Análise e Discussão das Operações de Perfuração e Completação ...
Interpretação e Análise de Dados de Perfuração em...
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS Interpretação e Análise de Dados de Perfuração em Poços de Petróleo Autor: Rogério Martins Tavares Orientador: Celso Kazuyuki Morooka 12/2006
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
Interpretação e Análise de Dados de Perfuração em Poços de Petróleo
Autor: Rogério Martins Tavares Orientador: Celso Kazuyuki Morooka 12/2006
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
Interpretação e Análise de Dados de Perfuração em Poços de Petróleo
Autor: Rogério Martins Tavares Orientador: Celso Kazuyuki Morooka Curso: Ciências e Engenharia de Petróleo
Dissertação de mestrado acadêmico apresentada à Subcomissão de Pós-Graduação Interdisciplinar de Engenharia de Petróleo (FEM e IG), como requisito para a obtenção do título de Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo.
Campinas, 2006. SP - Brasil
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FICHA CATALOGRÁFICA ELABORADA PELABIBLIOTECA DA ÁREA DE ENGENHARIA E ARQUITETURA - BAE - UNICAMP
T197iTavares, Rogério Martins
Interpretação e análise de dados de perfuração empoços de petróleo / Rogério Martins Tavareso--Campinas, SP: [sono],2006.
Orientador: Celso Kazuyuki MorookaDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de
Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Institutode Geociências.
1. Poços de petróleo - Perfuração. 2. Poços depetróleo. 3. Poços de petróleo submarino - Perfuração.L Morooka, Celso Kazuyuki. H. Universidade Estadualde Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. IH.Instituto de Geociências. IV. Título.
Título em Inglês: Interpretation and analysis of drilling data in petroleum wellsPalavras-chave em Inglês: Well drilling, Drilling data, Drilling analysisÁrea de concentração: ExplotaçãoTitulação: Mestre em Ciências e Engenharia de PetróleoBanca examinadora: José Ricardo Pelaquim Mendes, Luis Alberto Santos Rocha,
Kazuo MiuraData da defesa: 22/12/2006
Programa de Pós-Graduação: Ciêq.ciase Engenharia de Petróleo
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASFACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
Interpretação e Análise de Dados dePerfuração em Poços de Petróleo
Autor: Rogério Martins TavaresOrientador: Prof. Dr. Celso Kazuyuki Morooka
J1 rJUl_- LProf:i>r~Celso. Morooka, PresidenteUniversidade Estadual de Campinas
J:~" (( /L-dtAPito" Dr. José Ricardo Nlaquim Mendes
iversidade Estadual de Campinas
, ~~Petrobras -Petróleo Brasileiro S.Á.
lberto Santos Rocha-Petróleo Brasileiro S.Á.
Campinas, 22 de dezembro de 2006.
()~O--i<P
g~
Dedicatória:
Dedico este trabalho à minha família pelo apoio e incentivo durante todos os momentos de
minha vida.
Agradecimentos
Este trabalho não poderia ser concluído sem a ajuda de diversas pessoas e instituições às
quais presto minha homenagem e gratidão:
A minha família e a minha namorada Andréia, pelo apoio, compreensão e incentivo
nos momentos mais difíceis dessa jornada.
Ao meu orientador Prof. Celso Morooka, que indicou os caminhos e a direção a ser
seguida durante o desenvolvimento desse trabalho de pesquisa.
Um agradecimento especial ao Engenheiro Kazuo Miura, cuja participação foi
fundamental na elaboração desse trabalho, pelas inúmeras consultorias técnicas prestadas não só
durante o período de realização desse trabalho mas também ao longo dos últimos anos.
A todos os professores do programa de pós-graduação, em especial ao Prof. José
Ricardo por sua contribuição na elaboração desse trabalho.
Ao CNPq pelo apoio financeiro concedido no período de realização desse trabalho.
A equipe do LIAP pela amizade e intercâmbio de experiências e conhecimentos ao
longo dos últimos cinco anos.
A todos os funcionários do DEP que através do suporte prestado nesse período
contribuíram para o melhor desenvolvimento desse trabalho.
A todos os amigos e colegas do DEP pela alegre e feliz convivência durante o
período do curso.
“A Man's mind stretched to a new idea never goes back to its original dimensions.”
Oliver Wendell Holmes, Jr.
Resumo
TAVARES, Rogério Martins. Interpretação e Análise de Dados de Perfuração em Poços de
Petróleo. Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de
Campinas, 2006. 129p. Dissertação (Mestrado).
A exploração de petróleo no mar desenvolveu-se substancialmente nas últimas décadas. Ao longo
desse processo, notadamente a partir da década de 80, a quantidade de informação gerada durante
a perfuração aumentou dramaticamente. Se por um lado o cenário atual apresenta informação em
abundância, por outro lado existe carência de ferramentas capazes de fazer uso efetivo da
informação disponível. Esta dissertação apresenta procedimentos que, através da análise e
interpretação de dados de perfuração, buscam melhorar o processo de construção de poços de
petróleo. Três procedimentos independentes são propostos. O primeiro consiste na utilização de
um sistema de visualização para acompanhamento da perfuração direcional. A aplicação desse
sistema traz benefícios para a atividade de controle da trajetória do poço. O segundo
procedimento trata da utilização de um sistema automático para classificar as operações
realizadas durante a perfuração de um poço de petróleo. O sistema de classificação pode ser
utilizado para produzir um relatório preciso e detalhado sobre as atividades realizadas durante a
perfuração. O terceiro e último procedimento diz respeito à detecção precoce de problemas de
perfuração. Esse procedimento consiste em reconhecer, em tempo real nos dados de perfuração,
comportamentos capazes de precocemente identificar problemas de perfuração. Através desse
trabalho é possível concluir que os dados de perfuração atualmente disponíveis representam uma
fonte bastante rica de informações e podem ser utilizados para melhorar o processo de construção
de poços de petróleo.
Palavras Chave
- Perfuração de Poços, Dados de Perfuração, Análise de Dados de Perfuração
Abstract
TAVARES, Rogério Martins. Interpretation and Analysis of Drilling Data in Petroleum Wells.
Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de Campinas, 2006.
129p. Dissertação (Mestrado).
The offshore petroleum exploration has substantially developed in the last decades. During
this process, mostly in the 80s, the amount of information generated during the drilling operation
has dramatically increased. If on one hand the existing scene presents great quantity of
information, on the other hand there is a lack of tools able to make effective use of the available
information. This work presents procedures that, through the analysis and interpretation of
drilling data, aim to improve the construction process of petroleum wells. Three independent
procedures are presented. The first one concerns the use of a visualization system for tracking the
execution of directional drilling operation. The utilization of this system brings benefits to the
trajectory control activity. The second procedure deals with the use of an automated system to
classify the activities performed during well drilling operation. The automated classification
system may be used to generate a precise and detailed report considering the executed drilling
activities. The third and last procedure concerns the early detection of drilling troubles. This
procedure consists of recognizing online, in the drilling data, behaviors able to identify drilling
problems. Through this work it is possible to conclude that the available drilling data represent a
high potential source of information and can be used to improve the petroleum well construction.
Key Words
- Well Drilling, Drilling Data, Drilling Analysis
i
Índice
Índice de Figuras ............................................................................................................................. ii
Índice de Tabelas .............................................................................................................................. v
Nomenclatura .................................................................................................................................. vi
1. Introdução
1.1. Panorama Geral .................................................................................................................... 1
1.2. Novo Cenário da Perfuração de Poços ................................................................................. 2
1.3. Escopo da Dissertação .......................................................................................................... 5
2. Estudo da Literatura
2.1. Histórico da Coleta de Dados ............................................................................................... 8
2.2. Principais Problemas de Perfuração ................................................................................... 14
2.3. Utilização de Dados de Perfuração .................................................................................... 29
3. Perfuração Direcional e Sistemas Geradores de Dados
3.1. Perfuração Direcional de Poços de Petróleo ...................................................................... 36
3.2. Sistemas de MWD e Controle da Trajetória do Poço ........................................................ 42
3.3. Sistemas de Mud-logging ................................................................................................... 50
4. Procedimentos para Análise de Dados de Perfuração
4.1. Aplicação de um Sistema de Visualização para Perfuração .............................................. 65
4.2. Sistema Automático de Classificação de Etapas da Perfuração ......................................... 77
4.3. Procedimento para Identificação de Problemas de Perfuração .......................................... 85
5. Resultados .................................................................................................................................. 95
6. Conclusão ................................................................................................................................. 122
Referências Bibliográficas ........................................................................................................... 124
Anexo I. ........................................................................................................................................ 127
ii
Índice de Figuras
Figura 1.1.: Análise de Dados de Perfuração (Adaptada de Yoho et al., 2004). ............................. 6
Figura 1.2.: Sistemas Geradores de Dados de Perfuração ................................................................ 7
Figura 2.1.: Geolograph. .................................................................................................................. 9
Figura 2.2.: Potencialidades do Sistema The Advisor (Martin, 1986). ........................................... 12
Figura 2.3.: Descrição Esquemática do Sistema MDS (White et al., 1991). ................................. 13
Figura 2.4.: Mecanismo de Prisão Diferencial (Oilfield Review, 1999). ....................................... 17
Figura 2.5.: Desmoronamento do Poço (Oilfield Review, 1999) ................................................... 18
Figura 2.6.: Má Limpeza do Poço (Oilfield Review, 1999). ........................................................... 20
Figura 2.7.: Packer Hidráulico (Oilfield Review, 1999). ............................................................... 21
Figura 2.8.: Formação de Cavidades na Parede do Poço (Oilfield Review, 1999). ........................ 22
Figura 2.9.: Formação de Batentes no Poço. .................................................................................. 23
Figura 2.10.: Fechamento do Poço (Oilfield Review, 1999). ......................................................... 24
Figura 2.11.: Vibrações na Coluna de Perfuração. ......................................................................... 25
Figura 2.12.: Relações Causa-Conseqüência. ................................................................................ 27
Figura 2.13.: Seleção de Perfis de Carga no Gancho (Adaptado de Jardine et al.,1992). ............. 32
Figura 2.14.: Deterioração das Condições de Fricção (Adaptado de Jardine et al.,1992). ............ 33
Figura 2.15.: Modelo de comportamento das vazões (Adaptado de Hargreaves et al., 2001). ...... 34
Figura 2.16.: Detecção na presença de heave (Hargreaves et al., 2001). ....................................... 35
Figura 3.1.: Aplicações da Técnica de Perfuração Direcional (Mildred, 1986). ............................ 37
Figura 3.2.: Arranjos de estabilizadores no BHA (Economides, 1998). ........................................ 38
Figura 3.3.: Técnica de Jateamento. ............................................................................................... 39
Figura 3.4.: Motor de Fundo. ......................................................................................................... 40
Figura 3.5.: Perfuração com Motor de Fundo. ............................................................................... 45
Figura 3.6.: Dois pontos consecutivos de coleta de dados. ............................................................ 46
iii
Figura 3.7.: Vistas planas de representação da trajetória. .............................................................. 49
Figura 3.8.: Unidade de Mud-logging. ........................................................................................... 52
Figura 3.9.: Exemplo de Telas de Acompanhamento Utilizadas. .................................................. 54
Figura 3.10.: Sensor de Carga no Gancho. ..................................................................................... 55
Figura 3.11.: Sensor de Altura do Gancho. .................................................................................... 56
Figura 3.12.: Sensor de Pressão no Choke ..................................................................................... 56
Figura 3.13.: Coletor de Gás e Sensores de Temperatura, Densidade e Resistividade. ................. 57
Figura 3.14.: Sensor de Ciclos da Bomba. ..................................................................................... 58
Figura 3.15.: Sensor de Nível de Lama. ......................................................................................... 59
Figura 4.1.: Procedimentos Propostos. ........................................................................................... 64
Figura 4.2.: Poços de Trajetória Bidimensional. ............................................................................ 66
Figura 4.3.: Poço de Trajetória Tridimensional. ............................................................................ 67
Figura 4.4.: Acompanhamento Direcional. .................................................................................... 68
Figura 4.5.: Plano do visualizador gráfico. .................................................................................... 69
Figura 4.6.: Translação do sistema de coordenadas. ...................................................................... 71
Figura 4.7.: Rotações aplicadas para alinhar o eixo Y com o eixo da coluna de perfuração. ........ 71
Figura 4.8.: Convenção adotada para as direções do radar (poço vertical). ................................... 73
Figura 4.9.: Convenção adotada para as direções do radar (poço direcional). ............................... 73
Figura 4.10.: Radar de Visualização. ............................................................................................. 74
Figura 4.11.: Etapas Básicas da Operação de Perfuração. ............................................................. 79
Figura 4.12.: Arquitetura do Sistema de Classificação .................................................................. 81
Figura 4.13.: Redução de Velocidade na Transição BHA - Tubo de Perfuração. ......................... 90
Figura 4.14.: Redução de velocidade no rat-hole. ......................................................................... 91
Figura 4.15.: Carregamento do Anular durante a perfuração de uma seção. ................................. 92
Figura 4.16.: Algoritmo para Detecção de Packer Hidráulico ....................................................... 94
Figura 5.1.: Desenho Esquemático do Poço A1. ............................................................................ 96
Figura 5.2.: Trajetória Espacial do Poço A1. ................................................................................. 97
Figura 5.3.: Afastamento e Planta do Poço A1. ............................................................................. 97
Figura 5.4.: Trecho Vertical - Visualização para o ponto referente à 15ª foto. .............................. 98
Figura 5.5.: Trecho Direcional - Visualização para o ponto referente à 50ª foto. .......................... 99
iv
Figura 5.6.: Trecho Direcional - Visualização para o ponto referente à 115ª foto. ...................... 100
Figura 5.7.: Desenho Esquemático Simplificado do Poço A2. .................................................... 101
Figura 5.8.: Afastamento Horizontal do Poço A2. ....................................................................... 102
Figura 5.9.: Séries Temporais e Classificação de Etapas entre 01:00h e 04:00h do dia 08/09. ... 104
Figura 5.10.: Séries Temporais e Classificação de Etapas entre 00:00h e 07:00h do dia 09/09. . 105
Figura 5.11.: Séries Temporais e Classificação de Etapas entre 12:00h e 19:00h do dia 07/09. . 106
Figura 5.12.: Distribuição das Etapas no Intervalo Classificado. ................................................ 110
Figura 5.13.: Identificação de Tempo Não-Produtivo. ................................................................. 112
Figura 5.14.: Desenho Esquemático do Poço A3. ........................................................................ 113
Figura 5.15.: Dados referentes às horas que antecederam a ocorrência do packer. ..................... 115
Figura 5.16.: Análise do comportamento da SPP antes da ocorrência do packer. ....................... 116
Figura 5.17.: Análise do comportamento da Carga no Gancho antes da ocorrência do packer. . 118
Figura 5.18.: Análise do comportamento do Torque antes da ocorrência do packer. .................. 119
Figura 5.19.: Evolução da ROP Média. ....................................................................................... 121
Figura I.1.: Método de Ouija Board. ............................................................................................ 129
v
Índice de Tabelas
Tabela 2.1.: Problema e principal agente causador. ....................................................................... 28
Tabela 3.1.: Informações de MWD ................................................................................................ 43
Tabela 4.1.: Trecho de Boletim Diário de Perfuração. ................................................................... 77
Tabela 4.2.: Descrição das Etapas. ................................................................................................. 80
Tabela 4.3.: Conjunto de Regras. ................................................................................................... 82
Tabela 4.4.: Indicativos de ocorrência dos problemas ................................................................... 86
Tabela 5.1.: Etapas Realizadas entre 01:00h e 04:00h do dia 08/09. ........................................... 103
Tabela 5.2.: Comparação entre a classificação automatizada produzida pelo sistema e a
classificação registrada no BDP. ............................................................................. 108
Tabela 5.3.: Análise numérica para o caso de packer. ................................................................. 120
vi
Nomenclatura
Letras Latinas bbl Barril m Metros inc Inclinação az Azimute Abreviações BDP Boletim Diário de Perfuração BHA Bottom Hole Assembly C Circulando ECD Equivalente Circulation Density ERW Extended Reach Well LA Lâmina de Água LWD Logging While Drilling M Manobrando MR Mesa Rotativa MWD Measuring While Drilling NPT Non-Productive Time PDC Polycrystalline Diamond Compact PM Profundidade Medida PNR Perfurando Não Rotativo PR Perfurando Rotativo PWD Pressure While Drilling RANR Repassando ou Ajustando Não Rotativo ROP Rate of Penetration RR Repassando Rotativo RSS Rotary Steerable System SPP Stand Pipe Pressure WOH Weight on Hook
vii
Siglas IADC International Association of Drilling Contractors API American Petroleum Institute SPE Society of Petroleum Engineers OTC Offshore Technology Conference JPSE Journal of Petroleum Science and Engineering IFP Institut français du pétrole
1
Capítulo 1
Introdução
1.1. Panorama Geral
A exploração de petróleo no mar desenvolveu-se substancialmente nos últimos anos. O
desenvolvimento e aprimoramento das técnicas de perfuração têm proporcionado a exploração de
hidrocarbonetos em horizontes cada vez mais profundos.
Desde a perfuração por percussão, muitos foram os desenvolvimentos que conduziram a
perfuração ao estágio de desenvolvimento apresentado atualmente. O primeiro evento importante
foi o desenvolvimento da perfuração rotativa. Seguido a este, pode-se citar outros eventos, alguns
mais e outros menos recentes, como o desenvolvimento das tecnologias de brocas PDC, de
fluidos de perfuração, de sistemas de mud-logging, de sistemas de MWD/LWD e de técnicas de
perfuração direcional.
Ao longo desse processo, notadamente a partir da década de 80, a quantidade de
informação gerada durante a perfuração de um poço aumentou dramaticamente. O
desenvolvimento de sensores e sistemas de processamento de dados permitiu medir e registrar
informações que abrangem desde parâmetros operacionais da sonda até características geológicas
da formação perfurada. Com o desenvolvimento de tecnologias de transmissão de dados, essas
informações, cujo acesso inicialmente era restrito ao ambiente da sonda, podem ser acessadas on-
line de qualquer parte do mundo.
2
Apesar de todo desenvolvimento tecnológico, a Engenharia de Perfuração avançou de
forma discreta na área de análise de dados de perfuração (drilling analysis). As técnicas de
análise de dados de perfuração não se consolidaram o suficiente para acompanhar o aumento na
disponibilidade de dados. As ferramentas desenvolveram-se bastante, mas no contexto da
perfuração de poços, a análise de dados ainda ocupa uma posição de pouco destaque.
Nos últimos trinta anos, conforme sustentam Yoho et al. (2004), diferentemente do que
ocorreu na Engenharia de Reservatórios e na Engenharia de Produção, onde a análise transiente
de pressão e a análise nodal emergiram como importantes sub-disciplinas associadas as suas
respectivas áreas, na Engenharia de Perfuração, a análise de dados não se consolidou o suficiente
para tanto.
Ainda, segundo os autores, existe uma percepção generalizada de que a análise de dados de
perfuração ocorre durante o planejamento de um novo poço. Dessa forma, as lições apreendidas
através da análise dos dados poderiam contribuir para a melhoria do processo de perfuração de
novos poços. No entanto, devido às pressões diárias a que um engenheiro de planejamento e
perfuração de poços é submetido, a análise de dados nem sempre é conduzida de maneira
apropriada.
1.2. Novo Cenário da Perfuração de Poços
O desenvolvimento observado na tecnologia de poços nas últimas duas décadas
transformou sensivelmente o cenário da perfuração de poços. A seguir são apresentados alguns
conceitos que passaram a fazer parte desse novo cenário.
Perfuração Interativa
Há aproximadamente vinte anos atrás, diversos poços verticais eram perfurados para drenar
o reservatório. Nesse contexto, o processo de perfurar o poço consistia basicamente em seguir o
programa de perfuração baseado no projeto do poço.
Atualmente, com a técnica de construção de poços horizontais é possível com um mesmo
poço atingir diferentes pontos do reservatório. Informações sobre o poço e a perfuração em curso
3
estão disponíveis na superfície em tempo real graças aos sistemas de coleta de dados. Esse fato
permite que, durante a perfuração, decisões sejam tomadas baseadas nos dados obtidos. Isso
confere ao processo de perfuração certo nível de interatividade, pois permite que a equipe
intervenha mais rapidamente em caso de anormalidade e execute ações originalmente não
planejadas. A interpretação dos dados permite, por exemplo, que a equipe de perfuração
modifique a trajetória do poço ao perceber alguma dificuldade.
Vincké e Mabile (2004) sustentam que a Perfuração Interativa inclui toda técnica que tenha
o objetivo de melhorar a perfuração do poço. Esse contexto inclui dentre outras técnicas, a
utilização da informação gerada durante a perfuração para servir de suporte às decisões.
Ainda segundo os autores, a disponibilidade de informação aliada a maior capacidade de
processamento afeta também o processo de tomada de decisões durante a perfuração do poço.
Tradicionalmente todas as decisões são tomadas pelo engenheiro de perfuração, o mesmo se
apóia, principalmente, em sua experiência para decidir que providência adotar diante de um
determinado cenário. Com o avanço no processamento e interpretação dos dados, existe a
possibilidade de integrar outros profissionais no processo decisório.
Os dados disponíveis podem ser utilizados por geólogos, geofísicos e engenheiros de
reservatório para promover atualizações em seus respectivos modelos e produzir resultados que
contribuam para o aprimoramento do processo decisório.
No entanto, para conferir esse caráter multidisciplinar à perfuração e permitir a interação
entre profissionais de diferentes disciplinas, é necessário o desenvolvimento de novas
ferramentas capazes de obter informações de alto nível a partir da análise e interpretação dos
dados gerados durante a perfuração.
Salas de Visualização
O cenário que predomina ultimamente na exploração de petróleo é um cenário de preços
elevados. O preço elevado do barril influencia os custos de perfuração elevando os valores diários
de aluguel de sondas e serviços em geral. Esse efeito associado à introdução de tecnologias
4
novas, e geralmente mais caras, evidencia a importância da busca da excelência operacional
como um meio para manter em patamares reduzidos o custo por metro perfurado.
Nesse sentido, algumas companhias de perfuração implantaram salas de visualização,
também conhecidas como “Centro de Operação em Tempo Real”. Trata-se de uma instalação em
terra onde são reunidas as informações provenientes de diversas sondas em operação.
A sala de visualização é um espaço onde os especialistas (de diferentes disciplinas) podem
interagir e atuar colaborativamente para promover melhorias nas operações em curso. Para tanto,
esse ambiente oferece acesso em tempo real a todas as informações que estão disponíveis na
sonda de perfuração, além de oferecer também recursos adicionais de simulação e visualização.
Um dos principais objetivos dessa iniciativa é possibilitar atuações preventivas na
operação. Dessa forma, além de uma equipe multidisciplinar de especialistas, o centro possui
também uma equipe especializada no monitoramento da operação. Essa equipe acompanha
constantemente através de monitores a evolução dos dados de perfuração buscando identificar
indícios de anomalias.
Perfuração Orientada pela Geologia (Geosteering)
A trajetória de um poço de petróleo é descrita através de seu projeto, que contém a
trajetória nominal desejada. Tradicionalmente, durante a execução, busca-se seguir a geometria
determinada no projeto. Nesse sentido pode-se dizer que a perfuração de um poço é geralmente
orientada pela geometria.
Geosteering ou perfuração orientada pela geologia consiste na técnica de desviar
intencionalmente o poço durante a perfuração, a partir de informações obtidas por sensores de
LWD de modo a atingir e ou acompanhar determinado horizonte geológico.
De modo mais amplo, Vincké e Mabile (2004) definem Geosteering como um processo
altamente interativo no planejamento e perfuração de um poço que visa garantir o preciso
posicionamento do poço dentro do reservatório de forma a maximizar a produtividade do poço.
5
Essa técnica permite obter em tempo real informações sobre as propriedades das formações
atravessadas. Essas informações são apresentadas na forma de imagens que são interpretadas
pelos geólogos. A partir da interpretação das imagens é possível navegar no interior do
reservatório e alocar o poço convenientemente de acordo com a formação geológica encontrada.
Essa técnica foi viabilizada graças ao desenvolvimento de três frentes tecnológicas:
tecnologia de LWD, computação e processamento de imagens e tecnologia de perfuração
direcional.
O posicionamento de longos trechos horizontais em camadas pouco espessas de rocha
reservatório é um exemplo da aplicação de Geosteering. Através dessa técnica é possível seguir a
orientação da camada (subindo e descendo quando necessário) de modo que todo o trecho do
poço fique na zona produtora.
Apesar da alocação eficiente do poço em relação à camada de reservatório, essa técnica
pode produzir poços com trechos horizontais bastante tortuosos.
O efeito provocado pelas tortuosidades na produtividade do poço ainda não está claramente
determinado e constitui atualmente objeto de estudo. Uma das principais preocupações é
determinar qual seria a influência das ondulações no escoamento multifásico dentro do poço.
1.3. Escopo da Dissertação
O objetivo principal da análise de dados de perfuração é promover melhorias no processo
de perfuração através do uso mais eficiente da informação coletada durante a perfuração.
Esta dissertação apresenta procedimentos que, através da análise e interpretação de dados
de perfuração, buscam melhorar o processo de construção de poços de petróleo.
A utilização dos dados coletados durante a perfuração para introduzir melhorias na
operação de perfuração é uma idéia é antiga. Lummus em 1971 já ressaltava a necessidade de um
acompanhamento diário para determinar o quão eficiente a perfuração estaria sendo realizada, e
também quais seriam os ajustes necessários para imprimir maior eficiência ao processo. Segundo
6
o autor, a partir da análise dos dados coletados seria possível realizar melhorias nos programas
hidráulicos, de fluido de perfuração e de brocas.
