utilização de lwd na indústria do petróleo
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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
CURSO DE GEOLOGIA
TASSIANE RABELO SAMPAIO
UTILIZAÇÃO DE LWD NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Salvador 2012
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TASSIANE RABELO SAMPAIO
UTILIZAÇÃO DE LWD NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Monografia apresentada ao Curso de Geologia, Instituto de Geociências, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia. Orientador: Prof. Msc. ROBERTO ROSA DA SILVA
Salvador 2012
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TERMO DE APROVAÇÃO
Salvador, 29 de junho de 2012
TASSIANE RABELO SAMPAIO
UTILIZAÇÃO DE LWD NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Monografia aprovada como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia, Universidade Federal da Bahia, pela seguinte banca examinadora:
GERALDO GIRÃO NERY Mestre em GEOLOGIA pela UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA HYDROLOG SERVIÇOS DE PERFILAGENS LTDA CARLSON DE MATOS MAIA LEITE Doutor em GEOLOGIA pela UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS-UFBA ROBERTO ROSA DA SILVA - Orientador Mestre em GEOLOGIA pela UNIVERSIDADE FEDERAL DE OURO PRETO INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS-UFBA
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RESUMO
O LWD (Logging While Drilling – Perfilagem Durante a Perfuração) corresponde à técnica de perfilar poços durante a perfuração utilizando os mesmos perfis da perfilagem a cabo, a diferença consiste no sistema de obtenção das informações destes perfis. Enquanto na perfilagem a cabo os dados são enviados para a superfície após a perfuração do poço, através de um cabo elétrico, na técnica do LWD estes dados são obtidos pela telemetria de lama, permitindo, assim, a aquisição de perfis durante a perfuração do poço. A telemetria consiste no envio dos dados para a superfície através dos pulsos na lama, que pode ser realizado em tempo real ou durante as manobras para troca de broca, seja em poços verticais, direcionais de alto ângulo ou horizontais. O LWD vem sendo muito utilizado na perfilagem de poços horizontais, uma vez que a perfilagem a cabo não consegue atingir o fundo do poço. Esta técnica trouxe diversos avanços para a indústria petrolífera devido a otimização do tempo e a maior produção de petróleo, pela possibilidade de realizar poços horizontais. Este trabalho visa difundir a técnica de perfilagem de LWD, tecendo comparações com a perfilagem convencional. Palavras-chave: LWD; perfilagem; perfuração.
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ABSTRACT
The LWD (Logging While Drilling) is the technique of profiling while drilling wells using the same profiles of Wireline. The difference is in the information gathering system from these profiles. The Wireline data are sent to the surface after drilling the well through an electrical cable. In the LWD technique, the data are obtained by telemetry with mud, thereby allowing the acquisition of profiles during the drilling of the well. The telemetry consists in sending data to the surface through a mud pulse, which can be performed in real time or during the maneuvers for exchanging drills in vertical, directional high angle or horizontal wells. The LWD has been widely used in profiling horizontal wells, because the Wireline can not reach the bottom. This technique has brought many advances to the oil industry due to the time optimization and increased production of oil, because the possibility of horizontal drilling. This paper aims to explain in detail the LWD profiling technique, highlighting comparisons with conventional logging. Keywords: LWD, logging, drilling.
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AGRADECIMENTOS
Primeiramente, agradeço a Deus, meu maior mentor e apoio em todos os
momentos. Aos meus amigos Caio Lírio, Maria Carla, Pedro Henrique, Milena
Medrado, Camila Mota, Mariana Camurugy, Maitê Assunção, Rodrigo Nazaré,
Givago Santos, Jel Negromonte, Priscilla Nobre, Clarissa Nobre, Vânia Passos e
todas as pessoas que me ajudaram, direta ou indiretamente, e me acompanharam,
parcial ou integralmente, durante minha vida acadêmica. Obrigada pelo apoio, pela
torcida e pelo carinho especial.
Agradeço a todos os professores da Universidade Federal da Bahia pelos quais
passei. Sem estes Mestres, a minha formação não seria possível. Em especial, ao
meu Professor Orientador Roberto Rosa que, mesmo com todas as atividades
profissionais e pessoais, sempre dava um jeitinho de me auxiliar, com toda a
atenção possível. A Danilo Melo, Engenheiro da Petrobrás, pelas discussões
relacionadas à perfuração de poços direcionais. Aos meus colegas do Instituto de
Geociências desta Universidade pelos bons momentos que tivemos juntos, nos
campos, em salas de aula ou mesmo fora delas.
Um agradecimento mais que especial aos meus pais Jorge e Zuleica, que sempre
me incentivaram nos estudos, meus irmãos Robson, Rosângela, Viviane e Zuleide e
à minha sobrinha Maria Eduarda, pessoas que sempre acreditaram em meu
potencial, algumas vezes mais do que eu mesma, e torceram por mim, me dando
força e ânimo para não desistir.
Ao meu noivo, Jerônimo, meu companheiro em todos os momentos, o maior de
todos os meus estímulos, que sempre esteve ao meu lado me apoiando, ajudando e
aconselhando, que estudava os assuntos das disciplinas comigo para me ajudar a
entendê-los, e que fez todo o possível para colaborar com a realização deste grande
sonho.
Amo todos vocês!
Muito obrigada!
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Dedico este trabalho a todas as pessoas que se surpreendem cada dia mais
com esta maravilhosa ciência: a Geologia.
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SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO........................................................................................................11 2 OBJETIVO..............................................................................................................12 3 HISTÓRICO.............................................................................................................13 3.1 Telemetria a Cabo (Wireline – WL)......................................................................13 3.2 Telemetria por Tubos Flexíveis (Coiled Tubing)...................................................14 3.3 Telemetria com coluna de tubos de perfuração (Toolpusher)..............................17 3.4 Telemetria por ondas eletromagnéticas (EM)......................................................19 3.5 MWD - Measurement While Drilling (Tomada de medidas durante a perfuração).…….........………………………………………………….………20 3.6 MWD/LWD (Logging While Drilling)…………………………………………..……...21 3.7 Telemetria por Tubos Inteligentes (Wired Drill Pipes)..........................................22 4 PRINCÍPIO DA TELEMETRIA POR PULSOS NA LAMA......................................24 4.1 Telemetria por pulso positivo................................................................................24 4.2 Telemetria por pulso negativo..............................................................................25 4.3 Telemetria por pulso contínuo..............................................................................25 4.4 Transmissão e Decodificação dos Pulsos............................................................26 4.5 Atenuação dos pulsos durante a telemetria.........................................................29 5 GEODIRECIONAMENTO (GEOSTEERING)..........................................................31 5.1 Construção do projeto de poço............................................................................36 5.2 Pré-requisitos para acompanhamento.................................................................37 5.3 Navegação na horizontal......................................................................................37 5.4 Consolidação do modelo......................................................................................38 6 WL VERSUS LWD..................................................................................................39 6.1 Raios gama..........................................................................................................41 6.2 Perfis de resistividade.........................................................................................42 6.3 Densidade e neutrônico.......................................................................................43 6.4 Sônico...................................................................................................................44 6.5 Ressonância nuclear magnética..........................................................................45 6.6 Teste de formação a cabo....................................................................................46 7 FERRAMENTAS DO LWD.....................................................................................47 7.1 Ferramentas azimutais.........................................................................................48 7.2 Sala de acompanhamento do LWD.....................................................................52 8 CONCLUSÃO.........................................................................................................54 9 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS.......................................................................56
