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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
PERFURAÇÃO DIRECIONAL – PROJETO E EQUIPAMENTOS
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
SANDY FREIRE SAVEGNAGO
Niterói, 2012
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
SANDY FREIRE SAVEGNAGO
PERFURAÇÃO DIRECIONAL – PROJETO E EQUIPAMENTOS
Monografia apresentada ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Universidade
Federal Fluminense, como requisito parcial
para a obtenção do título de Engenheira de
Petróleo.
Orientadora: Cláudia Ossanai Ourique
Coorientador: Rubens De Lepeleire
Niterói
2012
iii
AGRADECIMENTOS
Aos meus pais, Sady e Maria, e meu padrasto
Luís, por todos os ensinamentos por vocês
passados. Muito obrigada por toda dedicação e
carinho.
À minha orientadora Cláudia, por todo o apoio,
paciência e incentivo desde o início até a
conclusão do meu curso de graduação.
A todos os companheiros de trabalho da
INTER-TEC Petrobras, que tanto contribuíram
para o desenvolvimento deste trabalho, quanto
para meu crescimento pessoal e profissional.
Em especial, ao engenheiro Rubens De
Lepeleire, pelo exemplo de profissional que é e
por toda a contribuição para minha formação
como Engenheira de Petróleo.
Aos meus amigos, por todo companheirismo,
força e apoio durante toda minha vida.
iv
RESUMO
Uma das tecnologias que mais se desenvolveu ao longo das últimas décadas para
atender as novas necessidades da indústria do petróleo foi a perfuração direcional. A
perfuração direcional se torna especialmente importante no Brasil para o desenvolvimento dos
Campos do Pré-Sal.
Mesmo que os princípios da perfuração direcional não tenham mudado muito, o
contínuo desenvolvimento e evolução de suas técnicas e ferramentas, fez com que essa
tecnologia se transformasse em uma engenharia à parte na indústria do petróleo.
Sendo assim, é bastante pertinente analisar as dificuldades inerentes de um projeto de
poço direcional e seus riscos operacionais. As técnicas e ferramentas utilizadas durante a
execução de um poço direcional também merecem cuidadosa análise para o sucesso de um
projeto.
Palavras-chave: perfuração direcional, projeto direcional, ferramentas de registro direcional e
ferramentas de deflexão.
v
ABSTRACT
One of the technologies that has developed the most throughout the last decades to
cater to the growing needs of the petroleum industry is directional drilling. It becomes
especially important in Brazil for the development of pre-salt fields.
Although the principles of directional drilling haven’t changed much, the continuous
development and evolution of its techniques and tools has transformed it into an important
topic of petroleum engineering.
Therefore, it is quite relevant to analyze the intrinsic difficulties of a directional well
planning and its operational risks. The techniques and tools used during the drilling of a
directional well also deserve thorough analysis for the success of the project.
Keywords: directional drilling, directional planning, survey tools and deflection tools.
vi
LISTA DE SIGLAS
ADP Aluminium drillpipe
API American Petroleum Institute
BHA Bottomhole assembly
DLS Dogleg severity
ECD Equivalent circulating density
ERW Extended reach well
HWDP Heavyweight drillpipe
INS Inertial navegation system
KOP Kickoff point
LAIDP Light-alloy improved dependability pipe
MWD Measurement while drilling
NMDC Non magnetic drill collar
PDC Polycrystalline Diamond Compact
PDM Positive Displacement Motor
ROP Rate of penetration
RPM Revoluções por minuto
WOB Weight on bit
vii
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 – Aplicações de Poços Direcionais. ..........................................................................3
Figura 2.2 – Sidetrack.................................................................................................................4
Figura 2.3 – Reservatório situado abaixo de área urbana...........................................................5
Figura 2.4 – Cluster. ...................................................................................................................6
Figura 2.5 – A: Perfuração em zonas com falhas; B: Perfuração em área com domos salinos..7
Figura 2.6 – Poço de alívio.........................................................................................................8
Figura 2.7 – Poços Multilaterais.................................................................................................9
Figura 2.8 – Poço Horizontal......................................................................................................9
Figura 2.9 – A: Poço Tipo I com KOP raso; B: Poço Tipo I com KOP profundo. ..................11
Figura 2.10 – Poço horizontal. .................................................................................................13
Figura 3.1 – Chaveta que pode levar a prisão da coluna. .........................................................17
Figura 3.2 – Posicionamento da coluna num poço vertical e num poço inclinado. .................18
Figura 3.3 – Movimento dos cascalhos de acordo com a inclinação do poço..........................19
Figura 3.4 – A: Flambagem senoidal; B: Flambagem helicoidal. ............................................30
Figura 4.1 – Comandos flush e espiralado................................................................................33
Figura 4.2 – Estabilizadores: A- lâminas soldadas; B – lâminas integrais; C - Sleeve-type; D -
Non-rotating. ....................................................................................................................35
Figura 4.3 – Reamer ou escareador. .........................................................................................36
Figura 4.4 – Drilling jar mecânico e hidráulico.......................................................................37
Figura 4.5 – Bent sub................................................................................................................38
Figura 5.1 – Single shot magnético. .........................................................................................40
Figura 5.2 – Multi shot magnético............................................................................................40
Figura 5.3 – Giroscópio.de registro simples.............................................................................41
Figura 5.4 – Giroscópio.de registro múltiplo. ..........................................................................42
Figura 5.5 – Esquema da medição continua a cabo..................................................................42
Figura 5.6 – Side Entry Sub. .....................................................................................................43
Figura 5.7 – Sistema de navegação inercial. ............................................................................43
Figura 5.8 – Pulsos de pressão positivos. .................................................................................45
Figura 5.9 – Pulsos de pressão negativos. ................................................................................45
Figura 5.10 – Pulsos de pressão contínuos. ..............................................................................45
Figura 6.1 – Whipstock. ............................................................................................................48
Figura 6.2 – Broca especial e esquema da operação de jateamento. ........................................48
viii
Figura 6.3 – Motor de fundo e seus principais componentes. ..................................................49
Figura 6.4 – Sistema de navegação inercial. ............................................................................50
Figura 6.5 – Estágio da turbina formado por rotor e estator.....................................................51
Figura 6.6 – Turbina e seus principais componentes................................................................52
Figura 6.7 – Modos do sistema steerable: A - orientado ou sliding; B - rotativo. ...................54
Figura 6.8 – Sistema Rotary steerable push the bit..................................................................56
Figura 6.9 – Sistema Rotary steerable point the bit. ................................................................56
ix
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1 - Vazões Recomendáveis para Diferentes Diâmetros do Poço...............................20
Tabela 3.2 - RPM Recomendáveis para Diferentes Diâmetros do Poço. .................................21
x
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS ..................................................................................1
1.1 OBJETIVO...............................................................................................................................1
1.2 JUSTIFICATIVA .......................................................................................................................1
1.3 METODOLOGIA ......................................................................................................................1
1.4 INTRODUÇÃO: CONTEXTUALIZAÇÃO HISTÓRICA...................................................................1
CAPÍTULO 2 - POÇOS DIRECIONAIS ..........................................................................................3
2.1 POÇOS DIRECIONAIS..............................................................................................................3