Atualmente, a análise de dados de perfuração possui um campo de aplicações bastante
amplo. A Figura 1.1, aponta algumas das possíveis aplicações. Conforme se pode notar, esse
contexto abriga diversas atividades que vão desde a pré-análise, passando pela análise em tempo
real, até a pós-análise dos dados.
Análises Diversas
Análise de Parâmetros Mecânicos em Tempo
Real
Análise Baseada em Conhecimento, BCT, BCC,
Aprendizado Contínuo
Análise de Dados de Perfuração
Análise Hidráulica, Pressões de Poro e
Fratura
Análise de Poços de Correlação aplicada ao
Planejamento
Pré-Proc., Controle de Qualidade
(dados brutos)
Análises Diversas
Análise de Parâmetros Mecânicos em Tempo
Real
Análise Baseada em Conhecimento, BCT, BCC,
Aprendizado Contínuo
Análise de Dados de Perfuração
Análise de Dados de Perfuração
Análise Hidráulica, Pressões de Poro e
Fratura
Análise de Poços de Correlação aplicada ao
Planejamento
Pré-Proc., Controle de Qualidade
(dados brutos)
Figura 1.1.: Análise de Dados de Perfuração (Adaptada de Yoho et al., 2004).
Os procedimentos de melhoria apresentados nessa dissertação se enquadram mais
especificamente nos ramos sombreados da Figura 1.1 que compreendem a Análise em Tempo
Real e a Análise Baseada em Conhecimento.
Considerando os dados de perfuração, atualmente, existem diversos sistemas geradores de
dados. A Figura 1.2 apresenta esquematicamente as principais fontes de dados de perfuração. De
acordo com a figura, as fontes de informação atualmente disponíveis são:
• Boletim Diário de Perfuração: relatório diário preenchido na sonda pelo representante
da empresa operadora, apresenta uma descrição textual das operações realizadas nas
últimas 24 horas;
• Mud-logging: sistema de instrumentação composto por uma série de sensores instalados
na sonda de perfuração, realiza também análise litológica das formações perfuradas a
partir de análise de cascalhos;
7
• MWD (Measuring While Drilling): sistema responsável pelo monitoramento da
trajetória do poço e da orientação da ferramenta de perfuração. Possui sensores instalados
na coluna de perfuração, próximo a broca;
• LWD (Logging While Drilling): sistema que realiza a perfilagem da formação durante a
perfuração, fornece perfis semelhantes aos fornecidos pela perfilagem a cabo;
• PWD (Pressure While Drilling): sistema que mede a pressão no fundo do poço, as
informações mais relevantes fornecidas por esse sistema são o ESD (Equivalent Static
Density) que representa a pressão no fundo do poço em condições estáticas, e o ECD
(Equivalent Circulation Density) que pode ser interpretado como a pressão dinâmica de
circulação no fundo do poço.
Dados de Perfuração
Mud-loggingBoletim Diário
MWD LWD PWD
Dados de PerfuraçãoDados de
Perfuração
Mud-loggingBoletim Diário
MWD LWD PWD
Figura 1.2.: Sistemas Geradores de Dados de Perfuração.
Essa dissertação utiliza as informações fornecidas pelos sistemas sombreados da Figura
1.2, Mud-logging e MWD. Esses sistemas serão apresentados com maior detalhe no Capítulo 3.
O Capítulo 2 apresenta um estudo sobre alguns tópicos explorados nesse trabalho
considerando a literatura existente. O Capítulo 3 apresenta conceitos gerais da perfuração de
poços de petróleo que serão úteis para a compreensão do contexto dos procedimentos propostos.
No Capítulo 4 são apresentados os procedimentos propostos. Os resultados obtidos e a
discussão desses resultados são apresentados no Capítulo 5. Finalmente, o Capítulo 6 traz as
conclusões obtidas através desse trabalho de pesquisa.
8
Capítulo 2
Estudo da Literatura
2.1. Histórico da Coleta de Dados
Nos primórdios da perfuração de poços de petróleo, provavelmente não havia ainda um
grande interesse no registro de dados operacionais. A literatura relata que os primeiros registros
operacionais eram transmitidos verbalmente para a operadora sem um processo formal de
documentação. Somente mais tarde passou a ser elaborado um resumo de operações diário. Esse
resumo era elaborado pelo superintendente da sonda (toolpusher) ou pelo representante da
operadora (company man), e era transmitido por voz para o escritório local da operadora a partir
do terminal telefônico mais próximo. Esse relatório contemplava apenas um resumo das
operações e custos diários.
Foi a partir da década de 30 que a indústria do petróleo reconheceu a importância e a
necessidade de se arquivar e analisar dados de perfuração. Na década de 30, foram gravados e
arquivados pela primeira vez importantes parâmetros da perfuração, como o peso sobre broca,
rotação da coluna, taxa de penetração e pressão de bombeio (Close e Stelly, 1998). O primeiro
dispositivo gravador de dados de perfuração ficou conhecido como Geolograph. Esse
equipamento é constituído por um conjunto de canetas mecanicamente acionadas que registram
os parâmetros em cartas de papel. Os dados são registrados em relação ao tempo.
A Figura 2.1 apresenta um desses dispositivos gravadores.
9
Figura 2.1.: Geolograph. Fonte: http://www.clearcreekassociates.com
A partir da análise dos registros do Geolograph foi possível determinar, através de
correlações com poços já perfurados, parâmetros ótimos de perfuração para novos poços. Esse
processo proporcionou aumento nas taxas de penetração, e constitui talvez uma das primeiras
iniciativas formais de otimização da perfuração. A taxa de penetração também era acompanhada
com interesse pela equipe de geologia. As variações detectadas na taxa de penetração eram
utilizadas como um indicativo para identificar possíveis mudanças de formação geológica.
Na década de 50 houve um expressivo crescimento da indústria de serviços de mud-
logging, que passou a se especializar também no monitoramento das amostras de cascalhos e de
gás coletado do fluido de perfuração na superfície. Na década de 70 as técnicas de mud-logging
passaram a incorporar recursos de computação o que tornou possível a compilação de dados
geológicos e parâmetros de perfuração em um mesmo registro digital.
10
Na década de 80 surgiram novas ferramentas como o MWD - Measuring While Drilling e o
LWD - Logging While Drilling. Essas ferramentas foram desenvolvidas para fornecer informação
em tempo real, respectivamente, sobre a trajetória do poço e sobre a formação que está sendo
perfurada.
Desde então, o volume de informação coletada em tempo real durante a perfuração
aumentou significativamente. Fazer uso efetivo da informação gerada durante a perfuração
passou a ser um grande desafio para a indústria de petróleo.
Devido ao volume e a variedade de dados coletados em tempo real, a equipe da sonda já
não era mais capaz de usar toda a informação disponível. Nesse momento, surgem iniciativas de
desenvolvimento de sistemas capazes de transmitir a informação em tempo real para as bases das
companhias, onde técnicos e engenheiros especializados pudessem efetivamente realizar algum
tipo de análise.
Graff e Varnado (1986) descrevem um sistema de aquisição de dados e telemetria que foi
implantado no Golfo do México em 1983. Esse sistema foi adquirido pela operadora Tenneco
Exploration and Production, na época uma das maiores do Golfo do México, e implantado pela
empresa Baroid Logging Systems. A grande justificativa para aquisição desse sistema foi a
redução de eficiência observada frente aos custos crescentes de perfuração naquela região. O
sistema em questão realizava a aquisição de parâmetros comuns de perfuração na sonda, e
enviava esses parâmetros para a base da operadora em terra. Os dados são inicialmente obtidos de
vários sensores instalados na sonda. A leitura do sensor é transmitida por sinal elétrico para a
unidade de mud-logging na sonda. Através de um link de comunicação via modem o sinal é
transmitido para a base central de dados em terra. Os dados recebidos na base de dados da
companhia são utilizados para prover segurança adicional, através da redundância no
monitoramento, e para prover melhoria de desempenho através da análise e comparação dos
tempos gastos para executar determinada tarefa em cada sonda. As informações recebidas são
mantidas numa base de dados que pode ser utilizada posteriormente para estudos de naturezas
diversas. Esse sistema possuía capacidade para monitorar mais de 20 sondas e proporcionou uma
redução no custo de perfuração para a companhia. Apenas através do monitoramento do tempo
gasto nas conexões foi possível obter ganhos de até 1,5 dia/mês/sonda.
11
Outras empresas de serviço também desenvolveram sistemas de transferência de
informação das sondas para o centro de dados da operadora. Isso gerou problemas porque cada
empresa de serviço usava seu próprio padrão de codificação para realizar essa transferência. Em
pouco tempo as operadoras estavam sobrecarregadas pela necessidade de manter pessoal
dedicado para decodificar e dar suporte ao recebimento de informações em diferentes formatos.
Foi então desenvolvida uma força tarefa com o apoio da IADC - International Association of
Drilling Contractors que resultou no desenvolvimento de um padrão ou protocolo único para a
transmissão de dados a partir das sondas de perfuração. Esse padrão ou protocolo chamado WITS
- Wellsite Information Transfer Specifications foi desenvolvido durante seis anos em meados da
década de 80 e posteriormente publicado pela API -American Petroleum Institute (Publication
3855). Esse padrão de transferência de dados foi muito utilizado durante aproximadamente 20
anos e serviu de base para o desenvolvimento de um padrão mais moderno e eficiente, o WITSML
-Wellsite Information Transfer Standard Markup Language (Kirkman et al., 2003).
Os sistemas de coleta e interpretação das informações na sonda também foram
aprimorados. Martin (1986) descreve um sistema que funciona como um centro de computação
na sonda. Esse sistema ficou conhecido como The Advisor e foi desenvolvido pela empresa
Anadrill Schlumberger. Esse sistema proporciona a integração das medidas de superfície obtidas
pelos serviços de mud-logging com as novas informações de fundo de poço oferecidas pelos
sistemas de MWD e LWD. Também tornou possível a visualização em tempo real das
informações coletadas de forma a combinar quaisquer tipos de informação em um mesmo gráfico
na tela. Dessa forma foi possível realizar análises cruzadas dos parâmetros com a profundidade
do poço, e mesmo exibir dados de poços de correlação junto aos dados adquiridos em tempo real.
A Figura 2.2 apresenta as potencialidades desse sistema. O sistema apresenta diversas
funcionalidades, das quais podem ser destacar rotinas para a previsão da pressão de poros, para
cálculos de controle de poço em situação de kick, rotinas para avaliação da eficiência da broca,
etc.
12
Figura 2.2.: Potencialidades do Sistema The Advisor (Martin, 1986).
White et al. (1991) descrevem as melhorias na segurança que foram obtidas através da
introdução de um sistema computadorizado de coleta e interpretação de dados na sonda. O
sistema em questão, ilustrado na Figura 2.3 e conhecido como MDS (Monitoring Drilling
System), foi desenvolvido pela empresa Sedco Forex. O benefício principal trazido por esse
sistema foi a introdução de certo nível de monitoramento automático, através da contínua
vigilância dos dados adquiridos em tempo real. Na prática eram estabelecidos alarmes que
soavam alertando a sonda sempre que algum parâmetro de perfuração fugisse de uma faixa pré-
estabelecida. A idéia do sistema era detectar problemas durante a operação antes que eles se
tornassem críticos. O MDS realizava a detecção primária de kicks e washouts através da
observação de pressões, vazões e volumes de tanque de lama. As informações adquiridas em
tempo real eram mantidas numa base de dados para pós-análise.
Onoe et al. (1991) propuseram um sistema de monitoramento um pouco mais ambicioso. O
sistema proposto pela Japan National Oil Company (JNOC), contemplava além do
monitoramento tradicional em tempo real realizado na época, o uso de modelos analíticos em
tempo real para fornecer uma base de comparação para os resultados obtidos no campo. Na
época, modelos analíticos de planejamento de poço já haviam sido traduzidos em rotinas de
computadores e poderiam ser incorporados aos sistemas de monitoramento. Foi introduzida a
idéia de monitoração avançada de dados, uma monitoração que não dependeria apenas da
13
observação dos dados, mas também de alguma análise e até mesmo do uso de modelos analíticos
para checar se existe alguma condição crítica de operação. O sistema também previa a integração
de todos os dados coletados durante a perfuração e a criação de uma detalhada base de dados.
Figura 2.3.: Descrição Esquemática do Sistema MDS (White et al., 1991).
Schenato et al. (1991) apresentaram um projeto de sistema integrado de informação. Esse
projeto conhecido como ADIS (Advanced Drilling Information) buscava reunir as informações
disponíveis numa base de dados para analisá-las utilizando Sistemas Especialistas. O ADIS,
segundo os autores, consolidaria conhecimento para a empresa operadora e também ofereceria
maior suporte a decisão no ambiente da sonda.
A década de 80 foi marcada por uma série de iniciativas de desenvolvimento de sistemas de
monitoramento de dados em tempo real. Close e Stelly (1998) sustentam que a introdução da
tecnologia da informação na indústria de petróleo ocorreu de forma notadamente mais lenta que
nas demais indústrias de processo. Esse atraso pode ser atribuído a uma série de barreiras
características do setor de petróleo. Entre elas pode-se destacar a autonomia das companhias de
serviço, que dificultou a padronização do tratamento da informação e a continuidade no processo
de análise.
14
2.2. Principais Problemas de Perfuração
A perfuração de um poço de petróleo é uma operação bastante complexa que está sujeita a
ocorrência de uma série de anormalidades. A evolução da técnica de perfuração e o uso de boas
práticas têm proporcionado redução na freqüência de ocorrência de problemas ao longo dos anos,
mas ainda assim, alguns problemas persistem. Essas complicações que podem ocorrer durante a
perfuração são altamente indesejáveis e causam muitos prejuízos dentre os quais podemos
destacar: a contratação de tempo adicional de sonda, o atraso no cronograma de execução do
projeto, e não raramente a perda do poço.
Bradley et al. em 1991 apresentaram um estudo pioneiro abordando o problema de prisão
de coluna. Nesse estudo, chegaram à estimativa de que o custo adicional para a indústria,
decorrente de problemas de prisão de coluna, era da ordem de $ 250 milhões de dólares ao ano
(considerando apenas as áreas de exploração no Golfo do México e Mar do Norte). Desde então,
estudos têm sido conduzidos buscando um entendimento maior das causas dos problemas e dos
possíveis meios de evitá-los.
A seguir são apresentadas algumas das situações de problema que podem ocorrer durante a
operação de perfuração de um poço de petróleo. As situações apresentadas dizem respeito à
execução da operação propriamente dita.
As situações de anormalidade descritas são:
a. Perda de Circulação h. Kick
b. Prisão Diferencial i. Batente
c. Desmoronamento de Poço j. Fechamento de Poço
d. Alargamento do Poço k. Quebra de BHA (Vibração)
e. Má Limpeza do Poço l. Entupimento de Jatos
f. Packer Hidráulico (Pack-off) m. Enceramento da Broca
g. Chavetas n. Washout
Além das situações descritas nessa seção, outras situações de problema são possíveis,
como, por exemplo, corrosão e fadiga da coluna, torque e drag elevados, entre outras. Entre as
15
situações descritas pode-se observar que algumas guardam entre si relação de causa e
conseqüência, essas relações serão explicitadas após a descrição dos problemas.
O exame da literatura permitiu observar que problemas como kick, perda de circulação e
prisão diferencial, apresentam mecanismos de ocorrência bastante conhecidos. Para os outros
problemas a literatura ainda é escassa.
Maiores detalhes sobre as situações de problema apresentadas podem ser encontradas em
Sereda e Sologov (1977), Kennedy (1983), Chilingarian e Vorabutr (1983), Idagawa (1990),
Economides (1998) e Rey-Fabret et al. (2004).
2.2.1. Anormalidades durante a Execução da Perfuração
a. Perda de Circulação
A perda de circulação é definida como a perda total ou parcial de fluido de perfuração para
a formação. A perda de circulação pode ocorrer em formações de alta permeabilidade e
formações naturalmente fraturadas. O fluxo do poço para a formação pode ocorrer sob duas
condições:
• Quando a rocha possui fraturas ou horizontes de alta permeabilidade e a pressão
exercida na parede do poço é superior à pressão de poros da formação nesses
horizontes;
• Quando a pressão exercida na parede do poço é grande o suficiente para abrir
microfraturas já fechadas, ou mesmo é capaz de fraturar a formação, nesse caso, o ECD
é maior que a pressão de fratura da formação.
Quando ocorre a perda parcial, o nível de fluido de perfuração dentro do poço diminui. Se
esse nível não for rapidamente restaurado, as formações mais rasas ficarão sem o suporte
proporcionado pela pressão hidrostática da fluido de perfuração, o que pode causar
desmoronamento do poço. O desmoronamento provoca o alargamento do poço e,
16
conseqüentemente, o acúmulo de cascalhos no espaço anular. A redução de pressão pode também
provocar o influxo de fluidos da formação para o poço.
Um fator chave na prevenção da perda de circulação é o cuidadoso acompanhamento do
peso de fluido no poço. Para evitar a perda de circulação, a pressão hidrostática dentro do poço
deve ser a menor possível, mas ainda assim, grande o suficiente a ponto de conter influxos (kick)
de outras zonas expostas. Outro fator importante para evitar a perda de circulação é o
posicionamento da sapata do revestimento. Se a sapata é assentada numa posição muito rasa, a
formação exposta logo abaixo da sapata do revestimento pode não ser resistente o suficiente para
suportar a pressão hidrostática requerida para perfurar a próxima fase do poço. Nesse caso, pode
ocorrer o fraturamento da formação logo abaixo da sapata provocando a perda de circulação.
Através do ajuste das propriedades do fluido de perfuração é possível minimizar a
ocorrência da perda de circulação. Esse ajuste inclui a adição de sólidos de granulometria
adequada ao fluido de perfuração com a finalidade de bloquear os poros da formação e evitar a
perda de fluido.
b. Prisão Diferencial
A prisão diferencial ocorre quando a coluna de perfuração é presa à parede do poço por um
mecanismo de sucção. Esse tipo de prisão ocorre somente em frente a intervalos permeáveis da
formação. Por esse motivo, a maioria dos fluidos de perfuração utilizados atualmente forma um
reboco na parede do poço em formações permeáveis. A pressão hidrostática no poço pode
pressionar a coluna de perfuração no reboco contra a parede do poço em trechos onde a pressão
da formação seja inferior à pressão interna do poço. Devido ao diferencial de pressão entre poço e
formação, sólidos começam a se depositar ao redor da região de contato entre a coluna de
perfuração e a parede do poço, e a coluna fica presa. Nesse caso tem-se que o ECD é muito maior
que a pressão de poros da formação. A Figura 2.4 ilustra o mecanismo de prisão diferencial de
coluna.
A coluna presa por diferencial de pressão perde os movimentos axiais e radiais, mas
continua capaz de circular fluido. A prisão diferencial geralmente ocorre após a parada da coluna
17
de perfuração em frente a intervalos permeáveis para a transmissão de dados das ferramentas de
fundo ou para qualquer procedimento que não envolva a perfuração propriamente dita. Se as
condições forem muito severas, o tempo gasto na adição de uma nova secção para continuar a
perfuração já é suficiente para que a prisão ocorra.
Área de Contato
Área de Contato
Tempo
Área de Contato
Área de Contato
Tempo
Área de Contato
Área de Contato
Tempo
Figura 2.4.: Mecanismo de Prisão Diferencial (Oilfield Review, 1999).
Em poços direcionais a coluna está mais susceptível a ocorrência desse tipo de problema
devido ao contato do BHA com a parede do poço em intervalos permeáveis e ao alto peso de
fluido muitas vezes necessário para conter as formações expostas.
A intensidade da prisão é proporcional ao diferencial de pressão entre o poço e formação, e
também à área de contato da coluna com a parede do poço. Práticas comuns para evitar a
ocorrência da prisão de coluna consistem em manter a coluna sempre em movimento vertical ou
rotativo, evitar longos períodos de parada da perfuração e acelerar a execução das manobras.
A utilização de comandos de perfuração espiralados é uma ação no sentido de minimizar a
ocorrência da prisão. A presença de sulcos helicoidais nos comandos reduz a área de contato com
a parede do poço e cria espaço para que as pressões possam ser balanceadas e para que os sólidos
possam fluir.
O fluido de perfuração possui um papel fundamental na prevenção desse tipo de incidente.
Para evitar a ocorrência da prisão por diferencial, o peso do fluido de perfuração deve ser
18
mantido o mais baixo possível, e as propriedades do fluido devem ser ajustadas de forma a
proporcionar um reboco firme.
c. Desmoronamento de Poço
O desmoronamento do poço é caracterizado pela queda de blocos ou fragmentos que se
desprendem após a passagem da broca de perfuração.
Uma das principais causas do desmoronamento é a insuficiência de pressão hidrostática no
interior do poço. Devido à falta de sustentação, as paredes do poço acabam colapsando e o
interior do poço é invadido por esse material que se desprende da formação. Nesse caso o ECD é
menor que a pressão necessária para evitar o colapso da formação.
A Figura 2.5 ilustra duas situações de desmoronamento de poço. Na primeira situação a
pressão da formação vence a pressão interna dentro do poço, causando o desprendimento de
fragmentos da parede do poço. Na segunda situação a pressão interna no poço não é suficiente
para conter a formação não-consolidada. Como resultado do desmoronamento pode ocorrer o
alargamento do poço. Condições severas de desmoronamento podem provocar packer hidráulico
e prisão da coluna de perfuração.
Figura 2.5.: Desmoronamento do Poço (Oilfield Review, 1999).
19
Uma das maneiras de identificar a ocorrência do desmoronamento é através da observação
dos cascalhos provenientes do poço. A detecção de fragmentos de formato e tamanho
característicos e a observação de um aumento no retorno de cascalhos do poço são um indicativo
claro de desmoronamento do poço. A pressão de bombeio também deve apresentar uma pequena
elevação devido ao aumento da carga de cascalhos no anular do poço, da mesma forma o esforço
necessário para retirar a coluna do poço será maior devido ao aumento da fricção no poço.
A ação corretiva para cessar o desmoronamento inclui o aumento da densidade do fluido de
perfuração.
d. Alargamento do Poço
O alargamento do poço é caracterizado por um aumento não desejado do diâmetro do poço.
O alargamento pode ser provocado por desmoronamentos localizados e influxos de fluidos para
dentro do poço. O alargamento pode ser também causado pela erosão da formação provocada por
regime de fluxo turbulento ou mesmo por atrito mecânico da coluna com as paredes do poço.
A formação rochosa, em sua condição natural, encontra-se submetida a uma pressão de
confinamento. Cada elemento de volume da rocha está sujeito a uma pressão lateral no plano
horizontal. Quando ocorre a perfuração, a pressão lateral na face exposta ao poço passa a
corresponder à pressão hidrostática existente no poço, alterando dessa forma as tensões atuantes
sobre a rocha.
Assim o peso do fluido de perfuração dentro do poço deve ser alto o suficiente para dar
sustentação mecânica para as paredes do poço, mas por outro lado, se for demasiadamente
elevado poderá induzir fraturas na formação ao redor do poço.
O alargamento do poço, além de prejudicar a qualidade da cimentação, pode provocar
“topadas" na descida do revestimento e dificultar operações de pescaria.
20
e. Má Limpeza do Poço
A má limpeza de poço ocorre quando os cascalhos não são devidamente removidos do poço
e acabam se acumulando no espaço anular. Essa situação pode ocorrer devido à velocidade de
fluxo inferior a velocidade mínima de carreamento de cascalhos, devido ao uso de um fluido
inadequado para o carreamento dos cascalhos, ou ainda devido à problemas de
desmoronamento/alargamento do poço.
O acúmulo de cascalhos no poço pode ser também provocado por uma excessiva taxa de
penetração, que resulta na produção de cascalhos numa taxa maior que a taxa de remoção. O
acúmulo de cascalhos no poço ocorre, geralmente, na região localizada logo acima dos
comandos. Essa região é caracterizada por uma brusca redução da velocidade do fluido devido ao
aumento do espaço anular. A formação de leitos de cascalhos no poço é extremamente danosa
podendo causar packer hidráulico e prisão de coluna. A limpeza em poços direcionais e
horizontais é dificultada pela distribuição desigual de cascalhos no espaço anular.
Atualmente existem simuladores que podem ser utilizados para determinar se numa dada
condição de operação está ocorrendo boa limpeza ou se existe a formação de leito de cascalho no
anular do poço. A Figura 2.6 ilustra uma situação de má limpeza do poço em trecho direcional.
Figura 2.6.: Má Limpeza do Poço (Oilfield Review, 1999).
A condição de má limpeza no poço pode ser detectada pelo aumento na pressão de bombeio
e pelo aumento na dificuldade de retirar a coluna do poço devido ao maior volume de sólidos
suspensos no anular.
21
f. Packer Hidráulico (Pack-off)
O Packer Hidráulico ocorre quando o espaço anular entre a coluna de perfuração e o poço é
obstruído. Essa obstrução normalmente ocorre devido ao acúmulo de detritos no espaço anular.
Esse acúmulo de cascalhos é geralmente provocado por má limpeza ou por desmoronamento do
poço. A obstrução do anular também pode ocorrer devido ao inchamento da formação. Nesse
caso o anular é obstruído pela formação que se expande com a hidratação.
A Figura 2.7 apresenta uma situação onde ocorre packer hidráulico devido ao
desmoronamento de um trecho naturalmente fraturado da formação atravessada pelo poço.
Quando ocorre a obstrução, um súbito aumento na pressão de bombeio é observado.
Dependendo da magnitude do aumento da pressão pode ocorrer perda de circulação devido ao
excessivo aumento de pressão no fundo do poço. Ações corretivas devem ser tomadas
imediatamente para evitar uma situação de prisão de coluna.
Figura 2.7.: Packer Hidráulico (Oilfield Review, 1999).