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LISTA DE FIGURAS Figura 1: Primeiro perfil de resistividade obtido no Campo de Pechelbronn em 1927, Estrasburgo................................................................................................14 Figura 2: Caminhão de Perfilagem e Cabo de Fibra Ótico utilizado nesse tipo de perfilagem.......................................................................................................14 Figura 3: Operação de perfilagem com o sistema Coiled Tubing..............................15 Figura 4: Perfilagem com tubos flexíveis....................................................................16 Figura 5: Ferramenta de Perfilagem com tubos flexíveis...........................................16 Figura 6: Coluna de perfuração com a sonda de perfilagem logo acima da broca......................................................................................................................17 Figura 7: Conjuntos de acoplamento do cabo de perfilagem ao sub de entrada lateral do toolpusher...................................................................................................18 Figura 8: Telemetria por ondas eletromagnéticas (E-Pulse)......................................19 Figura 9: Princípio de funcionamento do MWD..........................................................21 Figura 10: Wired Drill Pipe: tubos de perfuração com contato elétrico em teste no Mar do Norte e Golfo do México............................................................................23 Figura 11: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria de lama por pulsos positivos.....................................................................24 Figura 12: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria lama por pulsos negativos.........................................................................25 Figura 13: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria de lama por pulsos contínuos....................................................................26 Figura 14: Fluxo de informação durante diversas etapas, envolvendo a comunicação da telemetria por pulsos na lama.........................................................27 Figura 15: Sistema de transferência de dados das ferramentas no interior do poço à superfície........................................................................................................27 Figura 16: Sistema de conversão de códigos binários em palavras, enviados através da onda de pressão, por um decodificador na superfície..............................28 Figura 17: Sensores de pressão na saída da lama SPT1 e SPT2.............................28 Figura 18: Desenho esquemático do fluxo de informações (perfis) recebidas durante a perfuração.................................................................................................29 Figura 19: Ferramentas defletoras bent sub (à esquerda) e whipstock (à direita)....................................................................................................................32 Figura 20: Ferramentas do sistema Rotary Steerable push the bit (A) e point the
bit (B)..........................................................................................................................33
Figura 21: Ferramenta push the bit............................................................................33 Figura 22: Abertura e fechamento do pad..................................................................34 Figura 23: Ferramenta Geo Pilot realizando o processo do Point the bit...................34 Figura 24: Colares da ferramenta Geo Pilot nas três possíveis posições de desvio....................................................................................................................35 Figura 25: Exemplo de composição de uma coluna de perfis no LWD, com sua distância relativa à broca.....................................................................................36 Figura 26: Comparação entre perfis em memória (à esquerda) e em tempo real (à direita)....................................................................................................................42 Figura 27: Determinação e transformação em resistividade das leituras de diferença de fase e atenuação de amplitude.............................................................43
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Figura 28: Ferramenta do LWD fazendo a leitura de resistividades..........................44 Figura 29: Divisão do poço em 16 bin........................................................................48 Figura 30: Tela de software de acompanhamento em tempo real contendo os perfis de raios gama, resistividades e imagem..........................................................49 Figura 31: Ferramentas azimutais e informações sobre mudança da resistividade................................................................................................................50 Figura 32: Mudança no ângulo de perfuração...........................................................51 Figura 33: Coluna de perfuração mantida na zona de interesse...............................51 Figura 34: Sala de Acompanhamento de LWD e Geosteering Online.......................52 Figura 35: Disposição dos técnicos envolvidos no acompanhamento de poços com LWD no CSD......................................................................................................53 Figura 36: Tela de software de visualização 2D e 3D de um poço............................53
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1 INTRODUÇÃO
As técnicas de perfilagem de poços são fundamentais na indústria do petróleo.
Os poços de petróleo sofreram uma grande evolução quanto a sua geometria. No
inicio eram verticais e, ao longo do tempo, passaram a ser direcionais,
posteriormente direcionais de alto ângulo, até chegarem a ser horizontais. Esse
novo arranjo dos poços provocou na indústria o desenvolvimento de novas
tecnologias, de forma que os perfis pudessem ser adquiridos nesses poços, tanto
em bacias onshore como em offshore.
Em perfurações direcionais e/ou horizontais, existe a necessidade de um
controle geodirecional durante a perfuração. O processo de perfuração interativa e
planejada de um poço, com base em critérios geológicos, é conhecido como
Geosteering.
Uma nova técnica bastante útil neste processo, que recentemente tem
chamado atenção da comunidade científica, é a perfilagem com LWD - Logging
While Drilling (Perfilagem Durante a Perfuração), onde a possibilidade de obter
dados em tempo real - tais como parâmetros geométricos de poços, propriedades
físicas da formação e propriedades mecânicas do processo de perfuração - é a
principal diferença entre esta nova técnica e a perfilagem tradicional com cabo
elétrico, usualmente conhecida na literatura como wireline (WL) (CHIA et al., 2006).
Segundo Munhoz (2009), recentemente a perfilagem durante a perfuração tem
sido utilizada com bastante sucesso na substituição dos perfis a cabo convencionais,
mesmo em poços verticais, onde esta técnica não seria necessária ou muitas vezes
tem sido utilizada em conjunto para obter dados das rochas perfuradas com certa
antecipação ou confirmar os dados obtidos, a depender da importância do poço.
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2 OBJETIVO
Este trabalho visa difundir a técnica de perfilagem com LWD, uma tecnologia
atual e pouco conhecida no âmbito das universidades brasileiras. Será discutida a
sua importância na indústria do petróleo, uma vez que a mesma vem sendo utilizada
com ênfase na perfuração de poços exploratórios e explotatórios, nas bacias
brasileiras detentoras de 85% das reservas nacionais, tais como Espírito Santo,
Campos e Santos. No cenário internacional, essa técnica vem sendo aplicada em
todas as grandes bacias produtoras de hidrocarbonetos, tais como Golfo do México,
Mar do Norte, Oriente Médio, Angola, Nigéria, etc (PETROBRAS, 2010).
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3 HISTÓRICO
Conforme Hughes (1997), o interesse em realizar perfuração direcional
começou em meados de 1929 após se obter medidas do ângulo do poço no
desenvolvimento do Campo de Seminole, em Oklahoma, Estados Unidos.
Entretanto, em 1930, perfurou-se o primeiro poço direcional em Huntigton Beach, na
Califórnia, Estados Unidos, de uma localidade onshore atingindo uma zona de
hidrocarboneto offshore.
Os estudos teóricos dos fundamentos das ferramentas de perfilagem LWD
iniciaram-se no começo da década de 70 por Gouilloud e Levy. Porém, foi em 1972
que esta tecnologia foi utilizada pela primeira vez pelos russos (HONÓRIO, 2007).
Quando as ferramentas de LWD foram introduzidas, os operadores as
utilizavam como uma última alternativa à sua necessidade de obter informações
valiosas do poço, não enxergando o LWD como um substituto do wireline (PAIVA,
2009).
Com o avanço tecnológico atual, cada vez mais poços horizontais passam a
apresentar viabilidade técnico-econômica, exigindo alternativas à perfilagem a cabo.
A perfilagem com LWD possui a vantagem de fornecer diversos parâmetros de
rocha logo após a sua aquisição, tornando-se bastante útil (Modificado de COSTA,
2009).
3.1 Telemetria a Cabo (wireline – WL)
A técnica de perfilagem em poços de petróleo surgiu com os irmãos
Schlumberger na localidade de Estraburgo, na França, onde foi corrido o primeiro
perfil de resistividade em poço de petróleo, em 1927 (Figura 1). Nascia assim, a
técnica de perfilagem utilizando a telemetria a cabo, onde os dados obtidos dos
diversos tipos de perfis (elétricos, radiativos, sônicos, etc) durante a perfilagem no
poço eram registrados e, ao mesmo tempo, enviados para a superfície através
desse cabo elétrico (Figura 2) (SCHLUMBERGER, 1987).
Na perfilagem a poço aberto, todos os perfis são obtidos sempre durante a
retirada da ferramenta de perfilagem da base do poço para a superfície, a única
exceção é a técnica de LWD.
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No inicio, os poços de petróleo eram basicamente verticais ou apresentavam
baixo ângulo com relação a vertical. Com a evolução das técnicas de perfuração, os
poços de petróleo, por diversos motivos, passaram cada vez mais a apresentar altos
ângulos, acima de 50º (ROCHA et al, 2006).
Com esse tipo de geometria de poço, a perfilagem a cabo não consegue
atingir o fundo do poço após a perfuração do mesmo, impossibilitando dessa forma o
registro das rochas localizadas na base do poço. As companhias de serviço de
perfilagem começaram a desenvolver novas técnicas de telemetria de forma a
solucionar esses problemas.
Figura 1: Primeiro perfil de resistividade obtido no Campo de Pechelbronn em 1927, Estraburgo. Fonte: SCHLUMBERGER, 1987.
Figura 2: Caminhão de Perfilagem a Cabo e Cabo de Fibra Ótico utilizado nesse tipo de perfilagem.
Fonte: SCHLUMBERGER, 1987.
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3.2 Telemetria por Tubos Flexíveis (Coiled Tubing)
Na indústria de petróleo e gás, Coiled Tubing ou Flex Tubo (Figura 3) refere-
se a tubos flexíveis, normalmente 1" para 3.25" de diâmetro, dispostos em um
carretel de grande porte, usado para intervenções em poços de petróleo e
gás direcionais, às vezes como tubulação de produção em poços de gás esgotados.
O Coiled Tubing é frequentemente utilizado para realizar operações
semelhantes às wireline. Essa técnica é ainda bastante utilizada na engenharia de
produção para limpeza e/ou bombeamento de produtos químicos para dentro do
poço (SILVA, 2008).