2.1.1 SIDETRACK OU DESVIO DO POÇO.........................................................................................3
2.1.2 POÇOS DIRECIONAIS PARA ATINGIR ALVOS DE DIFÍCIL ACESSO........................................5
2.1.3 POÇOS DIRECIONAIS EM CLUSTERS .....................................................................................5
2.1.4 POÇOS DIRECIONAIS PARA EVITAR PROBLEMAS GEOLÓGICOS...........................................6
2.1.5 POÇOS DIRECIONAIS DE ALÍVIO ..........................................................................................7
2.1.6 DESENVOLVIMENTO DE CAMPOS COM POÇOS MULTILATERAIS E HORIZONTAIS ................8
2.2 PERFIS DOS POÇOS DIRECIONAIS .........................................................................................10
2.2.1 TIPO I OU BUILD-HOLD......................................................................................................10
2.2.2 TIPO II OU “S” ..................................................................................................................11
2.2.3 POÇOS HORIZONTAIS.........................................................................................................12
2.2.4 EXTENDED REACH WELLS ..................................................................................................13
CAPÍTULO 3 - PLANEJAMENTO E DIFICULDADES RELACIONADAS À PERFURAÇÃO DIRECIONAL
..................................................................................................................................................14
3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS NUM PROJETO..............................................................................14
3.2 TRAJETÓRIA DIRECIONAL ....................................................................................................15
3.3 HIDRÁULICA ........................................................................................................................17
3.3.1 LIMPEZA DO POÇO............................................................................................................18
3.3.2 PERDAS DE CARGA E ECD................................................................................................21
3.4 FLUIDO DE PERFURAÇÃO.....................................................................................................22
3.5 REVESTIMENTO E CIMENTAÇÃO ..........................................................................................25
3.6 TORQUE, ARRASTE E FLAMBAGEM ......................................................................................27
CAPÍTULO 4 - COMPONENTES BÁSICOS DA COLUNA DIRECIONAL .........................................31
4.1 DRILLPIPES OU TUBOS DE PERFURAÇÃO..............................................................................31
4.2 DRILL COLLARS OU COMANDOS ...........................................................................................32
4.3 SHORT DRILL COLLAR OU COMANDOS CURTOS....................................................................33
xi
4.4 NON MAGNETIC DRILL COLLAR – NMDC .............................................................................33
4.5 HEAVYWEIGHT DRILLPIPES (HWDP) OU TUBOS PESADOS....................................................34
4.6 ESTABILIZADORES ...............................................................................................................34
4.7 REAMER OU ESCAREADOR....................................................................................................35
4.8 DRILLING JAR OU PERCUSSOR DE PERFURAÇÃO...................................................................36
4.9 BENT SUB .............................................................................................................................37
4.10 FLOAT SUB .........................................................................................................................38
CAPÍTULO 5 - EQUIPAMENTOS DE REGISTRO DIRECIONAL .....................................................39
5.1 EQUIPAMENTOS MAGNÉTICOS CONVENCIONAIS...................................................................39
5.2 EQUIPAMENTOS GIROSCÓPICOS...........................................................................................41
5.3 EQUIPAMENTO DE MEDIÇÃO CONTÍNUA A CABO (STEERING TOOL).....................................42
5.4 SISTEMA DE NAVEGAÇÃO INERCIAL (INS) OU INERTIAL GRADE GYRO.................................43
5.5 EQUIPAMENTO DE MEDIÇÃO CONTÍNUA SEM CABO OU MEASUREMENT WHILE DRILLING
(MWD) .....................................................................................................................................44
CAPÍTULO 6 - FERRAMENTAS E TÉCNICAS DE DEFLEXÃO ......................................................47
6.1 WHIPSTOCK ..........................................................................................................................47
6.2 JATEAMENTO .......................................................................................................................48
6.3 MOTOR DE DESLOCAMENTO POSITIVO (PDM – POSITIVE DISPLACEMENT MOTORS) .............49
6.4 TURBINA ..............................................................................................................................51
6.5 SISTEMA STEERABLE ............................................................................................................53
6.6 SISTEMA ROTARY STEERABLE................................................................................................54
CAPÍTULO 7 - CONSIDERAÇÕES FINAIS ..................................................................................57
CAPÍTULO 8 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................58
ANEXO A - GLOSSÁRIO...........................................................................................................62
1
CAPÍTULO 1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS
1.1 OBJETIVO
O trabalho tem como principal finalidade fazer uma análise das diferentes ferramentas
e técnicas utilizadas na perfuração de poços direcionais, bem como, das principais
dificuldades relacionadas à execução desses projetos.
1.2 JUSTIFICATIVA
Na exploração marítima de poços de petróleo, normalmente são utilizados poços
direcionais, de modo a aumentar a produção dos reservatórios. Com as recentes descobertas
dos reservatórios do pré-sal no Brasil, e as dificuldades inerentes para o desenvolvimento
desses campos, o conhecimento acerca da perfuração direcional se torna ainda mais
importante. Além disso, a perfuração de poços direcionais envolve técnicas e ferramentas que
sofrem contínuo aperfeiçoamento.
1.3 METODOLOGIA
A metodologia utilizada consiste de pesquisas em livros, teses, manuais e catálogos de
empresas fabricantes dos equipamentos, periódicos e material encontrado na internet, sempre
enfatizando na perfuração direcional e suas dificuldades.
1.4 INTRODUÇÃO: CONTEXTUALIZAÇÃO HISTÓRICA
No passado, acreditava-se que os poços perfurados eram essencialmente verticais. A
preocupação com o controle da trajetória do poço surgiu durante o desenvolvimento do campo
de Seminole, em Oklahoma, EUA, em meados dos anos 20. Os poços nesse campo foram
perfurados muito próximos uns aos outros e acabaram colidindo. Essa experiência levou ao
desenvolvimento de uma ferramenta capaz de medir a inclinação e direção da trajetória do
poço (CARDEN, 2007).
Em 1929, a tecnologia de perfuração direcional começou a se desenvolver com o
surgimento de diversas ferramentas para registro de inclinação e direção. O whipstock,
descrito na seção 6.1 , foi a primeira ferramenta de deflexão confiável para perfuração
direcional (INGLIS, 1987).
2
No início de 1930, foi perfurado a partir de uma locação em terra, na Califórnia, o
primeiro poço direcional controlado para atingir um reservatório offshore1. A perfuração
direcional só ganhou projeção, depois que um poço de alívio foi perfurado para controlar um
poço em blowout2, no sul do Texas (CARDEN, 2007).
Outros poços direcionais foram perfurados, em 1944 na Pensilvânia, USA, e alguns
anos depois a China e também a antiga União Soviética utilizaram a técnica de perfuração
direcional. A perfuração de poços horizontais também foi testada em diversos países em
meados dos anos 50 (INGLIS, 1987).
Porém, o custo elevado em comparação com a perfuração convencional, a falta de
ferramentas e de demanda, retardaram o desenvolvimento da perfuração direcional. Nos anos
80, o interesse pela perfuração direcional reapareceu com desenvolvimento de ferramentas
mais eficientes e confiáveis (SHORT, 1993).
Desde então, as tecnologias associadas à perfuração de poços direcionais sofreram
grandes avanços, e a perfuração desses poços se tornou prática comum para o
desenvolvimento de reservatórios. Hoje, a quantidade de poços direcionais perfurados supera,
com folga, o número de poços verticais perfurados. Atualmente, aproximadamente 75% dos
poços perfurados no mundo são direcionais (ROCHA et al., 2011).
1 No mar. 2 Fluxo incontrolável e desastroso de hidrocarbonetos para superfície.
3
CAPÍTULO 2 - POÇOS DIRECIONAIS
2.1 POÇOS DIRECIONAIS
Segundo a API, American Petroleum Institute, a perfuração direcional pode ser
definida como: “Arte e ciência que envolve o desvio intencional de um poço em uma
específica direção para atingir um predeterminado objetivo abaixo da superfície da Terra”
(CARDEN, 2007).