22
g. Chavetas
A chaveta é causada pela construção de um sulco com o diâmetro do tubo de perfuração em
um dos lados da parede do poço. Geralmente ocorre em trechos direcionais, onde o poço ganha
ou perde ângulo rapidamente. Durante a perfuração o atrito constante do tubo de perfuração com
a parede do poço cria um sulco na parede. A Figura 2.8 ilustra a formação da chaveta.
Figura 2.8.: Formação de Cavidades na Parede do Poço (Oilfield Review, 1999).
Como o sulco criado possui o diâmetro do tubo de perfuração, a presença de chavetas irá
causar dificuldades para a passagem dos comandos de perfuração durante a retirada da coluna.
Devido à presença da chaveta a coluna pode ficar acunhada ou mesmo presa. Trechos de dogleg
elevado (> 5 graus/100ft) são bastante propícios à formação de chavetas.
h. Kick
O kick é caracterizado pelo influxo de fluido da formação no poço. O influxo ocorre quando
a pressão interna do poço é insuficiente para manter os fluidos da formação confinados dentro da
rocha, nesse caso o ECD é menor que a pressão de poros da formação. Se o influxo de fluidos
para dentro do poço não for controlado, o kick pode transformar-se num blow-out, ou seja, pode
resultar na erupção do poço (fluxo descontrolado).
23
Zonas de pressão de poro anormalmente alta são susceptíveis a ocorrência de kicks,
principalmente em poços exploratórios quando existe pouca informação sobre a formação
perfurada. A perda de circulação e o pistoneio durante as manobras favorecem a ocorrência de
kick.
O kick pode provocar instabilidades no poço como desmoronamento, alargamento, etc.
i. Batentes
Batentes são variações freqüentes e bruscas no diâmetro do poço. Ocorrem em formações
duras quando existe a intercalação de formações moles e formações duras de pequena espessura.
As formações moles sofrem uma erosão maior que as formações duras, e por essa razão o poço
apresenta variações de diâmetro. A Figura 2.9 ilustra as variações no diâmetro no poço devido
aos batentes. A presença dos batentes dificulta ou mesmo impede a descida de revestimento.
Figura 2.9.: Formação de Batentes no Poço.
j. Fechamento de Poço
O fechamento do poço é a obstrução total ou o simples estreitamento do diâmetro do poço.
O fechamento pode ocorrer devido ao inchamento de argilas por hidratação ou devido ao
24
movimento de zonas de sal. No primeiro caso diz-se que a formação é reativa ao fluido de
perfuração. A Figura 2.10 ilustra as duas situações, no primeiro caso o fechamento do poço
ocorre por inchamento da formação e no segundo caso o fechamento ocorre por movimentação
de zonas de sal.
Figura 2.10.: Fechamento do Poço (Oilfield Review, 1999).
k. Quebra de BHA (Vibração da Coluna)
A vibração da coluna de perfuração é a principal causa de falha mecânica do BHA. A
Figura 2.11 apresenta os sentidos de vibração a que a coluna está sujeita. A vibração no sentido
axial, conhecida como “bit bouncing”, é mais freqüente em brocas tricônicas. Essa vibração faz
com que a broca seja elevada, perdendo contato com a rocha, e logo em seguida, seja baixada e se
choque contra a rocha. Esse ciclo pode se repetir até nove vezes por revolução. A conseqüência
provocada é a redução na taxa de penetração e possíveis danos ao BHA.
A vibração no sentido lateral é conhecida como “whirling” . Nessa situação a coluna sofre
flambagem e não gira mais em torno de seu centro. Isso provoca um esforço de flexão na parede
da coluna que, com o tempo, pode levar a falha por fadiga. Um outro efeito provocado é o choque
da coluna com a parede do poço que pode ser bastante danoso para o BHA.
25
A vibração torsional, conhecida como “slip-stick”, é considerada o tipo mais nocivo de
vibração. A rotação na broca não é constante, e apresenta oscilações mesmo quando uma rotação
constante é aplicada na superfície. Devido à alta flexibilidade torsional da coluna, a broca pode
permanecer em repouso (sem girar) por uma fração de segundo, e girar a centenas de rpm na
fração de segundo seguinte. A aceleração e desaceleração afetam o funcionamento dos sistemas
eletrônicos do BHA. Esse comportamento provoca fadiga e pode causar falha nos equipamentos.
Figura 2.11.: Vibrações na Coluna de Perfuração.
A vibração se torna crítica à medida que a freqüência de rotação da coluna se aproxima da
freqüência natural da coluna. A vibração pode ser reduzida ou eliminada através do ajuste dos
parâmetros peso sobre broca e rotação da coluna.
l. Entupimento de Jatos
O entupimento de jatos da broca ocorre devido à entrada de cascalhos nos jatos quando a
circulação é interrompida. A presença dos cascalhos pode reduzir o diâmetro útil do jato e até
mesmo bloquear por completo a passagem do fluido de perfuração.
Como resultado do entupimento, aumenta a perda de carga na broca. Isso provoca redução
na força hidráulica de impacto disponível diminuindo o efeito do jateamento.
26
m. Enceramento da Broca
O enceramento da broca é um problema que ocorre devido à hidratação de argilas. Os
cascalhos argilosos aderem à superfície da broca de forma que não podem ser removidos pela
circulação do fluido de perfuração.
Com o agravamento dessa condição a broca é totalmente coberta por cascalhos e perde o
contato com a formação. O principal resultado do enceramento pode ser percebido através da
queda na taxa de penetração, que, em condições severas de enceramento, torna-se praticamente
nula.
n. Washout
Washout é o nome dado a um pequeno vazamento no sistema de circulação causado por um
furo na coluna de perfuração. Esse furo pode surgir, por exemplo, na extremidade do tubo devido
ao desgaste das conexões, ou mesmo no corpo do tubo de perfuração devido à uma pequena
fissura causada por fadiga ou corrosão.
O efeito observado nesse caso é uma redução progressiva na pressão de bombeio, à medida
que, o diâmetro do furo aumenta. A passagem do fluido de perfuração pelo furo produz um efeito
abrasivo bastante poderoso capaz de corroer o aço e aumentar o diâmetro do furo.
2.2.2. Relação Causa-Conseqüência e Agentes Causadores de Problemas
Considerando as situações de problema descritas, vemos que algumas situações possuem
relação de causa e conseqüência entre si.
A “Má Limpeza”, por exemplo, pode ser considerada a causa de “Packer Hidráulico”. Já o
“Packer Hidráulico”, dependendo de sua intensidade, pode ser a causa de “Prisão de Coluna” ou
de “Perda de Circulação”. A Figura 2.12 apresenta algumas das relações que podem ser
explicitadas.
27
Causa Conseqüência
Perda de Circulação
Prisão Diferencial
Desmoronamento
Má Limpeza Packer
Chaveta
Kick
Batente
Fechamento
Prisão de Coluna
Alargamento
Causa ConseqüênciaCausaCausa ConseqüênciaConseqüência
Perda de Circulação
Prisão Diferencial
Desmoronamento
Má Limpeza Packer
Chaveta
Kick
Batente
Fechamento
Prisão de Coluna
Alargamento
Perda de Circulação
Prisão Diferencial
Desmoronamento
Má Limpeza Packer
Chaveta
Kick
Batente
Fechamento
Prisão de Coluna
Alargamento
Figura 2.12.: Relações Causa-Conseqüência.
Analisando as situações de problema descritas e considerando o mecanismo responsável
pela ocorrência em cada caso, é possível mapear para a maioria dos problemas um principal
agente causador.
A Tabela 2.1 apresenta uma classificação possível destacando o agente causador e também
os parâmetros relacionados à causa de cada problema. Na coluna “parâmetro” as siglas possuem
o seguinte significado: ECD – Pressão dinâmica de circulação no fundo do poço, PF – Pressão de
fratura da formação, PP – Pressão de poros da formação, PC – Pressão mínima para evitar o
colapso da formação, µFluido – Viscosidade do Fluido de Perfuração, VFluido – Velocidade de
Carreamento do Fluido de Perfuração.
Por exemplo, o problema perda de circulação pode ser relacionado a um excesso de peso do
fluido de perfuração, nesse caso, o ECD supera a pressão de fratura da formação.
28
Tabela 2.1.: Problema e principal agente causador.
Seriam quatro os principais agentes causadores de problemas de perfuração de acordo com
a classificação proposta na Tabela 2.1: Fluido de Perfuração, Geometria do Poço, Características
da Formação e Parâmetros Mecânicos.
29
2.3. Utilização de Dados de Perfuração
Essa seção faz uma breve revisão sobre estudos que buscaram através de algum tipo de
análise dos dados de perfuração obter melhoria na processo de construção de poços. A revisão
realizada não considerou estudos sobre análise e interpretação de dados de sísmica ou LWD por
acreditar que esse conteúdo esteja além do escopo desse trabalho.
Durante a revisão foram considerados estudos publicados a partir da década de 90 nas
seguintes bases de informações: SPE, OTC, JPSE e IFP. A seguir são destacados os principais
estudos relacionados ao contexto desse trabalho.
Uma das primeiras iniciativas nesse período foi a utilização dos dados de perfuração para
evitar a ocorrência de prisão de coluna. A prisão da coluna de perfuração pode ser definida de
uma forma geral como a situação onde a coluna se encontra presa e não pode ser movida sem o
auxílio de operações especiais como o acionamento de drilling-jar , circulação de fluido com
propriedades especiais, etc.
A prisão axial de coluna pode ser definida como a situação onde a força necessária para
mover a coluna é maior que a força limite oferecida pela sonda (geralmente limitada pela tensão
máxima suportada pelos tubos de perfuração). A prisão pode receber uma classificação específica
dependendo do mecanismo físico que a motiva. Na maior parte da literatura, a prisão de coluna é
dividida em dois tipos principais: prisão de coluna diferencial e prisão de coluna mecânica.
Desde o final da década de 80, estudos têm sido conduzidos buscando minimizar a
ocorrência da prisão de coluna. Os estudos realizados evoluíram ao longo do tempo basicamente
em três linhas de pesquisa.
Uma primeira linha pioneira de estudo realizou um levantamento das ocorrências de prisão
de coluna e efetuou um tratamento estatístico das ocorrências já registradas (Weakley, 1990;
Bradley et al., 1991). Esses estudos utilizaram dados de centenas de poços para fornecer uma
radiografia do problema e tentar delimitar contextos que seriam favoráveis à ocorrência de prisão
de coluna.
30
A segunda linha se desenvolveu já com a idéia que a prisão de coluna é um fenômeno que
pode ser identificado precocemente e evitado (Jardine et al., 1992; Belaskie et al., 1994; Cardoso
et al., 1991). Esses estudos buscaram, desenvolver sistemas que, através do monitoramento de
parâmetros de perfuração e de fatores de atrito, fossem capazes de emitir alerta de prisão
iminente. Dessa forma a equipe de sonda teria tempo hábil para adotar ações corretivas e evitar a
prisão.
A terceira linha empregou técnicas de análise estatística multivariada para determinar a
probabilidade da ocorrência da prisão num determinado contexto (Biegler e Kuhn, 1994; Howard
e Glover, 1994). A análise de uma grande massa de dados de perfuração permitiu desenvolver
modelos preditivos que seriam usados para o monitoramento da perfuração. O modelo preditivo
fornecia a probabilidade de ocorrência de prisão para determinado contexto. A idéia era que
quando essa probabilidade se apresentasse alta, parâmetros fossem alterados para modificar o
contexto e diminuir a probabilidade de ocorrência de prisão.
O trabalho apresentado por Jardine et al. (1992), busca evitar a prisão através do
monitoramento, nesse trabalho foi proposto um sistema para a detecção antecipada da ocorrência
da prisão de coluna.
Nesse estudo, a indicação da iminência de prisão é obtida através da observação da fricção
no poço. O método utilizado consiste em armazenar valores representativos de torque e drag
(carga no gancho) para cada profundidade, ou obter alguma estimativa para o comportamento de
torque e drag para determinado poço. Uma vez conhecidos os valores de torque e drag esperados,
é possível identificar desvios desse comportamento. Esses desvios indicariam a deterioração das
condições de poço sinalizando a iminente prisão de coluna. O monitoramento é realizado
utilizando somente sensores de superfície.
O sistema de detecção antecipada proposto foi incorporado ao sistema MDS (Monitoring
Drilling System) apresentado por White et al. (1991). A função de monitoramento da fricção do
poço consiste em:
31
• Geração de perfis de carga no gancho para a retirada de coluna (pull-out-of-hole) e
descida de coluna (run-in-hole) de acordo com a profundidade. Esses perfis contêm um
valor de carga no gancho para uma determinada faixa de profundidade;
• Durante a manobra, o valor esperado de carga no gancho é apresentado no monitor, se a
carga no gancho durante a manobra exceder a esperada, um aviso de advertência é
disparado.
Na prática, durante cada adição de seção são capturados valores representativos de carga no
gancho para a subida e para a descida da coluna. Esses dois valores serão os valores
característicos para essa profundidade. Quando estiver sendo feita a retirada de coluna a essa
mesma profundidade, esses valores, previamente armazenados, serão utilizados como valores de
referência para a carga no gancho.
Os valores nos perfis utilizados como referências devem ser os mais fieis possíveis. Por
isso, deve haver bastante cuidado na etapa de seleção de pontos de referência. A Figura 2.13
exemplifica o processo de seleção de valores de referência. Os valores de carga no gancho para
subida e descida em uma determinada profundidade são capturados durante o repasse que
antecede a manobra de adição de uma nova secção de tubos de perfuração.
Através do terceiro perfil apresentado na Figura 2.13 pode-se notar que durante o período
observado houve aumento na carga no gancho de subida e diminuição na carga do gancho de
descida da coluna. Isso evidencia um aumento na fricção no poço, que talvez possa ser explicado
pelo aumento do comprimento da coluna de perfuração e por conseqüência maior área de contato
com as paredes do poço.
Mesmo quando estimativas para a carga do gancho ainda não estão disponíveis é possível
identificar tendências de piora nas condições do poço. Durante a adição de uma nova secção a
coluna, o sistema continua a capturar valores para completar o perfil de carga no gancho. Se
durante esse processo forem observadas variações significativas em relação à carga no gancho
verificada na manobra anterior, esse é um indicativo de aumento na fricção no poço.
32
(a) Posição do Elevador
(b) Carga no Gancho
(c) Perfis de Subida e Descida
Tempo (minutos)
0
40
mkN
650
800
kN
700
Ret
irada
Des
cida
Des
cida
Ret
irada
0 40
Retirada
Descida
Retirada
Descida
(a) Posição do Elevador
(b) Carga no Gancho
(c) Perfis de Subida e Descida
Tempo (minutos)
0
40
mkN
650
800
kN
700
Ret
irada
Des
cida
Des
cida
Ret
irada
0 40
Retirada
Descida
Retirada
Descida
(a) Posição do Elevador
(b) Carga no Gancho
(c) Perfis de Subida e Descida
Tempo (minutos)
0
40
mkN
650
800
kN
700
Ret
irada
Des
cida
Des
cida
Ret
irada
0 40
Retirada
Descida
Retirada
Descida
Figura 2.13.: Seleção de Perfis de Carga no Gancho (Adaptado de Jardine et al.,1992).
A Figura 2.14 apresenta uma situação que resultou na prisão da coluna de perfuração. Na
situação apresentada, o poço estava sendo perfurado até que se observou uma queda na taxa de
penetração. Optou-se, então, por fazer uma manobra (retirar a coluna). Quando a primeira secção
foi puxada, a coluna ficou presa.
Analisando o perfil de carga no gancho apresentado na Figura 2.14, onde as linhas
verticais pontilhadas apresentam as cargas de gancho para subida e descida de coluna, podemos
verificar que a carga no gancho para a retirada da coluna aumentou significativamente
(aproximadamente 100 kN) nas últimas duas manobras antes da prisão de coluna. Somado a isso
podemos verificar também o aumento da diferença entre a carga no gancho de descida e a carga
de subida da coluna, indicando um aumento na fricção no poço. A observação desse
comportamento pode ser usada para disparar um alarme advertindo o sondador sobre a
deterioração das condições do poço e a possibilidade de prisão de coluna.
33
Descida
RetiradaCarga no Gancho
kN
Tempo (horas)
7 8 9 15141311 1210
1200
1100
1000
900
1300
1400
Descida
RetiradaCarga no Gancho
kN
Tempo (horas)
7 8 9 15141311 12107 8 9 15141311 1210
1200
1100
1000
900
1300
1400
1200
1100
1000
900
1300
1400
Figura 2.14.: Deterioração das Condições de Fricção (Adaptado de Jardine et al.,1992).
Além de detecção antecipada de prisão de coluna, foram também desenvolvidos sistemas
para a detecção antecipada de kick.
Debray e Haines (1997) apresentam um trabalho destacando os avanços obtidos na
qualidade dos dados medidos em tempo real na sonda. Segundo os autores, no início da década
de 90, os sistemas de mud-logging já apresentavam rotinas para detecção de vibração torsional e
kick.
Nessas primeiras rotinas, a detecção de kick era feita principalmente pela observação do
volume dos tanques e vazões de entrada e saída. Uma estação de trabalho realizava ajustes nos
parâmetros devido a variação do volume de aço no poço, defasagem entre vazão de entrada e
saída, etc.
Hargreaves et al. (2001) apresentaram um sistema de detecção antecipada de kick para a
perfuração em águas profundas. Segundo os autores, os sistemas de detecção até então existentes
não eram adequados para operação em águas profundas pois não possuem a sensibilidade
necessária ou então precisam de sensores especiais e cuidadosa calibração. O novo sistema
proposto utiliza métodos probabilísticos para aumentar a sensibilidade do sistema e ao mesmo
tempo manter um baixo nível de alarmes falsos.
Dentre os sintomas da ocorrência de kick (ganho de volume, vazões, presença de gás no
fluido de perfuração, aumento de ROP, etc.), a identificação mais rápida é obtida através da
34
observação das vazões de entrada e saída do poço. O problema encontrado é que esses sinais são
geralmente ruidosos devido à presença do movimento de heave da sonda e também da própria
natureza do sinal. Esse sistema conseguiu contornar esse problema através de uma abordagem
Bayesiana. A resposta produzida pelo sistema é a probabilidade da ocorrência de kick.
A Figura 2.15 apresenta os modelos que foram utilizados para a detecção. Note que nesse
trabalho foram modelados também eventos que costumam causar alarmes falsos como a
movimentação da coluna dentro do poço e a partida das bombas.
Figura 2.15.: Modelo de comportamento das vazões (Adaptado de Hargreaves et al., 2001).
A Figura 2.16 apresenta o resultado obtido para a detecção de kick em uma sonda semi-
submersível sujeita a condições severas de heave. Esse resultado foi obtido a partir de dados
armazenados em arquivos. Nesse caso, o sistema conseguiu detectar o kick antes que o ganho
atingisse 3 bbl.
35
Figura 2.16.: Detecção na presença de heave (Hargreaves et al., 2001).
Apesar das iniciativas descritas nessa seção, o exame da literatura mostrou que ainda são
escassos estudos sobre utilização efetiva de dados da perfuração. Também foi possível notar que
a freqüência de trabalhos desenvolvidos nessa área tem aumentado ao longo dos anos.
Mais recentemente, trabalhos voltados para o gerenciamento hidráulico da perfuração
foram propostos. Esses trabalhos apresentam estratégias para detecção antecipada de má limpeza,
washout, entupimento de jatos, etc.
Rey-Fabret et al. (2004) apresentam um sistema que realiza a detecção de problemas
hidráulicos através de dados de superfície (mud-logging). Paes et al. (2005) apresentam estudos
de caso sobre detecção de problemas hidráulicos através de dados de PWD.
36
Capítulo 3
Perfuração Direcional e Sistemas Geradores de Dados
Esse capítulo apresenta alguns tópicos sobre perfuração de poços de petróleo que serão
úteis para a compreensão dos procedimentos propostos nesse trabalho.
3.1. Perfuração Direcional de Poços de Petróleo
A Perfuração Direcional é uma técnica amplamente utilizada não só na Engenharia de
Petróleo, mas também na Engenharia Civil e de Minas. Os objetivos da utilização dessa técnica
são diversos e variam de acordo com a área de aplicação.
Na Engenharia Civil, poços direcionais são utilizados para a construção de infra–estrutura
para tubulações e cabos que necessitam transpor obstáculos. Por exemplo, se houver a
necessidade de se transpor um rio navegável, a tubulação pode ser instalada através de um poço
direcional perfurado abaixo do leito do rio. Na Austrália, poços direcionais são utilizados para
drenar o gás contido nas minas subterrâneas de carvão.
Na Engenharia de Petróleo, o objetivo de um poço direcional é garantir que certa região de
interesse seja atingida, como uma camada de reservatório pouco espessa, por exemplo. A
utilização de poços direcionais tornou-se prática comum, principalmente na exploração e
desenvolvimento de campos marítimos de petróleo. O poço direcional apresenta diversas
vantagens em relação ao tradicional poço vertical.
37
Entre as vantagens da perfuração direcional podemos citar:
• Através do poço direcional é possível atingir diversos pontos do reservatório a partir de
um mesmo ponto de operação na superfície. Essa situação é particularmente desejável em
operações marítimas, onde o custo de locação da sonda de perfuração inviabiliza sua
movimentação. Utilizando a perfuração direcional, uma sonda estacionada num mesmo
ponto pode atingir diversos objetivos.
• O poço direcional permite contornar a existência de obstáculos para a perfuração. Sejam
obstáculos de superfície (montanhas, cidades, etc.) ou obstáculos da formação rochosa
(formação hostil, falha, etc.).
• O poço direcional permite, também, recuperar poços que por algum motivo foram
obstruídos durante a perfuração. Através da técnica de perfuração direcional é possível
realizar um desvio lateral, aproveitando-se dessa maneira o trecho que já foi perfurado.
A Figura 3.1 ilustra diferentes situações nas quais é utilizado o poço direcional. Maiores
informações sobre a aplicação de poços direcionais podem ser encontradas em Mildred (1986).
Figura 3.1.: Aplicações da Técnica de Perfuração Direcional (Mildred, 1986).
38
A perfuração direcional é particularmente interessante ao Brasil devido à maioria de suas
reservas de petróleo estar localizada em campos marítimos, onde a perfuração direcional é
fundamental para a viabilidade econômica das operações.
3.1.1. Técnicas Utilizadas na Execução de Poços Direcionais
Na Engenharia de Petróleo, as técnicas mais conhecidas para a construção de poços
direcionais são as seguintes:
• Arranjo de estabilizadores no BHA (Botton Hole Assembly)
Variando a configuração e o número de estabilizadores no BHA é possível imprimir uma
tendência de comportamento para a broca. O posicionamento dos estabilizadores irá permitir uma
maior ou menor flexão em determinada direção. A Figura 3.2 apresenta três configurações
possíveis.
A primeira configuração é uma configuração que visa manter o ângulo (Angle-Holding). A
segunda configuração é conhecida como configuração em pêndulo e possibilita a perda de ângulo
(Angle-Dropping). A última configuração apresentada é uma configuração para o ganho de
ângulo (Angle-Building).
Figura 3.2.: Arranjos de estabilizadores no BHA (Economides, 1998).
39
• Jateamento (Jetting Bits)
Essa técnica utiliza brocas que possuem um jato de maior diâmetro em um de seus lados.
Dessa maneira, posicionando-se o jato maior na direção desejada é possível gerar uma região de
erosão para onde o poço será desviado. Essa técnica é uma boa opção para formações pouco
consolidadas.
Figura 3.3.: Técnica de Jateamento.
• Utilização de motores de fundo (Downhole motors)
Essa técnica consiste na utilização de um motor de fundo acoplado no arranjo de fundo de
poço (BHA). O motor é instalado com uma leve inclinação em relação ao eixo da coluna de
perfuração. Essa inclinação varia de 0 a 3 graus e originalmente era proporcionada por um
elemento semelhante a um cotovelo chamado bent sub. Nos motores mais modernos o bent sub se
apresenta incorporado ao corpo do motor de fundo. O motor de fundo é uma máquina de
deslocamento positivo acionada pelo fluido de perfuração. A Figura 3.4 apresenta, à esquerda,
uma configuração de bent sub + motor (reto), e, à direita, a configuração mais moderna onde a
inclinação é dada no próprio corpo do motor de fundo.
40
A incorporação da inclinação, conhecida como ângulo de bent housing, ao corpo do motor
conferiu maior rigidez ao conjunto, e permite que a coluna possa ser rotacionada para prosseguir
a perfuração. Anteriormente, com a utilização do bent sub + motor (reto) era necessário realizar
uma manobra e descer um novo BHA para prosseguir a perfuração com giro da coluna de
perfuração.
Figura 3.4.: Motor de Fundo.
O ângulo de tool face ou ângulo de face da ferramenta indica qual é a posição da inclinação
da broca em relação a um plano perpendicular ao eixo da coluna de perfuração. Através do
posicionamento adequado do ângulo de face da ferramenta é possível controlar a trajetória do
poço.
• Utilização de “Rotary Steerable Systems - RSS”
Os sistemas rotary steerable representam uma tecnologia introduzida no final da década de
90 para a perfuração de poços direcionais. Essa técnica permitiu aliar a eficiência da perfuração
rotativa com o controle direcional proporcionado pelos motores de fundo. O RSS é instalado no
BHA, logo acima da broca, e permite perfurar o tempo todo com rotação da coluna de perfuração.
41
O dispositivo efetua a orientação da broca a partir de instruções recebidas da superfície na forma
de pulsos de lama ou variações da vazão de bombeio.
A principal vantagem desse sistema é permitir direcionar o poço sem a necessidade de
eliminar a rotação da coluna. Além de proporcionar uma taxa maior de penetração, a rotação da
coluna também melhora a limpeza do poço e a transmissão de peso para a broca. Essa tecnologia
é bastante utilizada na exploração offshore onde os custos envolvidos são altamente sensíveis ao
tempo gasto na perfuração.