Figura 3: Operação de perfilagem com o sistema Coiled Tubing.
Fonte: HUGHES, 2010.
Uma operação de Coiled Tubing é normalmente realizada através da torre de
perfuração na plataforma de petróleo (Figura 4), que é usado para suportar os
equipamentos de superfície, embora em plataformas sem instalações de perfuração,
uma torre autossustentável pode ser usada em seu lugar.
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Figura 4: Perfilagem com tubos flexíveis.
Fonte: SERRA, 2004.
As companhias de perfilagem adaptaram esta técnica de Coiled Tubing
bastante utilizada em poços de produção, para perfilar poços com ângulo de desvio
inferior a 30º, substituindo a perfilagem a cabo, uma vez que esta não consegue
atingir o fundo do poço. O tubo flexível é empurrado até o final do poço pelo cabo,
auxiliado por pequenos rolamentos colocados na ferramenta de perfilagem de forma
a atingir o fundo do poço (Figura 5). O Coiled Tubing pode ser utilizado em qualquer
operação de produção ou de exploração em poços de petróleo. Essa técnica ainda é
bastante utilizada na perfilagem a poço revestido (SILVA, 2008).
Figura 5: Ferramenta de Perfilagem com tubos flexíveis.
Fonte: SERRA, O&L, 2004.
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3.3 Telemetria com coluna de tubos de perfuração (Toolpusher)
A perfilagem executada por tubos de perfuração consiste em uma técnica
auxiliar de forma que as ferramentas de perfilagem possam atingir o fundo do poço
em poços de alto ângulo. Na maior parte das vezes, essa técnica é utilizada quando
a técnica por tubos flexíveis se torna inoperante.
Após a perfuração do poço, as ferramentas de perfilagem são montadas logo
acima da broca (Figura 6), sucedidas pelo restante da coluna de perfuração, a qual
possui a função de levar o conjunto de ferramentas de perfilagem até o fundo do
poço, ação essa impossível de ser realizada na perfilagem convencional a cabo
(SCHLUMBERGER, 1987). A Figura 7 mostra a sequência de operação do
toolpusher com os conjuntos de acoplamento do cabo de perfilagem ao sub de
entrada lateral.
Figura 6: Coluna de perfuração com a sonda de perfilagem logo acima da broca. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002.
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Figura 7: Conjuntos de acoplamento do cabo de perfilagem ao sub de entrada lateral do toolpusher. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002.
Quando a ferramenta de perfilagem atinge o fundo do poço, auxiliado pela
coluna de perfuração, é lançado um cabo elétrico por dentro desta coluna, tendo na
extremidade um pino de encaixe que, ao atingir a ferramenta de perfilagem no fundo
do poço, gera um contato elétrico. Uma vez estabelecido o contato elétrico das
ferramentas com a superfície, o registro dos perfis será obtido à medida que a
coluna é retirada do poço.
Na perfilagem utilizando os tubos de perfuração, o cabo de perfilagem passa
de fora para dentro da coluna de perfuração através de uma válvula sub, deixando
que o mesmo fique fora da coluna, apenas no intervalo revestido do poço. Essa
precaução tem o objetivo de proteger o cabo de perfilagem, já que o mesmo pode
ser esmagado pela coluna contra a parede do poço aberto. A primeira operação
executada com esse tipo de equipamento foi na bacia Potiguar, em 1989, e ainda é
utilizada na Bacia de Campos (SILVA, 2008).
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3.4 Telemetria por ondas eletromagnéticas (EM)
Muito utilizada em poços onshore, esse tipo de perfilagem consiste no registro
dos perfis através da emissão de ondas eletromagnéticas do fundo do poço para a
superfície (Figura 8). Esta técnica utiliza a coluna de perfuração para levar a
ferramenta de perfilagem até o fundo do poço.
Os dados registrados pelas ferramentas de perfilagem são transmitidos para a
superfície através de uma codificação binária (bits), que serão enviados em
frequências moduladas para a superfície. Na superfície, uma antena receptora capta
essa frequência e a decodifica, transformando-a em perfis (SCHLUMBERGER,
2011).
Esta técnica só é realizada em poços onshore, pois no mar a lâmina d’água
interfere na obtenção desses registros atenuando os sinais, uma vez que a água do
mar é um meio extremante condutor. Não existem registros na bibliografia sobre a
utilização desta técnica no Brasil.
Figura 8: Telemetria por ondas eletromagnéticas (E-Pulse). Fonte: SCHLUMBERGER, 2011.
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3.5 MWD - Measurement While Drilling (Tomada de medidas durante a perfuração)
Antes da técnica de MWD, os poços direcionais tinham suas inclinações da
vertical medidas por meio das ferramentas de Totco, Singleshot e Multishot.
Na profundidade onde o poço deve ganhar ângulo são realizadas medidas de
inclinação e direção a cada 27m perfurados (três tubos com nove metros cada).
Essas medidas eram obtidas utilizando um aparelho denominado Totco, cuja função
era dar apenas a inclinação do poço. Essa medida era feita através de um cabo
descido por dentro da coluna de perfuração, onde esse aparelho, ao chegar ao
fundo do poço, realizava essa leitura, tirando uma “foto” onde é registrada a
inclinação do poço. Esse tipo de medida gerava um acréscimo de tempo muito
grande na perfuração, porque era necessário parar a perfuração para realizar esta
operação.
Posteriormente surgiu o Singleshot, cuja única diferença do Totco era a
tomada de direção do poço além da inclinação, utilizando o mesmo procedimento do
Totco. A ferramenta mais moderna dessa modalidade é o Multishot, cuja diferença
consiste na maior tomada de medidas obtidas durante a manobra para troca de
broca. Enquanto as demais ferramentas tomavam as medidas apenas no fundo do
poço, o Multishot fornece a direção e a inclinação ao longo de todo o poço (ROCHA
et al., 2006).
As técnicas descritas acima para o acompanhamento de uma perfuração
direcional, até a década de 70, eram as únicas que existiam no mercado. Ainda hoje
são utilizadas em poços onshore face ao baixo custo de uma sonda terrestre quando
comparado às sondas marítimas.
Surgiu, então, a tomada de medidas de inclinação e direção durante a
perfuração através da telemetria por pulsos na lama. Denominada na literatura de
MWD (Measurament While Drilling), consiste nos primeiros equipamentos
desenvolvidos que permitem acompanhar o ganho de ângulo de um poço sem ter
que parar a perfuração ou retirar algo do fundo do poço (Modificado de TOLLESFEN
et al., 2007).
A tomada de medidas durante a perfuração – MWD – surgiu com a finalidade
de conduzir o poço, controlando basicamente os parâmetros de inclinação, direção e
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mergulho do poço, visando atingir determinados alvos. A Figura 9 mostra o princípio
de funcionamento desta ferramenta.
Figura 9: Princípio de funcionamento do MWD. Fonte: SERRA, 2004.
3.6 MWD/LWD
O MWD, no inicio, registrava basicamente a direção e a inclinação do poço
durante a perfuração, através da telemetria de lama. Caso o poço estivesse fora do
rumo, este seria corrigido através dos parâmetros de perfuração. Em seguida,
colocaram um perfil de raios gama junto ao MWD, onde passou-se a ter uma ideia
da litologia. Logo após, adicionaram uma ferramenta de resistividade e assim por
diante, densidade, neutrônico, sônico, ressonância, teste a cabo, etc. Desta forma,
surgiu o LWD (Logging While Drilling – Perfilagem Durante a Perfuração) - que é um
conjunto de ferramentas de perfilagem adaptado para obtenção de registros durante
a perfuração.
Com o advento da telemetria por pulsos contínuos, foi possível obter uma
maior taxa de transmissão de dados e nos anos 80, finalmente, a técnica de LWD foi
consolidada na indústria do petróleo, sendo, portanto, um marco na história da
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perfilagem. Atualmente, taxas de transmissão por pulsos na lama atingem 20bps
(bits por segundo) em profundidades até 20000ft (6096m), enquanto que na década
de 80 essas operações conseguiam enviar, no máximo, apenas 0.4bps nesta
mesma profundidade.
Com o contínuo progresso tecnológico, essas ferramentas e técnicas foram
se aperfeiçoando e, hoje, praticamente todos os parâmetros de perfilagem obtidos
através da perfilagem WL podem ser adquiridos em tempo real durante a perfuração
(SCHLUMBERGER, 2011).
