tÍtulo: anÁlise operacional das atividades …
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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO
PRÓ-REITORIA DE GRADUAÇÃO
DEPARTAMENTO DAS CIÊNCIAS EXATAS E NATURAIS
ENGENHARIA DE PETRÓLEO
DOMINGOS SÁVIO PINHEIRO DA CÂMARA JUNIOR
TÍTULO: ANÁLISE OPERACIONAL DAS ATIVIDADES EMPREGADAS NO
PROJETO DE POÇO DE PETRÓLEO TERRESTRE.
MOSSORÓ
2018
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DOMINGOS SÁVIO PINHEIRO DA CÂMARA JUNIOR
ANÁLISE OPERACIONAL DAS ATIVIDADES EMPREGADAS NO PROJETO
DE POÇO DE PETRÓLEO TERRESTRE.
Monografia apresentada a Universidade
Federal Rural do Semi-Árido como
requisito para obtenção do título de
Bacharel em ENGENHARIA DE
PETRÓLEO.
Orientador: Prof. Dr. Rodrigo César
Santiago
MOSSORÓ
2018
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©Todos os direitos estão reservados à Universidade Federal Rural do Semi-Árido.O
conteúdo desta obra é de inteira responsabilidade do (a) autor (a), sendo o mesmo,
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Setor de Informação e Referência
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DOMINGOS SÁVIO PINHEIRO DA CÂMARA JUNIOR
TÍTULO: ANÁLISE OPERACIONAL DAS ATIVIDADES EMPREGADAS NO
PROJETO DE POÇO DE PETRÓLEO TERRESTRE.
Monografia apresentada a Universidade
Federal Rural do Semi-Árido como
requisito para obtenção do título de
Bacharel em ENGENHARIA DE
PETRÓLEO.
Defendida em: _____ / _____ / __________.
BANCA EXAMINADORA
_________________________________________
Prof. Dr. Rodrigo César Santiago
Presidente - UFERSA
_________________________________________
Prof. Dr. Antônio Robson Gurgel
Membro Examinador - UFERSA
_________________________________________
Prof. Dr. Ricardo Henrique Rocha de Carvalho
Membro Examinador - UFERSA
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Aos meus avós maternos: José Moura
Filho e Maria das Dores (in memorian),
paternos: José Antonio P. da Câmara
(in memorian) e Ilza Freitas, que desde
cedo sempre tiveram um carinho
especial por mim. Sempre incentivando
a leitura e os ensinamentos da vida.
Aos meus pais, Domingos Câmara e
Janete Moura, que sempre esteve
presente em minha vida, mostrando o
caminho certo a ser seguido para se ter
uma vida equilibrada, dedicando o
devido tempo para a família, estudos,
trabalho e amigos.
6
AGRADECIMENTOS
Agradeço aos meus irmãos, Richardson e Michel, que sempre estiveram presente
nos vários momentos de minha vida, desde os estudos até na vida social com primos e
amigos.
Aos meus sobrinhos, Luis Eduardo (Dudu), Miguel (Miguelzin), Sara (Sarinha) e
Rafaela (Rafinha) pelos quais tenho um carinho sincero.
A minha esposa, Mirlla Martins, que desde o início do nosso namoro, incentivou
para que eu concluísse a graduação. Ela como sempre companheira, dedicada e
contribuindo para se ter uma vida de forma harmoniosa, com muita paz e saúde.
Aos primos, tios, tias, sogro (Francisco Rocha) e sogra (Mirtes Martins) pelo
companheirismo e amizade.
A empresa e aos amigos do trabalho, pela flexibilidade do horário de serviço
administrativo e compreensão dos mesmos.
Ao Prof. Dr. Rodrigo César Santiago, por estar sendo novamente meu orientador e
como sempre muito atencioso, paciente, disponível e procurando orientar para que este
trabalho pudesse ser realizado da melhor forma possível.
Aos demais Professores do Departamento de Engenharia de Petróleo da Ufersa pela
disponibilidade e atenção durante todo o curso.
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Jamais considere seus estudos como uma
obrigação, mas como uma oportunidade
invejável para seu próprio prazer pessoal
e para proveito da comunidade á qual
seu futuro trabalho pertencer.
Einstein
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RESUMO
O projeto de poço de petróleo passa por diversas etapas. Inicialmente é
realizado um planejamento para sua elaboração, em que é realizado um detalhamento
das fases de perfuração. Dentre os principais elementos de interesse temos os números
de fases, capacidade de carga da sonda, composição da coluna de perfuração, tipo e
profundidade de assentamento do revestimento, tipo de fluido de perfuração e suas
propriedades, tipo de broca, pés e rotação sobre a broca (parâmetros mecânicos) e a
pressão, vazão e diâmetro dos jatos (parâmetros hidráulicos), além da definição da
locação e a mesma estar com licenciamento ambiental aprovado. Do estudo dessas
variáveis resulta num projeto de poço, com seu objetivo e procedimentos operacionais a
serem seguidos. Otimizar a perfuração é escolher parâmetros de modo a se conseguir
uma perfuração econômica e segura. Este trabalho se baseou em um estudo de um
projeto de poço terrestre na região Mossoró, apresentando perfuração com trajetória
direcional, profundidade final vertical de 670m e medida de 967m. O objetivo principal
do projeto foi a produção de óleo na formação Açu. De acordo com o projeto os
principais custos ficaram por conta da taxa da sonda, elementos de perfuração direcional
e revestimento. O objetivo do trabalho é analisar os dados de um projeto de poço de
petróleo.Por fim, os projetos devem ser bem elaborados e executados, pois a construção
de um poço apresenta elevados custos.