Atualmente várias companhias de serviço dominam essa tecnologia e oferecem esse
serviço.
Maiores informações sobre técnicas utilizadas em perfuração direcional podem ser
encontradas em Bourgoyne et al. (1991) e Economides et al. (1998).
42
3.2. Sistemas de MWD e Controle da Trajetória do Poço
Os sistemas de MWD (Measuring While Drilling) são responsáveis pela medição e envio
de informações referentes à localização e a orientação da ferramenta de perfuração. A principal
função desse sistema é informar a trajetória real do poço quando o mesmo ainda está sendo
perfurado.
Atualmente, existe uma grande variedade de sensores e a transmissão dos dados para a
superfície é feita em tempo real. A transmissão dos dados para a superfície ocorre através do
fluido de perfuração. Um atuador instalado no BHA, conhecido como pulser, introduz
perturbações na coluna de fluido, essas perturbações se propagam até a superfície onde são
detectadas por um transdutor de pressão e depois decodificadas.
Os dados obtidos pelo sistema de MWD são incrementais e expressos em coordenadas
polares. A Tabela 3.1 apresenta um exemplo para ilustrar o formato em que essas informações
são apresentadas na superfície.
Na tabela podem ser identificadas as seguintes colunas: PM, INCL, AZIM, DIREÇÃO, PV,
SEÇÃO, N/S, E/W, DLS, B/D, WALK, data, HORA e PERFUR.
As três primeiras colunas (PM, INCL e AZIM) são obtidas a partir das técnicas de MWD.
A informação sobre a orientação do ângulo de tool-face também é obtida pelos sistemas de
MWD, mas não está representada na tabela abaixo.
Note que as últimas colunas da tabela apresentam registros de horas e de trecho perfurado,
esses registros são utilizados para que se calcule a taxa instantânea de penetração.
43
Tabela 3.1.: Informações de MWD
Data HORA PERFUR. PM INCL. AZIM DIREÇÃO PV SEÇÃO N/S E/W DLS B/D WALK inic fim inic fim Intv 1619 1,10 49,70 49,70 NE 1618,61 -17,68 17,74 1,01 1,14 0,13 ### 17/11 13:45 14:10 1643 1650 7 1635 1,90 40,60 40,60 NE 1634,61 -17,38 17,44 1,31 1,56 1,50 ### 14:25 16:45 1650 1661 11 1648 2,80 35,20 35,20 NE 1647,60 -16,94 17,02 1,64 2,14 2,08 ### 16:50 17:40 1661 1679 18 1662 3,60 29,50 29,50 NE 1661,57 -16,27 16,36 2,06 1,84 1,71 12,21 18:30 19:15 1679 1693 14 1676 4,10 28,80 28,20 NE 1675,54 -15,43 -15,54 2,51 1,09 1,07 -2,79 19:20 20:55 1693 1707 14 21:20 21:50 1707 1718 11 1690 4,60 26,50 26,50 NE 1689,50 -14,46 -14,59 3,00 1,11 1,07 -3,64 21:50 23:20 1718 1728 10 1704 5,50 23,10 23,10 NE 1703,45 -13,33 -13,47 3,51 2,03 1,93 -7,29 23:20 23:37 1728 1735 7 23:55 00:05 1735 1737 2 1721 6,70 20,90 20,90 NE 1720,35 -11,63 -11,80 4,19 2,16 2,12 -3,88 19/11 00:05 02:20 1737 1749 12 1733 7,30 18,80 18,80 NE 1732,26 -10,23 -10,42 4,69 1,63 1,50 -5,25 02:20 04:30 1749 1764 15 1747 8,60 16,90 16,90 NE 1746,13 -8,37 -8,58 5,28 2,84 2,79 -4,07 04:50 08:50 1764 1778 14 1761 9,30 13,60 13,60 NE 1759,96 -6,25 -6,48 5,85 1,86 1,50 -7,07 09:00 09:32 1778 1792 14 1776 10,60 10,90 10,90 NE 1774,73 -3,69 -3,95 6,40 2,76 2,60 -5,40 09:46 12:13 1792 1807 15 1789 10,90 7,80 7,80 NE 1787,50 -1,29 -1,56 6,80 1,50 0,69 -7,15 12:20 12:52 1807 1820 13
Profundidade Medida
Inclinação
Profundidade Vertical
Azimute
Afastamento
Coordenadas nas Direções Norte/Sul e Leste/Oeste
Data HORA PERFUR. PM INCL. AZIM DIREÇÃO PV SEÇÃO N/S E/W DLS B/D WALK inic fim inic fim Intv 1619 1,10 49,70 49,70 NE 1618,61 -17,68 17,74 1,01 1,14 0,13 ### 17/11 13:45 14:10 1643 1650 7 1635 1,90 40,60 40,60 NE 1634,61 -17,38 17,44 1,31 1,56 1,50 ### 14:25 16:45 1650 1661 11 1648 2,80 35,20 35,20 NE 1647,60 -16,94 17,02 1,64 2,14 2,08 ### 16:50 17:40 1661 1679 18 1662 3,60 29,50 29,50 NE 1661,57 -16,27 16,36 2,06 1,84 1,71 12,21 18:30 19:15 1679 1693 14 1676 4,10 28,80 28,20 NE 1675,54 -15,43 -15,54 2,51 1,09 1,07 -2,79 19:20 20:55 1693 1707 14 21:20 21:50 1707 1718 11 1690 4,60 26,50 26,50 NE 1689,50 -14,46 -14,59 3,00 1,11 1,07 -3,64 21:50 23:20 1718 1728 10 1704 5,50 23,10 23,10 NE 1703,45 -13,33 -13,47 3,51 2,03 1,93 -7,29 23:20 23:37 1728 1735 7 23:55 00:05 1735 1737 2 1721 6,70 20,90 20,90 NE 1720,35 -11,63 -11,80 4,19 2,16 2,12 -3,88 19/11 00:05 02:20 1737 1749 12 1733 7,30 18,80 18,80 NE 1732,26 -10,23 -10,42 4,69 1,63 1,50 -5,25 02:20 04:30 1749 1764 15 1747 8,60 16,90 16,90 NE 1746,13 -8,37 -8,58 5,28 2,84 2,79 -4,07 04:50 08:50 1764 1778 14 1761 9,30 13,60 13,60 NE 1759,96 -6,25 -6,48 5,85 1,86 1,50 -7,07 09:00 09:32 1778 1792 14 1776 10,60 10,90 10,90 NE 1774,73 -3,69 -3,95 6,40 2,76 2,60 -5,40 09:46 12:13 1792 1807 15 1789 10,90 7,80 7,80 NE 1787,50 -1,29 -1,56 6,80 1,50 0,69 -7,15 12:20 12:52 1807 1820 13
Profundidade Medida
Inclinação
Profundidade Vertical
Azimute
Afastamento
Coordenadas nas Direções Norte/Sul e Leste/Oeste
As principais informações fornecidas por esse sistema são: profundidade medida (PM),
inclinação (INCL), azimute (AZIM), e ângulo de tool-face.
O cálculo do posicionamento da broca é feito através de três dessas informações:
• Profundidade Medida (PM – metros)
• Inclinação (inc - graus)
• Azimute (az - graus)
Essas três informações são utilizadas para que se possa descrever a trajetória real do poço
em relação a um sistema de coordenadas fixo estabelecido, na maioria das vezes, na mesa rotativa
de perfuração.
44
3.2.1. Controle e Descrição da Trajetória em Poços Direcionais
Conforme apresentado na seção 3.1.1, existem diversas técnicas para a perfuração de poços
direcionais. Cada técnica possui um modo característico de efetuar o controle da ferramenta e
dessa forma modificar a trajetória do poço. Para um controle efetivo dos efeitos causados pela
ferramenta na trajetória do poço é necessário um acompanhamento contínuo da trajetória real do
poço. Há uma convenção geométrica para a apresentação dos dados de trajetória e diversos
métodos matemáticos que permitem o cálculo dessa trajetória.
Uma das principais dificuldades encontradas na perfuração direcional é fazer com que a
trajetória real fique o mais próxima possível da trajetória estabelecida no projeto. O controle da
trajetória do poço é um dos pontos críticos da operação.
A trajetória de projeto é especificada através de coordenadas cartesianas em relação à mesa
rotativa de perfuração na maioria dos casos.
A trajetória real do poço é conhecida a partir da interpretação de informações obtidas
através de técnicas de MWD (Measuring While Drilling). A trajetória real é calculada de forma
instantânea e é atualizada conforme a operação progride.
O ajuste da trajetória do poço é realizado através do acionamento da ferramenta de fundo,
Para o caso de perfuração utilizando motor de fundo, tem-se que na situação de ajuste de
trajetória, a coluna de perfuração encontra-se parada e a broca é acionada pelo motor de fundo.
Através desse procedimento, é possível corrigir a trajetória do poço devido ao fato da broca
possuir um ângulo de excentricidade em relação ao eixo da coluna de perfuração.
A Figura 3.5 apresenta um esquema simplificado de uma coluna montada com motor de
fundo. Essa figura mostra as duas diferentes trajetórias que a broca pode descrever dependendo
do tipo de acionamento. A seta A indica a trajetória descrita quando a coluna toda é girada, nesse
caso a trajetória segue o eixo da coluna de perfuração. A seta B faz um ângulo com o eixo da
coluna conhecido como ângulo de bent housing. Quando o motor de fundo é acionado, a
trajetória deixa de seguir o eixo da coluna e passa a desenvolver um arco provocado pelo ângulo
de bent housing. Nessa situação a coluna não apresenta rotação e a broca gira acionada pelo
motor de fundo.
45
Figura 3.5.: Perfuração com Motor de Fundo.
O ângulo de tool face indica a orientação da excentricidade (ângulo de bent housing) em
relação a um plano perpendicular ao eixo da coluna de perfuração . Esse ângulo é obtido através
das técnicas de MWD e pode ser ajustado através do giro da coluna de perfuração via mesa
rotativa.
Durante a perfuração é feito um acompanhamento da trajetória do poço para verificar se as
especificações de projeto estão sendo seguidas. Uma vez detectada uma situação de desvio em
relação à trajetória projetada, a operação de perfuração via mesa rotativa é interrompida e a
operação de ajuste da trajetória via motor de fundo se inicia.
Nessa fase, o ajuste do ângulo de tool face é fundamental para que a correção seja efetiva.
Esse ajuste é obtido através do giro da coluna de perfuração. O operador direcional realiza o
ajuste baseado nas informações disponíveis e em sua experiência. Devido ao formato em que as
informações são apresentadas (gráficos 3D, muitas vezes com resolução inadequada), essa tarefa
normalmente consome um tempo excessivo.
Como já foi dito, para se descrever a trajetória real do poço em coordenadas cartesianas em
relação à mesa rotativa, são utilizadas três informações obtidas a partir de técnicas de MWD:
• A distância medida ao longo do poço entre dois pontos de coleta de dados contíguos
(∆PM) representa a variação da profundidade medida;
• O ângulo de inclinação (inc);
• O ângulo de azimute (az);
46
A Figura 3.6 ilustra dois pontos consecutivos de coleta de dados. Note na figura a
localização geométrica das informações necessárias para a descrição da trajetória. O ângulo de
inclinação é medido em relação a vertical, e o ângulo de azimute é medido em relação ao norte.
Figura 3.6.: Dois pontos consecutivos de coleta de dados.
Devido à coleta desses dados ser feita de forma discreta (pontual), a reconstrução da
trajetória envolve a integração sucessiva desses pontos. Para realizar a integração é necessário,
primeiramente, determinar os incrementos para as coordenadas x, y e z do sistema de
coordenadas cartesiano fixo na mesa rotativa. Os incrementos são determinados a partir das
informações medidas (PM, inc, az).
Existem diversos métodos matemáticos utilizados para se determinar os incrementos
cartesianos. Os mais conhecidos são os métodos tangencial, tangencial balanceado, ângulo
médio, raio de curvatura, mínima curvatura e mercury. Os valores de �
Vert, �
Norte, � �Leste são
calculados de acordo com cada método, a partir de três informações de MWD: azimute (az),
inclinação (inc) e profundidade medida (PM).
Uma discussão mais detalhada sobre métodos de cálculo de trajetórias, incluindo uma
análise comparativa entre os métodos, pode ser encontrada em Craig & Randall (1979).
47
A seguir, são apresentados três métodos (tangencial, ângulo médio e mínima curvatura) e
suas respectivas equações. As equações apresentadas consideram os ângulos e as direções
ilustrados na Figura 3.6.
• Método Tangencial
O método tangencial, por definição, utiliza apenas a inclinação e os ângulos direcionais
medidos no final do trecho. Assume-se que esses ângulos permaneçam constantes durante o
intervalo medido.
As equações apresentadas a seguir são obtidas através de relações trigonométricas em
triângulos retângulos. Considerando-se as hipóteses estabelecidas e a geometria do problema é
possível determinar triângulos retângulos nos planos vertical e horizontal. Esses triângulos
apresentam em um de seus vértices o ângulo de inclinação ou de azimute. Resolvendo esses
triângulos para as dimensões desejadas pode-se chegar às expressões apresentadas no Conjunto
de Equações 3.1.
)2cos(.
)2(.)2(.
)2cos(.)2(.
incPMVert
azsenincsenPMLeste
azincsenPMNorte
∆=∆∆=∆∆=∆
Conjunto de Equações 3.1.: Método Tangencial.
• Método do Ângulo Médio
O método do ângulo médio é similar ao método tangencial. No entanto, ao invés de utilizar
apenas os ângulos medidos no final do trecho, esse método utiliza a média aritmética entre os
ângulos medidos no início e no final do trecho para executar o cálculo.
A dedução das equações segue o mesmo raciocínio utilizado para o método tangencial, mas
ao invés de utilizar os ângulos medidos ao final do curso utiliza a média aritmética entre os
ângulos medidos.
48
+∆=∆
+
+∆=∆
+
+∆=∆
221
cos.
2
21.
2
21.
2
21cos.
2
21.
incincPMVert
azazsen
incincsenPMLeste
azazincincsenPMNorte
Conjunto de Equações 3.2.: Método do Ângulo Médio.
• Método de Curvatura Mínima
O método de curvatura mínima assume que o poço no intervalo medido possa ser
representado por uma curva de mínima curvatura (máximo raio). Esse método utiliza os ângulos
medidos no início e no final do trecho.
Ao contrário dos métodos apresentados anteriormente, que utilizam seguimentos de reta,
esse método utiliza um arco de circunferência para representar a trajetória do poço. As expressões
a seguir são encontradas projetando-se o arco através de seguimentos de reta nos planos
horizontal e vertical.
))12cos(1(.)2(.)1()12cos()cos(
2.
2
:
.)]2cos()1[cos(.2
.)]2(.)2()1(.)1([.2
.)]2cos(.)2()1cos(.)1([.2
azazincsenincsenincincDL
DLtg
DLRF
onde
RFincincPM
Vert
RFazsenincsenincsenazsenPM
Leste
RFazincsenazincsenPM
Norte
−−−−=
=
+∆=∆
+∆=∆
+∆=∆
Conjunto de Equações 3.3.: Método de Mínima Curvatura.
Realizando-se a soma ponto a ponto de cada incremento ∆Norte, ∆Leste e ∆Vert é possível
representar a trajetória através de um sistema de coordenadas cartesiano de três eixos
estabelecido na mesa rotativa.
49
A trajetória do poço é geralmente representada através de duas vistas planas, que são
conhecidas por vista de planta e vista de afastamento horizontal. A Figura 3.7 ilustra essas duas
vistas.
Planta
Afastamento Horizontal
d
Profundidade
Norte
Sul
LesteOeste
Planta
Afastamento Horizontal
d
Profundidade
Norte
Sul
LesteOeste
Figura 3.7.: Vistas planas de representação da trajetória.
50
3.3. Sistemas de Mud-logging
Mud-logging é o nome dado a um serviço de monitoramento de parâmetros de perfuração
realizado em sondas de perfuração de poços de petróleo. O registro de parâmetros de perfuração
começou a ser efetuado na década de 30, na época, os parâmetros eram registrados em cartas de
papel por gravadores mecânicos conhecidos como Geolograph.
Na década de 50, além de parâmetros mecânicos e hidráulicos da perfuração, o mud-
logging passou a incorporar também a análise de amostras de calha e a análise de gás coletado do
fluido de perfuração na superfície. A partir da década de 70, sistemas computadorizados foram
introduzidos, isso permitiu gradualmente a substituição das cartas em papel por registros digitais
de dados. O desenvolvimento de novos sensores e a introdução do processamento
computadorizado contribuíram tanto para a melhoria na qualidade das medidas realizadas quanto
para o aumento dos parâmetros registrados.
A aplicação generalizada de técnicas de mud-logging em sondas de petróleo no Brasil
começou na Petrobras na década de 80. Na época, o conjunto de parâmetros medidos era
reduzido e as informações ainda eram registradas em papel na forma de cartas.
O serviço de mud-logging, da forma como é apresentado atualmente, possui duas
dimensões. A primeira delas cuida do monitoramento e cálculo de parâmetros da perfuração,
enquanto a segunda cuida da análise litológica de amostras da formação.
Para realizar o monitoramento dos parâmetros de perfuração o sistema utiliza vários tipos
de sensores. Esses sensores medem parâmetros mecânicos e hidráulicos. Uma característica dessa
técnica é que todos os sensores estão localizados na sonda e não existe nenhum sensor dentro do
poço. Por esse motivo os dados coletados são muitas vezes chamados de dados de superfície, em
contraste aos dados de fundo de poço que são os coletados por ferramentas como MWD e LWD.
A caracterização litológica da formação é feita através da análise de amostras da formação
que são coletadas através da peneira, essas amostras são conhecidas como “amostras de calha”. É
através da análise dos parâmetros de perfuração que se determina o tempo necessário para que a
amostra de uma determinada profundidade chegue até a peneira e possa ser coletada.
51
3.3.1. Variáveis Monitoradas
A quantidade de variáveis monitoradas pode variar dependendo da característica da
operação e do interesse da operadora em contratar ou não a monitoração de determinado
parâmetro. Na prática, a empresa de serviço geralmente oferece um pacote básico, que inclui um
conjunto de parâmetros, e a partir desse conjunto básico, novos parâmetros podem ser
adicionados. A especificação da característica do serviço a ser prestado é objeto de contrato entre
o cliente (operadora) e a empresa de serviço.
Um conjunto típico de informações monitoradas é apresentado a seguir:
a. Depth (Profundidade do Poço)
b. TVD – True Vertical Depth (Profundidade Vertical)
c. Bit Depth (Profundidade da Broca)
d. ROP – Rate of Penetration (Taxa de Penetração)
e. Hook Height (Altura do Gancho)
f. Hook Load ou WOH – Weight on Hook (Carga no Gancho)
g. WOB – Weight on Bit (Peso na Broca)
h. Heave (Amplitude da Oscilação Vertical da Sonda)
i. Torque (Torque Atuando na Coluna)
j. RPM – Rotation per Minute (Rotação da Coluna)
k. Mud Pit (Volume de Lama nos Tanques)
l. Pump Pressure (Pressão de bombeio do fluido de perfuração medida na bomba)
m. SPP – Stand Pipe Pressure (Pressão de bombeio medida no tubo bengala)
n. Choke Line Pressure (Pressão no Choke)
o. SPM – Strokes per Minute (Número de ciclos de bombeio por minuto)
p. Mud Flow in/out (Vazão de Entrada/Saída de Fluido no Poço)
q. Total Gas (Concentração de Gás no Fluido de Perfuração)
r. Distribuição da Concentração de Gás
s. H2S (Detecção de H2S no Ambiente da Peneiras)
t. Mud Weight in/out (Peso de Lama na Entrada e na Saída do Poço)
52
u. Resistividade do Fluido de Perfuração (na entrada e na saída)
v. Temperatura do Fluido de Perfuração (na entrada e na saída)
w. LAG Time (Tempo gasto pelo fluido para retornar desde o fundo até a superfície)
x. Stand Length (Comprimento da seção de drillpipe)
É importante notar que nem todos os parâmetros monitorados são efetivamente medidos
por um sensor. Alguns parâmetros são na realidade calculados a partir de parâmetros medidos e
informações de natureza geométrica.
3.3.2. Instalações e Pessoal
O trabalho de coleta e observação dos parâmetros na sonda de perfuração é centralizado em
uma cabine (container) da empresa prestadora do serviço. Essa cabine, conhecida como Unidade
de Mud-logging, é instalada na sonda para prestação do serviço. A Figura 3.8 ilustra a cabine. Na
imagem superior é exibida uma vista externa da cabine e nas imagens inferiores é apresentado o
interior da cabine.
Figura 3.8.: Unidade de Mud-logging.
Fonte: http://www.geoservices.com
53
Como já foi dito os sensores do sistema de mud-logging estão espalhados na sonda em
diversos pontos, cada sensor possui um cabo que o comunica à unidade de mud-logging. Na
cabine, o sinal elétrico referente à leitura do sensor será condicionado e interpretado.
Também seguem para a cabine o gás coletado do fluido de perfuração e as amostras de
cascalho coletadas na peneira. O gás é coletado do fluido de perfuração num ponto
imediatamente posterior a saída de fluido do poço. Desse ponto até a cabine, o gás é transportado
por um pequeno duto através de um sistema de aspiração.
Quando o sistema de mud-logging está ativo, geralmente, dois profissionais acompanham
os trabalhos a partir da cabine. Um deles é responsável pela análise das amostras coletadas na
peneira, situação ilustrada pela imagem inferior direita da Figura 3.9. O outro profissional se
ocupa do monitoramento dos parâmetros da operação. Geralmente há um geólogo da empresa
contratante que acompanha os trabalhos da cabine buscando integrar as informações litológicas
obtidas pelo mud-logging com os perfis fornecidos pelo LWD.
As informações monitoradas em tempo real são exibidas através de monitores que ficam
instalados na cabine da empresa de serviço e também na sala do representante da empresa
contratante na sonda. A forma de apresentação dos dados na tela pode ser configurada pelo
usuário, o sistema permite a exibição em formato de texto e também em formato gráfico. A
Figura 3.9 ilustra um exemplo das telas utilizadas para o acompanhamento.
54
Figura 3.9.: Exemplo de Telas de Acompanhamento Utilizadas.
Fonte: www.geoservices.com
3.3.3 Variáveis Medidas e Sensores Utilizados
Como já foi dito, nem todas as variáveis são efetivamente medidas, ou seja, não existe um
sensor correspondente a cada uma das informações exibidas pelo sistema. O que ocorre na
realidade é que muitas das informações exibidas são calculadas pelo sistema. Para que o sistema
possa efetuar o cálculo de certas informações ele precisa ser alimentado com parâmetros de
natureza física e geométrica referentes à operação em curso e aos equipamentos utilizados.
A seguir, são apresentadas as variáveis efetivamente medidas, incluindo a localização do
sensor responsável pela leitura na sonda.
55
• Hook Load ou WOH – Weight on Hook (Carga no gancho): A carga no gancho é lida a partir
de um extensômetro que fica instalado na linha morta (dead-line), situação ilustrada na
Figura 3.10. Periodicamente é necessário eliminar um trecho desgastado do cabo de aço que
sustenta o gancho. Esse trecho é descartado através de uma operação conhecida como “correr
e cortar cabo”. O sensor de carga no gancho é recolocado na dead-line toda vez que essa
operação é executada.
Figura 3.10.: Sensor de Carga no Gancho.
• Torque (Torque atuando na coluna): Existem medidores de corrente que são instalados nas
linhas elétricas que alimentam o top-drive. A leitura é feita em Amperes e em alguns casos
exibida em Amperes mesmo. Essa leitura de corrente pode ser convertida em torque mediante
a aplicação de uma constante multiplicativa se essa constante for conhecida e estiver
disponível. Em alguns casos essa informação é lida da própria sonda, devido à dificuldade de
se instalar o sensor nos cabos da sonda, ou mesmo porque a sonda já possui um sensor de
torque instalado.
• Hook Height (altura do gancho): A altura no gancho é medida a partir de um equipamento
chamado geolograph. O geolograph é um sensor que fica fixo na plataforma e possui um
cabo conectado ao top-drive. Esse cabo consegue medir a altura real do gancho em relação à
plataforma já compensando as variações do compensador do top-drive. A altura do gancho
pode ser também medida a partir de um sensor conta-giros instalado no guincho de
56
perfuração conforme ilustrado na Figura 3.11. Nesse caso é necessária a utilização de um
sensor no top-drive para registrar a compensação do mesmo.
Figura 3.11.: Sensor de Altura do Gancho.
• RPM (Rotação da Coluna): Essa informação geralmente é fornecida pela sonda, mas é
possível instalar sensores de rotação no top-drive ou na mesa rotativa (dependendo de qual
deles está sendo utilizado).
• Choke Line Pressure (pressão no choke): Essa pressão é medida no choke manifold da
plataforma.
Figura 3.12.: Sensor de Pressão no Choke
57
• Heave (amplitude de oscilação vertical da plataforma): O heave é medido por um sensor
conectado ao pistão do tensionador do riser.
• SPP - Stand Pipe Pressure: Essa é a pressão de injeção de lama, que é medida a partir do
stand pipe (tubo bengala) por um sensor de pressão tipo membrana.
• Total Gas (Concentração total de gás no retorno da lama): Um coletor captura o gás presente
na lama e o envia para a cabine de mud-logging. O aspirador, ilustrado na Figura 3.13, está
instalado o mais próximo possível da flowline (geralmente entrada das peneiras). O gás
coletado é conduzido por uma mangueira até a cabine de mud-logging. Na cabine, o gás é
analisado por um equipamento que fornece a concentração de gás presente na amostra.
Figura 3.13.: Coletor de Gás e Sensores de Temperatura, Densidade e Resistividade.