O termo LWD abrange também a técnica de MWD, já que a leitura e o envio
dos dados para a superfície se faz através da telemetria de lama utilizada no MWD.
Os sensores de MWD medem as propriedades mecânicas do poço e seus
parâmetros geométricos (profundidade, inclinação e azimute), e seus dados são
transmitidos por telemetria, em tempo real.
Os sensores de LWD propiciam medidas das propriedades físicas das
formações, registrando e enviando parte dessas informações para a superfície. O
restante dos dados fica gravado em memória e são recuperados apenas quando
houver uma troca de broca. Na superfície, os dados em memória serão
descarregados para a unidade de computação de perfilagem (SCHLUMBERGER,
2011).
3.7 Telemetria por Tubos Inteligentes (Wired Drill Pipes)
A mais nova tecnologia de telemetria que está sendo testada para perfilagem
de poços é a técnica de perfilagem através de “Tubos Inteligentes” (Wired Drill
Pipes). Essa técnica está em testes na perfuração de poços no Golfo do Mexico e no
Mar do Norte, e consiste na perfuração de poços utilizando tubos de perfuração
especiais.
Os tubos de perfuração possuem um contato elétrico em ambas as roscas de
encaixe que, ao serem enroscados, permitem uma conexão elétrica (figura 10).
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Figura 10: Wired Drill Pipe: tubos de perfuração com contato elétrico em teste no
Mar do Norte e Golfo do México. Fonte: HUGHES, 2010.
Com esse tipo de telemetria teremos todas as informações obtidas durante a
perfuração, seja de direção, inclinação do poço, como também dos perfis, enviadas
para superfície em tempo real através da coluna de perfuração. A coluna terá a
mesma função do cabo elétrico utilizado na telemetria a cabo.
A única desvantagem apresentada por essa técnica, até o momento, é o
custo elevado dos tubos de perfuração com essas características, tornado-a inviável
em escala comercial. Os tubos de perfuração, em geral, possuem um tempo de vida
útil bastante limitado, por uma série de razões intrínsecas ao processo de
perfuração. Existe a possibilidade que esta técnica substitua o LWD em um futuro
próximo (ROCHA, 2006).
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4 Princípio da Telemetria por Pulsos na lama
Este sistema baseia-se na transmissão de dados através do fluido de
perfuração (lama) no interior da coluna. O conceito de transmissão de dados através
do fluido de perfuração foi patenteado em 1929 por Jakosky. Apenas em 1963 um
sistema de pulsos na lama (pulso positivo) foi proposto por Arp, desenvolvido pelas
companhias Arps Co e Lane Wells®. Em 1965 aconteceu a primeira transmissão de
dados usando pulsos na lama comercializada pela B. J. Hughes Inc. No início dos
anos 70 foram introduzidas as primeiras medidas de trajetória e desvio de poço em
tempo real durante a perfuração.
As medições são realizadas próximas à broca, onde os dados obtidos são
convertidos em códigos binários e enviados para superfície pela telemetria de lama
por dentro da coluna, percorrendo em sentido contrário ao fluido de perfuração
(lama). Esses dados chegam à superfície sob a forma de pulsos de pressão que
serão novamente decodificados em sensores bastante sensíveis (HONÓRIO, 2007).
Este processo, conhecido por Telemetria por Pulso de Lama, pode ter o sinal
gerado de três maneiras: telemetria com pulso positivo, pulso negativo e pulso
contínuo. A seguir, discutiremos como se processa os diferentes tipos de telemetria.
4.1 Telemetria por pulso positivo
Os pulsos são obtidos através de um aumento temporário da pressão dentro
dos comandos. Uma válvula fica localizada no eixo do transmissor em frente a uma
abertura, por onde o fluido circula, possuindo dois modos de operação: aberta ou
fechada. Quando fechada, provoca uma restrição ao fluxo de fluido por dentro dos
comandos criando um aumento na pressão (Figura 11) (SILVA, 2009).
Figura 11: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria
de lama por pulsos positivos. Fonte: SILVA, 2009.
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4.2 Telemetria por pulso negativo
Pulsos negativos são gerados pela redução de pressão dentro dos comandos.
Essa redução de pressão é ocasionada ao abrir uma válvula gerando comunicação
entre a coluna e o espaço anular. Parte do fluido no interior da coluna flui para o
espaço anular ocasionando decréscimo de pressão. Ao fechar a válvula, a pressão
voltará a seu estágio original (Figura 12) (SILVA, 2009).
Figura 12: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria de lama por pulsos negativos. Fonte: SILVA, 2009.
4.3 Telemetria por pulso contínuo
Esse sistema foi patenteado pela Mobil Oil® e é utilizado atualmente pela
Schlumberger® (ideia adaptada utilizando o conceito de “mud siren”). O sistema é
constituído basicamente de uma válvula rotatória - o modulador -, que cria uma onda
contínua de pressão à medida que o fluido circula no interior da coluna.
Os dados podem ser enviados continuamente para a superfície através desse
método, alternando-se a fase do sinal e detectando essa mudança na superfície
(técnica de modulação por frequência) (Figura 13). Segundo Rennie e Boonen
(2007), esse tipo de telemetria permite uma maior taxa de comunicação em
comparação aos outros dois sistemas citados anteriormente (positivo e negativo).
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Figura 13: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria de lama por
pulsos contínuos. Fonte: KOLTZ et al., 2008.
Esta tecnologia de pressão modulada através do fluido de perfuração é,
atualmente, bastante utilizada para obtenção de dados em tempo real, pois otimiza o
processo de perfuração e dá suporte à tomadas de decisões. Com a chegada desta
nova tecnologia, foi possível obter uma maior taxa na transmissão de dados. Tudo
isto resulta em um processo de perfuração bastante eficiente e seguro.
4.4 Transmissão e Decodificação dos Pulsos
Os diversos parâmetros registrados pelas ferramentas de perfilagem são
gravados na memória e parte destes dados é enviada para a superfície, permitindo a
tomada de decisões, quanto à navegação do poço na zona de interesse, em tempo
hábil.
Os dados que serão enviados para a superfície serão convertidos em códigos
binários e transmitidos para superfície através do modulador (ou pulser) a uma taxa
de, no máximo, 18bps. Na superfície, esses pulsos serão demodulados e
convertidos em sinais digitais gerando os perfis (Figuras 14 e 15).
27
Figura 14: Fluxo de informação durante diversas etapas, envolvendo a comunicação da telemetria por pulsos na lama. Fonte: SILVA, 2009.
Figura 15: Sistema de transferência de dados das ferramentas
no interior do poço à superfície. Fonte: HUGHES, 2010.
A conversão dos códigos binários geram um frame ou “lista” de palavras em
uma determinada sequência, que representa a leitura de cada uma das ferramentas
de perfilagem como também de dados direcionais do poço (Figura 16). Caso a lista
de palavras que geram uma informação tenha 180 bits, levará então 10 segundos
para ser toda transmitida a uma taxa de 18bps. Na superfície, dois sensores de
pressão bastante sensíveis decodificam esse sinal de variação de pressão em
dados digitais (Figura 17) (SCHLUMBERGER, 2011).
28
Figura 16: Sistema de conversão de códigos binários em palavras, enviados através
da onda de pressão, por um decodificador na superfície. Fonte: HUGHES, 2010.
Figura 17: Sensores de pressão SPT1 e SPT2 na saída da lama. Fonte: HUGHES, 2010.
Na Figura 18 é mostrado um desenho esquemático do fluxo de informações
recebidas durante a perfuração e a sua conversão em perfis. Os dados obtidos em
tempo real podem sofrer uma série de efeitos que atenuam a informação. Esses
aspectos estão relacionados às atenuações sofridas pelo pulso de lama quanto a
sua amplitude e ruídos, entre outros, que serão abordados no item a seguir.
29
Figura 18: Desenho esquemático do fluxo de informações (perfis) recebidas durante a perfuração. Fonte: KLOTZ et al., 2008.
4.5 Atenuação dos pulsos durante a telemetria
Na perfuração de poços utilizando o LWD, uma série de parâmetros é
controlada, tais como: taxa de penetração, rotação, peso sobre a broca e vazão das
bombas. Todos esses parâmetros podem influenciar a taxa de transmissão dos
dados em tempo real. Quando um poço é perfurado muito rápido, pode exceder a
taxa de transmissão de dados, atenuando, assim, o sinal recebido na superfície,
dificultando a interpretação dos perfis.
A atenuação está relacionada à amplitude dos sinais e, muitas vezes, ruídos
nos mesmos. Muitas vezes esses problemas podem ser resolvidos com os dados
obtidos da memória durante as manobras.