Palavras-chave: Perfuração de Poços. Petróleo. Perfuração Terrestre.
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ABSTRACT
The oil well project goes through several stages. Initially a planning for its elaboration
is carried out, in which a drilling phase is detailed. Among the main elements of interest
we have the numbers of phases, probe load capacity, drilling column composition, type
and depth of setting of the coating, type of drilling fluid and its properties, type of drill,
feet and rotation on the (mechanical parameters) and the pressure, flow and diameter of
the jets (hydraulic parameters), in addition to the definition of the location and the same
with approved environmental licensing. The study of these variables results in a well
project, with its objective and operational procedures to be followed. Optimize drilling
is to choose parameters in order to achieve economical and safe drilling. This work was
based on a study of a on shore well project in the Mossoró region, showing drilling with
directional trajectory, vertical final depth of 670m and a measurement of 967m. The
main objective of the project was the production of oil in the Açu formation. According
to the project the main costs were borne by the probe rate, directional drilling elements,
coating, cementing, drilling fluids and materials, transportation, among others. Finally,
well designs must be well designed and executed, since the construction of a well has
high costs.
Keywords: Well Drilling. Oil. Earth Drilling.
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Mapa da bacia potiguar..................................………….………………….16
Figura 2 – Prospecto do poço...…..................................………………………….......18
Figura 3 – Sonda de perfuração..........................................………….……………......21
Figura 4 – Tubos de perfuração..........................................………….………………..23
Figura 5 – Tubos de Perfuração pesados............................………….………………..24
Figura 6 – Custo do poço....................................................………….………………..37
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LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Dados iniciais do projeto..............................………….……………….30
Tabela 2 – Dados da coluna de perfuração.....................………….……………….31
Tabela 3 – Dados do programa de brocas.......................………….……………….33
Tabela 4 – Dados do fluido de perfuração......................………….……………….34
Tabela 5 – Dados do revestimento..................................………….……………….35
Tabela 6 – Dados da cimentação.....................................………….……………....36
Tabela 7 – Dados dos custos do poço..............................………….………………37
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LISTA DE SIGLAS
DP Drill Pipe
HW Heavy Weight
DC Drill Collar
MF Motor de Fundo
MWD Measurement While Drilling
LWD Logging While Drilling
RR Roller Reamer
DJ Drilling Jar
FS Float Sub
KM Kmonel
BR Broca
PDC Polycrystalline Diamond Compact
BHA Bottom Hole Assembly
TBF Tempo Broca Fundo
GPM Galões Por Minuto
ROP Taxa de penetração
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SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO
......................................................................................................14
2.
OBJETIVOS.............................................................................................................15
2.1. OBJETIVO GERAL................................................................................................15
2.2. OBJETIVO
ESPECÍFICOS.....................................................................................15
3. REVISÃO DA LITERATURA................................................................................16
3.1. BACIA POTIGUAR ...............................................................................................16
3.2. PERFURAÇÃO DE POÇOS
...................................................................................18
3.2.1. PERFURAÇÃO
ROTATIVA..............................................................................19
3.2.2. SONDA
PERFURAÇÃO......................................................................................19
3.3. PERFURAÇÃO DIRECIONAL
.............................................................................21
3.4. BHA........................................................................................................................22
3.5. PROBLEMAS SOBRE INCLINAÇÃO DE POÇOS
............................................25
3.6. PROJETO DE POÇO.............................................................................................26
4. METODOLOGIA .....................................................................................................29
5. RESULTADOS E DISCUSSÕES ............................................................................30
6. CONCLUSÃO............................................................................................................38
REFERÊNCIAS............................................................................................................39
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1. INTRODUÇÃO
Os investimentos globais em exploração e produção na indústria do petróleo e
gás cresceram de forma acentuada nas últimas décadas. Atualmente, há um
reconhecimento significativo da importância da etapa de perfuração de poços para as
empresas do segmento, devido a complexidade e elevados custos na construção de
poços de petróleo.
A descoberta de uma jazida de petróleo é uma tarefa que envolve um longo e
dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos das bacias sedimentares.
Somente após exaustivo prognóstico do comportamento das diversas camadas do
subsolo, os geólogos e geofísicos decidem propor a perfuração de um poço, que é a
etapa que mais investimentos exige em todo o processo de prospecção
(THOMAS,2004).
Conforme Bommer (2007), a perfuração de um poço é realizada por meio de uma
sonda, que é um equipamento de grande porte, ruidoso e que opera diversos outros
equipamentos. As sondas de perfuração são classificadas em onshore (terrestres) ou
offshore (marítimas). Se a exploração de petróleo é realizada no continente é chamada
de Onshore e quando a atividade for afastada da costa é conhecida como Offshore.
A perfuração de poços evoluiu bastante 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 é
vista como um método de aumentar a produtividade de um poço, ao mesmo tempo em
que se reduz o impacto ambiental (ARAÚJO, 2012).