• Distribuição da Concentração de Gás (gases pesados e leves): O gás coletado na peneira, que
chega até a cabine, é também analisado por um cromatógrafo. O cromatógrafo mede as
quantidades de C1, C2, C3, e C4 presentes na amostra.
• H2S: Existe um sensor de detecção de H2S no ambiente das peneiras. Sensores de H2S
podem também ser instalados em outros locais na sonda.
• Mud Flow Out (Vazão de Saída de Fluido do Poço): Geralmente é medida por um sensor tipo
pá que fica instalado na flow line. Nesse caso, é comum encontrar a medida em porcentagem.
Em alguns casos quando não é possível usar um sensor na flow line, é utilizado um sensor
58
ultra-sônico na entrada da peneira. Nesse caso, a partir do nível medido na entrada das
peneiras é possível inferir uma vazão correspondente.
• SPM – Strokes per Minute (ciclos por minuto): Sensores de proximidade instalados no pistão
da bomba de lama registram o número de strokes (ciclos) realizados num intervalo de tempo.
A Figura 3.14 ilustra o posicionamento do sensor próximo ao eixo do pistão da bomba.
Figura 3.14.: Sensor de Ciclos da Bomba.
• Mud weight (Peso de lama na entrada e na saída do poço): Medida por um sensor tipo
membrana (um par de membranas) que ficam imersas no fluido em níveis diferentes (através
do diferencial entre as leituras se calcula o peso da lama). O peso da lama é medido antes de
circular pelo poço (tanques de lama) e logo após passar pelo poço (entrada das peneiras ou
outro ponto mais conveniente).
• Resistividade do fluido de perfuração: A resistividade é medida por sensores que ficam
imersos no fluido. É medida em dois pontos, antes do poço (tanques de lama) e depois de
passar pelo poço (entrada das peneiras ou outro ponto mais conveniente).
• Temperatura do fluido de perfuração: A temperatura é medida por um sensor que fica imerso
na lama. Da mesma forma que a resistividade e o peso de lama, a temperatura é medida em
dois pontos. Os sensores de resistividade, temperatura e peso de lama estão geralmente
localizados no mesmo ponto.
59
• Nível de Lama: O nível de fluido no tanque é geralmente medido por um sensor ultra-sônico.
Essa medida é utilizada para calcular o volume de fluido no tanque. A Figura 3.15 apresenta
o sensor instalado acima do tanque de fluido de perfuração.
Figura 3.15.: Sensor de Nível de Lama.
Existe um conjunto padrão de sensores (tipos de sensores) que é geralmente utilizado para
fazer a instrumentação na sonda. Os sensores utilizados são sensores industriais comuns e não
existe uma linha específica de sensores para aplicações em sondas.
3.3.4. Variáveis Calculadas
Algumas das variáveis exibidas pelo sistema de mud-logging são calculadas a partir de
parâmetros que estão sendo medidos. Para efetuar esse cálculo, o sistema necessita, em alguns
casos, de um conjunto de informações sobre as características da operação em curso. Essas
informações são fornecidas ao sistema via software. Algumas dessas informações são
previamente conhecidas e outras são determinadas no processo de calibração dos sensores.
A seguir serão apresentadas algumas das variáveis que são calculadas e uma breve
consideração sobre como o cálculo é efetuado.
60
• Depth (Profundidade do poço): Somando a altura do gancho, o BHA, as secções acrescidas na
coluna e feitas às devidas compensações, é determinada a profundidade do poço. Note que
para esse cálculo somente é medida a altura do gancho e a amplitude de variação do
compensador de heave. Logo, o sistema precisa saber, por exemplo, o comprimento do BHA,
o comprimento de cada seção adicionada ao poço, o momento em que cada seção é
adicionada, o peso por metro do drill pipe, etc. O conjunto de informações necessárias é
função da estratégia que foi adotada para o cálculo da profundidade.
• TVD – True Vertical Depth (Profundidade Vertical): A profundidade vertical é calculada de
tempos em tempos através das informações direcionais fornecidas pelo MWD. O mud-
logging não mede a inclinação do poço.
• Bit Depth (Profundidade da Broca): É calculada de forma semelhante à profundidade do
poço, com a diferença de não ser um valor estritamente crescente.
• ROP – Rate of Penetration (Taxa de penetração): Calculada dividindo-se o avanço na
perfuração em metros pela unidade de tempo considerada (geralmente horas).
• WOB – Weight on Bit (Peso na Broca): É calculado a partir da carga do gancho. Nesse caso o
parâmetro medido é a carga no gancho. O sistema precisa conhecer o peso do top-drive, do
BHA, da coluna, enfim, de tudo que estiver sendo sustentado pelo gancho para efetuar a
subtração e determinar o peso sobre a broca. O peso dos componentes sustentados pelo
gancho é determinado através de uma calibração que é feita antes do início de perfuração da
fase. Note que nesse caso, à medida que avança a perfuração aumenta também o peso da
coluna (novas secções de tubo são adicionadas). Assim sendo, o sistema precisa conhecer o
peso de cada tubo que está sendo adicionado à coluna.
• Mud Flow In (Vazão de Entrada no Poço): A vazão das bombas é calculada a partir do
número de strokes por minuto de cada bomba (parâmetro medido). Para isso o sistema precisa
conhecer o volume da câmara e a eficiência da bomba.
• LAG Time (Tempo necessário para fluido para retornar do fundo do poço à superfície): Esse
parâmetro representa o tempo que o fluido leva para circular do fundo do poço até a
61
superfície. Esse valor é calculado através da vazão de lama e do volume de lama contido no
poço. Note que, para esse cálculo, o sistema precisa conhecer os diâmetros do poço, do
revestimento, dos componentes da coluna, bem como a profundidade do poço (instantânea).
Esse parâmetro é usado principalmente para a coleta de amostras de cascalhos nas peneiras
visto que ele representa a defasagem entre o corte da rocha e a chegada do cascalho
correspondente nas peneiras.
3.3.5. Características Operacionais do Sistema de Mud-logging
Durante a perfuração de um poço de petróleo, o serviço de mud-logging está totalmente
operacional nas fases em que existe retorno de fluido de perfuração para a superfície. Existe um
período de instalação e calibração de equipamentos que antecede a operação.
Num primeiro momento, a equipe de mud-logging realiza a instalação dos sensores na
sonda. O local onde os sensores são instalados varia de acordo com a sonda monitorada, porque
cada sonda apresenta condições diferentes, que podem ser mais ou menos propícias, à instalação
do sensor (dificuldade de espaço, dificuldade de acessibilidade, etc.).
Depois de instalados, alguns sensores precisam ser calibrados e o sistema (software) precisa
receber dados para que possa operar corretamente. Essa etapa é muito importante para que se
obtenha um nível maior de confiabilidade nos valores exibidos pelo sistema. Como foi exposto
na secção anterior, existe uma grande quantidade de informações que devem ser fornecidas e um
erro nessa etapa pode distorcer completamente o monitoramento.
Para confirmar se a calibração dos instrumentos foi bem sucedida, os técnicos buscam,
nessa fase inicial, comparar as leituras obtidas pelo sistema de mud-logging com a leitura feita
por outros sistemas (sistema da sonda, unidade de cimentação, etc.). Caso sejam observadas
distorções correções e ajustes podem ser efetuados.
Essa fase inicial de instalação e calibração é bastante intensa. Depois que o sistema está
estabilizado, iniciam-se os trabalhos de monitoramento propriamente ditos. Eventualmente pode
existir a necessidade de se substituir algum sensor durante a operação.
62
Os trabalhos de análise litológica são realizados em intervalos de profundidade definidos
pela geologia. Quando a amostra de determinada profundidade está chegando às peneiras, soa um
alarme na cabine alertando para o fato. Nesse momento, o operador de mud-logging solicita ao
funcionário da sonda que recolha uma amostra dos cascalhos presentes na peneira. A amostra é
trazida até a cabine e a análise litológica é feita.
O trabalho de monitoramento dos parâmetros de perfuração é feito por um outro operador
de mud-logging. Os sistemas de software permitem a programação de alarmes para as variáveis
de interesse. Assim sendo, o operador pode fixar um valor limite para determinada variável e
assim que aquele valor for atingido o alarme soa acusando o fato.
Atualmente o principal monitoramento que é feito a partir da observação dos parâmetros de
perfuração (aquele que recebe maior atenção) é o monitoramento do volume dos tanques de lama.
Um ganho nesse volume é um indicativo claro de kick no poço. Ao perceber uma variação da
ordem de 5 BBL no volume de lama nos tanques ativos, o operador de mud-logging deve alertar
imediatamente o sondador e o fiscal.
63
Capítulo 4
Procedimentos para Análise de Dados de Perfuração
Conforme exposto no Capítulo 1, o cenário atual da perfuração de poços se caracteriza pela
abundância de informações disponíveis durante a perfuração. Nesse capítulo são apresentados
procedimentos que visam promover melhorias na operação de perfuração de poços através da
análise e interpretação dos dados de perfuração atualmente disponíveis.
Três procedimentos independentes são propostos nesse trabalho. A Figura 4.1 ilustra a
natureza dos procedimentos propostos. O primeiro procedimento consiste na utilização de um
sistema de visualização para acompanhamento da perfuração de poços direcionais. O sistema em
questão utiliza as informações coletadas pelo sistema de MWD para produzir uma interface
gráfica, onde é possível acompanhar visualmente e numa escala adequada a situação de desvio da
trajetória do poço. A aplicação desse sistema trará benefícios para as atividades de controle da
trajetória do poço.
O segundo procedimento trata da utilização de um sistema automático para classificar as
operações realizadas durante a perfuração de um poço de petróleo. O sistema automático de
classificação proposto utiliza as informações coletadas pelo sistema de mud-logging para
produzir um relatório preciso e detalhado sobre as atividades realizadas durante a perfuração.
Através da inspeção dos relatórios é possível identificar operações que estão consumindo tempo
excessivo de sonda, e, a partir dessa observação, adotar medidas que melhorem a operação de
perfuração.
64
Dados de MWD
Sistema de Visualização da Perfuração
Controle da Trajetória
Dados de Mud-logging
Procedimento de Identificação de Problemas
Identificação Precoce de Problemas
Dados de Mud-logging
Classificação Automática de Etapas de Perfuração
Relatório Detalhado e
Preciso
�
�
�
Dados de MWD
Sistema de Visualização da Perfuração
Controle da Trajetória
Dados de Mud-logging
Procedimento de Identificação de Problemas
Identificação Precoce de Problemas
Dados de Mud-logging
Classificação Automática de Etapas de Perfuração
Relatório Detalhado e
Preciso
�
�
�
Dados de MWD
Sistema de Visualização da Perfuração
Controle da Trajetória
Dados de MWD
Sistema de Visualização da Perfuração
Controle da Trajetória
Dados de Mud-logging
Procedimento de Identificação de Problemas
Identificação Precoce de Problemas
Dados de Mud-logging
Procedimento de Identificação de Problemas
Identificação Precoce de Problemas
Dados de Mud-logging
Classificação Automática de Etapas de Perfuração
Relatório Detalhado e
Preciso
Dados de Mud-logging
Classificação Automática de Etapas de Perfuração
Relatório Detalhado e
Preciso
�
�
�
Figura 4.1.: Procedimentos Propostos.
O terceiro e último procedimento proposto diz respeito à detecção precoce de problemas de
perfuração. Esse procedimento consiste em identificar, nos dados coletados pelo sistema de mud-
logging, um comportamento característico capaz de identificar um problema. Uma vez conhecida
a “assinatura” do problema, um sistema de monitoramento pode emitir um alerta sempre que o
comportamento anormal for detectado.
É importante ressaltar que os três procedimentos propostos não possuem relação de
dependência entre si, ou seja, podem ser aplicados separadamente sem prejuízo algum. Apesar de
independentes, os três procedimentos estão inseridos num mesmo contexto, que busca introduzir
melhorias na operação de perfuração através da análise e interpretação de dados de perfuração.
Uma característica comum aos procedimentos apresentados é que todas as informações
necessárias se encontram disponíveis, ou seja, as informações necessárias são regularmente
coletadas durante a perfuração. Dessa forma, na hipótese da implantação de alguma dessas
metodologias, não haveria um custo adicional referente à aquisição de nenhuma nova
informação, sendo somente necessário o processamento e armazenamento dos dados.
Nas seções seguintes são descritos os três procedimentos. Nessa descrição, busca-se
inicialmente apresentar o contexto de aplicação, descrevendo brevemente as práticas existentes, e
a seguir apresentar o procedimento proposto e os benefícios esperados advindos de sua utilização.
65
4.1. Aplicação de um Sistema de Visualização para Perfuração
Uma das dificuldades relacionadas à execução de um poço direcional é fazer com que a
trajetória real fique o mais próxima possível à trajetória de projeto estabelecida no planejamento
do poço.
Quanto à observância da trajetória nominal durante a perfuração de um poço de petróleo,
duas linhas de pensamento podem ser destacadas. A primeira delas acredita que o objetivo da
trajetória real de um poço é atingir o alvo dentro de uma tolerância pré-estabelecida. Assim
sendo, não seria relevante a observância da trajetória nominal nos trechos perfurados antes de
atingir o alvo. A segunda linha de pensamento, na qual esse trabalho se ampara, sustenta que no
atual cenário, onde há uma complexidade crescente na trajetória dos poços, a trajetória real de um
poço deve ser fiel à trajetória nominal estabelecida durante o projeto. Dessa forma, a trajetória
real do poço, além de atingir o alvo, deve buscar seguir a trajetória nominal.
A preocupação em aferir a trajetória real do poço surgiu provavelmente nos Estados Unidos
na década de 20. Nessa ocasião percebeu-se que os poços poderiam não ser necessariamente
verticais. Essa constatação gerou várias disputas judiciais na época, uma vez que poços
perfurados numa determinada propriedade poderiam, na realidade, estar produzindo a partir de
reservatórios localizados em propriedades vizinhas, o que estaria causando sérios prejuízos ao
proprietário vizinho.
A partir da década de 80, a perfuração direcional avançou bastante com o desenvolvimento
de ferramentas capazes de defletir a trajetória do poço (motores de fundo) e de sistemas capazes
de descrever a trajetória real do poço (sistemas de MWD).
Os primeiros poços direcionais perfurados, ao menos no que diz respeito ao seu projeto,
eram poços bidimensionais. Ou seja, toda a trajetória do poço estaria contida num plano vertical
que contém a cabeça do poço. A Figura 4.2 ilustra três tipos consagrados de geometrias para
poços direcionais. Os rótulos A, B e C identificam respectivamente os tipos: “continuous build”,
“build and hold”, e “build, hold and drop” ou tipo “S”.
Nesses primeiros poços direcionais a preocupação maior estava em controlar a inclinação
do poço que poderia ser medida com confiabilidade através da utilização de sensores tipo
66
pêndulo. Nessa mesma época, a medida do azimute era realizada por sensores magnéticos que
devido ao seu princípio de funcionamento são muito susceptíveis a interferências. Por esse
motivo, a medida de azimute do poço era considerada um registro pouco confiável.
Dessa forma, num primeiro momento, os poços direcionais eram conceitualmente poços
bidimensionais onde o ajuste do azimute era realizado apenas como forma de compensar a taxa
de “bit-walk” do poço. O “bit-walk” é definido como a variação de azimute que o poço sofre
resultante da própria dinâmica do processo rotativo de perfuração. Essa informação é obtida
geralmente a partir de poços de correlação.
Figura 4.2.: Poços de Trajetória Bidimensional.
Os poços de projeto tridimensional surgiram quando a técnica de perfuração direcional
passou a permitir um controle maior da navegabilidade do poço. A introdução de sensores
giroscópicos, que conferiram maior confiabilidade às medições azimutais, e o desenvolvimento
de ferramentas capazes de desviar a trajetória do poço de forma controlada e sem a necessidade
de manobrar a coluna foram avanços que permitiram um maior controle direcional da perfuração.
67
Os poços tridimensionais, conhecidos como designer-wells, são projetados de forma a
atingir objetivos que não estejam contidos no mesmo plano vertical. A Figura 4.3 apresenta um
exemplo de poço tridimensional.
Figura 4.3.: Poço de Trajetória Tridimensional.
Evoluções mais recentes na tecnologia de perfuração têm proporcionado a construção de
poços de geometria bastante complexa e de dimensões antes inimagináveis. Os últimos avanços
dizem respeito à construção de poços de grande afastamento horizontal e de poços multilaterais.
Os poços de longo afastamento horizontal são conhecidos como ERW (extended reach
wells) e são definidos arbitrariamente como poços onde o afastamento horizontal é superior ao
dobro da profundidade vertical. Esses poços são poços horizontais que podem ser posicionados
em camadas delgadas do reservatório e atingir objetivos remotos dentro do reservatório.
Os poços multilaterais são poços que possuem mais de uma ramificação e constituem
atualmente uma tecnologia em processo de maturação. Com esses poços seria possível posicionar
cada ramificação em uma posição ótima dentro da estrutura do reservatório proporcionando uma
melhor recuperação dos hidrocarbonetos.
68
A evolução do paradigma bidimensional para o paradigma tridimensional foi acompanhada
de perto pelos softwares que dão suporte as atividades de projeto da trajetória do poço. Os
softwares atualmente disponíveis são bastante adequados ao projeto de trajetórias de alta
complexidade, dispondo inclusive de avançadas ferramentas de visualização.
No entanto, diferentemente do que ocorre durante o planejamento, onde existem
ferramentas adequadas, durante a execução na sonda, muitas vezes não são utilizadas ferramentas
apropriadas para o acompanhamento da perfuração de poços de trajetória complexa.
Em muitos casos, o acompanhamento é realizado utilizando-se as mesmas técnicas que
foram inicialmente aplicadas no acompanhamento de poços bidimensionais. Conforme ilustrado
na Figura 4.4, esse acompanhamento fica restrito a utilização de planilhas numéricas e de
gráficos de planta e afastamento muitas vezes com resolução inadequada.
800850900950
10001050110011501200125013001350140014501500155016001650170017501800185019001950200020502100215022002250230023502400245025002550260026502700275028002850290029503000305031003150320032503300
-100
0-9
50-9
00-8
50-8
00-7
50-7
00-6
50-6
00-5
50-5
00-4
50-4
00-3
50-3
00-2
50-2
00-1
50-1
00 -50 0 50 100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
1050
AFAST
PV
PROJETO ORIGINALPROJEÇÃOPOCO PERFURANDO
INCLINACÃO FOTO INCLINAÇÃO TAXA NECESSÁRIA
NECESSÁRIA POR 100 METROS
PROF INCLI Direçâo LADO LADO LADO LADO
MED. NAÇÂO Azimute BAIXO Centro ALTO BAIXO Centro ALTO
1982 12.77 190.22 9.67 11.80 13.89 -0.47 -0.15 0.171993 12.02 195.01 9.85 11.99 14.10 -0.33 0.00 0.312007 11.04 196.38 10.08 12.24 14.36 -0.15 0.18 0.502025 9.99 197.54 10.36 12.55 14.70 0.06 0.40 0.72
Planilhas NuméricasINCLINACÃO
FOTO INCLINAÇÃO TAXA NECESSÁRIA
NECESSÁRIA POR 100 METROS
PROF INCLI Direçâo LADO LADO LADO LADO
MED. NAÇÂO Azimute BAIXO Centro ALTO BAIXO Centro ALTO
1982 12.77 190.22 9.67 11.80 13.89 -0.47 -0.15 0.171993 12.02 195.01 9.85 11.99 14.10 -0.33 0.00 0.312007 11.04 196.38 10.08 12.24 14.36 -0.15 0.18 0.502025 9.99 197.54 10.36 12.55 14.70 0.06 0.40 0.72
Planilhas Numéricas
Vistas Planas
Figura 4.4.: Acompanhamento Direcional.
Essa seção propõe a utilização de um sistema de visualização alternativo para o
acompanhamento da perfuração direcional. Esse sistema será chamado de visualizador gráfico e é
uma ferramenta que busca fornecer uma interpretação mais clara da situação da trajetória do poço
e agilizar o processo de correção da mesma.
69
A Figura 4.5 apresenta o plano que será visualizado através do visualizador gráfico. Nessa
figura, a linha tracejada representa a trajetória de projeto do poço (trajetória nominal). A linha
contínua representa a trajetória real que está sendo realmente perfurada.
O plano de visualização é um plano perpendicular à trajetória real do poço, cujo centro
pode ser interpretado como a posição instantânea da broca. Nesse plano podem ser mapeados
vários objetivos como, por exemplo, a orientação da ferramenta de perfuração direcional, a
localização da trajetória nominal, a localização de poços vizinhos, etc. Dessa forma, através do
visualizador é possível ter uma percepção bastante clara do desvio em relação à trajetória
nominal, bem como avaliar a proximidade de outros objetivos como poços vizinhos.
Figura 4.5.: Plano do visualizador gráfico.
70
A visualização a partir de um plano perpendicular à trajetória foi proposta inicialmente em
1968 como uma ferramenta para a análise de colisões. Essa representação ficou conhecida como
Travelling Cylinder e posteriormente foi adaptada para utilizar dados de MWD (Leder et al.,
1995).
Para obter a representação desejada foi necessário desenvolver um modelo matemático.
Esse modelo é composto por um conjunto de equações capazes de relacionar o sistema de
coordenadas fixo tradicionalmente adotado durante a perfuração com um sistema móvel que
acompanhará a broca durante a perfuração.
A seguir é apresentada uma síntese da modelagem do sistema de visualização. A descrição
completa do desenvolvimento pode ser encontrada em Tavares (2004).
4.1.1. Modelagem do Sistema
A estratégia utilizada para a obtenção da visualização desejada consiste em posicionar um
sistema móvel de coordenadas cartesianas na extremidade da broca. Dessa forma, o plano de
visualização desejado será determinado por dois dos eixos desse novo sistema de coordenadas
localizado na extremidade da broca. Os pontos expressos na tela de visualização serão
determinados através de uma relação que permite mapear no plano do visualizador os pontos
descritos em relação à mesa rotativa.
Um dos eixos do sistema móvel de coordenadas deve possuir a mesma orientação da coluna
de perfuração. Foi deduzida uma matriz de transformação que permite relacionar o sistema
original ({A} , mesa rotativa) com o novo sistema ({B} , extremidade da broca). A matriz foi
obtida através de transformações aplicadas no sistema original de referência.
Essas transformações consistem em primeiramente transladar o sistema de coordenadas
para deslocá-lo até a posição instantânea da broca. A translação está ilustrada na Figura 4.6.
Depois de efetuada a translação, é necessário girar o sistema de coordenadas de maneira
conveniente para que um dos eixos do novo sistema possua a mesma direção do eixo da coluna
71
de perfuração. A Figura 4.7 ilustra as três rotações aplicadas para orientar o novo sistema de
coordenadas.
Y
X
{A}
{B}Z
r
YX
ZPA = r + PB
Y
X
{A}
{B}Z
r
YX
ZPA = r + PB
Figura 4.6.: Translação do sistema de coordenadas.
X
YX'
Y'
Z
γγγγX Y''
X'Y'
Z
Z''
αααα
Y''
ββββX''
Z''
Z'''
X'''
X
YX'
Y'
Z
γγγγX Y''
X'Y'
Z
Z''
αααα
Y''
ββββX''
Z''
Z'''
X'''
Figura 4.7.: Rotações aplicadas para alinhar o eixo Y com o eixo da coluna de perfuração.
Utilizando o formalismo de matrizes é possível expressar tanto a translação quanto a
rotação em uma única matriz, que será chamada de matriz de transformação:
−++−+−++
=
1000
coscossensencos
cossencossensencoscossensencoscossen
cossensensencoscossensensensencoscos
),,,(
z
y
x
r
r
r
YXZrTransf
βααβαβαγβγαγβαγβγβαγβγαγβαγβγ
βαγ
(4.1)
72
Note que a matriz de transformação depende da posição instantânea da broca e também dos
ângulos de rotação que são determinados através das vistas planas da trajetória. Dessa forma, a
matriz deve ser atualizada a cada novo trecho perfurado.
Através da matriz de transformação, é possível relacionar o sistema original de coordenadas
(mesa rotativa) com o novo sistema de coordenadas (extremidade da broca). Uma vez
determinada a matriz de transformação, podemos facilmente migrar do sistema de coordenadas
da mesa rotativa para o sistema de coordenadas da extremidade da broca e vice-versa.
A Equação (4.2), onde o índice A se refere à base da mesa rotativa e o índice B se refere à
base na extremidade da broca, pode ser interpretada como uma equação de conversão. Essa
equação permite que um ponto conhecido em relação ao sistema de coordenadas da mesa rotativa
seja representado no sistema móvel de coordenadas posicionado na extremidade da broca.
AB PYXZrTransfP *),,,(1βαγ
−= (4.2)
A equação de conversão é utilizada para expressar tanto a trajetória de projeto como a
trajetória real no novo sistema de coordenadas.
Após obter a representação em relação ao sistema de coordenadas da extremidade da broca,
é necessário mapear os pontos de interesse no plano do visualizador. Devido à discretização da
trajetória pode haver a necessidade de se realizar interpolações.
4.1.2. Configuração da Tela do Visualizador
A configuração da tela do visualizador é semelhante à configuração de um radar. O centro
da tela representa a origem do sistema de coordenadas móvel fixado na extremidade da broca e
pode ser interpretado como a posição instantânea da broca. A rigor, o centro representaria a
posição dos sensores de MWD na coluna, pois tanto a inclinação quanto o azimute são medidos a
partir desses sensores. Mas devido à proximidade dos sensores da broca e às escalas utilizadas
nesse trabalho essa diferença não é significativa, portanto consideraremos que o centro da tela
representa a posição instantânea da broca.
73
O eixo Y do sistema de coordenadas móvel, que está alinhado com o eixo longitudinal da
coluna de perfuração, estaria “entrando” no plano de visualização.
Para o caso de poço vertical o eixo X conterá a informação de leste-oeste e o eixo Z a
informação de norte-sul de acordo com a convenção expressa na Figura 4.8.
