capítulo 3 - colunas de perfuração direcional

CURSO DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL

Capítulo 3COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL

Professor: João Carlos Ribeiro Plácido

SUMSUMÁÁRIORIO

� Componentes básicos da coluna de perfuração

� Composições de colunas para perfuração direcional utilizando componentes básicos

� Equipamentos especiais da perfuração direcional

Colunas de perfuraColunas de perfuraçção direcionalão direcional� Maiores profundidades medidas e valores de torque e

arrastes elevados são algumas características típicas que diferenciam um poço direcional de um vertical.

� Enquanto os tubos de perfuração transmitem rotação e conduzem a lama, o BHA ditará a trajetória.

� O BHA deve considerar tendências de ganho ou perda de inclinação, linha neutra, formação, inclinação, broca, parâmetros de perfuração e diâmetros de seus componentes.

� O início de ganho de ângulo no KOP depende da tecnologia usada para forçar a broca na direção desejada, que por sua vez depende da coluna de perfuração.

3.1. Componentes b3.1. Componentes báásicos da coluna de perfurasicos da coluna de perfuraççãoão

� Comandos (DC – drill collars)

� Tubos pesados (HWDP - heavyweight drillpipes)

� Estabilizadores (STB)

� Motor de fundo

� Percussor de perfuração (drilling jar)

� Sub com válvula flutuante (float sub)

� Brocas

3.1.1. Comandos (DC 3.1.1. Comandos (DC –– drillcollars)drillcollars)

� São elementos tubulares pesados e com grande rigidez usados principalmente para colocar peso sobre a broca.

� Podem ser:– De paredes externas lisas– Em forma de espiral (evitar prisão por diferencial de

pressão)– Não magnéticos (alojar sensores de direção)– Curtos (ajustar espaçamento entre estabilizadores para

aumentar a possibilidade de combinações de estabilizações)

3.1.1. Drill collars3.1.1. Drill collars

3.1.2. HWDP3.1.2. HWDP

� São tubos que apresentam geralmente o mesmo diâmetro externo dos drillpipes, porém com maior espessura de parede.

� Permitem a mudança gradual da rigidez da coluna.

� Podem também ser usados para fornecer peso àbroca.

3.1.2. HWDP3.1.2. HWDP

� Standard heavy weight drill pipe

� Compressive heavy weight drill pipe

� Spiral heavy weight drill pipe

HWDP para aplicar PSB HWDP para aplicar PSB em poem poçços vertical ou de baixa inclinaos vertical ou de baixa inclinaççãoão

Diâmetro do HWDP (para usar em compressão)

Máximo diâmetro do poço vertical

5” 10 1/16”

4 ½” 9 1/16”

4” 8 1/8”

3 ½” 7”

3.1.2. HWDP3.1.2. HWDP

3.1.3. Estabilizadores3.1.3. Estabilizadores

� São elementos tubulares da coluna de perfuração que apresentam as seguintes funções:

– Estabilizar o BHA.

– Controlar o desvio do poço.

– Manter os comandos no centro do poço e reduzir a vibração lateral.

– Prevenir prisão por diferencial de pressão e desgaste dos comandos.

3.1.3. Estabilizador3.1.3. Estabilizador

3.1.4. Percussor de perfura3.1.4. Percussor de perfuraçção (drilling jar)ão (drilling jar)

� Equipamento auxiliar da perfuração utilizado na coluna para facilitar a liberação da mesma em caso de prisão.

� A energia do jar provém do efeito elástico, como o de uma mola, da coluna de perfuração, quando esta se alonga ou contrai.

� O jar pode ser mecânico ou hidráulico.

� Traciona-se ou comprime-se a coluna até liberar o mecanismo do jar que mantém o mandril interno preso. O impacto se dá quando este mandril se movimenta e pára bruscamente.

� A energia é transmitida por ondas de choque com a velocidade de propagação do som.

� Deve-se evitar posicionar o jar na linha neutra para evitar fadiga.

3.1.5. Sub com v3.1.5. Sub com váálvula flutuante (float sub)lvula flutuante (float sub)

� É um sub que tem no seu interior uma válvula que sópermite o fluxo do fluido de perfuração de dentro da coluna para o anular.

� Usado para evitar que, em caso de desbalanceamento de pressões entre anular e interior, haja um fluxo reverso que venha a entupir os jatos ou desalojar ferramentas especiais de registro de direcional (MWD por exemplo).

3.1.6. Brocas3.1.6. Brocas

� É um dos componentes básicos da coluna de perfuração.

