Todo sobre perfilagem

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Otima apostila sobre perfilagem de poços.

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Todo sobre perfilagem

  1. 1. QQuuíímmiiccaa ddee FFlluuiiddooss ddee PPeerrffuurraaççããoo ppaarraa ppooççooss ddee ppeettrróólleeoo IQ - UFRJ PP EE RR FF II LL AA GG EE MM AAllbbeerrttoo AAnnddrréé RR.. DDrruummmmoonndd
  2. 2. 2 - Índice • Introdução ....................................................................................3 • Testemunhagem ...........................................................................5 • Perfilagem eletrica .......................................................................6 • Métodos de prospecção ...............................................................15 • Outros métodos de prospecção ...................................................16 • Conclusão ...................................................................................17 • Bibliografia Consultada ............................................................ 19
  3. 3. 3 I – Introdução Chamamos perfilagem ao levantamento completo de perfis referentes ao poço para a produção de petróleo. O perfil de um poço é a imagem visual, em relação à profundidade, de uma ou mais características ou propriedades das rochas perfuradas. Ele é obtido a partir de ferramentas que são descidas no poço, onde os valores são captados e em seguida são armazenados em arquivos digitais. Apesar de existirem vários processos físicos de medição (perfis), os dados fornecidos pelos equipamentos eletrônicos de medida são chamados genericamente de perfis elétricos.Através da perfilagem podemos mapear o poço com gráficos ou figuras que nos mostram as áreas de interesse a serem trabalhadas, no entanto, é bom deixar claro que ela não se mostra auto-suficiente, pois necessita de técnicas auxiliares que se complementam para cumprir essa meta. Como exemplo de uma técnica auxiliar temos a amostra de calha que é utilizada juntamente com os perfis elétricos para ajudar na identificação das litofaces. Essa amostra contém os resíduos das formações rochosas, durante a perfuração, que permanecem na broca quando ela é levantada do interior do poço para a superfície. A grande maioria das ferramentas existente para a visualização e reconhecimento de litofaces é comerciais, sendo vendidos exclusivamente como parte de pacotes de software mais completos, porém extremamente caros. Podemos citar alguns exemplos: 1. Horizon Software - Inclui um grupo de programas probabilísticos que podem determinar propriedades quantitativas ou propriedades qualitativas (litofaces ou fluidos a serem produzidos) ao longo de um poço 2. Rockcell - É uma ferramenta de classificação que utiliza perfis e disponibiliza visualização para classificar e estimar litofaces. Além de permitir a análise das litofaces. 3. GS Software - É um sistema geológico completo para PC’s cujas características primárias incluem correlação interativa de poços, compreensão de análise petrofísica, integração de dados mudlog, sísmica sintética etc. Existem vários tipos de perfis utilizados para as mais diversas aplicações, todos com o objetivo de avaliar melhor as formações geológicas quanto à ocorrência de uma jazida comercia de hidrocarbonetos. Podemos citar alguns dos principais tipos de perfis elétricos existentes: • Raios Gama (GR) - Detecta a radioatividade total da formação geológica. Utilizado para a identificação da litologia, a identificação de minerais radioativos e para o cálculo do volume de argilas ou argilosidade; • Neutrônico (NPHI) - São utilizados para estimativas de porosidade, litologia e detecção de hidrocarbonetos leves ou gás; • Indução (ILD) - Fornece leitura aproximada da resistividade da rocha contendo hidrocarbonetos, através da medição de campos elétricos e magnéticos induzidos nas rochas; • Sônico (DT) - Mede a diferença nos tempos de trânsito de uma onda mecânica através das rochas. É utilizado para estimativas de porosidade, correlação poço a poço, estimativas do grau de compactação das rochas ou estimativas das constantes elásticas, detecção de fraturas e apoio à sísmica para a elaboração do sismograma sintético; • Densidade (RHOB) - Além da densidade das camadas, permite o cálculo da porosidade e a identificação das zonas de gás.