No sistema de telemetria por pulsos na lama, o canal de transmissão é o fluido
de perfuração presente no interior da coluna de perfuração. Os pulsos de pressão
viajam pelo fluido e, portanto, são atenuados ou eventualmente refletidos. Sendo
assim, a energia recebida na superfície é apenas uma fração da energia de pulso
enviada próximo à broca na profundidade da fase atual.
A atenuação é diretamente proporcional à profundidade, frequência do sinal,
diâmetro do tubo e condição do fluido, ou seja, a atenuação aumenta de acordo com
a quantidade de gases dissolvidos, viscosidade e compressibilidade do fluido
(SCHLUMBERGER, 2011).
30
Com isso, nos fluidos a base de óleo, as ondas transmitidas são mais
atenuadas em relação aos fluidos à base de água, devido à maior compressibilidade
do óleo em relação à água, considerando uma mesma profundidade.
Na Figura 17, mostrada anteriormente, os dois sensores localizados na saída
do pulso de lama registram as pequenas variações de pressão geradas pelo pulser
em profundidade. O Sensor SPT 1 tem como finalidade filtrar os ruídos, enquanto o
sensor SPT 2, localizado mais a frente, mede os valores de pressão sem nenhuma
interferência. Entretanto, às vezes, o registro se mostra bastante afetado podendo
ser descartado. A correção desse intervalo perfilado, onde a telemetria não forneceu
bons dados em tempo real, poderá ser verificada e corrigida com os dados que
ficaram gravados em memória (SCHLUMBERGER, 2011).
Durante a manobra para troca de broca, a ferramenta de perfilagem será
retirada do fundo do poço. Ao chegar à superfície, é feita a desconexão do BHA
(Bottom Hole Assembly – Montagem da Coluna de Perfuração) e, nesse momento,
são descarregados todos dados que foram adquiridos durante a perfuração (RM -
Recorded Mode Logs - Registro de Memória). Essa atividade é realizada em, no
máximo, uma hora. Os dados RM do LWD, em si, não fornecem as informações em
profundidade, mas sim em tempo (PAIVA, 2009).
31
5 Geodirecionamento (Geosteering)
Geosteering ou Geodirecionamento significa o controle direcional intencional
de um poço baseado nos resultados de medidas de perfis, para manter um poço
direcional dentro de uma determinada zona de interesse. Em áreas maduras, pode
ser usado para manter um poço em uma seção particular de um reservatório, a fim
de minimizar cones de gás ou de água e maximizar a produção econômica do poço.
Três componentes são medidos em qualquer ponto do poço a fim de
determinar a sua posição: a profundidade do ponto (profundidade medida), a
inclinação no ponto e o azimute no ponto. Estes três componentes combinados são
referidos como um posicionamento tridimensional do poço dentro da camada. Uma
série de posicionamentos da localização do poço é necessária para acompanhar o
seu andamento (ROCHA et al., 2006).
A constatação de que os poços de petróleo e/ou poços de água não eram
necessariamente verticais levou à utilização das técnicas de geosteering. Este fato
ocorreu gradualmente na história da indústria do petróleo e apenas no final da
década de 20 começou a ser considerada.
Essas ferramentas de pesquisa e projetos de BHA tornaram a perfuração
direcional possível, porém, era visto como algo pouco conhecido. Somente na
década de 1970 a perfuração direcional teve um grande avanço, quando sistemas
rotativos de perfuração de poços tornaram-se mais comuns.
Estas técnicas permitiram que apenas a broca fosse rotacionada no fundo do
poço, enquanto o restante da coluna de perfuração permanecia sem movimento.
Para tal, foram desenvolvidas ferramentas de perfuração defletoras, cujo objetivo é
mudar a trajetória do poço, tais como bent sub e whipstock (Figura 19). O bent sub é
posicionado entre a coluna de perfuração estacionária e a parte superior do motor.
Este procedimento permite que a direção do poço possa ser alterada, sem a
necessidade de retirar toda a coluna de perfuração para fora do poço. Outra
alternativa de desvio do poço, porém, que demandava mais tempo, era a colocação
do whipstock, pois era necessário uma manobra (WELLS, 2006).
32
Figura 19: Ferramentas defletoras bent sub (à esquerda) e
whipstock (à direita). Fonte: ROCHA et al., 2006.
Na década de 90 surgiu o sistema rotativo denominado Rotary Steerable.
Segundo Rocha et al. (2006), a grande vantagem é que este sistema permite que a
coluna de perfuração gire durante todo o tempo, inclusive durante os trechos de
ganho de ângulo e alteração da direção. A indústria classifica os sistemas Rotary
Steerable em dois grupos: push the bit (empurrar a broca) e point the bit (apontar a
broca) (Figura 20).
33
Figura 20: Ferramentas do sistema Rotary
Steerable push the bit (A) e point the bit (B).
Fonte: ROCHA et al., 2006.
No sistema push the bit (Figura 21), uma força é aplicada contra o poço para
se conseguir levar a broca para a inclinação e direção desejadas. Esta ferramenta
possui três patins retráteis, também conhecidos como pad (Figura 22). Ao receber
um comando da superfície, os patins, através de pulsos enviados pelo fluido de
perfuração, saem impulsionando a broca na direção oposta, mantendo-a, assim,
dentro da zona de interesse.
Figura 21: Ferramenta push the bit. Fonte:
SCHLUMBERGER, 2002.
34
Figura 22: Abertura e fechamento do pad. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002.
O outro método, denominado point the bit, no qual o Geo Pilot (Figura 23) é
um dos tipos de ferramentas que realiza este processo e é a única que funciona em
poços desmoronados.
Neste sistema, a broca é capaz de formar ângulos em relação ao resto da
coluna para que seja atingida a trajetória desejada. Estes ângulos são formados por
dois colares assimétricos que giram em torno da coluna, direcionando a broca para a
posição desejada (Figura 24) (PORTO, 2009).
Figura 23: Ferramenta Geo Pilot realizando o processo do Point the bit.
Fonte: SCHLUMBERGER, 2002.
35
Figura 24: Colares da ferramenta Geo Pilot nas três possíveis posições de desvio. Fonte:
SCHLUMBERGER, 2002.
Juntamente com o desenvolvimento de ferramentas MWD (usando a
telemetria de pulso de lama ou telemetria eletromagnética, que permite ferramentas
do fundo do poço enviar dados direcionais de volta à superfície sem perturbar as
operações de perfuração), a perfuração direcional se tornou mais fácil.
Segundo Silva (2009), o sistema LWD é responsável pela avaliação da
formação geológica quando executado em poços exploratórios (verticais). Já em
poços horizontais, serve basicamente para auxiliar na condução do MWD e manter o
poço dentro da zona de interesse. É através dele que se obtêm propriedades das
rochas ou das zonas de interesse. As medidas mais comuns realizadas pela
ferramenta LWD são: densidade, porosidade, raios gama, resistividade, neutrônico e
sônico (Figura 25).
36
Figura 25: Exemplo de composição de uma coluna de perfis no LWD, com sua distância
relativa à broca. Fonte: ROCHA et al., 2006.
O fato de obterem-se as medidas LWD em tempo real durante a perfuração do
poço, em geral, torna este processo mais rápido e a ocorrência de invasões do fluido
de perfuração na parede do poço é reduzida em função do curto espaço de tempo
entre a perfuração e a aquisição dos dados, em relação à perfuração com cabo
elétrico. Além disso, as medidas LWD são realizadas antes da ocorrência deste e de
outros efeitos indesejáveis, como por exemplo, o avanço desordenado da
perfuração.
A obtenção de dados em tempo real permite a perfilagem de um poço de
petróleo sem que haja a necessidade de interromper o processo de perfuração
quando o objetivo é manter o poço em uma determinada direção. Por este motivo,
este processo atualmente tem tomado destaque, pois reduz o tempo gasto para se
realizar uma perfuração, tornando o processo mais ágil e produtivo, substituindo
potencialmente a perfilagem a cabo.
5.1 Construção do projeto de poço
Modelos geológicos em 2D e 3D são traçados e planejados antecedendo a
perfuração do poço, a fim de auxiliar na tomada de decisões ao longo da perfuração,
visando atingir objetivos específicos, tais como a descoberta de novas jazidas, uma
maior produção de hidrocarbonetos, injeção de fluidos ou outros aspectos técnicos.
37
Um projeto de poço é representado por uma figura geométrica da trajetória
esperada para o poço. Ele é sempre projetado através de mapas e seções
geológicas construídas manualmente ou através de software.
