Aula3 - Perfilagem

Aula3 - Perfilagem

Escola Politécnica da Universidade de São Paulo DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE MINAS E DE PETRÓLEO

PMI 1563 - INTRODUÇÃO À ENGENHARIA DE PETRÓLEO E À GEOMECÂNICA

Denomina-se “Avaliação de Formações” as atividades e estudos que visam definir em termos qualitativos e quantitativos o potencial de uma jazida petrolífera, isto é, a sua capacidade produtiva e a valoração das suas reservas de óleo e gás. A avaliação das formações baseia-se principalmente na perfilagem a poço aberto, no teste de formação a poço aberto, nos testes de pressão a poço revestido e na perfilagem de produção.

Concorrem também para a avaliação de uma formação todas as informações anteriores à perfilagem do intervalo de interesse, sejam elas obtidas na etapa do estudo geológico e geofísico da área ou na etapa de perfuração do poço. A integração de todos os dados disponíveis permite a avaliação efetiva do reservatório.

O processo se inicia com a perfuração do poço pioneiro, cuja locação é definida no estudo geológico e geofísico, basicamente a partir de dados sísmicos. Durante a perfuração do poço, vários indícios podem indicar a possibilidade da presença de hidrocarbonetos numa determinada formação. Esses indícios são observados nas amostras de calha das rochas perfuradas, em testemunhos e em kicks, assim como pela velocidade de perfuração, pelo detector de gás, etc.

A chamada perfilagem final, executada ao término da perfuração do poço, permite obter informações importantes a respeito das formações atravessadas pelo poço: litologia, espessura, porosidade, prováveis fluidos existentes nos poros e suas saturações. A maior limitação da perfilagem é a pequena extensão de seu raio de investigação lateral, de modo que apenas a vizinhança é analisada pela perfilagem.

Com base na análise dos perfis, decide-se quais intervalos do poço são de interesse econômico potencial para se executar os testes de formação. Se não houver intervalos de interesse, o poço é abandonado. Os testes de formação têm sido amplamente utilizados na indústria petrolífera para se estimar a capacidade produtiva do poço.

Apesar dos indícios obtidos durante a perfuração e a perfilagem indicarem a presença de hidrocarbonetos na formação, isto não significa que possam ser produzidos economicamente. Somente o teste de formação (isto é, somente a colocação do poço em fluxo) poderá confirmar, com segurança, a presença de hidrocarbonetos na formação e fornecer dados a respeito das condições de fluxo nas imediações do poço.

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O perfil de um poço é a imagem visual, em relação à profundidade, de uma ou mais características ou propriedades das rochas perfuradas (resistividade elétrica, potencial eletroquímico natural, tempo de trânsito de ondas mecânicas, radioatividade natural induzida, etc.). Tais 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.

Potencial Espontâneo – SP: este perfil mede a diferença de potencial entre dois eletrodos, um na superfície e outro dentro do poço. Permite detectar as camadas permoporosas, calcular a argilosidade das rochas e auxiliar na correlação de informações com poços vizinhos.

Raios Gama – GR: este perfil 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: os perfis mais antigos medem a quantidade de raios gama de captura após excitação artificial através de bombardeio dirigido de nêutrons rápidos. Os mais modernos medem a quantidade de nêutrons epitermais e/ou termais da rocha após o bombardeio. São utilizados para estimativas de porosidade, litologia e detecção de hidrocarbonetos leves ou gás.

Indução – ILD: fornece leitura aproximada da resistividade da rocha contendo hidrocarboneto, através da medição de campos elétricos e magnéticos induzidos nas rochas. A resistividade é a propriedade da rocha permitir ou não a passagem de uma corrente elétrica e varia na razão direta da resistividade da água e inversa da porosidade. No caso em que a rocha contenha gás, óleo e/ou água em seus poros, sua resistividade aumentará consideravelmente devido à capacidade isolante da fração hidrocarboneto.

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 estimativa das constantes elásticas, detecção de fraturas e apoio à sísmica para elaboração do sismograma sintético.

Densidade – RHOB: detecta os raios gama defletidos pelos elétrons orbitais dos elementos componentes das rochas, após terem sido emitidos por uma fonte colimada situada dentro do poço. Além da densidade das camadas, permite o cálculo da porosidade e a identificação das zonas de gás. É utilizado também como apoio à sísmica para o cálculo do sismograma sintético.