  4. 4. 4 • Caliper - fornece o diâmetro do poço. É aplicado no cálculo do volume de cimento para tampões ou cimentação do revestimento, apoio a operações de teste de formação, controle de qualidade de perfis e indicações das condições do poço em um determinado intervalo. • Potencial Espontâneo (SP): é o registro da diferença de potencial entre um eletrodo móvel descido dentro do poço e outro fixo na superfície. Este perfil permite determinar as camadas permoporosas, calcular a argilosidade das rochas, determinar a resistividade da água da formação e auxiliar na correlação de informações com poços vizinhos. Para um melhor aproveitamento dos perfis elétricos obtidos, é necessário que eles sejam utilizados em conjunto. Por exemplo, se for constatado que em determinada profundidade o perfil GR indique alta argilosidade e o ILD alta resistividade, mas se o perfil RHOB indicar alta densidade e o perfil DT alta velocidade, então, pode-se concluir que essa formação seria um reservatório de baixa produtividade caso fosse portadora de hidrocarbonetos. Por outro lado, se ocorrer que o perfil GR indique baixa argilosidade, o ILD alta resistividade, o perfil RHOB baixa densidade e o DT baixa velocidade, tem-se uma maior probabilidade de uma reserva comercial de hidrocarbonetos nessa formação. Outros fatores, porém, são levados em consideração para análise de um reservatório, como por exemplo a amostra de calha e os dados obtidos durante a prospecção da área. O perfil Caliper é um perfil auxiliar que consta do registro das variações para mais (desabamento) ou para menos (reboco ou estrangulamento) do diâmetro nominal da broca usada para perfurar o poço. Pode apresentar dois ou mais braços, articulados, geralmente acoplados a bobinas, o movimento constante destes braços abrindo e fechando, geram respostas elétricas nestas bobinas que são relacionadas à geometria da parede do poço, podendo desta forma ainda calcular seu volume. A modelagem de perfis elétrica através de camadas com variações continuas em sua condutividade, chamadas de eletricamente heterogêneas, e uma técnica que permite uma melhor aproximação da conjuntura elétrica no subsolo, na medida em que não existem camadas estritamente homogêneas na natureza e, portanto, vem se impor como um avanço em relação a tecnologia atualmente utilizada de modelagem de perfis através de camadas eletricamente constantes. A interpretação de perfis é feita a partir de parâmetros fornecidos pelo operador do perfil. As empresas ( Schlumberger, Halliburton, etc...) que fornecem as ferramentas, fornecem também os parâmetros para interpretação. Ha cursos oferecidos por essas empresas para aprimorar a interpretação quantitativa dos perfis através de seus funcionários, já que a qualitativa vem expressa no próprio gráfico do perfil. No entanto não é fácil distinguir água doce de óleo em perfis de forma isolada, somente com a junção de dois ou mais perfis isso é possível, pois se torna possível à comparação entre perfis. Hoje existem equipamentos e softwares mais avançados para o traçado de perfis tal como o PSGT que identifica Carbono e Oxigênio presentes na composição das rochas , o que facilitam a identificação da presença de hidrocarbonetos e um melhor conhecimento das características das diferentes camadas rochosas perfuradas,neste caso a distinção entre água e óleo se torna muito mais fácil. Os chamados trabalhos de poço revestido são realizados depois que o poço, como o próprio nome já diz, recebeu um revestimento metálico, para evitar que a formação geológica ceda e feche o poço. Em sua maioria, estes trabalhos tem o objetivo de fazer manutenções no poço afim de reavaliar e/ou melhorar sua produção. Neste caso, não há lama de perfuração, apenas o fluído de perfuração para manter a pressão estática do poço. Ou, em alguns casos, apenas o próprio fluído da formação (petróleo cru).
  5. 5. As medições tomadas nestes trabalhos fornecem, entre outros, dados sobre a qualidade da cimentação por trás do revestimento, ou novamente, dados sobre a interface entre os fluídos existentes na formação atravessada pelo poço. Os diâmetros das ferramentas variam bastante, pois as mesmas podem ser introduzidas no poço por dentro da coluna de produção (diâmetros menores) ou por dentro do revestimento, após a retirada da coluna (diâmetros maiores). Este segmento é também responsável pelo canhoneio dos poços. Ou seja, a detonação de explosivos em profundidades especificadas para gerar um caminho através do revestimento para que o fluído a ser produzido possa sair da formação e chegar ao interior do poço. As cargas explosivas utilizadas em canhoneios podem gerar diferentes tipos de perfurações. Com maior ou menor penetração, com uma densidade maior ou menor de furos por pé, etc. Os diâmetros dos canhões também variam muito, chegando a até 7 polegadas (17,78 cm), dependendo do diâmetro do revestimento que se deseja perfurar. Estas cargas têm uma geometria e uma composição de explosivos (RDX, HMX, entre outros) específicas, de modo que, quando detonadas, geram uma onda de pressão direcional, perpendicular ao eixo do poço, e que perfura a formação deixando o mínimo de detritos nesta. A ordem de grandeza média desta onda de pressão é de 4.000.000 (quatro milhões) de psi, e a penetração média na formação é de 60cm. Figura 1 - II – Testemunhagem