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Deste modo, a perfuração de poços é um fator primordial para que o objetivo
principal, que é o acesso do reservatório com a superfície, seja realizado. Torna-se
necessário que a trajetória perfurada seja a menor possível, dentro das limitações das
locações e obedecendo as exigências de projeto baseadas nas formações geológicas,
com dimensionamento de ferramentas e técnicas mais eficientes e com menor custo
possível, mas respeitando o fator segurança nas operações. Assim, é importante analisar
os custos e as atividades realizadas na perfuração de poços de petróleo baseadas em
materiais, serviços, equipamentos, logística e equipe técnica.
2. OBJETIVOS
2.1 OBJETIVO GERAL
Este trabalho tem o propósito de verificar as principais atividades empregadas na
construção de um poço direcional na região Mossoró para produção de óleo.
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analisar os dados de um projeto de perfuração de poço de petróleo on shore
direcional.
Apresentar e avaliar as operações em diferentes fases para construção de um
poço de petróleo direcional na região de Mossoró.
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3. REVISÃO DA LITERATURA
3.1. BACIA POTIGUAR
A Bacia Potiguar está localizada no extremo leste da margem equatorial do Brasil,
compreendendo parte dos estados do Rio Grande do Norte e Ceará, bem como suas
plataformas continentais. A bacia é limitada a sul e a oeste por rochas do embasamento
cristalino, ao norte e leste pelo Oceano Atlântico e, a noroeste, pela Bacia do Ceará.
A seguir, o mapa da localização da Bacia Potiguar, conforme figura 1:
Figura 1 - Mapa de localização da Bacia Potiguar (Angelim et al., 2006; Mohriak, 2003).
Fonte: ANP (2017)
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Araripe & Feijó (1994) sugeriram a organização litoestratigráfica para a bacia,
subdividindo as sequências sedimentares em três grupos: Areia Branca, Apodi e
Agulha. O grupo Apodi é representado pelas formações Açu, Jandaíra, quebradas e
ponta do mel.
A formação Jandaíra, proposta primeiramamente por Sampaio & Schaller (1968), é
constiuida por calcarenitos, calcarenitos bioclásticos e calcilutitos. Os sedimentos foram
depositados em uma grande plataforma carbonática que recobriu toda porção emersa da
bacia, entre o Turoniano e o Meso-Campaniano. Esta formação possui um contato
concordante com os clásticos transicionais das formações Açu e Quebradas.
A formação Açu é constituída por sedimentos siliciclásticos, com predominância de
arenitos e lamitos, que formam uma sucessão estratigráfica da ordem de centenas de
metros de espessura, compondo ciclos de afinamento textural para o topo. Esta
deposição está relacionada a um evento transgressivo que culmina com os carbonatos de
plataforma da Formação Jandaíra. Na formação Açu encontram-se os principais
reservatórios de hidrocarbonetos da Bacia Potiguar, e constitui um importante aquífero
da região Nordeste.
Vasconcelos et al. (1990) a partir da análise de perfis elétricos, descrição de
afloramentos e testemunhos, compartimentaram a Formação Açu em quatro unidades
estratigráficas operacionais (denominadas de unidades Açu-1 a Açu-4), identificáveis
em perfis de poços e rastreáveis por correlação ao longo de toda a porção emersa da
bacia.
A unidade Açu-1 representa depósitos de leques aluviais. As unidades Açu-2 e Açu-
3 correspondem aos grandes ciclos fluviais da Formação Açu, apresentando padrão de
afinamento textural para o topo. A base da unidade Açu-3 é caracterizada por uma
reativação do sistema fluvial. A unidade Açu-4 é constituída por depósitos de origem
estuarina.
18
A seguir, o prospecto do poço (UFERSA10D-RN), conforme figura 2:
Figura 2. Prospecto mostrando esquema da litologia do poço.
Fonte: ANP (2017)
3.2. PERFURAÇÃO DE POÇOS
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A perfuração de poços de petróleo é feita através de uma sonda de perfuração,
constituída de uma estrutura metálica (torre) e de equipamentos especiais. A torre
sustenta um tubo vertical, a coluna de perfuração, em cuja extremidade é colocada uma
broca. Através de movimentos de rotação transmitidos por parte da coluna de
perfuração à broca, as rochas são perfuradas. Para se evitar desmoronamentos nas
paredes, injeta-se na coluna o fluido de perfuração (lama de perfuração), que serve para
lubrificar a broca, conduzir os fragmentos oriundos da desintegração das rochas à
superfície e manter um determinado gradiente de pressão ao longo do comprimento do
poço (FREITAS, 2018).
3.2.1. PERFURAÇÃO ROTATIVA
A perfuração pelo método rotativo é realizada através do movimento de rotação e
peso aplicados a uma broca, comprimindo a rocha e causando seu esmagamento. A
retirada dos cascalhos gerados é realizada através do fluido de perfuração que é injetado
pela coluna de perfuração e retorna pelo espaço anular entre a coluna de perfuração e a
parede do poço (MELCHIADES, 2018).
3.2.2. SONDA PERFURAÇÃO
A Sonda de perfuração é composta pelos seguintes sistemas: Sistema de
sustentação de cargas, sistema de geração e transmissão de energia, sistema de
movimentação de cargas, sistema de segurança, sistema de rotação convencional,
sistema de circulação, sistema de segurança do poço, sistema de monitoração. Estes
sistemas estão presentes em todas as sondas, independentemente de sua capacidade de
carga e de outros fatores.
O sistema de sustentação de cargas é constituído por um mastro ou torre,
subestrutura e base. Ele tem a função de sustentar e distribuir o peso
igualmente até a fundação ou base da estrutura.