Enquanto o poço está sendo perfurado segundo o projeto previsto, novas
informações geológicas são obtidas a partir dos registros de lama, MWD e LWD,
levando a uma atualização do mesmo. Como o modelo é continuamente atualizado
com as novas informações geológicas (avaliação de formação) e da posição do poço
(levantamento de desvio do poço), as mudanças começam a aparecer nas
subestruturas geológicas, tais como adelgaçamento da camada de interesse e a
variação lateral de fácies e falhas com rejeitos inferiores a trinta metros que não
foram previstas no modelo geológico inicial, podem levar o projeto de poço a ser
corrigido e reformulado durante a perfuração, de forma a atender os objetivos do
poço (SCHLUMBERGER, 2002).
5.2 Pré-requisitos para acompanhamento
Como pré-requisitos, temos quais os perfis que serão necessários de forma a
entender o modelo geológico para a tomada de decisões em tempo real e,
principalmente, qual a taxa de transmissão em tempo real satisfatória para essas
medidas. São necessárias também as leituras azimutais e medidas de inclinação
(ambas o mais próximo possível da broca), um modelo de geosteering
representativo do modelo geológico e softwares de modelagem, correlação,
visualização 3D, etc.
5.3 Navegação na horizontal
Para a navegação na horizontal são necessárias medidas azimutais de perfis
que permitam manter o poço dentro da zona de interesse. Estes perfis podem ser de
resistividade, raios gama, densidade e neutrônico, de forma que essas informações
permitam a tomada de decisões com mais segurança.
Para esta navegação são feitos alguns registros que podem ser realizados
próximos a broca, em medidas rasas, que permitam identificar a litologia perfurada,
ou realizados distantes da broca, que proporcionam, além da identificação da
litologia perfurada em medidas rasas, a antecipação da litologia a ser perfurada em
medidas mais profundas (look ahead). Ainda temos os registros azimutais, que nos
38
dão a definição da orientação do limite de camadas em relação ao poço e o uso de
imagens como definição da atitude das camadas.
5.4 Consolidação do modelo Após a perfuração do poço, o modelo geológico inicialmente previsto será
consolidado com os dados obtidos durante a execução do projeto. Neste momento,
podemos obter um resultado muito próximo do previsto ou mesmo totalmente
discrepante.
Para isso, faz-se necessário efetuar ajustes com dados de memória, validar o
modelo de tempo real e fornecer subsídios para atualização do modelo geológico do
reservatório. Todos estes dados serão incorporados para o desenvolvimento do
campo, como também na perfuração de novos poços.
39
6 WL VERSUS LWD
As informações lidas pelos processos de aquisição do LWD e do WL são
distintas, sendo este o principal motivo das operadoras não considerarem a
ferramenta LWD como uma tecnologia que venha a substituir totalmente o WL. As
medições são fundamentalmente diferentes, não somente pela forma com que os
sensores obtêm as informações, mas, principalmente, como essas informações são
transmitidas para a superfície.
Para que o wireline apresente as mesmas leituras feitas pelo LWD, são
necessários que os efeitos de invasão sejam exatamente os mesmos, algo
improvável, pois o perfil wireline sofre mais a invasão que o perfil LWD.
A necessidade de correções ambientais também teve papel fundamental na
criação do paradigma do LWD presente na indústria petrolífera até hoje. Em certas
condições, diferentes ferramentas podem fornecer respostas bem diferentes antes
das correções ambientais. As ferramentas são criadas e utilizadas sabendo-se que
variações no ambiente irão afetar suas medições. As ferramentas são capacitadas a
remover estes efeitos, porém essas correções podem ser aplicadas de forma
incorreta ou até nem mesmo aplicadas (Modificado de TOLLESFEN et al., 2007).
Para aplicar corretamente as mudanças ambientais no LWD, a fim de
compensá-las no poço, deveríamos ter, com exatidão, o conhecimento sobre quais
delas podem ocorrer e o seu comportamento no tempo, considerando que
mudanças radicais podem ocorrer nas propriedades de um poço, desde sua
perfuração inicial até o seu abandono. Por este motivo, estas correções são
extremamente difíceis de serem aplicadas. Dependendo da profundidade do poço e
sua continuidade na perfuração, o processamento desses dados até sua
apresentação final à operadora pode durar até dois dias.
Se há dúvidas quanto a qualidade dos dados obtidos pelo LWD, e caso seja
possível também correr os perfis a cabo, o operador não deve hesitar em obter
esses registro para sanar quaisquer dúvidas. Em situações críticas em que a taxa de
transmissão de dados pela telemetria de lama sofre muitas atenuações, e quando os
dados de memória do LWD, depois de extraídos, não possibiltem leituras confiáveis,
o geólogo responsável pode requisitar a corrida do wireline. (Modificado de
TOLLESFEN et al., 2007).
40
Em poços verticais exploratórios de alto custo, o LWD é utilizado a fim de
obter informações antecipadas das rochas que estão sendo perfuradas, visando a
tomada de decisões antes do término da perfuração do poço.
O LWD em seu funcionamento ideal, orientando o geólogo durante sua
chegada na zona de interesse de uma formação e campos conhecidos, fornece uma
economia de recursos à empresa operadora que torna seu uso fortemente
recomendado. O simples fato de fornecer informações ao geólogo para estimar o
momento exato de parar uma perfuração por ter chegado de forma satisfatória à
zona de interesse, ou alterar a trajetória do poço para um novo trajeto mais
otimizado, pode economizar a empresa operadora importantes dias de sonda ou até
mesmo otimizar substancialmente a futura produção do poço, feito que wireline
nenhum conseguiria oferecer [PAIVA, 2009].
Em linhas gerais, encontram-se na literatura os principais motivos para o qual
o LWD é utilizado:
· Garantia de perfilagem, quando se prevê que, por algum motivo, a
perfilagem a cabo não será possível ou será muito prejudicada;
· Perfilagem LWD apresenta menos efeitos de invasão do filtrado;
· Geodirecionamento e otimização da eficiência de perfuração;
· Economia de recursos em poços muito desviados, quando seria necessária a
perfilagem utilizando-se tubos de perfuração (drill pipe conveyed logging);
· Perfis de passagens múltiplas (permite perfilar tanto na descida quanto na
retirada da broca do fundo do poço) (Modificado de TOLLESFEN et al., 2007).
Mesmo para estas aplicações citadas, a informação usada para a avaliação
da formação vem principalmente dos perfis gravados na memória interna na
ferramenta RM, os quais são recuperados após a retirada da broca do poço para
aquisição e posterior processamento (Modificado de TOLLESFEN et al,. 2007).
A seguir serão descritos alguns tipos de perfis bastante utilizados nas
perfilagens de poços, seja elas a cabo ou por LWD. Os princípios de obtenção dos
dados são os mesmos para qualquer um dos perfis, a única diferença entre eles
consiste na forma de obtenção desses dados na superfície.
Na perfuração com estas duas ferramentas há, na coluna de perfilagem, perfis
de raios gama, resistividade, densidade, neutrônico, sônico, ressonância nuclear
magnética e teste de formação a cabo. A seguir, será descrito o principio básico de
41
cada uma destas ferramentas de perfilagem, como também a principal aplicação dos
mesmas.
6.1 Raios gama
A ferramenta de raios gama é utilizada para medir a radioatividade natural das
rochas e constitui um dos perfis mais utilizados na perfilagem em poço aberto e
revestido.
O perfil de raios gama permite distinguir os folhelhos e/ou argilas dos demais
tipos litológicos. A principal vantagem desse perfil reside no fato de ser possível a
sua realização por dentro de tubulações (poços revestidos), tornando-se muito útil
em trabalhos de completação e restauração dos poços. Sabendo que o perfil de
raios gama reflete a proporção de folhelho ou argila de uma camada, pode-se utilizá-
lo com um indicador do teor de folhelho ou argilosidade das rochas. Ele também é
usado para detecção e avaliação de elementos radioativos, tais como Urânio, Tório,
etc (NERY, 2004).
A Figura 26 mostra perfis de raios gama durante a perfuração da terceira fase
de um poço a, aproximadamente, 1471 metros. À esquerda, tem-se o perfil obtido
após a recuperação dos dados de memória do LWD e, à direita, o perfil obtido em
tempo real. Através da comparação dos perfis é possível concluir a perfeita
resolução e correlação existente entre os dados obtidos por telemetria de lama e de
memória.
As principais aplicações dos perfis de raios gama são para correlação
geológica, identificação litológica, cálculo do volume de argila, distinção entre
reservatório e não reservatório e para auxiliar no geodirecionamento do poço
horizontal, associado aos demais perfis de resistividade, densidade e neutrônico.