Durante a perfuração dos poços, vários dados são coletados para aumentar o conhecimento do subsolo. Amostras das rochas cortadas, chamada amostra de calha, e amostras de rocha tal como estão no subsolo . Estas amostras são chamadas de testemunhos . A testemunhagem é uma operação especial feita no poço durante a perfuração, e consiste na obtenção do testemunho, que por sua vez, é uma amostra real da formação com alterações mínimas nas suas propriedades naturais. O testemunho é levado a laboratórios e testes são efetuados para obterem informações à respeito da litologia, textura, porosidade, permeabilidade, saturação de óleo e água etc. 5 A testemunhagem é importante porque ela comprova a litoface identificada pela perfilagem. Os dados da perfilagem unidos com os dados da testemunhagem formam exemplos a serem aprendidos pela Rede Neural Artificial ( RNA ) . Com isso, a RNA, depois da aprendizagem, poderá nos
  6. 6. 6 responder que litoface está associada, à determinada profundidade, a uma t-upla de perfis apresentados. Por causa do custo operacional e temporal relativamente alto, a testemunhagem só é realizada em alguns poços estratégicos. Os testemunhos são amostras preservadas, portanto bastante representativos da formação. Eles são retirados a profundidades pré-determinadas, gerando informações pontuais do poço. São conhecidos três tipos: • Testemunhagem com barrilete convencional: consiste na descida de uma broca vazada, e dois barriletes, um externo, que gira com a coluna, e outro interno, onde o testemunho se aloja. No final de cada corte é necessário que a coluna venha à superfície através de uma manobra; • Testemunhagem a cabo: o barrilete interno pode ser levantado até a superfície sem a necessidade de se retirar toda a coluna; • Testemunhagem lateral: é utilizado para se testemunhar alguma formação já perfurada. Consiste em cilindros ocos, presos por cabos de aço e a um canhão e são arremessados contra a parede da formação para retirar amostras da rocha. A obtenção de um testemunho e um processo dispendioso e demorado, pois implica em recolher a coluna com a broca de perfuração para troca-la por uma ferramenta de amostragem e, apos recolher o testemunho, fazer a troca inversa. Num poço terrestre de 1400 m de profundidade, este processo de testemunhagem leva dias ou semanas, a depender dos tipos de formações rochosas existentes, a um custo de cerca de 100 mil dólares por dia de operação da perfuradora. Por este motivo, as empresas tem restringido as testemunhagens aos trechos de rochas reservatórios, o que e insuficiente para alguns estudos, entre eles o da determinação do fluxo térmico, que exige o conhecimento da condutividade térmica de todas as rochas de um perfil da área. Por outro lado, todo poço de prospecção de hidrocarboneto construído e perfilado e, na maioria das vezes, os perfis geofísicos obtidos são os únicos registros petrofisicos desses poços, principalmente quando eles não são testemunhados. Geralmente, a descida de uma ferramenta transporta vários equipamentos e realiza vários tipos de perfilagem. Com a facilidade de arquivamento permanente, esses perfis funcionam como registros eficientes e duradouros de um poço, podendo ser reinterpretados a luz de novos conhecimentos geofísicos e geológicos, inexistentes na época de sua realização, fazendo parte de extensos bancos de dados de grande importância. Diversas propriedades físicas são medidas durante a perfilagem de poços, algumas delas intimamente correlacionadas com a condutividade térmica. Dentre essas propriedades, estão a resistividade elétrica, a velocidade compressional e a densidade, o que torna possível derivar empiricamente a condutividade térmica da correlação com estas e outras propriedades físicas. A diferença entre a testemunhagem e a perfilagem é que na testemunhagem as informações não são obtidas em tempo real,as rochas são analisadas em laboratório e os dados são pontuais, porem muitas informações importantes somente podem ser obtidas tendo-se como base os dados fornecidos por ambas as técnicas ( testemunhagem e perfilagem ), como por exemplo a identificação precisa da composição litoquimica das formações em função da profundidade. III – A Perfilagem elétrica Os métodos elétricos fazem uso de uma grande variedade de técnicas, cada uma baseada nas diferentes propriedades elétricas e características dos materiais que compõem a crosta terrestre. Após a perfuração de cada trecho ou fase de um poço, instrumentos especiais - chamados ferramentas de perfilagem , são descidos no poço para determinar as características das rochas atravessadas (densidade, resistividade, porosidade etc) e dos fluidos que elas contêm, bem como as pressões e temperaturas envolvidas. Parte da perfilagem pode também ser efetuada durante a perfuração do poço. A perfilagem elétrica e sempre realizada nos poços e através dela, obtem-se a condutividade elétrica dos diversos tipos de rochas existente no perfil. Para o caso de rochas sedimentares, a condutividade