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Sistema de geração e transmissão de energia utiliza normalmente fornecido por
motores a diesel para o acionamento dos equipamentos de uma sonda.
Sistema de movimentação de cargas permite movimentar as colunas de
perfuração, de revestimento e outros equipamentos. Os principais equipamentos
são: guincho, bloco de coroamento, catarina, cabo de perfuração, gancho e
elevador.
Sistema de rotação é constituído de equipamentos que promovem ou permitem a
livre rotação da coluna de perfuração. São eles: mesa rotativa, o kelly, cabeça de
circulação ou swivel e motor de fundo.
Sistema de circulação são equipamentos que permitem a circulação e o
tratamento do fluído de perfuração. O fluído é bombeado através da coluna de
perfuração até a broca, ao retornar a superfície, traz consigo os cascalhos
cortados pela broca.
Sistema de segurança do poço que tem a função de evitar uma invasão
descontrolada de fluidos da formação para o poço. Ele é constituído dos
equipamentos de segurança de cabeça de poço (ESCP) e dos equipamentos
complementares que possibilitam o fechamento e controle do poço.
Sistema de monitoração consiste nos equipamentos necessários ao controle da
perfuração como manômetros, indicador de peso sobre a broca, indicador de
torque e tacômetro.
21
A seguir, tem-se um esquema de uma sonda de perfuração rotativa, conforme
figura 3.
Figura 3. Perfuração em terra (Onshore)
3.3. Perfuração Direcional
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Os Poços direcionais são definidos como poços perfurados onde os objetivos a
serem atingidos, determinados pela geologia, estão localizados em coordenadas
diferentes da cabeça do poço, ou seja, de sua locação na superfície.
Este desvio intencional é obtido a partir da técnica de perfuração direcional.
A perfuração direcional tem sido utilizada em grande escala na indústria do petróleo
devido à existência de áreas com muitas falhas geológicas que acabam provocando um
grande distanciamento entre os objetivos e a locação na superfície, além da existência
de situações que devido à acentuada inclinação dos sedimentos o controle da
verticalidade se faz necessário (ROCHA, 2011).
No entanto, este controle se torna muito difícil e oneroso para o custo final do
poço sendo, neste caso, uma boa solução o deslocamento da sonda para uma locação
onde seja possível atingir o objetivo desejado através de desvios na trajetória do poço.
Os poços direcionais são perfurados com diversas aplicações dentre as quais
podemos citar:
Atingir alvos de difícil acesso como, por exemplo, alvo marítimo com a sonda
localizada em terra, zonas urbanas e montanhosas.
Perfurar a partir de uma plataforma única para o desenvolvimento de campos de
petróleo (perfuração em cluster);
Explorar novas reservas, ou seja, perfuração de poços exploratórios ou para
delimitação do reservatório ou investigação dos reservatórios adjacentes;
Perfurar em áreas urbanas e de proteção ambiental,etc.
3.4. BHA (Bottom hole assembly)
Saber compor uma coluna de perfuração é uma das tarefas mais importantes da
perfuração de poços de petróleo. Ela é composta por tubos de perfuração acrescidos de
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um conjunto de ferramentas geralmente referidas como composição de fundo ou (BHA)
que é composto por tubos de perfuração, tubos pesados, comandos, estabilizadores,
broca e motor de fundo (ROCHA, 2011).
A seguir, tem-se um esquema de um tubo de perfuração, conforme figura 4.
Figura 4. Tubos de perfuração, figura 12.2 Drill Pipe
http://dc251.4shared.com/doc/E-BbPSL9/preview.html
Os Comandos são tubos de perfuração pesados e com grande rigidez usados
principalmente para fornecer peso sobre a broca. Monel é um tipo de DC cuja finalidade
é alojar equipamentos de leitura magnética para medições direcionais e promover o
afastamento entre a parte magnetizável da coluna (DC, HWDP e estabilizadores) da
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parte da composição de fundo que não pode sofrer interferência magnética (ROCHA,
2008).
HWDP são utilizados para dar peso sobre a broca e usados entre os comandos e os
drillpipes para permitir uma mudança gradual da rigidez da coluna.
A seguir, tem-se um esquema de um tubo pesado de perfuração, conforme figura 5:
Figura 5. Tubos Pesados, (Fonte: http://portuguese.alibaba.com/product-gs/integral-heavy-weight-drill-pipe-271172190.html, ano 2013).
Estabilizadores são equipamentos de grande importância para a perfuração
direcional. Suas funções, entre outras: são estabilizar a composição de fundo (BHA),
controlar o desvio do poço, manter os comandos no centro do poço e reduzir a vibração
lateral, prevenir prisão por diferencial de pressão e desgaste dos comandos.
Percussor de perfuração (Drilling Jar) é utilizado para facilitar a retirada da
coluna do poço em casos de prisão, reduzindo os riscos de pescaria. Nos poços
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direcionais o atrito da coluna com o poço é sempre mais acentuado do que em poços
verticais (ROCHA, 2008).
Float Sub é usada para evitar que, em caso de desbalanceamento de pressões entre
o anular e o interior da coluna, haja um fluxo reverso que venha entupir os jatos da
broca ou desalojar ferramentas especiais de registro direcional contínuo, como o
steering tool e o MWD.