42
Figura 26: Comparação entre perfis em memória (à esquerda) e em tempo real (à direita).
Fonte: HONÓRIO, 2007.
6.2 Resistividade
A resistividade expressa a maior ou menor fluidez com que a corrente elétrica
atravessa determinado material. São utilizados para determinar a resistividade da
formação, identificar zonas portadoras de hidrocarbonetos, definição de contato
entre fluidos e cálculo da saturação em água.
Na perfilagem a cabo se utiliza, basicamente, dois tipos de ferramentas para
se obter a resistividade da formação: Indução e Laterolog. Já no LWD, temos os dois
tipos de ferramentas de resistividade, mas estas ferramentas trabalham numa
frequência muito maior quando comparada com as de perfilagem a cabo.
Os perfis de resistividade mais comuns no LWD são aqueles que, através de
ondas eletromagnéticas, mede as variações no comportamento das ondas
eletromagnéticas ao passar por diferentes litologias, inferindo, dessa forma, valores
de resistividade.
A medida de resistividade da formação é feita por ferramentas que trabalham
a uma frequência que varia de 100kHz a 10GHz. Nas ferramentas de LWD a
43
frequência mais utilizada é de 2MHz. A medida é obtida através de dois
transmissores e dois receptores (Figura 27).
Frequências dessa ordem de grandeza, são melhor explicadas pela
propagação de uma onda. Assim, a diferença de fase e de atenuação de amplitude
da onda entre os receptores são medidas e transformadas em resistividades
chamadas de phase shift (diferença de fase) e de attenuation (atenuação de
amplitude).
Na prática, podem ser usados transmissores múltiplos para obter
profundidades diferentes de investigação e compensação para efeito de poço. O
comprimento de onda é tal que o poço tem um efeito secundário, mas, em alguns
casos, a correção pode ser necessária. Na figura a seguir tem-se uma ferramenta de
resistividade e os sinais das ondas eletromagnéticas, com transformação em
medidas de resistividade (SCHLUMBERGER, 2002).
Figura 27: Determinação e transformação em resistividade das leituras de diferença
de fase e atenuação de amplitude. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002.
6.3 Densidade e Neutrônico
Os nêutrons são partículas destituídas de carga elétrica. Por serem neutras,
elas possuem a capacidade de penetrar profundamente na matéria, interagindo
elástica ou inelasticamente com os núcleos dos elementos que compõem as rochas.
Os perfis neutrônicos medem uma radioatividade induzida artificialmente, por meio
de bombardeio das rochas com nêutrons de alta energia ou velocidade.
44
O hidrogênio está presente na molécula de água, nos hidrocarbonetos, etc,
preenchendo os poros das rochas. Alguns óleos, a depender da sua densidade, têm
aproximadamente a mesma concentração do hidrogênio, por unidade de volume,
que a água. Já o gás e o condensado apresentam uma concentração de hidrogênio
substancialmente menores, fazendo com que esta ferramenta, combinada com a de
densidade, se torne um ótimo instrumento na identificação da presença de
hidrocarbonetos leves nas rochas reservatório (ELLIS et al., 2003).
As ferramentas de porosidade neutrônica e densidade são utilizadas para
determinar a existência de poros e quantificar a sua porcentagem, identificar fluidos
(em combinação com outros perfis), como também avaliar propriedades mecânicas
e análise de estabilidade de poços.
A ferramenta Neutrônico responde à presença de hidrogênio. Se não houver
hidrogênio na rocha reservatório, o count rate (taxa de contagem) será alto,
indicando baixa porosidade.
Dentre os usos desta ferramenta podemos destacar a detecção de
hidrocarbonetos leves ou gás e litologia, além da porosidade a poço aberto e a poço
revestido. Os problemas estão relacionados com o diâmetro do poço, lama/reboco,
argilosidade, altas porosidades e altas salinidades.
O perfil de densidade registra continuamente as variações das densidades
das camadas com a profundidade. A medida da densidade é realizada pelo
“bombardeio” das camadas por um feixe monoenergético de raios gama.
A ferramenta de densidade responde à densidade da formação. Quanto mais
fluidos/poros houver na formação, maior será a quantidade de partículas que a
atravessa (maior count rate). Quanto menor for a densidade do fluido, maior será o
count rate. Esta ferramenta, juntamente com o neutrônico, é utilizada para o cálculo
da porosidade, litologia e identificação de zonas com presença de hidrocarbonetos
(ELLIS et al., 2004).
6.4 Sônico
O perfil sônico é aplicado para a determinação das propriedades mecânicas
das rochas. Esta ferramenta usa um transmissor de frequência constante,
ultrassônica baixa e dois receptores. Um impulso sonoro emitido pelo transmissor
45
propaga-se nas camadas até ativar dois receptores posicionados em distâncias fixas
predeterminadas. O equipamento mede a diferença do tempo gasto pelo som
(tempo de trânsito) entre os dois receptores, isto é, o inverso da velocidade de
propagação entre os mesmos.
Antigamente o Sônico era utilizado como uma ferramenta auxiliar na sísmica.
Wyllie (1949), estudando a correlação que existe entre o tempo de trânsito e a
porosidade, demonstrou que ele poderia ser usado para a determinação da
porosidade intergranular das rochas sedimentares. Atualmente, em função dos
cálculos mais realistas das porosidades fornecidas pelos perfis radiativos (densidade
e neutrônicos), o sônico está retomando as suas origens na indústria do petróleo,
como suporte à sísmica.
O cálculo da porosidade intergranular e a detecção ocasional de zonas
fraturadas e com perda de circulação são alguns usos dessa ferramenta. Como
problemas ocasionais, podemos citar a litologia ou matriz desconhecida, presença
de hidrocarbonetos, presença de argilominerais, presença de porosidade secundária
e a presença de grandes desmoronamentos e/ou rugosidades (RAYMER et al.,
1980).
6.5 Ressonância nuclear magnética
Os perfis leem Índice de hidrogênio, polarização e relaxamento dos fluidos
presentes no espaço poroso da rocha reservatório, onde é possível definir alguns
parâmetros desta rocha, tais como porosidade independente da litologia, distribuição
de tamanho de poros, volume de água irredutível, índice de permeabilidade,
identificação de fluidos e viscosidade do óleo.
Esse perfil vem sendo muito utilizado nas perfilagens com LWD no pré-sal
brasileiro, porque conseguem definir a porosidade efetiva dos carbonatos com boa
precisão, uma vez que os perfis convencionais de porosidade – tais como
densidade, neutrônico e sônico – não conseguem caracterizar a porosidade desses
reservatórios (SILVA, 2009).
46
6.6 Teste de Formação a Cabo
A ferramenta de teste de formação a cabo possibilita a tomada de pressão a
partir de medidas localizadas, obtidas através do isolamento hidráulico realizado
com o auxílio de um obturador colocado contra a parede do poço. Esta ferramenta
possui uma serie de aplicações, como determinação de pressões da formação,
estimativas da permeabilidade e mobilidade, identificação de fluido da formação,
determinação de gradientes de pressão e de contatos de fluidos (SILVA, 2009).
47
7 Ferramentas do LWD
A perfilagem LWD é constituída por todas as ferramentas utilizadas na
perfilagem a cabo, conforme discutido nos capítulos anteriores. A diferença é a
forma de obtenção dos dados registrados ao longo da perfilagem. Esse tipo de
perfilagem auxilia na obtenção de informações sobre as diversas propriedades da
rocha, com a possibilidade de obter estes dados em tempo real.
Com estas informações, é possível tomar decisões que ajudem na perfuração
horizontal de um poço, mantendo ou conduzindo a broca dentro do intervalo de
interesse. A Figura 28 mostra quatro tipos de leituras de resistividade que podem
ser registradas ao longo da perfilagem que vão auxiliar na condução da broca dentro
da zona reservatório. No caso em questão, as diferentes resistividades permitem
perceber que a broca sairá da zona de interesse pela base do poço. Para que tal
fato não ocorra, o angulo de perfuração da broca é alterado, baseado nos dados dos
perfis.
Nesta seção, vamos mostrar a importância das ferramentas azimutais,
ferramentas estas que são imprescindíveis na condução de um poço horizontal
dentro da seção de interesse, visando o aumento de produção (SCHLUMBERGER,
2002).
Figura 28: Ferramenta do LWD fazendo a leitura de resistividades. Fonte: HUGHES, 2010.