Num primeiro momento os poços direcionais foram usados apenas para operações de
correção, como controle de blowouts com poços de alívio, operações para desviar de trechos
onde ferramentas ficaram aprisionadas, e também para trazer de volta um poço à verticalidade
(MACHADO, 2010).
Com o desenvolvimento de inúmeras ferramentas, que transformaram a perfuração
direcional em uma ciência importante na indústria do petróleo, estes poços ganharam diversas
aplicações, que serão destacadas a seguir. Na Figura 2.1, estão ilustradas algumas destas
aplicações (MACHADO, 2010; ROCHA et al., 2011).
Figura 2.1 – Aplicações de Poços Direcionais.
Fonte: Modificado de THOMAS, 2009.
2.1.1 SIDETRACK OU DESVIO DO POÇO
Sidetrack é o nome dado à técnica utilizada para desviar o curso de um poço já
perfurado (Figura 2.2) e foi uma das primeiras técnicas aplicadas na perfuração de poços
direcionais. Era comumente empregada quando operações de pescaria3 não eram bem
sucedidas (INGLIS, 1987).
3 Operação realizada para liberar um trecho do poço que tenha sido obstruído por algum objeto.
4
Normalmente, a técnica de sidetrack é realizada com a descida de um tampão de
cimento que é assentado na altura onde o desvio começará. Esse tampão possui as funções de
isolar a parte do poço que não será aproveitada e de facilitar o desvio do poço. A operação de
sidetracking pode ser “cega” ou “orientada”. Somente o segundo tipo se enquadra na
perfuração direcional, porém ambos utilizam ferramentas defletoras para a perfuração da nova
“perna” do poço original (CARDEN, 2007; MACHADO, 2010).
Figura 2.2 – Sidetrack.
Fonte: CARDEN, 2007
Atualmente esta técnica é utilizada em poços exploratórios que originalmente não
atingiram seu objetivo, estes sofrem um desvio baseado em novas informações de sísmica,
amostras de calha e de perfis elétricos para então alcançar o objetivo esperado. Esse
reaproveitamento de um poço já perfurado gera uma grande economia de recursos (ROCHA
et al., 2011).
A técnica de Sidetrack também é realizada para melhor posicionar o fundo de um poço
de desenvolvimento na zona produtora de um reservatório, proporcionando um aumento na
produção de hidrocarbonetos, além de ser usada para diminuir problemas relacionados com
cones de gás e água (CARDEN, 2007).
5
2.1.2 POÇOS DIRECIONAIS PARA ATINGIR ALVOS DE DIFÍ CIL ACESSO
Poços direcionais possibilitam o acesso a reservatórios localizados abaixo de áreas
onde a colocação de sondas seria inviável ou tornaria o projeto muito caro e arriscado, como
reservatórios situados abaixo de áreas montanhosas, de cidades (Figura 2.3) e áreas de
proteção ambiental (CARDEN, 2007; ROCHA et al., 2011).
Figura 2.3 – Reservatório situado abaixo de área urbana.
Fonte: CARDEN, 2007.
2.1.3 POÇOS DIRECIONAIS EM CLUSTERS
Poços direcionais são mais comumente utilizados no desenvolvimento de
reservatórios, e uma das aplicações mais rotineiras são os chamados clusters, que consistem
em vários poços perfurados a partir de uma mesma plataforma (figura 2.4). Os clusters são
muito comuns e são a maneira mais econômica de se desenvolver campos offshore, já que
simplificam o sistema de produção e as redes de oleodutos, evitam gastos com várias sondas e
com a movimentação das mesmas, além de reduzirem o tempo para realização dos projetos
(ROCHA et al., 2011).
6
Poços direcionais reunidos em clusters também são utilizados em zonas urbanas e
zonas de proteção ambiental a fim de diminuir a poluição visual e os impactos causados pela
própria existência das sondas e equipamentos (CARDEN, 2007; ROCHA et al., 2011).
Figura 2.4 – Cluster.
Fonte: CARDEN, 2007.
A perfuração direcional é ainda utilizada em projetos, nos quais as sondas de
perfuração são implantadas em terra ou próximo à costa para atingir um reservatório offshore,
visto que instalações em alto-mar são muito mais caras que as terrestres.
Um exemplo dessa utilização acontece no campo de Serra, localizado na bacia
Potiguar que fica na porção mais oriental do nordeste do Brasil, abrangendo parte dos Estados
do Rio Grande do Norte e do Ceará e suas respectivas plataformas continentais, onde cinco
bases foram construídas próximo à linha costa, de onde partem 26 poços direcionais para
atingir o reservatório offshore.
2.1.4 POÇOS DIRECIONAIS PARA EVITAR PROBLEMAS GEOL ÓGICOS
São comuns reservatórios de petróleo em zonas com formações geológicas fraturadas.
Quando um poço tenta penetrar verticalmente uma falha num plano inclinado, é possível que
7
a broca sofra um desvio ou passe a acompanhar o plano da falha e o poço não atinja seu
objetivo. Para evitar esse problema a broca deve penetrar o plano da falha (Figura 2.5-A) com
certa angulação (CARDEN, 2007; INGLIS, 1987).
A perfuração de poços através de formações salinas é associada a diversos problemas,
tais como: grandes desmoronamentos das paredes do poço, perda de circulação, corrosão,
entre outros. Os poços direcionais são então utilizados (Figura 2.5-B) para que os objetivos
sejam atingidos evitando que grandes extensões dessas formações sejam perfuradas (INGLIS,
1987).
AAAA BBBBAAAA BBBB Figura 2.5 – A: Perfuração em zonas com falhas; B: Perfuração em área com domos salinos.
Fonte: Modificado de CARDEN, 2007.
2.1.5 POÇOS DIRECIONAIS DE ALÍVIO
Poços de alívio são perfurados para conter um blowout. Muitas vezes esses acidentes
são de grande proporção e só podem ser contidos através da interceptação da zona
problemática por outro poço (figura 2.7), que injeta lama com peso apropriado para conter o
fluxo incontrolável de fluidos. Estes projetos devem ser bastante precisos. (INGLIS, 1987;
ROCHA et al., 2008).
8
Figura 2.6 – Poço de alívio.
Fonte: CARDEN, 2007.
2.1.6 DESENVOLVIMENTO DE CAMPOS COM POÇOS MULTILAT ERAIS E
HORIZONTAIS
Poços multilaterais são aqueles que partem de um poço principal como se fossem
“pernas” (Figura 2.7). São bastante usados no desenvolvimento de campos, pois aumentam a
área exposta ao fluxo de hidrocarbonetos. Além disso, reduzem os custos, já que a construção
de estruturas para cada poço é dispensada. Entre as principais aplicações para poços
multilaterais estão o desenvolvimento de reservatórios: de óleo pesado, rasos, depletados, de
baixa permeabilidade, naturalmente fraturados, em formações laminares e compartimentados
(ROCHA et al., 2011).
Poços horizontais são aqueles que atingem ângulos próximos a 90° (figura 2.9).
Normalmente poços direcionais não possuem angulações maiores que 60°, visto que ângulos
maiores aumentam o custo do poço e a complexidade do projeto, mas existem inúmeras
vantagens associadas à perfuração de poços horizontais (INGLIS, 1987).