  7. 7. elétrica e a condutividade térmica são dependentes da porosidade. A porosidade total (ΦT) e a razao entre o volume de vazios (VV) e o volume total (VT) da rocha expressam em porcentagem. Pode-se dizer que a porosidade e uma das propriedades das rochas de maior relevância, pois mede sua capacidade de armazenar fluidos. Nas rochas, destacam-se dois tipos ou grupos de porosidades: 1. A porosidade primaria, que e aquela que a rocha herda do processo de sedimentação e que evolui durante sua compactação; como exemplo tem-se a porosidade intergranular dos arenitos. 2. A porosidade secundaria, resultante de algum processo físico-químico que a rocha sofre subseqüentemente a sua formação. Exemplificando, tem-se: as fraturas nos arenitos, calcários, folhelhos e embasamento assim como as cavidades causadas pelo ataque químico em calcários e, em menor proporção, em arenitos. Temos também a porosidade efetiva (ΦE) que vem a ser a razão entre o volume de vazios interconectados e o volume total da rocha. Então, pode-se concluir que uma rocha reservatório (ambiente em que o hidrocarboneto ou a água ficam armazenados) deve ter a habilidade de permitir que os fluidos fluam através de seus poros interconectados. Esta propriedade da rocha reservatório e denominada de permeabilidade, a qual expressa a capacidade de um fluido passar através de uma rocha. A porosidade pode ser obtida da Lei de Darcy, que prevê que a velocidade do fluido , que circula com uma vazão Q, através de um espaço poroso de seção Ac, e proporcional a permeabilidade do material, ao gradiente de pressão através do meio e ao inverso da viscosidade do fluido. →u ⎟⎠ ⎞ ⎜⎝ ⎛−== → dLdPkAQudCη Onde : kd e a permeabilidade intrínseca da rocha porosa, η e a viscosidade do fluido, e dLdP e o gradiente de pressão na direção do fluxo. Vale observar que nas rochas terrigenas a porosidade depende basicamente da forma, do arranjo e da variação de tamanhos dos grãos, alem do seu grau de cimentação. No caso de rochas carbonaticas, a porosidade depende da densidade, do grau de dissolução, do grau de cimentação, do tipo da matriz e da intensidade do fraturamento. Através da perfilagem geofísica, pode-se avaliar a porosidade total de uma formação rochosa utilizando perfis de densidade eletrônica, do perfil sônico e do neutronico. Para ter a porosidade ( Φ ) de um intervalo de interesse através de um perfil de densidade , usamos a expressão : () ()fmbm ρρρρφ − − = Onde : ρm e a densidade media dos sólidos da matriz da rocha, ρf e a densidade do fluido intersticial e ρb a densidade eletrônica da formação obtida através de uma sonda radioativa. Archie em 1942 observou que a resistividade de uma rocha 100% saturada com água (ρ0) varia diretamente com a resistividade da água (ρw) e inversamente com a porosidade (φ). Então, ele propôs 7
  8. 8. uma equação empírica útil onde para arenitos o coeficiente de cimentação m fica na faixa ( 1,8 ≤ m ≤ 2,2 ) e para areia temos m= 1,3 . mw−=φρρ0 Archie definiu a razao wρρ0 como um fator de resistividade da formação rochosa ( F ) , então : mwF−==φρρ0 ⇒ mw10− ⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛ = ρρφ()mF1− = Archie, após analisar dados obtidos com amostras parcialmente saturadas de água,deduziu uma razão entre a resistividade da amostra parcialmente saturada (σt) e a da amostra 100 % saturada de água (σ0), como índice de resistividade (IR). Os resultados experimentais mostram que IR satisfaz uma relacão da forma : ⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ =nWRSI1 Onde: Sw = saturacão em água n = expoente da saturação. A expressão geral para a lei de Archie é dada por : nwmwtS−−=φρρ Apesar das facilidades deste método na determinação da porosidade, atualmente a porosidade das formações rochosas são determinadas por ultra-som. mfVVV φφ− +=110 Onde : V0 e a velocidade sísmica na rocha , Vm e Vf são as velocidades na matriz e no fluido contido nos poros da formação rochosa,respectivamente. O perfil de um poço é a imagem visual, em relação à profundidade, de uma ou mais características ou propriedades das rochas perfuradas tal como resistividade elétrica, potencial eletroquímico natural, tempo de trânsito de ondas mecânicas, radioatividade natural ou induzida etc. Estes perfis, obtidos através do deslocamento contínuo de um sensor de perfilagem (sonda) dentro do poço, são denominados genericamente de perfis elétricos, independentemente do processo físico de medição utilizado. Várias medições podem ser feitas à poço aberto. A fim de levantar as principais características físicas de interesse (resistividade, densidade e porosidade), ou até mesmo de gerar imagens das interfaces entre os fluídos presentes na formação atravessada pelo poço. As ferramentas utilizadas nesse segmento possuem um diâmetro médio de ( 3-3/8) de polegada (8,5725 cm) e comprimento variando em média entre 3 e 20 pés (0,9144 e 6,096 m). Para descer no poço, estas são conectadas umas às outras formando 8
  9. 9. strings. O comprimento das strings varia entre 30 e 130 pés (9,144 e 39,624 m). As ferramentas suportam temperaturas de até 260ºC e pressões de 20.000 psi. Figura 2 - String / PEX - Equipamentos para perfilagem usando raios gama e fluxo de nêutrons . A string mais utilizada em poço aberto é a Plataform Express (PEX) constituída por três ferramentas, conforme ilustrado na Figura 6. Ela realiza três diferentes medições: Resistividade, Densidade e Porosidade (Neutron Gama Ray). É muito comum acrescentar à esta string uma ferramenta com emissor de ondas ultra sônicas, para se ter uma segunda medida de porosidade. O nome da string passa a ser PEX/Sônico. Os dados adquiridos são enviados através do cabo de perfilagem até a unidade de perfilagem. Essa pode estar em um caminhão, no caso dos poços terrestres (onshore), ou em uma unidade Skid, no caso de poços marinhos (offshore). Os dados são então processados e o perfil é criado. Um exemplo deste tipo de perfil é mostrado na figura 2 acima. Uma Unidade de Perfilagem tem como elementos principais: o guincho e seus acionamentos, a bobina (acionada pelo guincho) onde fica enrolado o cabo, um medidor da tensão no cabo, um medidor da velocidade do cabo e profundidade da ferramenta, e finalmente o sistema de aquisição, processamento e controle de todos os dados e sinais necessários aos trabalhos de perfilagem. 9