Z
X
Y
Plano XZ
LesteOeste
Norte
Sul
Radar
Z
X
Y
Plano XZ
LesteOeste
Norte
Sul
Radar
Figura 4.8.: Convenção adotada para as direções do radar (poço vertical).
Para o caso de poço direcional (trecho com inclinação superior a 3 graus), o eixo X conterá
a informação de direita-esquerda e o eixo Z a informação de acima-abaixo (lado alto e lado
baixo) de acordo com a convenção expressa na Figura 4.9.
Z
X
Y
Plano XZ
DireitaEsquerda
Acima
Abaixo
Radar
Z
X
Y
Plano XZ
DireitaEsquerda
Acima
Abaixo
Radar
Figura 4.9.: Convenção adotada para as direções do radar (poço direcional).
Adicionando os pontos de interesse e o ângulo de tool-face da ferramenta de perfuração no
gráfico obteremos uma imagem semelhante à Figura 4.10. Nessa figura, está representado o
plano perpendicular apresentado anteriormente na Figura 4.5.
74
Os pontos P1, P2, P3, P4 e P5 seriam pontos (ou projeções de pontos) correspondentes a
trajetória de projeto localizados respectivamente a 0, 10, 30, 60 e 90 metros a frente do plano do
visualizador.
×× ×
×
F1F2
F3F4
� �� � �P5
P4
P2
P1
P3
Esquerda
Abaixo
Acima
Direita
Posição do Tool-Face
×× ×
×
F1F2
F3F4
� �� � �P5
P4
P2
P1
P3
Esquerda
Abaixo
Acima
Direita
Posição do Tool-Face
Figura 4.10.: Radar de Visualização.
A seta saindo da origem indica o ângulo de orientação da ferramenta de perfuração (tool-
face), ou seja, indica para onde está direcionado o ângulo de bent housing da ferramenta.
Os pontos F1, F2, F3 e F4 representam a posição futura da trajetória considerando um
ângulo de build-up, para, por exemplo, 100, 200, 300 e 400 metros à frente.
4.1.3. Benefícios Esperados
A imagem produzida pelo visualizador gráfico proporciona uma análise de maior
proximidade da situação de desvio ao apresentar o desvio do ponto de vista da broca. Acredita-se
que essa abordagem traga benefícios diretos à operação de perfuração que poderia se observados
através da redução do tempo necessário para a detecção do desvio e também através da redução
do tempo gasto na operação de orientação da broca.
75
A aplicação do visualizador como ferramenta de auxílio ao operador de direcional permite
acompanhamento efetivo de trajetórias tridimensionais e torna mais transparente o processo de
controle de trajetória durante a perfuração do poço.
As técnicas de mudança de trajetória tradicionalmente utilizadas como “Ouija Board” e
“Diagrama de Ragland” (Bourgoyne et al., 1986) utilizam simplificações para a determinação do
ângulo de tool-face da ferramenta, bem como requerem uma estimativa da variação azimutal
desejada. O Anexo I apresenta uma descrição do Método de Ouija-Board.
Essas técnicas, que podem ser consideradas equivalentes, foram deduzidas a partir da
combinação de uma série de relações trigonométricas simples. Apesar das relações envolvidas
serem simples, a combinação resultante é complexa do ponto de vista da visualização do
processo. Isso contribui para que a perfuração direcional seja uma tarefa altamente especializada
na qual a experiência do técnico de perfuração, adquirida ao longo de vários anos, é um fator
decisivo.
Além de pouco transparente, essas técnicas apresentam a característica de que as correções
são sempre realizadas em relação a um alvo e não em relação à trajetória nominal. Ou seja, dada
uma configuração inicial de inclinação, azimute e profundidade medida, é preciso que se
especifique a configuração final de inclinação, azimute e profundidade medida para que se
determine a orientação do tool-face. Dessa forma a trajetória é sempre corrigida visando atingir o
próximo alvo ao invés de seguir a trajetória nominal.
A aplicação do visualizador gráfico permite acompanhar a execução de poços
tridimensionais buscando seguir a trajetória nominal e descarta a necessidade da criação de alvos
pontuais para efetuar a correção via “Ouija Board”.
Graças à abordagem visual, o processo de controle da trajetória é muito mais transparente e
permite que, não apenas o técnico de direcional, mas toda a equipe perceba e entenda o que está
ocorrendo. Nesse aspecto, a aplicação do visualizador vai de encontro à filosofia de “interactive
drilling ”.
A utilização do visualizador proporcionará também melhorias na segurança da operação,
pois é possível visualizar na mesma tela a posição de poços vizinhos. A percepção da localização
76
de poços vizinhos em relação à trajetória de um novo poço é importante para que se evitem
colisões. Nesse sentido o visualizador poderia ser utilizado como uma ferramenta anti-colisão.
A aplicação do visualizador gráfico é também interessante para a automação do processo de
controle da trajetória, principalmente se utilizado em conjunto com RSS-Rotary Steerable
Systems.
Os RSS têm a característica de perfurar o tempo todo utilizando o giro da coluna e mesmo
assim manter um determinado ângulo de tool-face. Esses sistemas não apresentam a dificuldade
apresentada pelos motores de fundo para ao ajuste do tool-face, onde o ajuste se dá pelo giro da
coluna perfuração e está sujeito a ação do torque reativo. Nos RSS o ajuste da orientação da
ferramenta é feito através da transmissão de comandos diretos para a ferramenta que se ajusta na
orientação desejada.
Dessa forma, o visualizador poderia ser utilizado para fechar o “loop” e realimentar o RSS.
Tolerâncias de desvios poderiam ser estabelecidas, e toda vez que o desvio excedesse o tolerado a
ferramenta se ajustaria com base na informação de desvio fornecida pelo sistema de visualização.
77
4.2. Sistema Automático de Classificação de Etapas da Perfuração
Esta seção apresenta um sistema capaz de elaborar automaticamente um registro temporal
das operações básicas realizadas durante a perfuração de um poço de petróleo. O sistema de
classificação proposto identifica qual operação está sendo executada através da interpretação de
dados de mud-logging.
Atualmente, o registro das operações realizadas é feito através do Boletim Diário de
Perfuração (BDP). O BDP é um relatório preenchido diariamente na sonda que descreve as
operações executadas nas últimas 24 horas. A descrição das operações é feita em linguagem
natural, ou seja, o responsável pelo preenchimento elabora um pequeno texto no qual descreve as
atividades executadas. Além da descrição, existe um sistema de codificação que permite uma
classificação mais objetiva. A Tabela 4.1 apresenta um trecho de boletim de perfuração.
Tabela 4.1.: Trecho de Boletim Diário de Perfuração.
Perfurando orientado
Perfurando com rotação da coluna e orientado, fazendo back reaming antes da conexão e após perfurar trecho orientado. (20/35kip, 130/170 rpm, 450gpm pela coluna e 200 gpm pela booster line, 3350/3420 psi, tpm = 7,2 m/h)
29612925518:0010/09
Perfurando orientado
Perfurando com rotação da coluna e orientado, fazendo back reaming antes da conexão e após perfurar trecho orientado. (20/35kip, 130/170 rpm, 450gpm pela coluna e 200 gpm pela booster line, 3350/3420 psi, tpm = 6,8 m/h)
292527622418:0009/09
Perfurando orientado
Perfurando orientado27622754117:0008/09
Perfurando rotativo
Perfurando com rotação da coluna275427490.516:3008/09
Perfurando orientado
Perfurando orientado27492741214:3008/09
Etapa(Subcode)Descrição
Prof. Final(m)
Prof. Inicial
(m)
Duração(h)
Início(h)
Data doRelatório
Perfurando orientado
Perfurando com rotação da coluna e orientado, fazendo back reaming antes da conexão e após perfurar trecho orientado. (20/35kip, 130/170 rpm, 450gpm pela coluna e 200 gpm pela booster line, 3350/3420 psi, tpm = 7,2 m/h)
29612925518:0010/09
Perfurando orientado
Perfurando com rotação da coluna e orientado, fazendo back reaming antes da conexão e após perfurar trecho orientado. (20/35kip, 130/170 rpm, 450gpm pela coluna e 200 gpm pela booster line, 3350/3420 psi, tpm = 6,8 m/h)
292527622418:0009/09
Perfurando orientado
Perfurando orientado27622754117:0008/09
Perfurando rotativo
Perfurando com rotação da coluna275427490.516:3008/09
Perfurando orientado
Perfurando orientado27492741214:3008/09
Etapa(Subcode)Descrição
Prof. Final(m)
Prof. Inicial
(m)
Duração(h)
Início(h)
Data doRelatório
Devido ao modo como as informações são registradas no boletim, os registros não são
muito precisos do ponto de vista temporal. Uma das dificuldades em se obter um registro
temporal preciso a partir do BDP é a não uniformidade dos intervalos de classificação.
78
Através da análise de uma amostra de boletins de vários poços, foi observado que o menor
intervalo de classificação utilizado é de 30 minutos, enquanto o maior intervalo observado foi de
24 horas. Isso distorce a totalização do tempo gasto em cada operação porque esse tempo passa a
ser influenciado pela partição do intervalo.
Considerando, por exemplo, a última linha da Tabela 4.1, que se refere a um intervalo de
cinco horas que foi classificado como “Perfurando Orientado”, com certeza outras etapas foram
executadas nesse mesmo intervalo. No entanto, como essas etapas não foram individualizadas no
momento do registro, não é possível saber exatamente quais etapas foram nem o respectivo
tempo de sonda consumido.
A não uniformidade nos intervalos de tempo aliada à subjetividade no processo de
preenchimento inviabilizam a utilização do boletim como fonte de informação para análises mais
específicas, como, por exemplo, tempo total gasto com repasses, tempo gasto em manobras, etc.
O sistema automático de classificação proposto nesse trabalho busca realizar uma
classificação contínua das operações realizadas a partir da análise e interpretação de parâmetros
medidos pelos sensores de superfície. A principal vantagem dessa abordagem consiste no registro
contínuo das atividades, esse registro pode ser utilizado em tempo real para elaborar relatórios
que serão úteis para a análise dos tempos gastos em cada uma das atividades.
Corti et al. (1992) apresentaram um protótipo de sistema especialista para identificação do
estado de operação da sonda de perfuração a partir de dados coletados por sensores. Esse sistema
fazia parte o projeto ADIS (Schenato et al., 1991). Yue et al. (2004) propuseram uma iniciativa
semelhante para o monitoramento de uma sonda pneumática utilizada na caracterização de solos.
Niedemayr et al. (2005) propuseram um método similar para identificação do estado de sondas de
perfuração de poços.
As informações utilizadas pelo sistema de classificação proposto são as informações dos
sensores de superfície coletadas pelo sistema de mud-logging. As seções seguintes descrevem o
sistema automático de classificação. Maiores informações sobre o sistema descrito nessa seção
podem ser encontradas em Tavares et al. (2005).
79
4.2.1. Etapas da Operação de Perfuração
Para realizar a classificação automática inicialmente é necessário estabelecer quais são os
eventos que podem ocorrer durante a operação de perfuração.
A perfuração de um poço de petróleo não é um processo contínuo constituído de uma única
operação. Se examinarmos numa escala menor é possível notar que a perfuração de um poço de
petróleo é constituída de uma seqüência de eventos discretos. Esses eventos menores
compreendidos na operação de perfuração serão aqui chamados de etapas da operação de
perfuração.
Para esse trabalho, foram identificadas seis etapas básicas. A Figura 4.11 ilustra o processo
de decomposição da operação de perfuração, e apresenta as siglas que serão utilizadas para
identificar cada uma das seis etapas.
Perfuração
Perfurando Rotativo
Repassando Rotativo
Perfurando Não-Rotativo
Repassando/Ajustando
Não-RotativoManobrando Circulando
PR RR PNR RANR M C
Perfuração
Perfurando Rotativo
Repassando Rotativo
Perfurando Não-Rotativo
Repassando/Ajustando
Não-RotativoManobrando Circulando
Perfurando Rotativo
Perfurando Rotativo
Repassando Rotativo
Repassando Rotativo
Perfurando Não-RotativoPerfurando
Não-Rotativo
Repassando/Ajustando
Não-Rotativo
Repassando/Ajustando
Não-RotativoManobrandoManobrando CirculandoCirculando
PR RR PNR RANR M C
Figura 4.11.: Etapas Básicas da Operação de Perfuração.
As seis etapas apresentadas representam um esforço inicial para demonstrar a aplicação de
um sistema automático para a classificação de etapas. Nada impede que novas etapas sejam
adicionadas, ou mesmo que as etapas aqui definidas sejam modificadas.
A Tabela 4.2 apresenta uma breve descrição de cada etapa identificada, destacando o modo
rotativo e não-rotativo.
80
Tabela 4.2.: Descrição das Etapas.
RANR
RR
-
-
NãoRotativo
Rotativo
Modo
Circulando: nessa etapa não existe ganho de profundidade. É caracterizada pela circulação de fluido, pelo alto nível de carga no gancho e uma rotação mais moderada da coluna de perfuração.
C
Manobrando: essa etapa é correspondente à adição ou subtração de uma secção na coluna de perfuração. Caracteriza-se pelo acunhamento da coluna que implica num baixo nível de carga no gancho. A coluna permanece sem rotação.
M
Repassando ou Ajustando Ferramenta: nessa etapa a broca não avança efetivamente aumentando a profundidade final do poço. Existe circulação de fluido de perfuração e um alto nível de carga no gancho. Essa condição indica que estásendo feito um repasse ou que se está orientando a ferramenta de fundo.
Perfurando Não Rotativo (“Orientado”): nessa etapa a broca avança efetivamente aumentando a profundidade do poço. A diferença aqui é que a coluna está parada e o avanço ocorre devido à atuação da ferramenta de fundo (downhole motors). Existe circulação de fluido de perfuração e um alto nível de carga no gancho.
PNR
Repassando: nessa etapa, apesar de existir um nível alto de carga no gancho, circulação e rotação da coluna, a broca não avança efetivamente aumentando a profundidade final do poço. É uma situação onde está havendo repasse de um trecho já perfurado.
Perfurando Rotativo: nessa etapa ocorre a perfuração propriamente dita, a broca avança efetivamente aumentando a profundidade do poço. A coluna está girando e há circulação de fluido de perfuração. A coluna não está acunhada implicando num alto nível de carga no gancho.
PR
Descrição da EtapaSigla
RANR
RR
-
-
NãoRotativo
Rotativo
Modo
Circulando: nessa etapa não existe ganho de profundidade. É caracterizada pela circulação de fluido, pelo alto nível de carga no gancho e uma rotação mais moderada da coluna de perfuração.
C
Manobrando: essa etapa é correspondente à adição ou subtração de uma secção na coluna de perfuração. Caracteriza-se pelo acunhamento da coluna que implica num baixo nível de carga no gancho. A coluna permanece sem rotação.
M
Repassando ou Ajustando Ferramenta: nessa etapa a broca não avança efetivamente aumentando a profundidade final do poço. Existe circulação de fluido de perfuração e um alto nível de carga no gancho. Essa condição indica que estásendo feito um repasse ou que se está orientando a ferramenta de fundo.
Perfurando Não Rotativo (“Orientado”): nessa etapa a broca avança efetivamente aumentando a profundidade do poço. A diferença aqui é que a coluna está parada e o avanço ocorre devido à atuação da ferramenta de fundo (downhole motors). Existe circulação de fluido de perfuração e um alto nível de carga no gancho.
PNR
Repassando: nessa etapa, apesar de existir um nível alto de carga no gancho, circulação e rotação da coluna, a broca não avança efetivamente aumentando a profundidade final do poço. É uma situação onde está havendo repasse de um trecho já perfurado.
Perfurando Rotativo: nessa etapa ocorre a perfuração propriamente dita, a broca avança efetivamente aumentando a profundidade do poço. A coluna está girando e há circulação de fluido de perfuração. A coluna não está acunhada implicando num alto nível de carga no gancho.
PR
Descrição da EtapaSigla
As etapas foram definidas considerando apenas as fases que são perfuradas com retorno de
fluido de perfuração para a superfície. Nas fases com retorno de fluido para a superfície, o
sistema de mud-logging está totalmente ativo monitorando os parâmetros da operação.
As seis etapas apresentadas podem não ser adequadas para as fases iniciais da perfuração
do poço (perfuração sem retorno para a superfície), bem como para operações especiais no poço
(pescaria, testemunhagem, etc.).
A tecnologia de perfuração considerada para determinar as etapas apresentadas na Tabela
4.2 foi perfuração através da utilização de motor de fundo. Essa técnica foi escolhida por ser uma
tecnologia tradicional e amplamente utilizada. Considerando-se outra tecnologia, pequenos
ajustes serão necessários. Considerando, por exemplo, o uso de Rotary Steerable Systems RSS,
não faria sentido diferenciar “Perfurando Rotativo” e “Perfurando Não Rotativo”, uma vez que os
RSS são projetados para perfurar o tempo todo com rotação da coluna de perfuração. Nesse caso
81
seria necessário um ajuste na definição das etapas através da remoção das etapas de perfuração e
repasse não-rotativos.
4.2.2. Arquitetura do sistema de classificação
Para identificar qual a etapa que está sendo executada, o sistema necessita de algumas das
informações coletadas pelos sensores de superfície do sistema de mud-logging. Esse trabalho
propõe o uso de quatro parâmetros:
• Profundidade da Broca - Bit Depth;
• Carga no Gancho – WOH;
• Stand Pipe Pressure – SPP;
• Rotação da Coluna – RPM.
A partir do comportamento desses quatro parâmetros é possível identificar as seis etapas
definidas. A Figura 4.12 apresenta uma ilustração da arquitetura do sistema.
Os parâmetros, depois de lidos, são interpretados de acordo com um conjunto de regras pré-
estabelecidas. Como resultado, o sistema irá associar, de acordo com o conjunto de regras, uma
etapa para cada conjunto de informações lido.
InferênciaIdentificação da
Operação
Conjunto de Regras
Leitura dos Parâmetros
Histórico de Operações
Registro dos Parâmetros
Sistema
InferênciaIdentificação da
Operação
Conjunto de Regras
Leitura dos Parâmetros
Histórico de OperaçõesHistórico de Operações
Registro dos ParâmetrosRegistro dos Parâmetros
Sistema
Figura 4.12.: Arquitetura do Sistema de Classificação
Note que se a freqüência de monitoramento do sistema de mud-logging for de um dado a
cada segundo, a cada segundo quatro parâmetros serão lidos e a etapa que está sendo executada
82
identificada. Dessa forma, a classificação produzida apresentará a mesma freqüência dos dados
de entrada.
A classificação obtida pode ser utilizada para gerar um relatório das etapas executadas de
maneira automática, gerando dessa forma um histórico cuja precisão reflete a freqüência dos
dados de entrada.
É importante ressaltar que a leitura dos parâmetros de mud-logging, além de ser realizada
online na sonda, poderia também ser realizada a partir de registros armazenados. Ou seja, o
sistema poderia ser utilizado na sonda em tempo real para gerar automaticamente o histórico das
operações, ou também poderia ser utilizado para realizar a classificação de uma base de dados
referente a poços já perfurados.
Cabe também destacar a importância da automatização do processo devido ao grande
volume de informações. Se considerarmos uma amostragem segundo a segundo, para apenas uma
hora de operação seriam gerados 14400 (4x3600) dados o que torna a classificação automática
vital.
O conjunto de regras representa o conhecimento embutido no sistema e foi elaborado a
partir do conhecimento básico das características de cada etapa em relação aos quatro parâmetros
considerados. Cada etapa é representada por uma regra do tipo Se�Então. A Tabela 4.3
apresenta o conjunto de regras utilizado, note que existe uma regra para cada uma das seis etapas.
Tabela 4.3.: Conjunto de Regras.
Configuração de Parâmetros
Circulando - CAltaAltaNulaMenor que a máxima
Manobrando - MBaixaBaixaNulaVariação nula
Repassando/Ajustando Não-Rotativo - RANR
AltaAltaNulaVariação positiva, negativa ou nula e profundidade
menor que a máxima e ainda dentro da seção
Perfurando Não-Rotativo - PNR
AltaAltaNulaVariação positiva e profundidade maior ou igual a
máxima
Repassando Rotativo -RR
AltaAltaAltaVariação positiva, negativa ou nula e profundidade
menor que a máxima e ainda dentro da seção
Perfurando Rotativo -PR
AltaAltaAltaVariação positiva e profundidade maior ou igual a
máxima
Classificação ResultanteSPPWOHRPMProfundidade da Broca
Configuração de Parâmetros
Circulando - CAltaAltaNulaMenor que a máxima
Manobrando - MBaixaBaixaNulaVariação nula
Repassando/Ajustando Não-Rotativo - RANR
AltaAltaNulaVariação positiva, negativa ou nula e profundidade
menor que a máxima e ainda dentro da seção
Perfurando Não-Rotativo - PNR
AltaAltaNulaVariação positiva e profundidade maior ou igual a
máxima
Repassando Rotativo -RR
AltaAltaAltaVariação positiva, negativa ou nula e profundidade
menor que a máxima e ainda dentro da seção
Perfurando Rotativo -PR
AltaAltaAltaVariação positiva e profundidade maior ou igual a
máxima
Classificação ResultanteSPPWOHRPMProfundidade da Broca
83
A etapa “Manobrando”, por exemplo, estará caracterizada quando não houver variação na
profundidade, não houver rotação da coluna, houver um nível baixo de carga no gancho e um
nível baixo de pressão no stand pipe.
A definição dos níveis “Alta” e “Baixa” depende dos equipamentos que estão sendo
utilizados. Nesse trabalho foram considerados os seguintes valores:
• RPM Alta: valor superior a 25 rpm.
• WOH Alta: valor superior a 200 klbs.
• WOH Baixa: valor inferior a 200 klbs.
• SPP Alta: valor superior a 1500 psi.
• SPP Baixa: valor inferior a 1500 psi.
4.2.3. Benefícios Esperados
O principal benefício proporcionado pelo sistema de classificação automática é a
possibilidade de documentar precisamente como foi gasto cada minuto durante a operação de
perfuração.
Essa informação é vital para estudos que busquem minimizar tempo não-produtivo (NPT) e
aumentar a eficiência da operação de perfuração. A utilização racional do tempo durante a
perfuração é particularmente relevante na exploração offshore onde os custos são fortemente
afetados pela variável tempo.
Como o sistema realiza a classificação de maneira automática, a classificação não está
exposta a possíveis erros cometidos no processo manual de preenchimento do relatório. Nesse
sentido, pode-se considerar o relatório gerado por esse sistema mais confiável e preciso se
comparado aos relatórios atualmente disponíveis.
Através da análise dos relatórios de diversos poços será possível estabelecer análises
comparativas e identificar casos onde o gasto de tempo esteja sendo excessivo. Poderia, por
84
exemplo, ser definida uma nova etapa para identificar o tempo gasto em problemas de
perfuração.
Uma vez identificado casos onde houve gasto excessivo de tempo, essa informação pode
ser utilizada no planejamento de novos poços. Dessa forma, durante o planejamento desses novos
poços, ações preventivas podem ser adotadas visando eliminar o gasto excessivo de tempo em
determinada etapa. Essas ações dependerão da natureza do problema observado e podem incluir
desde ajustes no programa de perfuração até modificações no projeto de novos poços.
Outra aplicação possível seria a utilização do sistema para determinar o impacto, em termos
de tempo de sonda, decorrente da introdução de novas ferramentas ou tecnologias. O sistema
permitiria medir a real economia proporcionada por novas ferramentas ou procedimentos.
Devido à precisão e ao nível de detalhamento, a classificação obtida pode ser bastante útil
para análises de benchmark envolvendo diferentes equipes, sondas, campos, etc. Poderia ser
utilizada, por exemplo, para realizar uma análise comparativa do desempenho de diferentes
sondas em relação ao tempo gasto em manobras, ou ao tempo gasto para realizar conexões. Dessa
forma seria possível identificar casos com um desempenho abaixo da média e desenvolver ações
específicas para a melhoria de desempenho.
85
4.3. Procedimento para Identificação de Problemas de Perfuração
Problemas de perfuração e quebra de equipamentos são fontes bastante comuns de NPT
(Non-productive Time) durante a perfuração de poços. A eliminação/minimização do tempo não-
produtivo é algo desejável na perfuração de qualquer poço, principalmente, em operações de
perfuração offshore, onde o custo diário da sonda representa uma parcela importante do custo
total do poço.
A identificação precoce de problemas já foi objeto de diversos estudos, principalmente
relacionados a kick e prisão de coluna. Esses estudos resultaram em sistemas de detecção
antecipada de problemas (early detection systems), mas nenhum sistema foi amplamente acolhido
para a aplicação no campo. As razões para a rejeição desses sistemas são basicamente duas, o
excesso de complexidade dos sistemas e o alto índice de alarmes falsos produzidos.
O excesso de complexidade pode ser melhor traduzido como falta de praticidade. Alguns
sistemas exigem processos extensos de entrada de dados e de calibração que devem ser repetidos
a cada nova fase. O alto índice de alarmes falsos faz com que esses sistemas percam credibilidade
e, no decorrer do tempo, passem a ser ignorados pela equipe de sonda.
Ciente dessas dificuldades pode-se deduzir que uma ferramenta de detecção antecipada de
problemas de perfuração deve apresentar duas virtudes básicas: facilidade de operação e baixo
índice de alarmes falsos.
Essa seção apresenta uma estratégia de identificação de problemas através da observação da
evolução dos parâmetros de superfície no tempo. A idéia é propor um procedimento para a
detecção antecipada de problemas baseada na observação da “assinatura” do problema. Ou seja,
busca-se identificar, a partir dos dados dos sensores de superfície, qual seria o comportamento
característico dos parâmetros diante da ocorrência do problema.