A figura 1 mostra exemplos de alguns perfis obtidos em um poço exploratório. No perfil GR é possível distinguir dois corpos arenosos (baixa argilosidade): um a 2.850 m de profundidade e outro a 2.965 m. O corpo superior pode ser interpretado como arenito argiloso no topo, tornando-se mais limpo para a base, enquanto que o corpo inferior é um arenito bastante limpo. O perfil netrônico NPHI mostra que a porosidade do corpo superior é baixa, diminuindo para a base, enquanto que a porosidade do corpo inferior é baixa. Estimativas quantitativas podem ser obtidas a partir dos perfis, e neste caso obteve-se porosidade da ordem de 10%. A resistividade de ambos os corpos é relativamente alta, possivelmente pela baixa porosidade.

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Figura 1 – Exemplo de uma suíte de perfis obtidos em um poço exploratório.

Tanto a densidade RHOB quanto a velocidade DT apresentam-se relativamente altas, atestando a baixa porosidade desses arenitos, o que indica que estas formações seriam reservatórios de baixa produtividade caso fossem portadores de hidrocarbonetos. A figura 2 apresenta uma situação em que houve a confirmação de uma jazida comercial de petróleo.

Figura 2 – Exemplo de perfis mostrando um reservatório comercial de petróleo. AULA 3 3

Imagine em poço em um reservatório novo, selado nos seus limites externos. Inicialmente o reservatório está em equilíbrio, isto é, em qualquer ponto a sua pressão é a mesma e igual à chamada pressão estática original. Quando o poço é colocado em produção (durante um teste, por exemplo), o equilíbrio das pressões é quebrado: a pressão é menor no poço e vai crescendo à medida que se afasta dele em direção aos limites do reservatório.

Quando o fluido produzido é pequeno, em comparação ao tamanho do reservatório, observam-se quedas de pressão (em relação à pressão original) apenas em uma região próxima ao poço. Neste caso, as pressões nas porções do reservatório mais afastadas do poço permanecem iguais à pressão original. Com o avanço da produção, a região afetada (onde se observam quedas de pressão) vai aumentando e, eventualmente, propaga-se para todo o reservatório. Quanto mais fluido é retirado maiores são as quedas de pressão observadas. O período de tempo em que o poço está produzindo é chamado de período de fluxo.

Imagine agora que, após um certo tempo em fluxo, o poço seja fechado. Embora a vazão de produção seja nula, continuará ocorrendo movimento de fluidos no reservatório até que não haja diferença de pressão no seu interior. Assim, a pressão medida no poço crescerá com o passar do tempo e, após um longo período, eventualmente se estabilizará. Esta pressão de equilíbrio é denominada pressão média do reservatório. O período de tempo em que o poço está fechado é chamado de período de estática ou período de crescimento de pressão.

A pressão média vai declinando com o tempo à medida que o fluido do reservatório vai sendo produzido. A esse processo de queda da pressão do reservatório (correspondente a uma certa produção de fluidos) dá-se o nome de depleção.

É importante notar que as variações de pressão ao longo do tempo observadas no poço, tanto no período de fluxo quanto no período de estática, dependem de três fatores: 1) características do reservatório (tamanho, propriedades da rocha, etc.); 2) propriedades dos fluidos nela contidos; e 3) histórico de produção, isto é, perfil de vazão versus tempo.

Assim, conhecendo-se as vazões e pressões no fundo do poço (monitorados durante um teste) e as propriedades dos fluidos produzidos (obtidas a partir de análise de amostras coletadas durante o teste), podem ser obtidas informações a respeito das características da rochareservatório.

Diversos tipos de testes podem ser programados e executados, dependendo dos objetivos que se esperam alcançar. Dentre esses objetivos podem ser citados: identificação dos fluidos contidos na formação; verificação da pressão estática e da existência de depleção; determinação da produtividade da formação, dos parâmetros da formação e do dano de formação; além da amostragem de fluidos para PVT (Pressão, Volume e Temperatura).

Teste de Formação Repetitivo – RFT: é realizado com uma ferramenta descida a cabo no poço aberto (sem revestimento). A ferramenta possui um sistema de válvulas e câmaras, possibilitando, nas formações cortadas pelo poço, o registro das pressões estáticas e a obtenção de pequenas amostras de fluido. O pequeno raio de investigação da ferramenta prejudica a amostragem, uma vez que o filtrado do fluido de perfuração pode mascarar o fluido amostrado.