São vantagens dos poços horizontais (CARDEN, 2007; INGLIS, 1987; ROCHA et al.,
2011):
• Aumentar a área de drenagem do reservatório incrementando a produtividade do
mesmo;
• Aumentar a taxa de recuperação de óleo em reservatórios em depleção ou de óleos
pesados;
• Permitir o desenvolvimento de reservatórios fraturados, já que permitem a
interceptação de várias falhas verticais;
9
• Reduzir a possibilidade de formação de cones de água e de gás, já que a pressão
cai mais vagarosamente em poços horizontais do que em poços verticais que
produzem com a mesma vazão;
• Possibilitar o desenvolvimento de campos offshore em regiões inóspitas, com
condições muito adversas de mar, como os reservatórios no Mar do Norte.
Figura 2.7 – Poços Multilaterais.
Fonte: CARDEN, 2007.
Figura 2.8 – Poço Horizontal.
Fonte: CARDEN, 2007.
10
2.2 PERFIS DOS POÇOS DIRECIONAIS
De acordo com INGLIS (1987), ROCHA et al. (2008) e SHORT (1993), os poços
direcionais podem ser separados em diferentes categorias. São essas:
• Tipo 1 ou build-hold
• Tipo 2 ou S
• Poços Horizontais
• Extended Reach Wells
Existem poços que não se enquadram em nenhum dos tipos explicitados acima, estes
são os Designer wells. A trajetória deles pode ultrapassar diversos planos, sendo classificados
como poços tridimensionais. Estes poços 3-D podem alcançar grandes profundidades sem a
necessidade de grandes afastamentos (CARDEN, 2007; ROCHA et al., 2011).
2.2.1 TIPO I OU BUILD-HOLD
É a geometria mais simples para um poço direcional, esses poços possuem uma seção
vertical até o KOP4, ponto onde se inicia a seção de ganho de ângulo, que pode ser seguida ou
não por uma seção de inclinação constante chamada slant. Podem ser caracterizados pelo uso
do KOP em pequenas profundidades ou em profundidades elevadas (MACHADO, 2010;
ROCHA et al., 2011).
A configuração com KOP raso (Figura 2.9-A) é usualmente aplicada em poços com
grande profundidade vertical onde o objetivo está situado a um grande afastamento (distância
horizontal do objetivo em relação à cabeça do poço). Também usada em poços com
profundidade e afastamento moderados dispensando o uso de revestimento intermediário
(BAKER HUGHES INCORPORATED, 1996; MACHADO, 2010; ROCHA et al., 2011).
Poços tipo I com KOP a grandes profundidades (Figura 2.9-B) são bastante usados na
perfuração de zonas com falhas e presença de domos salinos. À medida que a profundidade
do KOP aumenta, crescem também as dificuldades na perfuração, pois as formações se
tornam mais consolidadas e duras, o que impõe maior resistência ao ganho de ângulo. Assim,
mais tempo é necessário para a realização de uma manobra e o controle da taxa de ganho de
ângulo é mais complicado (BAKER HUGHES INCORPORATED, 1996; MACHADO,
2010).
4 Kickoff point: começo da seção de ganho de ângulo.
11
A utilização de trajetórias do tipo I é frequente na perfuração de poços multilaterais,
para sidetracks em poços exploratórios secos e para o reposicionamento do fundo do poço,
por exemplo, a fim de evitar contatos óleo/água e gás/óleo (BAKER HUGHES
INCORPORATED, 1996; MACHADO, 2010).
AAAA BBBBAAAA BBBB Figura 2.9 – A: Poço Tipo I com KOP raso; B: Poço Tipo I com KOP profundo.
Fonte: Modificado de CARDEN, 2007.
2.2.2 TIPO II OU “S”
São poços que possuem dois intervalos, um de ganho de ângulo raso e outro de perda
de ângulo, separados por um trecho de inclinação constante (figura 2.12). Podem possuir uma
seção tangente final e formam com sua trajetória um “S”, daí seu nome (ROCHA et al.,
2011).
Possuem diversas aplicações, como: a interceptação de objetivos a grandes
profundidades com pequenos afastamentos ou interceptação de múltiplos objetivos, na
perfuração de zonas problemáticas que exigem a descida de um revestimento intermediário.
Essa geometria também é usada para desviar de peixes5 a pequenas profundidades e na
perfuração de poços de alívio paralelos a poços problemáticos (BAKER HUGHES
INCORPORATED, 1996; INGLIS, 1987).
5 Objeto estranho que tenha caído, partido ou ficado aprisionado no poço.
12
Apesar de serem frequentemente utilizados, por sua configuração complexa
apresentam dificuldades na sua execução, tais como aumento de torque e arraste, desgaste na
coluna de perfuração e nos revestimentos, risco de prisão da coluna pela formação de
chavetas6 e problemas na realização de operações de perfilagem (BAKER HUGHES
INCORPORATED, 1995; INGLIS, 1987; SHORT, 1993).
Figura 2.12 – Poço tipo II ou S.
Fonte: CARDEN, 2007.
2.2.3 POÇOS HORIZONTAIS
São caracterizados por um trecho vertical seguido por ganhos de ângulo até atingirem
um ângulo de aproximadamente 90º (Figura 2.10).
Os poços horizontais surgiram da necessidade de atingir reservatórios que não seriam
atrativos economicamente ou teriam a sua produção comprometida se perfurados com poços
verticais. Com o surgimento dos equipamentos de registro contínuo sem cabo e dos sistemas
rotary steerable, que serão descritos respectivamente nas seções 5.5 e 6.6 a perfuração de
poços horizontais pôde se desenvolver (ROCHA et al., 2011).
6 Cavidades nas paredes do poço provocadas pela coluna de perfuração.
13
Figura 2.10 – Poço horizontal.
Fonte: CARDEN, 2007.
2.2.4 EXTENDED REACH WELLS
Estes poços podem variar muito em seu projeto, mas terão sempre inclinação maior
que 80° e afastamentos muito grandes. São usados para o desenvolvimento de campo em
regiões inóspitas onde não é possível a utilização de muitas plataformas, como os campos do
Alaska. Também são utilizados na exploração de pequenas porções de reservatórios que não
justificariam economicamente o uso de uma plataforma adicional (CARDEN, 2007).
14
CAPÍTULO 3 - PLANEJAMENTO E DIFICULDADES RELACIONAD AS À
PERFURAÇÃO DIRECIONAL
Um planejamento cuidadoso é o primeiro passo para a execução de um poço
direcional. Este planejamento é resultado de um trabalho realizado em conjunto por
profissionais de diversas áreas com o intuito de otimizar a perfuração, reduzir os custos e a
quantidade de problemas que possam surgir durante a perfuração.
Primeiramente os objetivos são estabelecidos, para então serem escolhidos: a trajetória
a ser desenvolvida pelo poço até este objetivo, os equipamentos adequados para cada tipo de
poço e as operações que serão realizadas durante a execução do projeto.
O planejamento do poço, processo esse iterativo, busca sempre o resultado que
proporcione o equilíbrio ótimo entre todos os aspectos analisados. Neste capítulo, serão
discutidos os aspectos críticos para o projeto de um poço direcional, estes são: trajetória do
poço; limpeza do poço; fluido de perfuração; controle de ECD7; revestimento; cimentação;
torque; arraste e flambagem.
3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS NUM PROJETO
A definição dos objetivos é a primeira etapa do planejamento de um poço: o objetivo
pode ser um ponto ou uma seção da formação a ser atingida pelo poço. Um poço pode ser
projetado para atingir diferentes objetivos. Esses objetivos são determinados através do estudo
dos reservatórios. A partir da análise das formações, são estabelecidas as zonas de interesse e
as regiões mais favoráveis à passagem do poço (THOMAS, 2001; ROCHA et al., 2011).