86
4.3.1. Procedimento de Identificação de Problemas
De acordo com a classificação apresentada na Tabela 2.1, o fluido de perfuração está
relacionado a diversos problemas de perfuração. Agrupando a classe de problemas motivados por
aspectos relativos ao fluido, é possível evoluir na análise e apontar quais seriam os indícios da
ocorrência de cada problema.
A Tabela 4.4 apresenta as observações de superfície que poderiam ser interpretadas como
indícios de problemas no poço. A primeira coluna indica o problema, a segunda coluna indica a
condição do fluido de perfuração, e finalmente a terceira coluna indica qual seria a manifestação
esperada na superfície para cada problema.
Tabela 4.4.: Indicativos de ocorrência dos problemas
Peso insuficiente de fluido
Propriedades Inadequadas
Peso insuficiente de fluido
Peso excessivo de fluido
Peso excessivo de fluido
Fluido de Perfuração
Aumento da vazão de retornoGanho de volume nos tanques
Kick
Aumento da Pressão de BombeioAumento do Drag
Aumento do Torque
Má Limpeza do Poço /PackerHidráulico
(Pack-off)
Aumento no retorno de cascalhosCascalhos maiores e irregulares
Aumento do DragAumento do Torque
Desmoronamento de Poço/ Alargamento de
Poço
Aumento do TorqueAumento do Drag
Prisão Diferencial
Reduzida vazão de retornoPerda de volume nos tanques
Perda de Circulação
IndíciosProblema
Peso insuficiente de fluido
Propriedades Inadequadas
Peso insuficiente de fluido
Peso excessivo de fluido
Peso excessivo de fluido
Fluido de Perfuração
Aumento da vazão de retornoGanho de volume nos tanques
Kick
Aumento da Pressão de BombeioAumento do Drag
Aumento do Torque
Má Limpeza do Poço /PackerHidráulico
(Pack-off)
Aumento no retorno de cascalhosCascalhos maiores e irregulares
Aumento do DragAumento do Torque
Desmoronamento de Poço/ Alargamento de
Poço
Aumento do TorqueAumento do Drag
Prisão Diferencial
Reduzida vazão de retornoPerda de volume nos tanques
Perda de Circulação
IndíciosProblema
O procedimento proposto nessa seção consiste na identificação antecipada do problema
através da observação dos indícios presentes nos parâmetros de superfície. Desse modo, os
indícios seriam utilizados como sintomas que estariam anunciando a iminência da ocorrência de
um problema.
A filosofia proposta para a detecção precoce de problemas é baseada na identificação da
“assinatura” de cada problema.
87
A “assinatura” consiste numa configuração especial assumida pelos parâmetros de
perfuração frente a cada um dos problemas. Uma vez determinada a “assinatura” do problema,
um sistema automático poderia ser empregado para inspecionar os dados em busca das
assinaturas dos problemas.
O reconhecimento da assinatura é mais do que o reconhecimento de um retrato instantâneo
ou de uma configuração final. Contempla a captura de todo o processo que culminou na formação
da assinatura. Ou seja, não interessa apenas a configuração final dos parâmetros, mas também o
caminho que cada parâmetro percorreu até atingir a configuração final.
Dessa forma o procedimento pode ser resumido nos dois passos descritos a seguir:
A. Identificação da “Assinatura” do Problema
O processo de identificação da “assinatura”, ou seja, do comportamento característico
assumido pelos parâmetros na presença de determinado problema, deve ser guiado pela análise
do processo físico envolvido em cada caso.
Aspectos relacionados às conseqüências e ao mecanismo de ocorrência dos problemas
indicarão quais parâmetros (pressões, vazões, etc.) devem ser considerados e que comportamento
esses parâmetros irão apresentar.
A “assinatura” deve ser uma observação qualitativa baseada em tendências de
comportamento dos parâmetros. É interessante envolver um número máximo de parâmetros
sempre que possível.
B. Detecção Antecipada através do Monitoramento
Depois de conhecida a assinatura do problema, um módulo automático pode ser
incorporado ao sistema de monitoramento para alarmar sempre que a assinatura ocorrer.
O processo de alarme deve funcionar como um indicativo, atraindo a atenção do
especialista ou operador para uma situação particular, para que o mesmo, através de sua avaliação
própria tome alguma atitude.
88
Podem ser criados níveis gradativos de alarmes dependendo da maior ou menor certeza em
relação à ocorrência do problema. Por exemplo, na presença de um indício fraco, um nível
amarelo de alarme pode ser acionado. Um indício mais forte, ou mesmo a repetição de níveis
amarelos, provocaria um nível vermelho de alarme.
Nessa seção, o procedimento de identificação será aplicado para o problema de packer
hidráulico. Nada impede sua extensão para outros problemas desde que seja possível identificar
uma assinatura característica do problema a partir dos dados de perfuração.
As seções seguintes apresentam a aplicação do procedimento. Inicialmente é feita uma
descrição do problema e a seguir são apontados os sintomas característicos que poderiam ser
interpretados como uma assinatura para o caso de packer hidráulico.
4.3.2. Descrição do Problema Packer Hidráulico
O Packer Hidráulico ocorre devido ao acúmulo de cascalhos dentro do poço. Esses
cascalhos acumulados congestionam o espaço anular e funcionam como uma espécie de cunha no
momento em que o sondador realiza movimentos longitudinais com a coluna.
A conseqüência mais grave de um packer é a prisão mecânica da coluna de perfuração.
Nesse caso, a prisão geralmente ocorre no momento em que o sondador tenta efetuar um repasse
ao final da seção. Ao puxar a coluna para o repasse, os cascalhos acumulados no anular formam
uma cunha entre coluna e parede do poço. Dependendo de sua intensidade, o packer pode
provocar apenas um pico de carga no gancho (drag) ou em casos mais extremos a prisão da
coluna impedindo movimentos longitudinais e de rotação.
Outra conseqüência possível é a perda de circulação. A obstrução do anular dificulta e até
mesmo interrompe o retorno de fluido de perfuração para a superfície. Como resultado a pressão
no fundo do poço aumenta, pois a parcela de pressão que estava sendo empregada para carrear a
coluna de fluido e cascalhos é subitamente aplicada na face exposta da formação. Ocorrerá perda
de circulação se a pressão resultante no fundo do poço for grande o suficiente para fraturar a
89
formação. Devido à obstrução do espaço anular ocorre também um aumento na pressão registrada
no stand pipe.
O packer é um problema de difícil identificação que muitas vezes só é percebido
tardiamente após a prisão da coluna.
As causas que provocam a ocorrência de packer são as mesmas que provocam o acúmulo
de cascalhos no anular do poço. Esse acúmulo pode ser provocado por desmoronamentos da
parede do poço e principalmente por má limpeza do poço.
O acúmulo de cascalhos devido à má limpeza ocorre quando a circulação do fluido de
perfuração não é suficiente para limpar o poço. Ou seja, a taxa de remoção de cascalhos é inferior
à taxa de geração de cascalhos, o que resulta no acúmulo de cascalhos no espaço anular.
A taxa de geração de cascalhos está relacionada diretamente a taxa de penetração da broca
(ROP). A elevação da taxa de penetração resulta na geração de cascalhos a uma taxa mais
elevada.
A taxa de remoção de cascalhos está relacionada a parâmetros do fluido de perfuração.
Conforme destacado no Capítulo 2, tanto a viscosidade do fluido de perfuração quanto a
velocidade de fluxo afetam a eficiência do processo de limpeza.
Um ponto bastante propício ao início do acúmulo de cascalhos é a região de transição entre
o BHA (bottom hole assembly) e os tubos de perfuração. Como o diâmetro externo do BHA é
superior ao diâmetro externo dos tubos de perfuração, a área da seção transversal do anular sofre
um aumento nessa transição.
A Figura 4.13 ilustra qualitativamente o processo de redução de velocidade causado pelo
aumento da seção transversal do espaço anular. O fluido de perfuração ao passar por esse trecho
percebe o aumento do volume anular e perde velocidade. Dependendo da intensidade dessa queda
de velocidade os cascalhos podem estacionar nessa região.
90
Figura 4.13.: Redução de Velocidade na Transição BHA - Tubo de Perfuração.
Do mesmo modo, também motivado pelo aumento do volume anular, a redução de
velocidade do fluxo também ocorre em regiões de “poço arrombado” e rat-hole. A Figura 4.14
ilustra a variação sofrida pelo volume anular do rat-hole durante a passagem da coluna de
perfuração.
O rat-hole corresponde a um pequeno trecho da fase (fundo do poço) que não é revestido
nem preenchido por cimento. Sua formação não é intencional e resulta da dificuldade de se
descer o revestimento até o fundo do poço. Dessa forma, a lama que fica abaixo da extremidade
do revestimento permanece “trapeada” e não é deslocada pelo cimento.
Conforme o BHA sai do rat-hole aumenta o espaço anular, provocando redução da
velocidade e desacelerando o fluxo ascendente de cascalhos. Dependendo da intensidade, esse
processo de redução de velocidade pode resultar no acúmulo de cascalhos nessa região.
91
Figura 4.14.: Redução de velocidade no rat-hole.
4.3.3. Identificação de Assinatura Packer Hidráulico
Considerando que o congestionamento do espaço anular é a principal causa de ocorrência
de packer, a Figura 4.15 apresenta uma descrição esquemática dos eventos esperados
decorrentes do acúmulo de cascalhos no anular do poço.
A Figura 4.15 ilustra a perfuração de uma seção de tubos de perfuração, apresentando
também os indicadores de SPP e WOH. A situação representada em A é o momento logo após o
término da conexão de uma nova seção na coluna. Nesse momento o espaço anular está
relativamente limpo devido ao repasse efetuado antes da conexão de nova seção (prática comum
na perfuração).
Em B, a secção já começa a ser perfurada e o anular já está carregado de cascalhos. Em C,
a circulação de lama já não é capaz de remover todo o cascalho gerado e começa a ocorrer
acúmulo de cascalhos no anular.
Em D, o acúmulo de cascalhos se torna mais severo e existe a possibilidade de obstrução do
espaço anular. Nessa situação, ao puxar a coluna para efetuar o repasse pode ocorrer o
acunhamento da coluna contra a parede do poço.
92
Figura 4.15.: Carregamento do Anular durante a perfuração de uma seção.
Considerando o conjunto de informações atualmente coletado pelo sistema de mud-logging
apresentado no Capítulo 3 e a dinâmica do processo de acúmulo descrita, os sintomas de uma
possível ocorrência de packer hidráulico afetariam principalmente os parâmetros SPP (Pressão no
Stand Pipe) e WOH (Carga no Gancho).
Em casos mais severos o parâmetro Torque pode também ser afetado. A seguir é descrito o
comportamento esperado para esses parâmetros:
93
• Pressão no Stand Pipe - SPP: como resultado do acúmulo de cascalhos a resistência
hidráulica oferecida pelo espaço anular aumenta provocando uma pressão maior no stand
pipe. Essa pressão deve aumentar progressivamente à medida que o anular do poço vai
sendo carregado de cascalhos. No momento da obstrução do anular um pico de pressão
deve ser observado no stand pipe.
• Carga no gancho - WOH: o aumento da quantidade de cascalhos no espaço anular
aumenta a flutuabilidade da coluna, reduzindo dessa forma a carga registrada no gancho de
perfuração. O aumento da flutuabilidade ocorre porque a mistura presente no anular se torna
mais densa afetando a intensidade da força de empuxo aplicada na coluna. Dessa forma, a
carga no gancho irá apresentar uma diminuição progressiva à medida que aumenta a
quantidade de cascalhos no anular. Na situação de acunhamento da coluna deve ser
observado um pico na carga do gancho (drag).
• Torque: devido ao congestionamento do anular, as condições de fricção dentro do poço
podem piorar. Isso implicaria no aumento da resistência à rotação da coluna e
consequentemente no aumento do torque. Mas somente em casos bastante severos deve ser
registrado um aumento no torque medido na superfície.
O comportamento descrito para os parâmetros pode ser interpretado como sintomas que
estão relacionados ao problema packer hidráulico. Considerando apenas os parâmetros SPP e
WOH, o algoritmo da Figura 4.16 poderia ser utilizado para o monitoramento.
94
WOH
SPP
Alerta Risco de PackerHidráulico
Início
Nãook
Diminuição sustentada? ok
Sim
Aumento sustentado?
Sim
NãoWOH
SPP
Alerta Risco de PackerHidráulico
Início
Nãook
Diminuição sustentada? ok
Sim
Aumento sustentado?
Sim
Não
SPP
Alerta Risco de PackerHidráulico
Início
Nãook
Diminuição sustentada? ok
Sim
Aumento sustentado?
Sim
Não
Figura 4.16.: Algoritmo para Detecção de Packer Hidráulico
95
Capítulo 5
Resultados
Nesse capítulo são apresentados e discutidos os resultados obtidos através da utilização dos
procedimentos propostos no Capítulo 4.
Para a obtenção dos resultados foram utilizados dados de três poços perfurados numa
mesma região. Esses poços foram perfurados no mar e serão identificados como Poços A1, A2 e
A3. Para cada poço foi aplicado um procedimento específico para ilustrar os benefícios
produzidos.
Sistema de Visualização para Perfuração
Para ilustrar a aplicação do sistema de visualização , um protótipo do visualizador gráfico
foi empregado. O protótipo utilizou dados reais de MWD que foram recuperados de uma planilha
de perfuração direcional.
Os dados utilizados se referem ao Poço A1 ilustrado na Figura 5.1. O poço em questão é
um poço direcional que foi perfurado numa lâmina de água (L.A.) de 623 metros. A figura indica
também a altura da mesa rotativa (M.R.) e as profundidades e diâmetros das fases.Os trechos de
17 ½’’e 12 ¼’’correspondem respectivamente às fases 2 e 3 do poço.
Essas duas fases foram perfuradas utilizando a técnica de perfuração através de motor de
fundo. Durante a perfuração da fase 2 foi utilizada uma broca tricônica; na fase 3, foram
utilizadas três brocas, sendo uma PDC e duas tricônicas.
96
Figura 5.1.: Desenho Esquemático do Poço A1.
Aproximadamente 140 leituras (fotos) foram efetuadas pelo sistema de MWD ao longo da
perfuração desse poço.
A Figura 5.2 apresenta uma vista espacial da geometria do poço. Note que são
apresentadas duas trajetórias na figura. A linha contínua sem marcadores representa a trajetória
nominal ou de projeto, enquanto a linha contínua com marcadores representa a trajetória real do
poço. Os círculos marcadores na trajetória real representam os pontos exatos onde foram
efetuadas as fotos de MWD.
A Figura 5.3 apresenta as vistas de afastamento horizontal e planta, também apresentando
a trajetória nominal e a trajetória real. Pela vista de planta podemos notar que, de acordo com a
concepção de projeto, trata-se de um poço bidimensional pois possui um azimute único. Podemos
notar também que, apesar do projeto bidimensional o poço real possui uma trajetória
tridimensional.
As Figura 5.2 e Figura 5.3 destacam também os pontos correspondentes às visualizações
que serão apresentadas nessa seção.
97
50 ª Foto
115 ª Foto
15ª Foto
50 ª Foto
115 ª Foto
15ª Foto
Figura 5.2.: Trajetória Espacial do Poço A1.
15ª Foto
50 ª Foto
115 ª Foto
15ª Foto
50 ª Foto
115 ª Foto
15ª Foto
50 ª Foto
115 ª Foto
15ª Foto
50 ª Foto
115 ª Foto
Figura 5.3.: Afastamento e Planta do Poço A1.
98
A seguir, é apresentada a imagem produzida pelo visualizador gráfico para três pontos
distintos durante a perfuração.
A Figura 5.4 apresenta a imagem produzida para o ponto referente à foto de número 15.
Note que nesse ponto o poço ainda é vertical, ou seja, possui inclinação menor que 3 graus. O
centro do radar corresponde à posição instantânea da broca.
A inspeção da imagem permite concluir que o desvio existente nesse momento é da ordem
de 10 metros. Os pontos da trajetória de projeto estão todos agrupados ao norte da broca.
Também é possível notar que para a correção do desvio é necessário ajustar a posição do tool-
face para a direção norte.
Oeste (m)
Norte (m)
Sul (m)
Leste (m)Oeste (m)
Norte (m)
Sul (m)
Leste (m)
Figura 5.4.: Trecho Vertical - Visualização para o ponto referente à 15ª foto.
A Figura 5.5 apresenta a imagem produzida para a foto de número 50. Nesse ponto o poço
é direcional. Nesse caso o desvio existente é da ordem de 15 metros e a trajetória de projeto está
abaixo da posição instantânea da broca.
99
Para a correção do desvio é necessário “descer o poço”, ou seja, direcionar o tool-face para
baixo e iniciar perfuração orientada. Mas por outro lado, note que as posições futuras da trajetória
de projeto estão se aproximando progressivamente da broca. Isso indica que ao continuar
perfurando rotativo o desvio irá diminuir e que talvez o mais indicado neste momento seja
continuar perfurando rotativo ao invés de realizar uma correção.
Supondo que seja iniciada perfuração orientada com o tool-face indicado no radar, essa
decisão somente iria agravar a situação de desvio.
Lado Esquerdo (m)
Lado Alto (m)
Lado Baixo (m)
Lado Direito (m)
Lado Esquerdo (m)
Lado Alto (m)
Lado Baixo (m)
Lado Direito (m)
Figura 5.5.: Trecho Direcional - Visualização para o ponto referente à 50ª foto.
A Figura 5.6 apresenta a imagem produzida para a foto de número 115. Nesse caso o
desvio existente é mais expressivo e é da ordem de 45 metros. A trajetória de projeto está acima e
a direita da posição da broca. Nesse caso para a correção do desvio seria necessário defletir o
poço para cima e para a direita. Para tanto, um ajuste fino no tool-face seria apropriado.
100
Lado Esquerdo (m)
Lado Alto (m)
Lado Baixo (m)
Lado Direito (m)
Lado Esquerdo (m)
Lado Alto (m)
Lado Baixo (m)
Lado Direito (m)
Figura 5.6.: Trecho Direcional - Visualização para o ponto referente à 115ª foto.
As imagens produzidas pelo visualizador facilitam a interpretação da situação de desvio e
auxiliam na tomada de decisões para a correção.
Considerando o processo de correção de desvios, além da indicação proporcionada pelo
visualizador, existem outros fatores que devem ser ponderados. Entre esses fatores estão
restrições como, por exemplo, limites de dogleg e ondulação.
Por exemplo, para o caso apresentado na Figura 5.6, apesar do visualizador indicar que é
preciso corrigir o poço defletindo-o para cima a fim de eliminar o desvio, é necessário ponderar
também os efeitos que essa correção produziria em termos de dogleg e ondulações no poço.
101
Sistema Automático de Classificação de Etapas da Perfuração
Para ilustrar a utilização do sistema automático de classificação de etapas proposto, foi
realizado um teste com dados reais de mud-logging. Além de ilustrar a aplicação do sistema esse
teste busca verificar o funcionamento do protótipo desenvolvido e a consistência dos resultados
produzidos.
As informações utilizadas foram extraídas de um arquivo, ou seja, o teste não aconteceu em
tempo real. No arquivo utilizado, os parâmetros estão registrados em relação ao tempo na
freqüência de um dado por minuto. Os dados utilizados são referentes à fase 4 (trecho de 8 ½ ’’)
do Poço A2. Trata-se de um poço horizontal. A fase de interesse foi perfurada utilizando motor
de fundo. A Figura 5.7 apresenta um esquema simplificado do Poço A2.
Figura 5.7.: Desenho Esquemático Simplificado do Poço A2.
A Figura 5.8 apresenta a vista de afastamento horizontal. Nessa figura, a região da
trajetória com pequenos círculos marcadores representa a fase cujos dados serão classificados.
Note que o poço de 8 ½’’ inclui um trecho de ganho de ângulo, onde a inclinação aumenta
progressivamente, e todo o trecho horizontal.
102
Figura 5.8.: Afastamento Horizontal do Poço A2.
Como os dados de mud-logging utilizados estão amostrados minuto a minuto, o sistema de
classificação irá produzir uma classificação para cada minuto da operação. O sistema classificou
66 horas da operação de perfuração do Poço A2.
Foram classificadas as etapas executadas entre 06:00h do dia 07/09 e 00:00h do dia 10/09,
nesse período o poço avançou aproximadamente 600 metros. No total foram 3960 classificações
efetuadas.
A Tabela 5.1 apresenta uma pequena amostra da classificação produzida para um intervalo
de três horas a partir da 01:00h do dia 08/09. Na primeira coluna são apresentados os rótulos
utilizados para identificar as etapas. A terceira coluna apresenta o tempo em minutos que foi
consumido por cada etapa dentro do intervalo considerado. Para a situação ilustrada pode-se
notar que a maior parte do intervalo de tempo foi gasta em etapas não-rotativas.
103
Tabela 5.1.: Etapas Realizadas entre 01:00h e 04:00h do dia 08/09.
Através da classificação produzida pelo sistema automático é possível conhecer com
precisão onde foi gasto cada minuto do intervalo de tempo considerado.
A Figura 5.9 apresenta a classificação produzida num formato gráfico. Nessa figura são
apresentadas informações relativas às mesmas três horas de operação consideradas na tabela
anterior. Os quatro primeiros perfis representam os dados de mud-logging utilizados para
determinar a classificação. O último perfil representa a classificação automática produzida pelo
sistema de classificação, de acordo com os rótulos definidos para cada etapa.
Note que, conforme a classificação atribuída pelo sistema, nesse intervalo ocorreu apenas
uma manobra para adição de secção. É possível também observar que antes da manobra foi feito
o repasse da última seção no modo não-rotativo.
104
Figura 5.9.: Séries Temporais e Classificação de Etapas entre 01:00h e 04:00h do dia 08/09.
A Figura 5.10 apresenta a classificação para o período compreendido entre 00:00h e
07:00h do dia 09/09. Nesse intervalo foram realizadas duas manobras e o poço avançou
aproximadamente 50 metros.
105
Figura 5.10.: Séries Temporais e Classificação de Etapas entre 00:00h e 07:00h do dia 09/09.
A Figura 5.11 apresenta a classificação para o período compreendido entre 12:00h e
19:00h do dia 07/09. Nesse intervalo o poço avançou aproximadamente 100 metros e para tanto
foram realizadas três manobras.
Note que através dessa figura é possível observar indícios de má qualidade nos dados
utilizados. No perfil de profundidade da broca , os dois trechos destacados representam variações
106
bruscas da ordem de 20 metros na profundidade da broca. Essas variações, provavelmente, não
ocorreram fisicamente no poço e devem ter sido causadas por erros na medição do parâmetro ou
na calibração do software de mud-logging. No perfil de RPM é possível observar um valor de
aproximadamente 270rpm, enquanto a faixa comum de RPM observada foi de 0 a 60rpm.
Figura 5.11.: Séries Temporais e Classificação de Etapas entre 12:00h e 19:00h do dia 07/09.
107
A má qualidade dos dados prejudica o adequado funcionamento do sistema de classificação
e pode induzir erros. Dados de má qualidade resultarão numa classificação igualmente de baixa
qualidade. Para que isso não afete a qualidade da classificação final seria necessário melhorar a
qualidade dos dados utilizados ou mesmo utilizar um procedimento de validação dos dados antes
de sua utilização.
Esse procedimento de validação funcionaria como um filtro que impediria que valores
irreais fossem fornecidos ao sistema de classificação. Apesar da utilização do filtro impedir a
classificação de dados inválidos, para o sistema de classificação, o ideal seria que o processo de
aquisição dos dados fosse melhorado de forma a produzir dados de melhor qualidade.
Com o objetivo de verificar o funcionamento do sistema de classificação, e a consistência
dos resultados obtidos, os mesmos foram comparados com a descrição registrada no boletim
diário de perfuração do Poço A2. Esta comparação está resumida na Tabela 5.2.
Examinando na tabela as colunas referentes ao boletim diário de perfuração vemos que a
coluna “Descrição do Boletim” contém a descrição da operação para o intervalo de tempo. Cada
linha da tabela representa uma linha do boletim diário. Podemos notar que os intervalos de tempo
não são uniformes e variam de 0,5 a 2,5 horas na maioria dos casos. A linha 40 da tabela foi uma
exceção observada e apresenta um intervalo de 24 horas.
Examinando as colunas referentes ao sistema automático de classificação vemos que para
cada linha é apresentada a classificação atribuída pelo sistema de acordo com as siglas definidas
na Seção 4.2. A classificação do sistema é expressa em termos percentuais porque, como foi
observado nas figuras anteriores, o sistema de classificação automático atribui uma classificação
a cada minuto. Analisando a tabela tomando, por exemplo, a linha 06 que se refere a um intervalo
de 1 hora (60 min), temos que o sistema de classificação irá atribuir 60 classificações para esse
período. A leitura da classificação do sistema para a linha 06 indica que 28% do intervalo (17
min) foi gasto com a etapa Perfurando Rotativo-“PR”, 18% do intervalo (11 min) foi gasto com a
etapa Repassando Rotativo-“RR”, 33% (20 min) foi gasto com a etapa Perfurado Não Rotativo-
“PNR” e 20% do intervalo (12 min) foi gasto com a etapa Repassando ou Ajustando Ferramenta
Não Rotativo-“RANR”.
108
Tabela 5.2.: Comparação entre a classificação automatizada produzida pelo sistema e a classificação registrada no BDP.