Brocas – sua seleção é função de vários fatores, que incluem os tipos das
formações a serem atravessadas e a qualidade de limpeza do poço desejada. As brocas
tricônicas podem perfurar uma gama maior de tipos de formações quando comparadas
com a PDC. De forma geral, as brocas PDC possuem um melhor desempenho em
seções de formação uniformes (utilização em sistemas Rotary steerable). São aplicadas
para formações macias, firmes, não muito duras, não-abrasivas e que não sejam
pegajosas (gummy), para evitar o enceramento da broca.
Motor de fundo é o motor de deslocamento positivo (hidráulico), conectado logo
acima da broca e movimentado pelo fluxo de fluido de perfuração que circula em seu
interior. Sua função principal é transmitir rotação e torque a broca independente da
rotação da coluna.
LWD (logging while drilling) e MWD (measure while drilling), o BHA pode
conter um ou mais sensores de LWD, cujos tipos são: raios gama (identificar a
argilosidade das formações); resistividade (identificar o tipo de fluido contido nos poros
das rochas); sônicos (perfis radioativos que indicam a porosidade das rochas);
ressonância magnética (identifica e tipifica os fluidos contidos na rocha (água, gás,
óleo). MWD essa ferramenta é responsável pelo registro direcional que dirá a inclinação
e direção azimutal do poço.
A transmissão de dados é feita em forma de pulsos de pressão através do fluido de
perfuração no interior da coluna e captados na superfície em tempo real (ROCHA,
2008).
3.4.PROBLEMAS SOBRE INCLINAÇÃO DE POÇOS
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Parâmetros que estão ligados as prováveis dificuldades na perfuração de um poço
direcional. A seguir, tem-se a importância dessas variáveis.
O tipo de 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.
Nos poços direcionais esse cuidado com o tipo de fluido a ser utilizado deve ser
mais acentuado, devido a uma maior inclinação e profundidade final do poço.
O limite de torque pode ser alcançado de diferentes maneiras, desde o tipo da
operação, equipamento a ser utilizado no poço e inclinação do mesmo. A operação de
cimentação é um exemplo típico onde este limite pode ser atingido, devido a
necessidade de se girar a coluna de revestimento ou liner para melhorar a qualidade da
cimentação.
O arraste (drag) geralmente se torna um problema para poços com grandes
profundidades e ainda acentuado em poços inclinados, ou quando a sonda tem baixa
capacidade de carga. Problemas de arraste que ocorrem tanto na retirada de colunas
(pick-up-drag) quanto na descida destas (slack-off) aumentam com a inclinação do poço
e afetam as operações de perfuração.
Os poços que apresentam alta inclinação gera flambagem na coluna e acarreta em
dificuldade na sua descida e principalmente a transmissão de peso sobre a broca. Deve-
se utilizar fluido de perfuração com lubricidade adequada, a rotação e pesos adicionais
(comandos mais espessos ou tubos mais pesados) na coluna irá aumentar a rigidez da
coluna, reduzindo, assim, a flambagem esperada.
Nos poços direcionais a descida do revestimento apresenta maior dificuldade
devido ao maior arraste com a parede do poço. A seleção do tipo de conexão é feita em
função das cargas de compressão que irão atuar no revestimento. As conexões API
Buttress e oito fios tendem a perder a sua capacidade de vedação aos fluidos oriundos
do poço, quando submetidas a flexão. As conexões Premium são adequadas a este tipo
de projeto, uma vez que são dotadas de vedação metal-metal, que garantem a
estanqueidade do revestimento, mesmo quando submetidas a altos níveis de flexão.
Para se obter uma boa cimentação, além da centralização do revestimento no poço
(o cimento o envolva de forma uniforme), é preciso que: os eventuais cascalhos
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depositados na parte baixa do poço direcional sejam removidos através da circulação de
fluido de perfuração, o reboco formado pelo fluido de perfuração na parede do poço
deve ser removido por escarificadores ou por produtos químicos no fluido de
condicionamento do poço (ROCHA, 2008).
3.6. PROJETO DE POÇO
Otimizar a perfuração é escolher parâmetros de modo a se conseguir uma
perfuração econômica e segura. Os elementos que mais influenciam no custo da
perfuração estão na taxa da sonda, no programa de revestimento, fluido de perfuração,
broca, composição da coluna de perfuração, equipe técnica, cimento e aditivos.
Os principais elementos de interesse são os números de fases, tipo e profundidade
de assentamento do revestimento, tipo de fluido de perfuração e suas propriedades, tipo
broca, pés e rotação sobre a broca (parâmetros mecânicos) e a pressão, vazão e diâmetro
dos jatos (parâmetros hidráulicos), além de se ter definido a locação e a mesma estar
com licenciamento ambiental aprovado.
A escolha da capacidade de carga da sonda é muito importante, devido aos altos
valores de atrito ocasionado pela inclinação em poços direcionais que podem exigir uma
capacidade de 30 a 50% maior que um poço vertical.
O programa de revestimento é escolhido em função das pressões de poros e de
fratura da formação, bem como da estabilidade do poço. O revestimento tem a
função de prevenir desmoronamento de partes do poço, permitir retorno do
fluido de perfuração á superfície, ser estanque, resistente a corrosão e a abrasão,
para que tenha seu uso de forma eficiente. Ele representa uma das variáveis de
maior peso em relação ao custo do poço.