Existem vários sistemas de referência para a determinação das coordenadas que
definem a posição do poço durante a perfuração. Os mais utilizados nas fases de planejamento
e execução são os sistemas locais de referência, que podem ser baseados em coordenadas
polares ou cartesianas (ROCHA et al., 2011).
As informações necessárias no começo de um projeto variam de acordo com a
finalidade do poço, se o mesmo é um poço exploratório ou de desenvolvimento.
a) Num poço exploratório serão necessárias informações relativas à:
• Geologia da área, geopressões, posição das falhas atravessadas pela perfuração,
tipo de objetivo esperado;
• Operações que serão realizadas, como perfilagem e testemunhagem;
7 Equivalent circulating density ou densidade equivalente de circulação.
15
• Trajetória do poço.
b) Num poço de desenvolvimento são necessárias as seguintes informações:
• Posicionamento dos poços, para evitar colisões em clusters;
• Tipo de completação requerida;
• Uso de métodos de estimulação;
• Geologia das formações, temperaturas e pressões.
Em ambos os casos, o uso de informações obtidas através de poços de correlação8 é
muito importante para execução do projeto. Os poços de correlação auxiliam (ROCHA et al.,
2011):
• na identificação de áreas problemáticas, com perdas para a formação,
ocorrências de influxos;
• na escolha dos melhores pontos para realização de desvios;
• identificação de falhas;
• no ajuste de parâmetros para os cálculos das pressões limitantes da janela
operacional;
• na escolha dos equipamentos que compõem o BHA9 ;
• facilitam a escolha dos métodos operacionais mais adequados.
3.2 TRAJETÓRIA DIRECIONAL
Definir a trajetória do poço não é uma tarefa simples e é provavelmente a etapa mais
importante durante o planejamento de um poço direcional, já que a geometria do poço afeta
praticamente todos os outros aspectos do projeto (limpeza, revestimento, cimentação, torque,
etc). Segundo Carden (2007) a trajetória do poço pode ser estabelecida com base em três
parâmetros: a taxa de ganho/perda de ângulo, a seção tangente e o ponto inicial de desvio ou
KOP. Dois desses parâmetros são escolhidos pelo projetista e o terceiro é calculado.
Todas as informações obtidas inicialmente em um projeto embasam a definição do
tipo de perfil para a trajetória do poço. Atualmente, existem diversos softwares onde a maioria
dos cálculos envolvidos num programa de perfuração pode ser efetuada. E isso não é diferente
para a escolha da melhor trajetória para um poço direcional. Programas como o COMPASS
da Halliburton, são utilizados para a definição da melhor trajetória para o poço.
8 Poços usados para efeito de comparação a outro poço a ser perfurado na mesma área.
16
Os cálculos envolvidos na definição da trajetória direcional não fazem parte do escopo
desse trabalho.
Diversas combinações de dados iniciais podem ser fornecidas ao programa, para que
então, o projetista decida qual das opções geradas pelo software melhor atende às
necessidades do projeto.
A seleção da posição do KOP é influenciada por diversos fatores. Dentre os mais
importantes estão a dureza da formação e o posicionamento do poço em relação a outros já
existentes, a fim de evitar colisões e melhorar o aproveitamento do reservatório (INGLIS,
1987).
Formações muito moles são ruins para o posicionamento do KOP, pois aumentam a
dificuldade para desviar o poço e para o ganho de ângulo, além disso, existe o risco de
desmoronamento das paredes do poço. Já formações muito duras, em especial as abrasivas,
oferecem muita resistência à perfuração, resultando em baixa eficiência das ferramentas
defletoras, o que aumenta o tempo de trabalho e encarece o projeto. Também devem ser
evitadas formações laminadas, que induzem a um desvio da broca, consequentemente da
trajetória, e formações plásticas que podem provocar o enceramento da broca. Sendo assim,
formações moles e médias são as mais indicadas para o início de ganho de ângulo (INGLIS,
1987; ROCHA et al., 2011; SHORT, 1993).
A taxa de ganho/perda de ângulo (buildup/drop rate) é o parâmetro mais difícil de ser
calculado. Normalmente, é um dado de entrada para o software. O valor máximo de ganho
(ou perda) de inclinação depende (SCHLUMBERGER LIMITED, 1996):
• da profundidade vertical que se deseja atingir;
• limitações de torque e arraste do projeto;
• dogleg severity10 ou DLS do projeto;
• dureza das formações atravessadas;
• limitação de ganho/perda de ângulo das ferramentas defletoras;
• limitações mecânicas da coluna de perfuração;
• tendência a formação de chavetas.
Os valores mais comuns para buildup/drop rate em poços direcionais do Tipo I e II
estão entre 1.5º e 3º/30 metros.
9 Bottomhole assembly: Porção mais inferior da coluna de perfuração. 10 Medida usada para decidir se um dogleg (mudança de ângulo entre dois pontos do poço) é ou não aceitável num projeto. Usualmente expresso em graus por 30 m ou 100 pés.
17
Altos doglegs devem ser evitados, pois geram diversos problemas, entre eles:
desgastes localizados nos revestimento e nos tubos de perfuração, formação de chavetas ou
keyseats (figura 3.1), que aumentam a possibilidade de aprisionamento da coluna, e
dificuldades na descida das colunas de revestimento. Ganhos de ângulo acima de 5º em 30
metros já são considerados severos. (CHIEZA, 2001; ROCHA et al., 2011).
Figura 3.1 – Chaveta que pode levar a prisão da coluna.
Fonte: CARDEN, 2007.
3.3 HIDRÁULICA
Na perfuração de poços direcionais, o estudo de hidráulica é extremamente importante
para que a operação ocorra sem problemas, visto que esses projetos normalmente exigem
mais dos equipamentos da sonda e precisam de maiores cuidados com a limpeza do poço.
18
O estudo de hidráulica tem como objetivos definir: as vazões ótimas (limpeza,
funcionamento de equipamentos do BHA), as pressões que serão necessárias para superar as
perdas de cargas no poço, bem como dimensionar os equipamentos que serão utilizados na
execução do projeto. São eles: bombas, linhas de alta pressão, tubos de perfuração, os jatos
das brocas, entre outros (AGBAJI, 2011; CHIEZA, 2011; ROCHA et al., 2011).
3.3.1 LIMPEZA DO POÇO
Segundo Rocha (2011), o poço é considerado limpo quando os cascalhos no seu
interior não causam problemas operacionais. A limpeza de um poço direcional é mais
complicada que a limpeza de um poço vertical. A própria geometria do poço favorece a
acumulação de cascalhos em sua parte inferior. Além disso, o posicionamento da coluna de
perfuração na porção inferior do poço, devido à ação da força gravitacional, cria um anular
excêntrico que dificulta o transporte dos cascalhos de maneira uniforme (Figura 3.2).
Figura 3.2 – Posicionamento da coluna num poço vertical e num poço inclinado.
Fonte: CHIEZA, 2011.
A limpeza é de um poço direcional é influenciada principalmente pelos seguintes
fatores: faixa de inclinação em que o poço se encontra, velocidade de rotação da coluna,
vazão de bombeio do fluido de perfuração e reologia do fluido de perfuração (AZAR, 1997;
MARTIN, 1987).
Martin (1987) afirma que o carreamento dos cascalhos começa a ser afetado quando a
inclinação do poço se aproxima de 10°. Segundo Okrajni (1986), para estudo do carreamento
dos cascalhos, as inclinações no poço podem ser separadas em três grupos, com ângulos entre:
0º-45º, 45º-55º e 55º-90º (figura 3.3).