  10. 10. Figura 3 - Diferentes Unidades de Perfilagem da Schlumberger Medidor de tensão (CMTD – Cable Mounted Tension device) Medidor de velocidade e profundidade (IDW – Integrated Depth Wheel) Figura 4 – Parte trazeira de uma Unidades de Perfilagem da Schlumberger O Cabo de Perfilagem é a principal ferramenta e também é um dos itens mais caros para aquisição pelas bases, justamente por ser uma peça única, ou seja, não há como substituir componentes ou partes defeituosas de um cabo, como se faz com todas as outras ferramentas. Este possibilita três funções essenciais: • Suporte Mecânico para ferramentas no poço. • Conexão Elétrica entre unidade e instrumentos nas ferramentas. • Medição de Profundidades das ferramentas dentro do poço. 10
  11. 11. Há três tipos básicos de cabos: Monocabos, Cabos Coaxiais e Hepta-Cabos. Cada um se destina a diferentes tipos de trabalho, no entanto, o Hepta-Cabo é muito mais utilizado, devido à sua versatilidade. O Hepta- cabo é mostrado na figura 5 abaixo Figura 5 – Esquema de um Hepta-Cabo típico Existem muitas variedades de cabos de perfilagem dependendo do material de isolação utilizado, da temperatura à que se destinam, do tipo de malha, da pressão que devem suportar, etc. Um dos principais problemas durante a perfilagem é o intenso processo de corrosão sobre os cabos utilizados na transmissão de informações e comando dos equipamentos de perfilagem, verificou-se que os agentes químicos da lama de perfuração, responsáveis pela corrosão, podem ser inibidos na presença de óleo lubrificante. Ou seja, a aplicação de lubrificante sobre o cabo de perfilagem é suficiente para protegê-lo da corrosão.O controle da camada de lubrificante sobre o cabo é controlada facilmente medindo a velocidade linear do cabo e atuando sobre a abertura da válvula de lubrificante. 11
  12. 12. Como temos : ⇒ Reunindo todas as constantes em uma única constante mais geral temos : Logo : ⎟⎠ ⎞ ⎜⎝ ⎛= vCφε Também ⎪⎪⎩ ⎪⎪⎨ ⎧ =⇒= =⇒= CKCKCvvKPpP εεεφφ Onde : ε = Espessura da camada lubrificante φ = Abertura da válvula de lubrificante ν = Velocidade Linear do cabo de transmissão de dados de perfilagem Logo se pode controlar a espessura da camada de lubrificante sobre o cabo de perfilagem on line controlando a abertura da válvula de lubrificante e a velocidade linear do cabo e isto pode ser automatizado via software a um custo bem acessível,evitando perdas devidas a corrosão sobre os cabos. O ajuste a camada de lubrificante é feito diretamente ajustando a constante KP (ganho ) . A perfilagem elétrica geofísica é o método mais conhecido para caracterização de camadas potencialmente produtoras e permite uma análise detalhada do conteúdo de fluido das rochas presentes nas formações geológicas perfuradas. Torna-se óbvio que esse método é bastante sensível aos diferentes fluidos de perfuração existentes, principalmente quando temos a presença de folhelhos reativos. Logo uma das principais funções da perfilagem é a identificação da presença de folhelhos reativos presentes na formação geológica perfurada. A caracterização destes folhelhos tem como objetivo auxiliar na previsão de instabilidades, geradas pelas interações entre os fluidos de perfuração e a formação argilosa, que podem ocorrer quando a operação de perfuração do poço de petróleo atravessa pacotes destas rochas. Os problemas de instabilidade em poços de petróleo, em média, são responsáveis por 20 a 30% dos custos de perfuração e, dentre estes problemas, 80 a 90% ocorrem quando os equipamentos de perfuração atravessam estes folhelhos. O processo de instabilidade de poços é o resultado de fenômenos físico-químicos e mecânicos que ocorrem durante e após a perfuração. Esta interação pode mudar a magnitude das tensões da formação ao redor do poço, gerar excesso de pressões nos poros, hidratar os argilominerais e aumentar o teor de umidade da formação, que podem conduzir a uma perda das ferramentas e até ao fechamento do poço. 12