O programa de fluido é escolhido de acordo com as formações e o tempo em que
elas deverão ficar expostas, objetivando evitar problemas de inchamento das
argilas, desmoronamentos, etc. As propriedades do fluido de perfuração que
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mais influenciam na taxa de penetração e, consequentemente, no custo é a
densidade, o teor de sólidos, o filtrado e a viscosidade. O fluido deve apresentar
custo compatível com a operação e a manutenção de suas propriedades contribui
para o sucesso da perfuração.
A seguir são apresentados os tipos de fluidos:
1. Fluido á base de água: A definição de uma fluido a base de água
considera principalmente a natureza da água e os aditivos químicos
empregados no preparo do fluido.
2. Fluido a base de óleo: Os fluidos de perfuração a base de óleo quando a
fase contínua ou dispersante é constituída por uma fase óleo, geralmente
composta de hidrocarbonetos líquidos. Pequenas gotículas de água ou de
solução aquosa constituem a fase descontínua desses fluidos.
3. Fluidos a base de ar: Perfuração a ar ou gás é um termo genérico
aplicado quando o ar ou o gás, como todo ou parte, é usado como fluido
circulante na perfuração rotativa. Algumas situações recomendam a
utilização destes fluidos de baixa densidade, tais como em zonas com
perdas de circulação severas e formações produtoras com pressão muito
baixa ou com grande susceptibilidade a danos.
O programa de brocas é determinado utilizando os dados de poços de correlação
(poços perfurados nas imediações do poço e que apresentam as mesmas
formações), dados dos fabricantes e perfis geológicos que estão relacionados
com a inclinação de camadas do reservatório. Para realizar a perfuração as
brocas utilizam a forma de ataque por: acunhamento, cisalhamento,
esmerilhamento e esmagamento. Fatores como dureza e abrasividade
determinam o tipo de broca e o princípio de ataque empregado.
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Os parâmetros mecânicos (peso e rotação) a serem utilizados na broca podem ser
determinados através dos poços de correlação ou modelos matemáticos para a
taxa de penetração e o desgaste da broca. Utilizando-se estes modelos, podem
ser escolhidos os parâmetros que minimizam o custo do metro perfurado.
A má utilização dos parâmetros hidráulicos (pressão, vazão e diâmetro dos jatos)
resulta numa ação deficiente da broca sobre a rocha a ser perfurada. A perfuração em
poços mais longos (direcionais) acarretam maior tempo de manobra, gerando um custo
decisivo na operação de perfuração. Por isso, deve-se fazer a adequada escolha das
brocas de perfuração. Diversas teorias foram empregadas para se encontrar o ponto
ótimo dos parâmetros hidráulicos, dentre os quais, citam-se:
Máxima potência e velocidade nos jatos, utilizando a máxima pressão
permissível na bomba.
Máxima força de impacto.
A composição da coluna de perfuração de um poço direcional geralmente é
composta por: Comandos, Heavy Weight, Drill Pipes, estabilizadores (RR), motor de
fundo, MWD, acessórios e broca.
Portanto, um criterioso planejamento do projeto de poço é a chave para minimizar o
custo da perfuração de poços direcionais, uma vez que, a devida seleção dos fatores e
métodos especificados acima, pode redundar em maior eficiência operacional e
melhores resultados econômicos.
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4. METODOLOGIA
Este estudo foi baseado na análise operacional de um projeto de poço direcional,
sendo este cedido por uma empresa no segmento de engenharia de petróleo. Os dados
da companhia, bem como dados específicos de identificação do projeto foram
preservados, com intuito de manter sigilo de informações. Por este motivo, foi criado
nome fictício para o poço, denominado de Poço direcional: (UFERSA-10D-RN).
Os dados iniciais do projeto apresentam sua identificação, localização (coordenadas
geográficas, UTM e alvo), nomeação do poço, objetivo principal e secundário, sonda
escolhida para o poço e profundidade final (vertical e medida).
Com posse do projeto, foi realizado uma avaliação operacional das atividades
empregadas na perfuração do projeto de poço. Onde são citados: número de fases,
previsão de tempos em dias da perfuração do poço, capacidade de carga da sonda,
materiais e serviços de perfuração (programa de brocas, fluido de perfuração,
revestimento, cimentação e direcional).
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A seguir, tem-se a apresentação dos dados iniciais do projeto, conforme tabela 1.
Tabela 1 – Apresentação dos dados iniciais
Fonte: Autoria própria
5. RESULTADOS E DISCUSSÃO
5.1 - Coluna de perfuração:
A seguir, tem-se a apresentação dos dados da coluna de perfuração, conforme
tabela 2.
Tabela 2 – Apresentação dos dados da coluna de perfuração
Fonte: Autoria própria
Dados Iniciais
Sonda: SC-Ufersa; Profundidade final: vertical (670,7m), medida (967m);
Coordenadas geográficas: latitude: -5°10' 06,6'' S, longitude: -37°19' 43,3'' W;
Objetivo principal: produção de óleo na formação Açu zona 630;
Previsão de tempos: DTM (3,8 dias), Fase I - Perf (4,9 dias), TC (2,9 dias),
Fase II - Perf (6,3 dias), TC (6,9 dias); Total = (24,7 dias).
Projeto de Poço Poço Direcional (UFERSA-10D-RN)
Coluna de
Perfuração
Fase I - 12 1/4'': Perfurar até o final da fase com: (BR, MF, SKM, MWD, Float
Sub, Estabilizador, 2 DCs, XO, 6 DCs, 11HWs 5'', 5 DPs).