19
Figura 3.3 – Movimento dos cascalhos de acordo com a inclinação do poço.
Fonte: Modificado de CHIEZA, 2011.
Nos trechos do poço com ângulos entre 0º e 45º, um regime de fluxo laminar do fluido
influencia positivamente no transporte dos cascalhos. Nos intervalos compreendidos nessa
faixa de ângulos, a velocidade de carreamento dos cascalhos em direção a superfície é maior
do que a velocidade de queda dos mesmos. Assim, a limpeza não é muito afetada pela
inclinação do poço, e sim, principalmente pela vazão de bombeio e pelas propriedades
reológicas do fluido de perfuração (ROCHA et al., 2011).
Okrajni (1986) afirma que o carreamento de cascalhos se torna mais crítico nos
trechos com ângulos de 45º até 55º, e que nesse grupo o efeito do regime vigente, laminar ou
turbulento, é irrelevante. O principal mecanismo de transporte dos cascalhos nos trechos com
essa inclinação é o levantamento ou lifting.
Nessa faixa de inclinação, a concentração de cascalhos na porção inferior do poço
começa a aumentar, pois o ângulo de deposição deles é menor que o ângulo formado pelo
poço com a vertical. Este aglomerado de cascalhos se move vagarosamente em direção à
superfície e quando o bombeio do fluido é interrompido, tende a desmoronar, aumentando o
risco de prisão da coluna (CHIEZA, 2011; ROCHA et al., 2011; TOMREN, 1986).
Nos trechos entre 55º e 90º, a alta inclinação faz com que os cascalhos se depositem
naturalmente na porção inferior do poço. Sendo assim, o efeito de um regime turbulento no
anular próximo ao fundo do poço é positivo para a limpeza do poço, pois promove a agitação
dos cascalhos que formam um leito na porção inferior do poço. Nesses trechos de alta
inclinação os cascalhos são transportados predominantemente pelos mecanismos de rolamento
(rolling) e de ressalto (bounce) (CHIEZA, 2011; ROCHA et al., 2011).
20
Quanto maior a vazão de bombeio, maior será o carreamento dos cascalhos. Utilizando
a vazão máxima de bombeio, a formação de leitos de cascalhos em poços com alta inclinação
diminui consideravelmente. As limitações para o aumento da vazão são impostas pela
capacidade de bombeio dos equipamentos na superfície; pelo crescimento do ECD, que pode
ultrapassar o gradiente de fratura da formação; e pelo desenvolvimento de elevadas
velocidades para o fluido no anular ao redor dos comandos.
Vazões muito elevadas propiciam o desmoronamento das paredes do poço, geram
alargamentos (washouts) em formações friáveis. O desmoronamento pode causar uma
obstrução no poço, restringindo o fluxo de fluido e a eficiência do transporte dos cascalhos.
Na Tabela 3.1, estão listadas algumas vazões ótimas por fase do poço. (JAWAD, 2002;
ROCHA et al., 2011).
A rotação da coluna de perfuração também é bastante benéfica para limpeza do poço,
principalmente nos trechos muito inclinados. Ela promove a agitação dos cascalhos que
formam um leito na porção inferior do poço e os coloca no fluxo do fluido em direção à
superfície. Na
Tabela 3.2, estão listados alguns valores recomendados para o número de revoluções
por minuto ou RPM da coluna em cada diâmetro do poço (AGBAJI, 2011).
Além da reologia, outras propriedades do fluido de perfuração também influenciam na
limpeza do poço. A densidade, por exemplo, quando aumentada possibilita um incremento na
remoção dos cascalhos mesmo com uma vazão de bombeio menor. Porém, na prática,
alterações na densidade do fluido não são usadas para esse fim, e sim, para controle da
estabilidade do poço. Uma vez que, o aumento da densidade também traz efeitos negativos
para a perfuração, o ROP ou taxa de penetração da broca diminui impactando no custo da
operação (MOHAMMADSALEHI, 2011).
Tabela 3.1 - Vazões Recomendáveis para Diferentes Diâmetros do Poço.
Diâmetro do Poço Vazões Desejáveis
(gpm)
Mínimas Vazões Associadas às Taxas de
Penetração (ROP)
17 ½” 900 - 1200 800 gpm, com ROP @ 20 m/h
12 ¼” 800 - 1100 650-700 gpm, com ROP @ 10-15 m/h
9 ⅞” 700 - 900 500 gpm, com ROP @ 10-20 m/h
8 ½” 450 - 600 350-400 gpm, com ROP @ 10-20 m/h
Fonte: AGBAJI (2011)
21
Tabela 3.2 - RPM Recomendáveis para Diferentes Diâmetros do Poço.
Diâmetro do
Poço
Valores Desejáveis
de RPM Mínima RPM para Limpeza Efetiva do Poço
17 ½” 120 - 180 rpm 120 rpm
12 ¼” 150 - 180 rpm 120 rpm
9 ⅞” 120 - 150 rpm 100 rpm
8 ½” 70 - 100 rpm 60 rpm
Fonte: AGBAJI (2011)
3.3.2 PERDAS DE CARGA E ECD
Quando bombeado no poço, o fluido de perfuração percorre um longo caminho até
retornar a superfície. Nesse percurso o fluido sofre perdas de pressão ou perdas de carga,
sendo importante então que estas sejam estudadas para que a hidráulica da perfuração seja
otimizada.
Os estudos de perdas de carga dependem (ROCHA et al., 2011):
• do modelo reológico utilizado para descrever o fluido de perfuração
(Newtoniano, Bingham, de Potência, etc);
• da vazão de bombeio;
• do regime de fluxo vigente (laminar ou turbulento);
• das dimensões da coluna de perfuração e equipamentos do BHA (área de fluxo
e comprimento).
Na circulação convencional, o fluido é bombeado através da coluna de perfuração,
passa pelos equipamentos do BHA, sai pelos jatos da broca de perfuração e retorna pelo
anular, até as peneiras.
As perdas de carga nos equipamentos de superfície, no interior da coluna de
perfuração e no anular são decorrentes do atrito sofrido pelo fluido nesse caminho. As outras
parcelas de perdas de carga são originadas pelas restrições à passagem do fluido nos
equipamentos do BHA, como motor de fundo, e sobretudo nos jatos da broca (ROCHA et al.,
2011). À medida que a profundidade medida do poço aumenta, cresce também a pressão ao
longo do poço. Essa pressão é o resultado da soma da pressão hidrostática (função da
22
densidade do fluido e do volume dos cascalhos) com as perdas de carga, e quando expressa
em termos de peso de fluido é chamada ECD - equivalent circulating density. Como as perdas
de carga crescem com o aumento do comprimento medido do poço, poços direcionais de
grande extensão necessitam de medidas especiais para controlar os valores do ECD (ROCHA
et al., 2011).
O controle do ECD é necessário para manter as pressões no fundo do poço dentro da
margem operacional, sempre com valores menores que a pressão de fratura, garantindo a
estabilidade das paredes do poço. Este controle deve ser feito tanto na perfuração, quanto nas
operações de manobras de coluna (AGBAJI, 2011).
As manobras, operações recorrentes durante a perfuração de um poço, seja para
substituição de um equipamento ou para condicionamento do poço, ocorrem num espaço de
diâmetro reduzido, logo a movimentação brusca das colunas pode provocar variações súbitas
de pressão no interior do poço. Se a descida da coluna for efetuada muito rapidamente, o
acréscimo de pressão criado pode levar a fratura da formação e consequentemente, perdas de
circulação, a esse fenômeno é dado o nome de surge. O efeito inverso, decréscimo da pressão,
chegando a valores menores que a pressão de poros, pode ocorrer durante a retirada muito
rápida da coluna, gerando influxos ou kicks, e recebe o nome de swab (ROCHA et al., 2011).