  13. 13. Estes fenômenos são governados por fatores inerentes à rocha, às propriedades do fluido de perfuração, às condições de contorno e ao processo mecânico de perfuração. As informações usualmente disponíveis para o estudo das características dos folhelhos são obtidas através de amostras preservadas e de calha, que podem ser analisadas em laboratório. As amostras de calha são fragmentos de rochas originados pelo rompimento da formação no avanço da broca durante a perfuração. Estas amostras não são totalmente representativas da formação devido ao descarregamento total de tensões que sofreram às interações processadas durante o contato com o fluido de perfuração e também a possíveis modificações durante o manuseio, transporte e armazenagem. Elas são obtidas ao longo do poço, sendo de profundidade referencial. Os perfis de poço são medidas das características da formação (elétricas, acústicas e radioativas) obtidas pelo deslocamento ascensional, constante e uniforme de uma sonda. A interpretação dos perfis de poço permite uma avaliação da formação em intervalos maiores e em condições reais do poço. No entanto, a sua aplicação requer informações adicionais, tais como informações da área estudada (estudos geológicos, geofísicos, informações de poços vizinhos), características das ferramentas de perfilagem (tipo, precisão, graus de alcance) e as condições em que foram realizadas (condições do poço e características do fluido de perfuração). A interpretação correta destes perfis garantem a minimização de riscos e a futura produtividade do poço, a análise dos perfis é realizada através de gráficos e formulações analíticas que geralmente são empíricas e especificas para o tipo de formação geológica perfurada e o tipo de poço. Figura 6 - Exemplo de registros obtidos em perfilagem A identificação das camadas de folhelho são realizadas pelo perfil de Raios Gama , mede-se a radioatividade natural das formações. Este perfil reflete o conteúdo de seqüências argilosas em virtude das concentrações de elementos radioativos presentes nos minerais argilosos dos folhelhos. As medidas de perfis são expressas em unidade padrão de API, que é a medida da radioatividade de uma rocha padrão com quantidades determinadas de tório, urânio e potássio. Um bom sistema gráfico deve conter as respostas dos perfis de Densidade, Sônico e Neutrônico, apresentando as posições dos pontos mais comuns ( calcário, arenito, dolomita e anidrita ) inalterados para qualquer tipo de fluido de perfuração, ferramenta de perfilagem neutrônica ou porosidade. A partir do resultado do perfil de 13
  14. 14. Caliper, podemos observar as condições de preservação apresentada pelas paredes do poço, observando a variação (em polegadas) ao longo do perfil, que deve ser bem pequena. Figura 7 - Gráficos de Lito-Densidade (esquerda) e de Identificação da Matriz do folhelho estudado (direita). Os perfis Neutrônico, Densidade e Sônico freqüentemente são expressos em unidades de porosidade, baseados na litologia do calcário ou do arenito. Para rochas com outra litologia, a porosidade pode ser determinada a partir da correção destes perfis para a matriz identificada, obtida através dos gráficos Por-13a e Por-13b (Schlumberger, 1989) ou outros mais recentes. Para a determinação da porosidade do folhelho, podemos inicialmente quantificar o volume de argila pelos pares de perfis de Densidade e Neutrônico. Em seguida, podemos aplicar uma equação para correção do volume de argila (Schlumberger, 1989), para compensar o efeito da argilosidade, já que o perfil Neutrônico deriva de uma porosidade muito maior que a verdadeira, pois ela contabiliza o hidrogênio da água absorvido pelos minerais de argila como parte da porosidade. () ()minminGRGRGRGRVshsh− − = onde: Vsh = volume de argila GR = Raios Gama lidos GRmin = Raios Gama da rocha limpa GRsh = Raios Gama do folhelho. Após definidas as porções dos perfis do poço que supostamente tem maior e menor potencial poroso, é necessário um estudo estatístico para a verificação da probabilidade de existência de litologias com potencial para serem classificadas como reservatório (arenito poroso com conteúdo em água, óleo e/ou gás) e, diferenciá-las das litologias que não possuam características para reservatório. Uma serie de medições de porosidade são realizadas com este objetivo. 14
  15. 15. 15 Na prática usando os sensores nucleares, detecta-se a intensidade de radioatividade das rochas e dos fluidos em seus poros, podendo-se inferir a composição mineralógica das mesmas. Com as ferramentas acústicas, ultra-sons são emitidos em uma ponta da ferramenta a intervalos regulares e detectados em sensores na outra ponta. O tempo que o sinal sonoro levou para percorrer esta distância fixa e conhecida (chamado de tempo de trânsito) através da parede do poço (ou seja, pela rocha) é medido e gravado no perfil. Posteriormente compara-se estes tempos de trânsito com os tempos determinados em laboratório para rochas de composições conhecidas, inferindo, desta maneira, as composições mineralógicas das rochas atravessadas pelo poço e determinando sua composição em função da profundidade. Uma das mais importantes atividades da interpretação visual ou manual de perfis, realizada para avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos é a identificação, em profundidade, das rochas reservatório e, conseqüentemente, dos seus limites verticais (topo e base). A partir disto, podem-se determinar as espessuras passíveis de conter acumulações de fluidos. A este procedimento, dá-se o nome de zoneamento do perfil, que é a separação formal das rochas reservatório, de interesse para a exploração do poço, das rochas selantes, através da correspondência entre as propriedades físicas das rochas, mensuradas pela ferramenta de perfilagem, e suas propriedades petrofísicas. Os fluidos de perfuração não controlam apenas as condições operacionais de perfuração. Também influenciam nas leituras dos perfis geofísicos dependentes da propagação do campo elétrico. Os diferentes tipos de fluídos de perfuração