
>
>
>
2
>
>
>
>
>
>
>
>
b) Trajetória do Tipo II ou S
>
> > > >
> >
>
>
>
>
>
3
>
>
>
>
>
c) Trajetória Horizontal
> >
>
>
> > >
>
>
>
>
>
4
>
>