3.4 FLUIDO DE PERFURAÇÃO
A escolha do fluido de perfuração é de extrema importância para qualquer projeto de
poço. A seleção do fluido deve ser feita visando o sucesso, a segurança e o menor custo para a
operação. Devido às maiores dificuldades decorrentes de uma perfuração direcional essa etapa
do projeto deve ganhar especial atenção.
Thomas (2001) define como fluido de perfuração uma mistura de líquidos, sólidos e
produtos químicos. Eventualmente gases e espumas podem ser usados como fluido de
perfuração. As principais funções que devem ser desempenhadas pelo fluido são:
• Estabilizar as paredes do poço;
• Remover os cascalhos oriundos da perfuração do fundo do poço;
• Carrear os cascalhos para fora do poço e ser facilmente separado deles na
superfície;
• Controlar corrosão e evitar a formação de hidratos;
• Resfriar a broca e os equipamentos do BHA;
23
• Proteger as formações contra danos que possam vir a prejudicar a produção do
reservatório, formando um reboco fino;
• Manter os cascalhos em suspensão quando o poço está sem circulação;
• Lubrificar a coluna de perfuração reduzindo o atrito com as paredes do poço;
• Fornecer energia hidráulica para equipamentos do BHA (motores de fundo, MWD,
etc);
• Não interferir nas operações de perfilagem e permitir o envio de dados do fundo do
poço até a superfície (MWD);
• Minimizar os danos ao meio ambiente.
Os fluidos de perfuração podem ser separados em dois grandes grupos de acordo com
a composição da sua fase contínua, entre: os fluidos de base aquosa e os fluidos de base óleo.
Os fluidos aquosos possuem a água como seu maior componente, sólidos ativos (afetados pela
presença de água), sólidos inativos (não afetados pela presença de água) e aditivos químicos
são outros componentes desse fluido. Os fluidos base óleo têm sua fase contínua constituída
por uma base orgânica e são geralmente emulsões inversas de água em óleo diesel (BAKER
HUGHES INCORPORATED, 1995; SCHLUMBERGER LIMITED, 1996; ROCHA et al.,
2011).
São muitos os critérios utilizados na escolha do fluido de perfuração, entre eles: o tipo
de formação a ser perfurada, a faixa de temperatura e pressão a serem encontradas na fase,
que tipos de avaliação das formações que serão necessárias, questões ambientais e o custo
(BAKER HUGHES INCORPORATED, 1995; ROCHA et al., 2011).
Várias propriedades do fluido são acompanhadas durante a perfuração de um poço, de
acordo com Baker Hughes Incorporated (1995), Rocha (2011), Schlumberger Limited (1996),
e Short (1993) as mais importantes são:
a) Densidade: A densidade absoluta ou peso específico do fluido é definido como peso por
unidade de volume. É a propriedade que garante que o fluido seja capaz de exercer a
pressão hidrostática suficiente para evitar influxos para o poço, além de otimizar a
qualidade da perfuração.
b) Propriedades reológicas: A Reologia é o estudo do escoamento e deformação da matéria.
As propriedades reológicas são muito importantes na perfuração direcional, já que afetam
consideravelmente o carreamento dos cascalhos até a superfície e influenciam as perdas
24
de carga na tubulação e no anular. Nos fluidos de petróleo as propriedades avaliadas e que
estão relacionadas com a reologia do fluido são:
- Viscosidade Plástica: É a medida da resistência ao escoamento do fluido causada
pelo atrito entre partículas suspensas e a viscosidade da fase contínua. Quanto maior
for a concentração de sólidos no fluido, maior será sua viscosidade plástica.
- Limite de Escoamento: Propriedade que mede a força de atração entre partículas do
fluido, representa o esforço necessário para colocar o fluido em movimento.
- Força Gel: Força que mede a tensão necessária para colocar um fluido em
movimento. Usualmente são efetuadas duas medidas dessa propriedade no
viscosímetro, a gel inicial que mede a força necessária para colocar o fluido em
movimento (deixa o fluido 10 segundos em repouso após movimentá-lo e toma-se a
medida) e a gel final que mede a força pra recolocar o fluido em movimento após um
tempo em repouso, normalmente 10 minutos.
c) Filtrado: essa é uma das propriedades mais importantes durante a execução de um projeto
direcional, se o fluido tem um deficiente controle de filtrado e perde água, o contato com
formações permeáveis leva à formação de um reboco espesso, aumentando as chances de
prisão da coluna por diferencial de pressão. Além disso, o reboco pode prejudicar a
capacidade produtora do reservatório.
d) Teor de sólidos: A quantidade de sólidos no fluido deve ser bastante controlada, pois o
aumento no teor de sólidos implica no aumento dos valores de muitas propriedades do
fluido, como densidade e forças géis. Além disso, o incremento na quantidade de sólidos
pode levar ao desgaste prematuro de diversos equipamentos, diminuir o ROP, levar à
prisão da coluna e pode chegar a fraturar as formações por causar um aumento na pressão
hidrostática.
e) Inibição Química: Propriedade responsável por evitar que o fluido reaja com as
formações, especialmente folhelhos e argilas.
Os fluidos base água apresentam como vantagens em relação aos fluidos base óleo,
seu menor custo inicial e o menor risco que oferecem ao meio ambiente. Já entre as principais
vantagens dos fluidos base óleo estão: melhores propriedades lubrificantes; possibilidade de
redução do peso do fluido abaixo de 7.5 ppg e alto grau de inibição em relação às rochas
ativas, raramente permitem o enceramento da broca. Por suas características atenderem
melhor às necessidades de um projeto direcional, os fluidos base óleo ainda são mais
utilizados na perfuração de poços direcionais.
25
Além de custar mais que o fluido base água, os fluidos não-aquosos, apresentam como
desvantagem a dificuldade para detectar e controlar influxos de gás no poço. Essa dificuldade
no controle do poço cresce com inclinação e o comprimento medido do poço.
3.5 REVESTIMENTO E CIMENTAÇÃO
Os critérios para assentamento das sapatas dos revestimentos são basicamente os
mesmos tanto para poços verticais quanto para poços direcionais. As colunas de revestimentos
têm como principais funções (GOUVÊA, 2007; ROCHA et al. 2, 2009; THOMAS, 2001):
- Prevenir o desmoronamento das paredes do poço;
- Evitar contaminação da água potável;
- Possibilitar o controle das pressões no poço;
- Impedir influxo de fluidos das formações para o poço e evitar perdas de
circulação;
- Sustentar outros revestimentos e equipamentos da cabeça do poço;
- Permitir a adoção de diferentes fluidos de perfuração;
- Confinar os fluidos produzidos no interior do poço.
Entre as características que a coluna de revestimento deve apresentar, estão: ser
estanque, resistir às solicitações a ela imposta, ter dimensões adequadas para a realização de
todas as atividades futuras, resistir à corrosão e à abrasão, apresentar facilidade nas conexões
e ter a menor espessura possível (GOUVÊA, 2007; THOMAS, 2001).
As dificuldades encontradas para a descida dos revestimentos nos poços direcionais
podem ser comparadas com as dificuldades para a descida de revestimento em poços verticais
muito profundos (SHORT, 1993). Os trechos com maiores doglegs tendem a provocar
dobramentos da coluna de revestimento que podem induzir a falhas provocadas pelas altas
forças de tensão e compressão atuando na coluna. A geometria dos poços faz com que a
descida dos revestimentos seja mais complicada, pois os tubos tendem a ficar em maior
contato com a porção inferior do poço, impondo um maior arraste à coluna (ROCHA et al.,
2011).