Fase II - 8 1/2'': Prosseguir a perfuração com coluna indicada pelo operador
direcional: (BR PDC, MF 6 3/4'', RR, FS, MWD 6 3/4'', KM 6 3/4'', 2 DCs 6
3/4'', 10 HWs Aço, DJ, 3 HWs Aço, 6 HWs Alumínio, DPs Alumínio).
Na formação Jandaíra, a taxa de perfuração esperada é de no mínimo 8m/h. Já
na formação Açu, espera-se uma taxa de perfuração entre 10m/h e 15m/h
(incluindo os tempos das conexões).
Projeto de Poço Poço Direcional (UFERSA-10D-RN)
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De acordo com os dados acima, pode-se observar que na Fase I o diâmetro do
poço foi de 12 1\4’’ e apresentou uma composição de coluna pesada, devido a formação
jandaira apresentar maior dureza. Dentre os elementos de coluna podemos citar os DC’s
comandos pesados) que tiveram 8 unidades na composição.
Na Fase II observa-se o diâmetro do poço de 8 1\2’’ com a composição da coluna
menos pesada, pois apresentou elementos como HW’s e DP’s de alumínio, devido a
menor dureza da formação açu e inclinação da coluna, onde o arraste é maior
(capacidade de carga da sonda).
Foi observado na Tabela 2 que a taxa de perfuração (ROP) foi um pouco maior na
formação Açu, devido a menor dureza da formação.
5.2 - Programa de brocas:
A seguir, temos a apresentação dos dados do programa de brocas, conforme tabela
3.
Tabela 3 – Apresentação dos dados do programa de broca
Fonte: Autoria própria
Programa de
Brocas
Fase I - 12 1/4'': BR 1.1.7 (tipo), TBF (65h), GPM (500), PSI (1200), Jatos (3
x 15).
Fase II - 8 1/2'': PDC 616 (tipo), TBF (84h), GPM (380), PSI (1900), Jatos (3
x 13).
Broca Tricônica de dentes de aço (A ação da estrutura cortante envolve a
combinação de ações de raspagem, lascamento, esmagamento e erosão por
impacto dos jatos de lama).
Broca PDC (Diamantes sintéticos, seu mecanismo de perfuração é pelo
cisalhamento, por promover um efeito de cunha).
Projeto de Poço Poço Direcional (UFERSA-10D-RN)
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Na segunda fase do poço foi utilizada a Broca PDC que possui um melhor
desempenho em seções de formação uniformes, macias, firmes, não muito duras, não-
abrasivas e que não sejam pegajosas (gummy), para evitar o enceramento da broca. A
broca PDC age por esmerilhamento, diferente da broca tipo tricônica que necessita de
maior peso sobre a broca para agir no esmagamento e posterior raspagem das rochas. O
menor peso sobre a broca relacionado à inclinação do poço direcional favorece a
utilização da broca tipo PDC que tem maior eficiência na raspagem, com aumento da
rotação da coluna, possibilitada pelo uso do motor de fundo.
Conforme Tabela 3, o tempo de broca no fundo (TBF) foi maior na Fase II devido a
a maior profundidade da fase. A pressão na segunda fase foi maior devido a diminuição
do diâmetro do poço. Já para a vazão tivemos uma diminuição no intuito de evitar
alargamento do poço. Por fim, os jatos da broca tiveram seus diâmetros reduzidos para
direcionar a trajetória do fluido e não vir a comprometer a parede do poço.
5.3 - Fluido de perfuração:
A seguir, temos a apresentação dos dados do fluido de perfuração, conforme
Tabela 4.
Tabela 4 – Apresentação dos dados do fluido de perfuração
Fonte: Autoria própria
Fluido de
Perfuração
Fase I - Convencional (tipo-2), Fase II - NaCl com polímero catiônico (tipo-
19).
Composição: Fase I - Argila ativada (min. 20 lb/bbl e máx. 25 lb/bbl), Soda
cáustica (min. 0,3 lb/bbl e máx. 0,5 lb/bbl);
Fase II - Goma xantana (min. 0,3 lb/bbl e máx. 0,6 lb/bbl), HPA-Amido (min.
2,5 lb/bbl e máx. 3,5 lb/bbl), Calcário (min. 8 lb/bbl e máx. 10 lb/bbl);
Peso específico: Fase I (min. 8,8 lb/gal e máx. 9,2 lb/gal) e Fase II (min. 9,2
lb/gal e máx. 10 lb/gal).
Projeto de Poço Poço Direcional (UFERSA-10D-RN)
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O tipo de fluido a ser usado na perfuração é de grande importância, pois o mesmo
deverá ter a função de limpar, estabilizar a pressão do poço e esfriar os equipamentos,
além de diversas outras funções.
O fluido utilizado no projeto foi a base água (WBM). Conforme os dados da tabela
4, na fase I o fluido apresenta os aditivos argila ativada e soda cáustica, que são
apropriados para perfuração simples e não muito profundos. A argila tem a função de
tornar o fluido mais viscoso e ,com isso, proteger a broca contra aprisionamento. Na
fase II o fluido apresenta os aditivos (goma xantana, HPA-amido e calcário), onde a
goma xantana melhora a viscosidade do fluido para carrear os cascalhos até a superfície.
O amido é um agente controlador de filtrado, melhor controle devido passar pela
formação de interesse e não contaminar os fluidos contidos na rocha (dano a formação).