48
7.1 Ferramentas Azimutais
As ferramentas de perfilagem ditas azimutais são assim denominadas porque
possuem, no corpo da ferramenta, uma serie de sensores dispostos ao longo de
toda circunferência do poço, que permite situar a coluna de perfuração em relação
ao poço que está sendo perfurado. A leitura é feita ao longo de 16 seções, onde
cada seção é denominada bin (Figura 29). Através das medidas realizadas nos
diferentes setores, a ferramenta sabe onde se encontra no poço, naquele momento,
em relação ao norte magnético (VIEIRA, 2009).
As leituras de resistividade obtidas em ferramentas azimutais, por exemplo,
podem ser convertidas em perfis de imagem, que auxiliam na tomada de decisões
durante o geodirecionamento. A Figura 30 mostra os perfis de resistividade e raios
gama obtidos ao longo da perfuração com LWD e, ao lado, as imagens geradas a
partir das curvas destes perfis.
Figura 29: Divisão do poço em 16 bin. Fonte: Site da HALLIBURTON.
49
Figura 30: Tela de software de acompanhamento em tempo real contendo os perfis de raios gama,
resistividades e imagem. Fonte: UNIVERSIDADE PETROBRAS, 2010.
Como a perfilagem do tipo LWD ocorre sempre associada ao MWD, que
obtém continuamente a inclinação e direção do poço e das camadas, essas
ferramentas, mesmo girando durante a perfuração, tem seus sensores orientados
durante a perfuração, não importando como a coluna de perfuração está em relação
ao topo e a base da zona produtora nos poços horizontais. Ela terá sempre sua
posição bem definida com relação a camada, fato este muito importante na
perfuração de poços horizontais e na tomada de decisões durante a perfuração.
Das ferramentas azimutais disponibilizadas no mercado, as de resistividade,
densidade e neutrônico são as mais utilizadas para o geodirecionamento dos poços.
O registro obtido por essas ferramentas podem ser convertidos em imagens que irão
auxiliar na tomada de decisões.
Durante a perfuração, a coluna gira a todo instante, sem ter nenhum contato
com a parede, fato este que é diametralmente oposto a perfilagem a cabo, onde a
maior parte das ferramentas possuem patins em contato com a parede do poço. Os
dados são obtidos nesses patins que ficam em contato direto com a formação
durante a perfilagem.
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Como essas ferramentas são orientadas, as medidas são estatísticas e vão
depender da quantidade de contas obtidas que, por sua vez, dependerão da
velocidade da perfilagem, da taxa de envio dos dados em tempo real, do diâmetro
do poço, do reboco e do peso do fluido de perfuração (Site da HALLIBURTON).
Através desta ferramenta, com o auxílio dos perfis de resistividade
eletromagnética, densidade, neutrônico, sônico e raios gama, é possível identificar o
trajeto adequado que a broca deve seguir até o reservatório, corrigindo-o quando
necessário.
Antes das ferramentas azimutais, o perfil de resistividade registrava a
mudança da resistividade quando a broca começava a sair da zona de interesse (o
perfil mostrava valores menores), porém, não era possível saber por qual lado do
poço a broca estava saindo, se pelo topo ou pela base. Isto só foi possível a partir
do momento em que as ferramentas azimutais começaram a ser utilizadas,
permitindo a obtenção de dados de dois tipos de resistividade: up (acima) e down
(abaixo), em relação ao poço. As figuras abaixo mostram o processo de
direcionamento da broca para dentro da zona de interesse, através da tomada de
decisões com base nos perfis citados.
Na figura 31, a broca encontra-se ainda dentro da zona de interesse, mas a
resistividade down começa a mostrar valores mais baixos de resistividade, indicando
a saída da broca desta zona pela base do poço.
Figura 31: Ferramentas azimutais e informações sobre mudança da resistividade. Fonte: HUGHES, 2010.
51
Neste momento, o operador responsável envia um link para a ferramenta
informando a medida do ângulo de desvio que a broca deverá realizar para manter-
se dentro da zona de interesse. Neste exemplo, ela deverá ir para cima, retornando
totalmente para dentro da zona. É gerada também uma imagem em 3D, a fim de
visualizar o poço perfurado no momento. (Figuras 32 e 33).
Figura 32: Mudança no ângulo de perfuração. Fonte: HUGHES, 2010.
Figura 33: Coluna de perfuração mantida na zona de interesse.
Fonte: HUGHES, 2010.
A ferramenta azimutal de resistividade de leitura profunda mostrou-se
promissora para otimizar a trajetória e o posicionamento de poços, bem como na
avaliação da formação durante a perfuração. Esta tecnologia permite obter imagens
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mais detalhadas da geologia do reservatório durante os trabalhos de perfuração
(Site da HALLIBURTON).
7.2 Sala de acompanhamento do LWD Em algumas unidades operacionais da Petrobras, por exemplo, onde a
perfuração de poços utilizando LWD é comum, existem salas denominadas CSD
(Centro de Suporte e Decisão) (Figura 34), onde os poços que estão sendo
perfurados com esta técnica podem ser acompanhados em tempo real através de
monitores por uma equipe de técnicos, tais como geólogos, geofísicos, engenheiros
direcionais especialistas em MWD/LWD da empresa e também pelos engenheiros
operadores das companhias prestadoras de serviço, como a Baker®, Halliburton® e
Schlumberger® (Figura 35).
Na Figura 36, uma tela em detalhe mostra os perfis sendo registrados em
tempo real em um dos monitores do CSD, onde estão os perfis de raios gama,
resistividade básica e resistividade up e down (resistividades azimutais), densidade
e neutrônico, e perfis de imagem resistiva.
Figura 34: Sala de Acompanhamento de LWD e Geosteering Online. Fonte:
SILVA, 2008.
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Figura 35: Disposição dos técnicos envolvidos no acompanhamento de poços com LWD no CSD. Fonte: UNIVERSIDADE PETROBRAS, 2010.
Figura 36: Tela de software de visualização 2D e 3D de um poço. Fonte: UNIVERSIDADE
PETROBRAS, 2010.
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8 Conclusão
Neste trabalho foi possível mostrar a utilidade da ferramenta do LWD,
informando seus aspectos positivos e negativos, estabelecendo critérios
comparativos com outras ferramentas e esclarecendo de que forma esta ferramenta
contribui na maior agilidade das perfilagens de poços de petróleo.
Como visto, o LWD mostra-se uma ferramenta extremamente útil para a
indústria petrolífera, trazendo diversos benefícios às companhias que dela se
utilizam, pois permite a realização de perfilagens desde poços de alto ângulo até
horizontais e, em conjunto com o MWD, mantém a broca dentro da zona de
interesse.
Como o LWD permite que a perfilagem da formação seja realizada em tempo
real, as preocupações antes existentes com a perfilagem a cabo, como por exemplo,
a possibilidade de desmoronamentos em poço aberto e a prisão da ferramenta de
perfilagem, foram solucionadas. A obtenção de dados em tempo real também
permitiu a antecipação da tomada de decisões em poços exploratórios, reduzindo-se
o tempo da operação e, consequentemente, os custos elevados do aluguel diário de
uma sonda de perfuração. Estes dados, quando comparados aos dados registrados
na memória da ferramenta, tem obtido uma excelente repetibilidade.
Em comparação com o WL, o LWD vem melhorando gradativamente,
ocorrendo um aumento da sua utilização nos campos de petróleo em produção, já
que a maior parte dos poços explotatórios é, preferencialmente, horizontal.
Por se tratar de uma técnica relativamente recente no cenário da indústria
petrolífera, o LWD ainda requer um pouco mais de estudos e melhorias. Como é
uma ferramenta focada em obter registros das rochas, o LWD é acoplado acima da
broca, estando associado à coluna de perfuração, posição que dificulta a medida da
profundidade real do poço, sendo muitas vezes necessária a realização da corrida
dos perfis a cabo em poços verticais para medi-la.
A repetibilidade dos perfis LWD ainda não é perfeita comparado com os perfis
a cabo. Existe uma pequena discrepância que vem sendo reduzida com a evolução
destas ferramentas. O registro dos perfis com LWD podem ter seus valores
atenuados devido à taxa de transmissão dos dados, através da telemetria de lama,
não estarem em sintonia com os parâmetros de perfuração, tempo de penetração,
peso sobre a broca, vazão das bombas, etc.
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Os custos de uma operação com LWD são bastante altos, mas, apesar disto,
ainda são mais compensatórios que a operação com wireline, visto que seus valores
não sobrepujam o valor que seria pago para manter-se por mais tempo com a sonda
de perfuração.
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