afetam os perfis de poço principalmente pela formação de reboco. Durante a perfuração de um poço tubular a diferença de pressão entre o fluido (Pm) e a formação (Pf), caso se tenha ( Pm>Pf ) , é o responsável por pressionar o fluido contra a superfície porosa das paredes das formações geologicas perfuradas. Este diferencial de pressão causa um processo de filtração, e o fluido invade a estrutura da formação, esta invasão ocorre em duas etapas distintas: (1) a invasão do filtrado (parte líquida do fluido de perfuração) juntamente com alguns sólidos, na porção inicial do envoltório, sendo a fase contínua do fluido a que mais avança e, (2) a retenção das partículas sólidas que se depositam na parede do poço,sobre os poros da camada rochosa, formando um reboco que acaba por controlar a invasão nos fluidos com bentonita, ou um filme, nos fluidos com polímero. O fluido de perfuração é projetado de modo a controlar o filtrado ,para que este seja o mínimo possível ,principalmente se temos a presença de folhelhos reativos ( esmectitas ) , também a formulação do fluido deve também levar em conta sua influencia sobre os processos de perfilagem e quanto menor for a invasão de fluido ( filtrado ) menor será a interferência do fluido sobre as medições efetuadas. O perfil de microresistividade possui menor penetração, investigando assim a resistividade da zona lavada. Possui eletrodos montados em patins da ferramenta que são pressionados contra a parede do poço. Seu raio de medição se restringe à zona alterada, porém essa ferramenta possui uma resolução vertical superior às de ferramentas de resistividade convencionais e ainda gera um perfil de caliper. Uma zona impermeável (folhelho ou anidrita) não sofre invasão nem apresenta zonas de separação fluida. As curvas registradas pelo microperfil, neste caso, deverão ter, aproximadamente, o mesmo valor de resistividade. Se for um folhelho não consolidado, com água, ambas as resistividades serão baixas. Caso seja uma anidrita, dolomita ou calcário, impermeáveis, ou de baixa porosidade, as leituras de ambas as curvas serão altas. Uma zona permeável, por outro lado, facilita naturalmente o processo de invasão. A investigação mais rasa (microinversa - MI), influenciada pelo reboco, apresentará um valor mais baixo que aquela curva de investigação mais profunda (micronormal - MN). Assim, as curvas mostrarão uma separação visual entre si (convencionada de positiva). Além desta identificação qualitativa da permeabilidade absoluta das rochas, o perfil de microresistividade é usado para identificação de camadas delgadas e através das medidas obtidas com sua ferramenta de cáliper ainda é possível também detectar a presença de reboco, auxiliando na identificação das zonas porosas.
  16. 16. 16 As temperaturas registradas durante as operações de perfilagem são afetadas pela circulação do fluído de perfuração, podendo atingir valores de até 40ºC inferiores à verdadeira temperatura estática da formação no momento em que a circulação é cessada. Segundo Deming as temperatura de fundo de poço são geralmente mais baixas do que a temperatura verdadeira da formação por um valor de 10 a 15ºC em média, mas provavelmente varia de área para área. Este efeito de esfriamento é particularmente observado em poços perfurados na plataforma continental de espessa lâmina d'água, nos quais, a água do mar mais fria, refrigera o fluído de perfuração que, conseqüentemente, retira mais calor dos poços do que em outras condições. IV - Os métodos de Prospecção ¾ Métodos sísmicos Existem essencialmente dois métodos sísmicos : • Refração • Reflexão O método sísmico de refração foi muito utilizado na área de petróleo na década de 50, mas atualmente sua aplicação é bastante restrita. Atualmente, o método de prospecção mais utilizado na indústria do petróleo é o método sísmico de reflexão. Este método fornece alta definição das feições geológicas em camadas rochosas do subsolo perfurado e propício ao acúmulo de hidrocarbonetos. Uma linha sísmica é uma série de explosões cujo som propaga-se através das rochas. Os ecos desse som são captados por microfones especiais denominados geofones (se for em terra) ou hidrofones (se em mar). Como o tempo de trânsito da onda sonora varia com o tipo de rocha e com os fluidos que ela contém, é possível, após intenso processamento computacional, mapear as estruturas do subsolo, incluindo falhas geológicas e outras estruturas capazes de formar trapas - sobrepor uma rocha reservatório com uma rocha selante, de forma que se houver rochas geradoras abaixo, o petróleo ficará trapeado na rocha reservatório. Os geólogos e geofísicos estudam detalhadamente os perfis sísmico, mapas produzidos através das linhas sísmicas e determinam as locações onde a probabilidade de haver óleo trapeado é maior. São então perfurados poços exploratórios para confirmar as previsões. Se o óleo for encontrado, testes são efetuados na formação. Com os testes de formação é possível medir a qualidade do óleo e/ou gás, avaliar o tamanho do reservatório e seu índice de produtividade, que é uma medida da sua capacidade de produção. Esses dados são utilizados para se determinar a viabilidade econômica da exploração do reservatório. Por fim, uma linha sísmica vertical é feita no poço, para calibrar e "afinar" os tempos de trânsito, pois isto aumenta a qualidade das previsões nas vizinhanças do poço inicial, que é chamado de poço pioneiro. V - Outros métodos de prospecção A analise magneto telúrica usa correntes naturais no interior da Terra e as anomalias são procuradas quando da passagem destas correntes através dos materiais presentes nas formações rochosas. É bastante empregado na Rússia no mapeamento de bacias sedimentares no início de uma prospecção para petróleo, quando a prospecção se dá em terra firme. A gravimetria e a magnetometria, também chamadas métodos potenciais, foram muito importantes no início da prospecção de petróleo por métodos indiretos, permitindo o reconhecimento e mapeamento das grandes estruturas geológicas que não apareciam na superfície. A prospecção gravimétrica para petróleo estuda as variações de densidade