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Teste de Formação: método de avaliação das formações que equivale a uma completação provisória que se faz no poço. Consiste basicamente em: 1) isolar o intervalo a ser testado através de um ou mais obturadores; 2) estabelecer um diferencial de pressão entre a formação e o interior do poço, forçando os fluidos da formação a serem produzidos; 3) promover, através da válvula de fundo, períodos intercalados de fluxo e de estática; e 4) registrar continuamente as pressões de fundo em função do tempo durante o teste. A análise dos dados coletados durante o teste possibilita avaliar o potencial produtivo da formação testada. A figura 3 mostra, esquematicamente, uma coluna básica de teste de formação.

Figura 3 – Esquema de uma coluna típica de teste de formação.

Teste de Formação a Poço Aberto – TF: é realizado durante a fase de perfuração, antes de se revestir o intervalo. Além da estimativa da capacidade de fluxo, os TFs têm a grande vantagem de possibilitar a identificação dos fluidos das formações de interesse antes da descida do revestimento de produção.

Teste de Produção – TP: caracteriza-se pela não-utilização de válvula de fundo. A abertura (período de fluxo) e o fechamento (período de estática) do poço são feitos na superfície, na “arvore de natal” ou no choke manifold. Os registradores são descidos por dentro da coluna por meio de um cabo. O volume da câmara de estocagem do teste de produção envolve todo o poço e, portanto, é muito maior que o de um teste de formação.

Registro de Pressão: consiste na descida de registradores de pressão a cabo por dentro da coluna, para obter pressões de fluxo e/ou estática. Diferentemente dos TPs, no registro de pressão não se faz medição de vazão na superfície.

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A perfilagem de produção é feita através de perfis corridos após a descida do revestimento de produção e completação inicial do poço, visando determinar a efetividade de uma completação ou as condições de produtividade (ou injetividade) de um poço.

PRODUCTION LOGGING TOOL (PLT) A ferramenta PLT pode fornecer os seguintes perfis:

Continuous Flowmeter: o objetivo principal deste perfil é definir a contribuição de cada intervalo aberto do poço na vazão total de produção (ou injeção), calculando-se as velocidades de fluxo nos trechos de interesse. Consiste basicamente de uma hélice centralizada na ferramenta, cuja velocidade de rotação é registrada continuamente e é função da velocidade de fluxo do fluido dentro do poço, da velocidade de movimentação do cabo e da viscosidade dos fluidos.

Gradiomanômetro: este perfil registra continuamente a densidade da mistura de fluido dentro do poço em função da profundidade, através da medição de pressão em dois pontos distintos, afastados de 2 ft. Em velocidades normais de fluxo, a diferença de pressão é reflexo da própria densidade do fluido.

Perfil de Densidade: apresenta a densidade do fluido que passa por dentro da própria ferramenta, através de um sistema radioativo semelhante ao dos perfis que medem a densidade da formação a poço aberto.

Hidrolog: este perfil mede a constante dielétrica do fluido que passa por dentro da própria ferramenta, indicando a percentagem de água presente na mistura. Esta indicação baseia-se no fato de que, dentre os três tipos de fluido (água, óleo e gás), apenas a água apresenta alta constante dielétrica.

Perfil de Temperatura: utilizado para registrar a temperatura do fluido do poço. O estudo de anomalias de temperatura pode fornecer diversas indicações, tais como: intervalos produzindo ou recebendo fluidos, localização de vazamentos, topo do cimento, altura de fraturas, etc.

A ferramenta TDT é utilizada para traçar um perfil qualitativo das saturações dos fluidos existentes no reservatório. Em outras palavras, determina os contatos gás-óleo e óleo-água. O perfil é um registro contínuo do tempo de decaimento do nível termal da energia dos nêutrons emitidos contra a formação pela fonte do aparelho versus a profundidade. Ao atingir um determinado nível, os nêutrons que são capturados emitem raios gama, os quais são captados e contados pelos detectores da ferramenta. Como o gás, o óleo e a água têm uma resposta diferente a este estímulo, consegue-se distinguir saturações da rocha.

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