5.4 - Revestimento:
A seguir, temos a apresentação dos dados do revestimento, conforme tabela 5.
Tabela 5 – Apresentação dos dados do revestimento
Fonte: Autoria própria
Nos poços direcionais, a descida do revestimento apresenta maior dificuldade
devido ao maior arraste com a parede do poço. A seleção do tipo de conexão é feita em
função das cargas de compressão e tração que irão atuar no revestimento.
Temos abaixo, as características do revestimento utilizado no projeto:
RevestimentoFase I - OD (9 5/8''), peso (36 lb/ft), grau (J-55), rosca (Buttress);
Fase II - OD (7''), peso (23 lb/ft), grau (K-55), rosca (Buttress).
Projeto de Poço Poço Direcional (UFERSA-10D-RN)
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Grau
API
Limite de Escoamento
(Psi)
Resistência a tração mínima
(Psi)
Alongamento mínimo
%
J-55 min. 55.000 e máx. 80.000 75.000 24
K-55 min. 55.000 e máx. 80.000 95.000 19,5
No poço (UFERSA-10D-RN) a Fase I utilizou o revestimento de grau J-55 devido a
menor quantidade de tubos da coluna, necessitando menor esforço de tração, conforme
tabela. Na fase II foi usado o revestimento de grau K-55 devido a maior quantidade de
tubos da coluna, necessitando maior esforço de tração.
5.5 - Cimentação:
A seguir, temos a apresentação dos dados da cimentação, conforme tabela 6.
Tabela 6 – Apresentação dos dados da cimentação
Fonte: Autoria própria
Conforme Tabela 6, verificou-se que o controle de filtrado na fase II foi maior por se
tratar de uma zona de interesse e, com isso, deve-se ter um melhor controle para não
contaminar os fluidos contidos na rocha (dano a formação). O excesso da pasta na fase II
foi reduzido para 10% devido a diminuição do espaço anular.
Cimentação
Fase I - (0 - 320m), exc. (20%), peso (15,6), Lav. (20 bbl);
Fase II - (250 - 962m), exc. (10%), peso (13,5), filt (<80), Lav. (20 bbl), esp.
(40bbl).
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5.6 - Custos:
A seguir, tem-se a apresentação dos custos do projeto, conforme Tabela 7.
Tabela 7 – Apresentação dos custos do projeto
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Os maiores custos do projeto ficaram por conta da taxa da sonda (US$ 596.765,00),
direcional (US$ 242.858,00), revestimento e cimentação (US$ 216.633,00), fluido de
perfuração (US$ 61.217,00) e brocas (US$ 20.045). Custo total do poço (US$ 1.549.594).
A seguir, tem-se a Figura 6 que mostra a composição de custos em percentuais para o
poço:
Custos
US$ 1,00 = R$ 2,23.
Materiais (Broca, aluguel de elementos de coluna = US$ 80.048,00);
Serviços (Locação e acesso, aluguel eq. perfuração, aluguel eq. fluidos, cimentação,
direcional, acomp. geológico, perfilagem, acomp. Perfuração, revestimento, taxa da
sonda = US$ 1.420.000,00);
Apoio logístico (Transporte terrestre = US$ 49.481,00);
Custo Total = US$ 1.549.594,00.
Custo individual: (Taxa da sonda = US$ 596.765,00; direcional = US$ 242.858,00
revestimento e cimentação = US$ 216.633,00; fluido de perfuração = US$ 61.217,00)
Custo por Fase: Fase I = US$ 503.314,00 e Fase II = US$ 883.504,00.
Taxa diária da sonda = US$ 24.160,00; fluido de perfuração: Fase I (5 US$/m) e
Fase II (54 US$/m).
Projeto de Poço Poço Direcional (UFERSA-10D-RN)
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Figura 6 – Custo poço
O valor da taxa da sonda foi o maior dentre as variáveis do projeto, pois o fato do poço
ser raso e necessitar de uma quantidade menor de elementos de coluna, fluido de
perfuração, pasta de cimento, direcional e revestimento.
6. CONCLUSÃO
[PORCENTAGE
M] [PORCENTAGE
M]
[PORCENTAGE
M]
[PORCENTAGE
M]
[PORCENTAGE
M]
[PORCENTAGEM]
CUSTO POÇO (UFERSA1OD-RN)
Taxa Sonda Direcional Revestimento Fluido Brocas Cimentação
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O presente trabalho apresentou uma avaliação operacional das atividades e técnicas
empregadas na perfuração de poços de petróleo. Foi constatado que o poço direcional
(UFERSA-10D-RN) apresentou dentre as variáveis analisadas a taxa de sonda como a de
maior custo, pois o poço em questão ser considerado relativamente raso. Seguido da
variável direcional, devido a complexidade dos equipamentos, exigindo um maior
conhecimento das técnicas de perfuração (equipe qualificada) e um monitoramento dos
parâmetros de perfuração durante as operações.
Foi percebido que na segunda fase houve um incremento de equipamentos na
composição da coluna, onde podemos citar estabilizadores tipo roller reamer(RR) e
Drilling Jar, Hw’s e DP’s de alumínio, maior quantidade de revestimentos, fluidos de
perfuração, cimento e aditivos, mudança de broca de tricônica para PDC, devido a maior
profundidade, trajetória e inclinação do poço. Todos esses fatores elevaram os custos de
perfuração do referido poço.
REFERÊNCIAS
40
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