� É escolhida em função do tipo de formação a ser atravessada e da performance desejada.

� Em função das suas partes cortantes podem ser: brocas de cones ou brocas com cortadores fixos.


� A limpeza do fundo do poço depende da perda de carga nos jatos, que é função da densidade do fluido, da árera de fluxo dos fatos (TFA) e da vazão.

TFA em pol2ρ em lb/galQ em gpm∆P em psi

� A potência hidráulica no fundo é função da vazão e da perda de carga na broca. Para uma boa limpeza deve ser mantida da ordem de 2,5 a 4 hhp/pol2.

brocaP

QTFA

∆××=

10858

2ρ

- Existem vários equipamentos comuns a todos os tipos de poços, verticais ou não. Em termos de perfuração direcional, as ferramentas básicas para se compor um BHA são: HWDP, DC e STB.

- Tipos básicos de composição de coluna utilizados na perfuração direcional:– Composição para ganhar ângulo (princípio da

alavanca ou efeito Fulcrum)– Composição para manter ângulo (coluna empacada)– Composição para perder ângulo (princípio do

pêndulo)

3.2. Composi3.2. Composiçções de colunas para perfuraões de colunas para perfuraçção ão utilizando componentes butilizando componentes báásicossicos

3.2.1. Composi3.2.1. Composiçção para ganhar ânguloão para ganhar ângulo(principio da alavanca ou efeito fulcrum)(principio da alavanca ou efeito fulcrum)

� Baseia-se no efeito alavanca promovido pelo estabilizador colocado bem próximo da broca (near bit stabilizer ou NBS), que empurra esta para o lado alto do poço à medida que o peso do BHA curva gradualmente o comando adjacente.

Fatores que afetam a taxa de ganho de ângulo:Fatores que afetam a taxa de ganho de ângulo:

-- Peso sobre a broca: Maior PSB, maior taxa de ganho Peso sobre a broca: Maior PSB, maior taxa de ganho de ângulode ângulo

-- RotaRotaçção da coluna: Maior RPM, menor taxa de ganho ão da coluna: Maior RPM, menor taxa de ganho de ângulo de ângulo

-- Diâmetro dos comandos: Menor diâmetro dos DCDiâmetro dos comandos: Menor diâmetro dos DC’’s, s, maior taxa de ganho de ângulo maior taxa de ganho de ângulo

-- Vazão: Maior vazão, menor taxa de ganho de ânguloVazão: Maior vazão, menor taxa de ganho de ângulo

3.2.1. Composi3.2.1. Composiçção para ganhar ânguloão para ganhar ângulo(princ(princíípio da alavanca ou efeito fulcrum)pio da alavanca ou efeito fulcrum)

3.2.2. Composi3.2.2. Composiçção para manter ânguloão para manter ângulo(coluna empacada)(coluna empacada)

� Consiste na idéia de se colocar três estabilizadores em seqüência logo acima da broca, separados por pequenas seções de comandos rígidos, que farão com que a coluna resista diante de uma curva, mantendo a tendência retilínea do poço.

3.2.3. Composi3.2.3. Composiçção para perder ânguloão para perder ângulo(princ(princíípio do pêndulo)pio do pêndulo)

� A característica principal do BHA para perder ângulo é a não utilização de estabilizador near-bit ou usá-lo com

diâmetro menor que o da broca (under gauge).

Fatores que afetam a taxa de perda de ângulo:

� Distância do estabilizador até a broca: Maior a distância, maior a taxa de perda de ângulo

- PSB: Maior PSB, menor a taxa de perda de ângulo

- RPM: Maior rotação da coluna, maior a taxa de perda de ângulo. Esta condição tende a mover o ponto de contato da coluna de perfuração para cima

- Vazão: Maior vazão, maior taxa de perda de ângulo, principalmente se a formação não for consolidada


Diâmetro do comando(pol)

Mínima distância do estabilizador à broca

(metros)

9 - 9 ½´´ 37

7 ¾´´ - 8´´ 27

61/4´ -́ 61/2´´ 18

� Distância do estabilizador até a broca:

Usa-se a tabela abaixo para a escolha da posição limite do estabilizador na coluna de modo que o efeito pendular ocorra. Caso a distância seja menor que esta, o efeito pendular poderáser inexistente.


� Parâmetros de perfuração

- PSB: Quanto maior o PSB, maior a taxa de ganho de ângulo.

- RPM: Quanto maior fa rotação da coluna, maior a taxa de perda de ângulo. Isto ocorre porque estas condições tendem a mover o ponto de contato da coluna de perfuração para cima, que permite assim um maior comprimento do comando, ajudando o efeito pendular.