  17. 17. em subsuperfície enquanto a prospecção magnética para petróleo tem como objetivo medir pequenas variações na intensidade do campo magnético terrestre. Figura 2 – Perfilagem em terra firme VI – Conclusão Os perfis de poços são usados principalmente na prospecção de petróleo e de água subterrânea. Eles têm sempre como objetivo principal, a determinação da profundidade e a estimativa do volume da jazida de hidrocarboneto ou do aquífero. Para fazer uma perfilagem em um poço, são usadas diversas ferramentas (sensores) acopladas a sofisticados aparelhos eletrônicos. Estes sensores são introduzidos dentro do poço , registrando, a cada profundidade, as diversas informações relativas às características físicas das rochas e dos fluidos em seus insterstícios (poros). As ferramentas utilizam diversas características e propriedades das rochas, que podem ser elétricas, nucleares ou acústicas. Com os sensores elétricos, detecta-se, por exemplo, a resistividade das rochas e a identificação das mesmas se dá através de comparações dos valores obtidos na perfilagem com os valores das resistividades de diversas rochas conhecidas e determinadas em testes de laboratório. Com os sensores nucleares, detecta-se a intensidade de radioatividade das rochas e dos fluidos em seus poros, podendo-se inferir a composição mineralógica das mesmas. Com as ferramentas acústicas, ultra- sons são emitidos em uma ponta da ferramenta a intervalos regulares e detectados em sensores na outra ponta. O tempo que o sinal sonoro levou para percorrer esta distância fixa e conhecida (chamado de tempo de trânsito) através da parede do poço (ou seja, pela rocha) é medido e gravado no perfil. O geofísico, mais tarde, compara estes tempos de trânsito com os tempos determinados em laboratório para rochas de composições conhecidas, inferindo, desta maneira, as composições mineralógicas das rochas atravessadas pelo poço e determinando suas profundidades. Os dados obtidos a partir da testemunhagem também ajudam e são de grande importância porque representam amostras reais das formações rochosas perfuradas. 17
  18. 18. 18 O projeto de fluidos de perfuração deve também levar em conta a possibilidade de interferência sobre os dados fornecidos na etapa de perfilagem, um excelente controle de filtrado se torna necessário para minimizar interferências devido a invasão das formações pela fase contínua do fluido. Modificadores de reologia e viscosificantes aliados a aditivos diversos para controle de filtrado ( polímeros , bentonitas , outros ) ,bem como aditivos para minimizar o processo corrosivo do fluido sobre o cabo transmissor de dados de perfilagem e sobre os equipamentos de perfuração ,acabam sendo de grande importância ,principalmente quando se utiliza fluidos de base aquosa. Da mesma forma, as propriedades físico químicas do fluído utilizado, tal como resistividade, viscosidade, densidade, conteúdo total de sólidos, conteúdo em argilominerais, e outros, devem ser bem conhecidos e são dados importantes também na etapa de perfilagem. Ensaios devem ser realizados previamente com o fluido para que se possa determinar, mesmo que de forma aproximada, qual a influencia do fluido de perfuração sobre os dados obtidos na etapa de perfilagem, levando-se em conta que a velocidade do fluido, sua temperatura, sua capacidade calorífica, etc. também devem ser levados em conta. A formulação dos fluidos de perfuração devem levar em conta fatores como a corrosão dos cabos de instrumentação e transmissão de dados durante as etapas de perfilagem. As interações entre o fluido e os folhelhos reativos bem como sua toxicidade ao meio ambiente são fatores que devem nortear os trabalhos de formulação e desenvolvimento de novos fluidos para perfuração de poços. As águas salinas e com excesso de sais sódicos e potássicos requerem fluidos com formulações mais específicas para que não se alterem em demasia as estruturas geológicas ,o que poderia aumentar os perigos inerentes ao processo .
  19. 19. 19 VII - Bibliografia consultada 1. http://www.gtep.civ.puc-rio.br/img_banco/artigos/2P&D-RiodeJaneiro-2003.pdf 2. www.lenep.uenf.br/.../Trabalho 3. http://www.sbgf.org.br/geofisica/geofisica.html 4. http://www.portalabpg.org.br/PDPetro/4/resumos/4PDPETRO_2_1_0220-1.pdf 5. http://www.cpgg.ufba.br/~pgeof/resumos/pdf/m180a.pdf 6. http://www.iag.usp.br/news/seminario/seminario.php?cod=45 7. http://www.nilsson.com.br/atuacao.php?item=3 8. Notas de aula – Prfª Regina Sandra
  20. 20. 20

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