Num
da
Linh
a
Boletim Diário Classificação Automática
Dat
a
Iníc
io
Dur
ação
(h
r)
Descrição do Boletim Modo
Rotativo Modo Não Rotativo M C O
PR RR PNR RANR
1 7/9/03 7:00 2.5 PERFURANDO ORIENTADO. 37% 5% 33% 19% 3% 0% 3%
2 7/9/03 9:30 1.5 PERFURANDO COM GIRO DA COLUNA. 73% 8% 3% 9% 6% 1% 0%
3 7/9/03 11:00 1 PERFURANDO ORIENTADO. 22% 5% 43% 23% 2% 0% 5%
4 7/9/03 12:00 0.5 PERFURANDO COM GIRO DA COLUNA. 80% 3% 0% 17% 0% 0% 0%
5 7/9/03 12:30 1.5 PERFURANDO ORIENTADO. 0% 12% 0% 78% 4% 0% 6%
6 7/9/03 14:00 1 PERFURANDO COM GIRO DA COLUNA. 28% 18% 33% 20% 0% 0% 0%
7 7/9/03 15:00 1 PERFURANDO ORIENTADO. 0% 0% 50% 38% 7% 2% 3%
8 7/9/03 16:00 1 PERFURANDO COM GIRO DA COLUNA. 40% 10% 17% 33% 0% 0% 0%
9 7/9/03 17:00 1 PERFURANDO ORIENTADO. 0% 0% 27% 58% 10% 0% 5%
10 8/9/03 18:00 1.5 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA. 40% 17% 27% 16% 0% 1% 0%
11 8/9/03 19:30 1.5 PERFURANDO ORIENTADO. 16% 3% 50% 22% 4% 0% 4%
12 8/9/03 21:00 2 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA. 53% 18% 0% 25% 3% 1% 1%
13 8/9/03 23:00 1 PERFURANDO ORIENTADO. 17% 8% 50% 23% 2% 0% 0%
14 8/9/03 0:00 0.5 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA. 40% 27% 0% 17% 17% 0% 0%
15 8/9/03 0:30 0.5 PERFURANDO ORIENTADO. 20% 0% 57% 23% 0% 0% 0%
16 8/9/03 1:00 0.5 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA. 27% 3% 27% 43% 0% 0% 0%
17 8/9/03 1:30 0.5 PERFURANDO ORIENTADO. 0% 0% 60% 23% 13% 0% 3%
18 8/9/03 2:00 0.5 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA. 37% 23% 3% 37% 0% 0% 0%
19 8/9/03 2:30 0.5 PERFURANDO ORIENTADO. 0% 0% 77% 20% 0% 0% 3%
20 8/9/03 3:00 0.5 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA. 30% 3% 13% 33% 0% 0% 20%
21 8/9/03 3:30 1 PERFURANDO ORIENTADO. 3% 7% 53% 25% 7% 0% 5%
22 8/9/03 4:30 0.5 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA. 60% 7% 13% 20% 0% 0% 0%
23 8/9/03 5:00 0.5 PERFURANDO ORIENTADO. 0% 0% 73% 23% 0% 0% 3%
24 8/9/03 5:30 0.5 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA. 27% 20% 13% 30% 0% 0% 10%
- -
-
- -
-
- -
-
- -
-
- -
-
- -
-
- -
-
- -
-
- -
-
- -
-
- -
-
- -
-
36 8/9/03 13:30 1 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA 82% 13% 0% 5% 0% 0% 0%
37 8/9/03 14:30 2 PERFURANDO ORIENTADO. 0% 0% 34% 56% 3% 0% 8%
38 8/9/03 16:30 0.5 PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA 47% 27% 0% 23% 3% 0% 0%
39 8/9/03 17:00 1 PERFURANDO ORIENTADO. 5% 7% 57% 27% 0% 0% 5%
40 9/9/03 18:00 24
PERFURANDO COM ROTAÇÃO DA COLUNA E ORIENTADO, FAZENDO BACK REAMING ANTES DA CONEXÃO E APÓS PERFURAR
TRECHO ORIENTADO.
33% 14% 21% 25% 2% 0% 5%
109
Note pela tabela que a classificação do BDP e do sistema automático se tornam mais
próximas quando o intervalo de tempo considerado é menor. Isso acontece porque para intervalos
menores o BDP consegue fornecer informações mais precisas sobre as etapas executadas. Na
prática, para intervalos maiores, onde geralmente é executado um número maior de etapas, o
fiscal atribui ao intervalo a classificação que ele julga ser mais relevante (a que ocupou a maior
parte do intervalo de tempo, ou a que foi mais produtiva, por exemplo). Dessa forma, informação
detalhada a respeito das etapas executadas é perdida e não pode mais ser recuperada a partir dos
registros do BDP.
A linha 16 é um exemplo onde a descrição registrada no boletim não representa
adequadamente as etapas executadas. O boletim atribui a essa linha a descrição de “Perfurando
com rotação da coluna”, mas de acordo com a classificação do sistema apenas 27% do intervalo
foi gasto Perfurando Rotativo – PR. Possivelmente, quando o boletim se refere a perfurando com
rotação de coluna ele está se referindo a soma do tempo gasto com as etapas PR e RR, mas
mesmo com essa consideração o tempo gasto perfurando rotativo representa apenas 30% do
intervalo. Na verdade, de acordo com os dados e com a classificação do sistema (Figura 5.9),
70% desse intervalo foi gasto em etapas não rotativas e essa informação não está expressa no
BDP.
Apesar do sistema de classificação possuir um conjunto simples de regras ele é capaz de
identificar corretamente grande parte das etapas executadas. Se aspectos relativos à precisão e ao
detalhamento das etapas executadas forem considerados, podemos concluir que a classificação
produzida pelo sistema automático apresenta significativas vantagens em relação à descrição
apresentada no BDP. A utilização do sistema automático para a elaboração de um relatório de
etapas executadas proporcionaria o acompanhamento minuto a minuto da operação de
perfuração.
A Tabela 5.2 permite também observar que uma pequena percentagem dos dados não foi
classificada. A coluna “O” representa a parcela dos dados que não foram classificados pelo
sistema. A existência de dados não classificados pode ser atribuída a dois fatores.
O primeiro é a qualidade dos dados de mud-logging, a presença de ruídos e outliers
prejudica a classificação. O segundo fator é a adequação do sistema de regras. As regras estão
110
definidas de forma que cada etapa corresponde a uma configuração particular de parâmetros.
Configurações inesperadas de parâmetros podem prejudicar a classificação.
Por exemplo, na etapa “Manobrando”, pode ocorrer um atraso entre o desligamento das
bombas de fluido e o acunhamento da coluna. Durante esse atraso será gerada uma configuração
inesperada de parâmetros que não será reconhecida pelo sistema. A melhoria da qualidade dos
dados de mud-logging e das regras será capaz de reduzir a porcentagem de dados não
classificados.
Utilizando a classificação produzida pelo sistema é possível consolidar num único gráfico a
distribuição do tempo gasto na operação de perfuração. A Figura 5.12 apresenta o tempo
consumido por cada etapa durante as 66 horas de operação classificadas.
Figura 5.12.: Distribuição das Etapas no Intervalo Classificado.
Conforme a distribuição, apenas 0,4 % do tempo foi gasto com a etapa “C-Circulando”,
isso é positivo, visto que essa etapa é geralmente considerada não-produtiva. Não foram
observados problemas de perfuração durante o período classificado.
111
O tempo gasto nas etapas “RR - Repassando Rotativo” e “RANR - Repassando ou
Ajustando Não-Rotativo” apresenta-se elevado, principalmente se considerarmos que durante
essas etapas não ocorre aumento na profundidade do poço. Mas é preciso lembrar que parte dos
repasses é na verdade programada, como por exemplo o repasse ao final da secção antes de
realizar a manobra.
Considerando apenas o tempo gasto na etapa “RANR - Repassando ou Ajustando Não-
Rotativo”, tem-se que esse tempo é fortemente afetado pelo tempo gasto no ajuste da ferramenta
de fundo. Conforme foi mencionado, o Poço A2 foi perfurado utilizando motor de fundo, técnica
que consome um tempo considerável para orientar o tool-face, e ainda os dados classificados
correspondem ao trecho de ganho de ângulo, onde existe a necessidade de orientar a ferramenta
frequentemente. Essas condições justificariam em parte o tempo elevado consumido por essa
etapa, mas para uma análise mais conclusiva seria necessário comparar o tempo gasto nesse poço
com o tempo médio gasto em outros poços de geometria semelhante em que a mesma tecnologia
de perfuração foi utilizada.
A Figura 5.13 apresenta a utilização da classificação como um elemento de auxílio na
identificação da natureza do tempo não-produtivo (NPT). Nessa figura, o gráfico superior
apresenta a evolução da profundidade do poço com o tempo, enquanto o gráfico inferior
apresenta a classificação produzida pelo sistema para o mesmo intervalo.
Se considerarmos que tempo não-produtivo corresponde ao tempo durante o qual não
houve avanço na profundidade do poço, os patamares no gráfico de profundidade serão os
indicativos de NPT. Alguns desses patamares estão circulados na figura.
Analisando a classificação correspondente aos patamares para este intervalo, vê-se que o
NPT destacado corresponde sobretudo a repasses, manobras e ajuste de ferramenta. Assim sendo,
nesse intervalo o NPT observado pode ser considerado tempo não-produtivo planejado. O último
NPT destacado é uma exceção, trata-se de NPT não planejado, sua causa devem ser investigada a
fim de evitar a repetição desse evento nesse poço e em poços futuros.
112
Figura 5.13.: Identificação de Tempo Não-Produtivo.
Dessa forma através da classificação produzida é possível conhecer de forma detalhada
quando e como está sendo gasto cada minuto da sonda. Essa análise melhora o controle durante
execução da operação, pois é possível facilmente confrontar o tempo previsto para a execução de
determinada tarefa com o tempo efetivamente gasto.
A classificação produzida facilita a identificação de eventos indesejáveis e permite
quantificar o tempo consumido por eles. Uma etapa referente a problemas de perfuração poderia
ser adicionada ao sistema. Dessa maneira o relatório produzido seria uma espécie de “radiografia
da operação” que indicaria pontos que podem ser melhorados para aumentar a eficiência da
operação.
Considerando a situação ilustrada na Figura 5.13 um ponto que poderia ser melhorado é a
redução do tempo gasto para ajustar a ferramenta de perfuração. No Poço A2 a tecnologia
empregada foi perfuração com motor de fundo, possivelmente, a utilização de RSS (Rotary
Steerable Systems) nos próximos poços reduzirá o tempo gasto para ajuste de ferramenta.
113
Identificação Antecipada de Problemas de Perfuração - Packer Hidráulico
Para ilustrar a aplicação do procedimento de identificação foram investigados dados
relativos a 10 poços de um campo offshore. Nesse universo de 10 poços foi encontrada apenas
uma ocorrência confirmada de packer hidráulico. A confirmação da ocorrência do packer está
registrada no boletim diário de perfuração. A seguir é descrito o caso encontrado.
O packer ocorreu durante a perfuração da terceira fase de um poço offshore que será
chamado de Poço A3. O poço A3 é um poço pioneiro localizado numa lâmina de água de
aproximadamente 1800 metros. O poço é vertical.
A Figura 5.14 apresenta o esquema do poço, listando a altura da mesa rotativa e as
profundidades de lâmina de água e de assentamento dos revestimentos. Conforme podemos notar,
o poço apresenta rat-hole de aproximadamente 7 metros, referente ao trecho do poço de 17 1/2’’
que não foi revestido.
Figura 5.14.: Desenho Esquemático do Poço A3.
114
A terceira fase foi perfurada com fluido catiônico e broca tricônica. Após cortar a sapata do
revestimento de 13 3/8’’, foi perfurado um trecho de poço aberto para realizar teste de absorção.
Após o teste de absorção, iniciou-se a perfuração da fase de 12 1/4". Aproximadamente 12 horas
após perfurar seis seções ocorreu o packer. Nesse momento a broca estava a 2625 metros de
profundidade. O packer causou elevação de 400 psi na pressão de stand pipe (SPP) e provocou
perda de circulação.
Para investigar a existência de uma assinatura característica para esse caso, foram
analisados os dados coletados pelos sensores de mud-logging nas horas que antecederam a
ocorrência do packer. O packer ocorreu pontualmente as 18:30 h.
A Figura 5.15 apresenta os registros de Profundidade da Broca (Bit Depth), Pressão no
Stand Pipe (SPP), Carga no Gancho (WOH) e Torque para as horas que antecederam o packer.
São apresentados os dados coletados a partir das 10:00 h.
Observando os trechos dos perfis referentes ao momento de ocorrência do packer (círculos
tracejados), pode-se notar que o sinal mais visível da ocorrência do packer foi o aumento da SPP
que passou de 3000 para 3400 psi.
Observando o perfil de profundidade da broca para esse mesmo trecho podemos ver que o
aumento da SPP coincide com o repasse. Como se pode notar, o sondador vinha realizando um
repasse ao final de cada seção perfurada antes de efetuar a manobra. Dessa forma, a obstrução do
anular ocorreu após a perfuração de mais uma seção quando o sondador puxou a coluna para
executar o repasse.
Essa observação reforça a idéia de que ao puxar a coluna, os cascalhos acumulados no
anular funcionam como uma cunha travando a coluna na parede do poço e vedando o espaço
anular. Felizmente esse caso não resultou em prisão de coluna e a conseqüência mais grave foi
perda de circulação.
115
Figura 5.15.: Dados referentes às horas que antecederam a ocorrência do packer.
Para a identificação antecipada de problemas é importante analisar o comportamento dos
parâmetros no período que antecede a ocorrência do problema.
Uma análise mais cuidadosa do comportamento da pressão de stand pipe (SPP) é
apresentada na Figura 5.16. Nessa figura são apresentados registros de SPP e de profundidade da
broca para as seis últimas seções perfuradas.
116
O perfil superior representa a profundidade da broca, nesse perfil os vales indicam os
repasses que foram feitos ao final da perfuração de cada seção.Como se pode observar, após cada
vale ocorre um pequeno patamar que corresponde à adição de uma seção de tubos e
consequentemente marca o início de uma nova seção.
Figura 5.16.: Análise do comportamento da SPP antes da ocorrência do packer.
117
O perfil inferior representa a SPP. Os segmentos de reta sobrepostos ao perfil de SPP
representam a mediana (segundo quartil) da SPP em cada seção. O comprimento de cada
segmento representa a duração da perfuração da respectiva seção.
Conforme se pode observar através da Figura 5.16, a partir da segunda seção a SPP
começa a apresentar um comportamento característico de aumento sustentado de pressão. Isto é, a
pressão aumenta à medida que a seção vai sendo perfurada, refletindo o acúmulo de cascalhos no
interior do poço. Após o repasse, que permite limpar um pouco o poço, a pressão diminui no
início da seção e volta a aumentar no final.
Esse comportamento característico de aumento sustentado de pressão ao longo da seção
pode ser interpretado como um indicativo de que está ocorrendo acúmulo de cascalhos dentro do
poço.
Somado ao efeito do acúmulo de cascalhos existe também o efeito do aumento da perda de
carga, pois à medida que aumenta a profundidade do poço também aumentam as perdas de carga.
Mas esse aumento é permanente, isto é, não diminui após o repasse da seção.
Observando o pico de pressão que permitiu identificar o packer ao final da sexta seção, e
comparando com o pico de pressão observado ao final da segunda seção, pode-se concluir que
ambos foram motivados pelo movimento ascendente da coluna de perfuração. Ao puxar a coluna
os cascalhos suspensos atuam obstruindo o anular. Dessa forma, a ocorrência de picos de pressão
ao puxar a coluna no final da seção também pode ser um indicativo de acúmulo de cascalhos no
poço.
A Figura 5.17 apresenta o comportamento da carga no gancho (WOH). Também está
representado o perfil de profundidade da broca e os valores medianos de carga no gancho para
cada seção. Como se pode observar, mais notadamente na terceira, quarta e quinta seções, a carga
no gancho apresentou um comportamento que pode ser considerado inverso ao comportamento
apresentado pela SPP. Nessas seções a carga no gancho apresenta redução no final da seção. Essa
redução pode ser um indicativo da maior flutuabilidade da coluna resultante do anular carregado
de cascalhos.
118
Ao final de cada seção pode-se observar um pico de carga no gancho, como por exemplo os
picos destacados no final da segunda e quinta seções. Esses picos, conhecidos por drag, são um
indicativo de dificuldade para puxar a coluna. Valores elevados de drag também podem indicar
acúmulo de cascalhos no poço.
Figura 5.17.: Análise do comportamento da Carga no Gancho antes da ocorrência do packer.
119
Finalmente, na Figura 5.18 está representado o comportamento do torque para as seções
que antecederam a ocorrência do packer.
Figura 5.18.: Análise do comportamento do Torque antes da ocorrência do packer.
Diferentemente do observado para a SPP e para a carga no gancho, o torque não apresenta
tendências claras de aumento ou de redução ao longo da seção. O que pode se observar é um
aumento progressivo nos valores de torque de uma seção para outra. Esse aumento pode ser
percebido através da elevação dos valores medianos. Comparando a mediana da primeira seção
120
com a mediana da quinta e sexta seções, é possível observar um aumento de aproximadamente
30%.
Após analisar esses três parâmetros (SPP, WOH e Torque) é possível concluir que para o
caso estudado existiu um comportamento particular dos parâmetros nos momentos que
antecederam a ocorrência do packer hidráulico. Esse comportamento pode ser reconhecido como
uma assinatura do problema packer hidráulico.
Uma discussão interessante é a questão da unicidade dessa assinatura. Somente a análise de
um número maior de casos poderá confirmar se a assinatura observada se repete para todos os
casos de packer ou se existem outras assinaturas possíveis para esse mesmo problema.
Infelizmente, para esse caso não foi possível analisar outros parâmetros, como vazão de
retorno e rotação da coluna, porque esses dados estavam indisponíveis. O boletim diário relata
que no momento de ocorrência do packer não houve retorno de lama para a superfície. A análise
da vazão de retorno talvez pudesse ser útil para delimitar melhor a assinatura do packer. Uma
outra medida que seria bastante útil seria a vazão de retorno de cascalhos para a superfície, mas
esse parâmetro não é habitualmente medido.
Uma análise numérica para esse mesmo caso é apresentada na Tabela 5.3. A última linha
da tabela apresenta o resultado que seria produzido utilizando o algoritmo de detecção proposto.
Tabela 5.3.: Análise numérica para o caso de packer.
Apenas o exame dos valores médios não permite uma interpretação mais profunda. O
algoritmo de detecção nesse caso teria emitido alarmes nas seções 03 e 04, identificando
precocemente um contexto de packer hidráulico. A adoção de medidas corretivas diante dos
alarmes possivelmente evitaria a ocorrência do packer.
121
Observando particularmente a evolução da média da taxa de penetração (ROP), ilustrada na
Figura 5.19 pode-se concluir que houve um aumento significativo da ROP e conseqüentemente
na taxa de geração de cascalhos.
Figura 5.19.: Evolução da ROP Média.
Como já foi mencionado anteriormente, o acúmulo de cascalhos ocorre devido a um
descompasso entre as taxas de geração e de remoção de cascalhos. Nesse caso particular esse
descompasso parece ter sido motivado por uma taxa de penetração que se mostrou excessiva
diante da capacidade de limpeza do poço.
As medidas corretivas que poderiam ter evitado a ocorrência do packer deveriam
restabelecer o equilíbrio entre geração e remoção de cascalhos. Isso poderia ser obtido através da
limitação da ROP, que diminuiria a taxa de geração, ou através do aumento da vazão de
circulação, que aumentaria a taxa de remoção.
122
Capítulo 6
Conclusão
Essa dissertação apresenta procedimentos que mostram como os dados de perfuração
(MWD e mud-logging) podem ser utilizados para obter melhorias no processo de perfuração de
poços de petróleo.
Através desse trabalho foi possível concluir que os dados de perfuração atualmente
disponíveis representam uma fonte bastante rica de informação, e que essa informação, quando
interpretada e analisada, pode ser utilizada para melhorar o processo de construção de poços de
petróleo.
Conforme discutido na apresentação dos resultados, essa melhoria no processo de
construção pode ocorrer através do melhor controle da trajetória durante a perfuração, através do
conhecimento apurado do tempo consumido por cada evento durante a perfuração e também
através da identificação precoce de problemas de perfuração.
A utilização do visualizador gráfico permitiu obter uma interpretação bastante clara da
situação de desvio da broca. A imagem produzida pelo visualizador contribui para o controle da
trajetória do poço e permite acompanhamento de trajetórias tridimensionais.
O sistema de classificação de etapas forneceu uma classificação precisa e detalhada das
atividades realizadas durante a perfuração. A descrição fornecida pelo sistema permite identificar
eventos que estão consumindo tempo excessivo de sonda e contribui para o processo de
minimização do tempo não-produtivo na perfuração do poço.
123
Através do procedimento de identificação de problemas foi possível identificar o
comportamento dos parâmetros para um caso real de packer hidráulico. O procedimento
apresentado pode ser utilizado para evitar a ocorrência de problemas durante a perfuração do
poço.
Considerando novas pesquisas, propõem-se o aprofundamento dos estudos sobre a
identificação de problemas de perfuração. O procedimento de identificação proposto nesse
trabalho poderia ser estendido a outros problemas de perfuração.
124
Referências Bibliográficas
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127
Anexo I.
Método de “Ouija Board”
Esse anexo apresenta a utilização do Método “Ouija Board” para a correção da trajetória
durante a perfuração de poços de petróleo.
Sejam os seguintes ângulos:
ϕϕϕϕ: Ângulo de tool face da ferramenta direcional (medido em relação ao lado alto do poço);
ββββ: Mudança de ângulo produzida pela ferramenta num trecho perfurado;
inc1: inclinação referente a posição atual do poço (última foto registrada);
az1: azimute referente a posição atual do poço (última foto registrada);
inc2: inclinação desejada após perfurar certo trecho do poço (inclinação no alvo);
az2: azimute desejado após perfurar certo trecho do poço (azimute no alvo).
Na situação de correção da trajetória, são conhecidos os ângulos inc1 e az1, referentes à
posição atual do poço, e também o ângulo ββββ da ferramenta direcional que está sendo utilizada no
poço. Os ângulos inc2 e az2 são estabelecidos em função do alvo que se deseja atingir.
Dessa forma, é necessário determinar qual deve ser a orientação da ferramenta direcional
para que o alvo seja atingido. A orientação da ferramenta é expressa através do ângulo de tool-
face ou ângulo de face da ferramenta direcional (ϕϕϕϕ) que pode ser determinado através de uma das
duas equações abaixo:
( ) ( ) ( )( ) ( )
−=β
βϕsenincsen
incinc
.1
2coscos.1cosarccos
(I.1)
( ) ( )( )
∆=β
ϕsen
azsenincsenarcsen
.2 (I.2)
Quando o ângulo ββββ for pequeno (β < 5 graus), a orientação da ferramenta pode ser obtida
de forma gráfica através de um ábaco. A solução gráfica recebe o nome de Método de “Ouija
Board”.
128
Para ilustrar a utilização das equações e do método gráfico, consideraremos o exemplo a
seguir:
Durante a perfuração de um poço sabe-se através dos dados de MWD que a inclinação e o
azimute da última foto são respectivamente 10° e 20°. Sabe-se também que a ferramenta
direcional que está no poço proporciona uma variação de ângulo de 3° a cada 30 metros
perfurados. Determinar o ângulo ϕϕϕϕ com o qual ferramenta deve ser orientada para que o poço
atinja a inclinação de 12,3° e o azimute de 30° depois de perfurados 30 metros.
Utilizando a Equação I.1:
( ) ( ) ( )( ) ( )
( ) ( ) ( )( ) ( ) º45
3.10
3,12cos3cos.10cosarccos
.1
2coscos.1cosarccos ≈⇒
°°°−°°=
−= ϕβ
βϕsensensenincsen
incinc
Ou ainda utilizando a Equação I.2:
( ) ( )( )
( ) ( )( ) °≈⇒
−°°=
∆= 45º3
º2030.3,12.2 ϕβ
ϕsen
sensenarcsen
sen
azsenincsenarcsen
Para a solução gráfica pelo Método de Ouija Board é necessária a utilização da Figura I.1.
O eixo horizontal da figura representa o lado alto do poço e em sua escala é marcada a
inclinação atual do poço (referente à última foto). Os semicírculos concêntricos representam os
diferentes valores do ângulo ββββ, variando de β = 1° no semicírculo menor até β = 5° no
semicírculo maior.
Para a solução do exemplo, primeiro marcamos a inclinação atual do poço (inc1 = 10°) no
eixo horizontal a partir do ponto O, com isso determinamos o ponto A.
O segundo passo consiste em determinar o ponto B. Isso pode ser feito traçando-se uma
reta a partir do ponto A cuja inclinação em relação ao eixo horizontal correspondente a variação
azimutal desejada (∆az = 30°- 20° = 10°). O ponto B será determinado da interseção dessa reta
com o semicírculo correspondente ao ângulo ββββ proporcionado pela ferramenta utilizada, para o
exemplo β = 3°.
129
O ponto B pode ser também determinado através de um ajuste de reta. Note que o segmento
de reta AB possui comprimento numericamente igual à inclinação final desejada. Ou seja, para
determinar o ponto B bastaria ajustar uma reta de comprimento igual a inc2 entre o ponto A e o
semicírculo correspondente a β = 3°.
Uma vez determinado o ponto B, pode-se determinar o ângulo de face da ferramenta. O
ângulo ϕϕϕϕ corresponde ao ângulo formado entre o segmento de reta OB e o eixo horizontal da
figura. Para o exemplo temos que esse ângulo corresponde a 45°.
10111213141516 56789 01234
Inc1 = 10°
∆∆∆∆az = 10°
ββββ = 3°
Inc2 = 12,3°
A
B
O
ϕϕϕϕ = 45°
10111213141516 56789 0123410111213141516 56789 01234
Inc1 = 10°
∆∆∆∆az = 10°
ββββ = 3°
Inc2 = 12,3°
A
B
O
ϕϕϕϕ = 45°
Figura I.1.: Método de Ouija Board.
Maiores detalhes sobre o Método de Ouija Board podem ser encontrados em Bourgoyne et
al. (1986) e Rocha et al. (2006).