- Vazão: Quanto maior a vazão, maior a taxa de perda de ângulo, principalmente se a formação não for consolidada.


3.3. Equipamentos especiais 3.3. Equipamentos especiais da perfurada perfuraçção direcionalão direcional

3.3.1. Motor de fundo3.3.1. Motor de fundo (mud motor)(mud motor)

- Uma das ferramentas básicas da perfuração direcional éo motor de deslocamento positivo.

- O motor de fundo é um motor hidráulico conectado logo acima da broca e movimentado pelo fluxo de fluido de perfuração que circula em seu interior.

- Tem como função transmitir rotação e torque à broca sem necessidade de girar a coluna de perfuração.

-

Principais componentes do motor de fundo:

� Dump sub/dump valve

� Seção de potência

� Unidade de transmissão

� Seção de rolamento

3.3.1. Motor de fundo (mud motor)3.3.1. Motor de fundo (mud motor)

� Dump sub/dump valve

Tem a função de permitir a passagem de fluido para dentro do coluna de perfuração durante a descida e a drenagem deste mesmo fluido durante a retirada da coluna.

Uma vez ligadas as bombas, uma mola é pressionada pela pressão do fluido fechando as passagens e permitindo que o fluxo se dê por dentro do motor.


� Seção de potência

A potência do motor de fundo éfornecida pelo conjunto rotor e estator descrito por Moineau (1932).


� Unidade de transmissão

O rotor, por ter a forma de uma hélice, tem movimento excêntrico em relação ao eixo da coluna.

Para transmitir esse giro excêntrico à broca faz-se uso de duas conexões articuladas (juntas universais) ou uma barra flexível (barra de torção).

Esta barra, normalmente fabricada de titânio, é conectada à base do rotor e absorve o movimento excêntrico e alinha com o restante da ferramenta abaixo do motor.


� Seção de rolamento

Esta seção permite a transmissão de cargas axiais (peso sobre a broca) e cargas laterais provenientes da coluna de perfuração.


� Sistema composto por motor de fundo, bent sub como ferramenta defletora e uma ferramenta de medição direcional.

Sistema com bent sub Sistema com bent sub (não (não éé mais usado)mais usado)

� Sistema composto por um motor steerable e uma ferramenta de medição direcional contínua (MWD).

3.3.2. 3.3.2. Sistema steerableSistema steerable

� A perfuração direcional feita com sistema steerable se divide em dois modos:

– Modo orientado

– Modo rotativo


Vantagens do sistema steerable em relação à perfuração com o conjunto motor e bent sub:

- Longos intervalos podem ser perfurados sem a necessidade de manobras.

- Economia de manobras depois que um desvio é efetuado.- Redução de torque e arraste.- Redução do risco de prisão tanto por diferencial de

pressão quanto por geração de altos doglegs, uma vez que a coluna fica parada por menos tempo.


Embora tenha havido evolução com relação ao sistema anterior (motor + bent sub), a perfuração steerable no modo orientado ainda apresenta riscos devido à maior parte da coluna não estar girando, levando:

- À possibilidade de prisão diferencial.- Ao aumento da chance de prisão por desmoronamento do

poço.- À deficiência na limpeza do poço, uma vez que existe uma

grande tendência de acumular cascalho na parte baixa do poço.

- À inviabilização da transmissão do peso sobre a broca, em poços ERW no modo orientado, devido ao efeito do atrito no arraste.


As desvantagens da perfuração steerable no modo orientado são:

- Dificuldade de se deslizar a coluna.- Dificuldade de se manter a orientação.- Baixa taxa de penetração.- Alta tortuosidade.- Variações de ECD.- Flambagem da coluna com possível travamento.- Redução na eficiência de limpeza do poço.


As desvantagens da perfuração steerable no modo rotativo são:

- Vibrações que podem ocasionar falhas no motor e nos sensores direcionais (MWD).

- Desgaste maior da broca e da coluna de perfuração.

- Diâmetro de poço (caliper) irregular, dificultando a perfilagem do poço.

Além dos problemas já mencionados, as mudanças de modo orientado para rotativo e vice-versa resultam em poços tortuosos.


� Permite a alteração da trajetória do poço em perfuração sem necessidade de parar a rotação da coluna.

� Há basicamente dois métodos de atuação desses sistemas:

– Push-the-bit

– Point-the-bit

3.3.3. 3.3.3. Sistema rotary steerableSistema rotary steerable

� Push-the-bit

� A alteração da trajetória é feita através de um empurrão que a ferramenta exerce contra a parede do poço, através da atuação de um pistão ou braço articulado.

� Exige a utilização de brocas com capacidade de corte lateral (active gauge) e a intensidade da alteração ou Dog Leg Severity resultante é muito influenciada pela competência das formações sendo perfuradas e da qualidade do poço próximo à broca.

� De uma maneira geral, a qualidade do poço sendo perfurado não diferencia muito de um poço perfurado com motor de fundo steerable.


Push the Bit

� Força defletora lateral (push the bit)� Pads se estendem de um housing rotativo� Curvatura definida por 3 pontos de contato� Orientação através de pulsos na lama


Push the Bit

Pad saindoPad saindo Pad entrandoPad entrando


Push the Bit


� Point-the-bit

� A broca é apontada na direção desejada.

� Gera-se uma flexão no eixo rotativo conectado àbroca que permite desviar o poço de forma constante e uniforme, na intensidade desejada.

� Neste sistema a qualidade do poço perfurado ésuperior à gerada pelos outros sistemas.


Point the Bit


Point the Bit

Eixo

Mancal de rolamento plano

previne a descentralização do

eixo acima desteponto

Mancal de rolamento

esférico permiteque a broca se

incline

Anéisexcêntricos

flexionam o eixo

A broca se inclina nadireção oposta à inclinaçãodo eixo gerando uma “Tool

Face”

Princípio de Operação


Point the Bit3.3.3. 3.3.3. Sistema rotary steerableSistema rotary steerable

POINT THE BIT x PUSH THE BIT

• POINT THE BIT– Não há partes móveis em contato com o poço – maior MTBF.– Maiores DLS– Curvas mais regulares e contínuas

• PUSH THE BIT– Tecnologia antiga– Muito afetada pelo calibre do

poço próximo à broca– Partes móveis em contato

com o poço – esforçoscíclicos, desgaste, menorMTBF


� A evolução desses sistemas caminha para ferramentas controladas a distância ou automáticas. Neste último caso, a ferramenta recebe a informação da trajetória do poço e, praticamente sem interferência de operadores, faz toda a curva e navegação no reservatório como se fosse uma perfuração convencional.


� O objetivo é utilizar motores de fundo no RSS para aumentar a potência na broca.

3.3.4. 3.3.4. Sistema rotary steerable com motor de fundoSistema rotary steerable com motor de fundo

� Embora classificada como motor de fundo, seu princípio de funcionamento e projeto de construção é completamente diferente.

� Assemelha-se mais a uma bomba centrífuga ou a uma bomba axial.

3.3.5. Turbina3.3.5. Turbina

3.3.5. Turbina3.3.5. Turbina

� LWD é composto de diversos perfis, tais como:

– Raios gama: para identificar a argilosidade das formações.

– Resistividade: para identificar o tipo de fluido contido nos poros das rochas.

– Sônico e densidade neutrão: indicam a porosidade das rochas.

– Ressonância magnética: identifica e tipifica os fluidos contido nas rochas e quanto deste fluido poderá ser extraído.

– Testes de pressão: fazem tomadas de pressão em pontos de interesse para identificar trechos do reservatório que estão com pressão original ou depletados.

3.3.6. LWD e MWD3.3.6. LWD e MWD

� MWD é responsável pelo registro direcional e é composto de equipamentos para medir:

– Inclinação do poço

– Azimute

– Face da ferramenta (tool face)

3.3.6. LWD e MWD3.3.6. LWD e MWD

� Técnica de navegação usada na perfuração direcional que baseia-se na utilização de ferramentas defletoras (motor de fundo steerable ou RSS) equipadas de um conjunto de LWD, o mais perto possível da broca, permitindo não só um grande controle da trajetória do poço em tempo real, mas também identificar tipos de formação, porosidade e fluidos contidos nos poros das rochas.

� As ferramentas azimutais permitem avaliar de que quadrante do poço veio a descontinuidade da formação e assim ajustar a trajetória na direção mais apropriada.

3.4. Geosteering3.4. Geosteering

� Geosteering implica em formação de equipe multidisciplinar.

� Permite navegar dentro da melhor parte do reservatório e também em formações delgadas e com muitas intercalações de folhelhos, pois a formação é avaliada durante a perfuração.

� A evolução do geosteering envolve a utilização de softwares com grande poder de visualização e colocados em salas especiais de visualização.

3.4. Geosteering3.4. Geosteering

capítulo 3 - colunas de perfuração direcional

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