O revestimento condutor e de superfície usualmente são assentados acima do KOP. Os
revestimentos intermediários, que mais sofrem com as cargas impostas pela curvatura do
poço, são usados nos trechos de ganho ou perda de ângulo e nas seções tangentes ou slant. Já
26
os revestimentos de produção são assentados ou no topo do reservatório ou em frente aos
mesmos (ROCHA et al., 2011).
Outro aspecto importante do programa de revestimento é a escolha das conexões que
serão utilizadas. Atualmente as conexões do tipo Proprietárias ou Premium, cuja patente
pertence a determinada empresa, são as mais utilizadas pela indústria do petróleo nas colunas
de revestimentos. As principais fabricantes de conexões são a Tenaris e a V&M
(VALLOUREC & MANNESMANN TUBES). Em poços direcionais as conexões estão
sujeitas a cargas de dobramento ou flexão, que fazem com que as fibras internas da coluna
sejam comprimidas e as fibras externas tracionadas (em relação à curvatura do poço). Sendo
assim, é necessário que essas conexões se mantenham estanques mesmo em trechos de altos
doglegs. Conexões Premium com vedação metal-metal normalmente apresentam maior
resistência a cargas de dobramento. (DE LEPELEIRE, 2004; ROCHA et al., 2011;
TENARIS, 2012).
Em poços direcionais os revestimentos estão mais sujeitos ao desgaste provocado pelo
atrito com a coluna de perfuração quando próximas fases do poço estão sendo perfuradas.
Devem ser realizadas simulações a fim de prever quanto da espessura do revestimento pode
ser reduzida e se o mesmo manterá sua estanqueidade. Algumas medidas podem ser tomadas
para reduzir esse desgaste, como: a utilização de protetores de revestimentos nos drillpipes,
emprego de tool joints ou conexões revestidas, adoção de fluido de perfuração que
proporcione boa lubricidade e construção de uma trajetória com menor dogleg severity
(ROCHA et al., 2011).
Segundo Rocha (2009), na perfuração de poços direcionais exploratórios é
recomendável que os trechos de ganho de ângulo sejam revestidos logo após o término da
perfuração da fase para evitar possíveis problemas, tais como: perdas de circulação, influxo de
água e pescarias.
A cimentação dos revestimentos visa: fixar a coluna de revestimento impedindo
vibrações, proteger porções comprimidas do revestimento e isolar hidraulicamente as
formações atravessadas (ROCHA et al., 2011; THOMAS, 2001).
Uma operação de cimentação é considerada com sucesso quando promove uma boa
aderência entre as formações e o revestimento, evitando canalizações. São muitos os fatores
que influenciam a qualidade da cimentação, incluindo: a centralização do revestimento,
emprego de lavadores e espaçadores, vazão de injeção da pasta, tipo de cimento utilizado,
movimentação da coluna de revestimento (rotação e reciprocação), e a remoção dos cascalhos
27
do fundo do poço e do reboco nas paredes do poço. (POSSAMAI, 1992; ROCHA et al.,
2011).
Devido às características dos poços direcionais, a operação de cimentação dos mesmos
requer maiores cuidados do que a cimentação em poços verticais. Em poços inclinados a
possibilidade de descentralização da coluna de revestimento é grande, além disso, a propensão
à formação de leitos de cascalhos dificulta a limpeza do anular entre o revestimento e as
formações, e pode impedir que a coluna de revestimento seja girada a fim de melhorar a
cimentação (POSSAMAI, 1992; ROCHA et al., 2011).
3.6 TORQUE, ARRASTE E FLAMBAGEM
Durante o planejamento de um poço direcional é essencial que sejam realizadas
simulações de torque e arraste que fundamentarão a execução do poço. Essa análise otimiza as
operações, identifica os pontos que serão mais críticos durante a execução do projeto e
embasa a escolha dos equipamentos que serão utilizados no poço. Igualmente, a flambagem
da coluna de perfuração, fenômeno considerado comum durante a perfuração direcional deve
ser analisado.
Torque e arraste são relacionados com diversos fatores durante a perfuração: trajetória
do poço, fluido de perfuração, composição da coluna de perfuração, diâmetro e limpeza do
poço (ROCHA et al., 2011).
A maior parcela do torque e arraste é gerada a partir da fricção entre a coluna de
perfuração e as paredes do poço (revestimento e poço aberto). Logo, quanto maiores forem a
inclinação e a extensão do poço, maiores serão o torque e arraste gerados (AGBAJI, 2011;
ROCHA et al., 2011). Outros fatores podem ser associados à criação de excessivos valores de
torque e arraste, são eles: existência de chavetas, inchamento de argilas (desmoronamento do
poço), prisões por diferencial de pressão e formação de leitos de cascalhos (CHIEZA, 2011;
JOHANCSIK, 1984).
O torque é a força gerada quando a coluna de perfuração é girada. O torque total na
superfície é resultado do: torque friccional, torque mecânico e torque na broca (COELHO,
2009).
a) Torque friccional: Decorrente do contato entre a coluna de perfuração e
revestimento ou paredes do poço, é afetado principalmente pelos seguintes
fatores:
28
- Tração ou compressão da coluna: quanto mais tracionado estiver o
tubo maior será a força de contato atuante. Em trechos com grande
inclinação, a coluna pode vir a ficar em contato com a porção superior
do poço devido a grandes forças de tração que superam as forças
gravitacionais;
- Dogleg severity: Quanto maior for o dogleg severity, maiores serão as
forças de contato. O dogleg severity influencia o torque friccional
principalmente a pequenas profundidades do poço, quando a tração
atuando na coluna é maior.
- Diâmetro do poço: Quanto menor for o espaço anular entre a coluna
de perfuração e os revestimentos, maiores serão as forças de contato
atuantes.
- Lubricidade ou Fator de Fricção: Diretamente relacionada com o
fluido de perfuração usado e pelas formações atravessadas.
- Peso da coluna: Quanto mais pesada for a coluna, maior será a força
de contato gerada (maior será a força empurrando a coluna contra a
parede do poço).
b) Torque mecânico: Resultado da interação entre a coluna de perfuração e o
BHA com: leito de cascalhos e formações instáveis (argilas reativas). Também
gerado por prisões por diferencial de pressão, e pelo contato entre os
estabilizadores e as paredes do poço.
c) Torque na broca: É função do tipo de broca escolhido, da formação
atravessada, da hidráulica do poço e do desgaste da broca. Com o aumento do
peso sobre a broca, aumenta também o torque na mesma. Normalmente
sensores próximos à broca medem esse torque.
Caso valores muito grandes para o torque sejam atingidos, o limite operacional de
vários equipamentos pode ser ultrapassado, como: top drive, mesa rotativa, conexões de
drillpipes e revestimentos. Operações de cimentação também são prejudicadas, torques
excessivos impedem que o revestimento ou liner seja girado afetando a qualidade da
cimentação.
O arraste ou drag, definido como produto entre as forças de contato (força normal) e
um fator de fricção, usualmente é bastante prejudicial para perfuração de poços de grande
29
afastamento (ERW) e para operações que utilizam sondas com capacidade limitada de carga
(CHIEZA, 2011).
Entre os problemas que podem surgir durante a perfuração, estão (ROCHA et al.,
2011):
- Dificuldades na retirada (pick-up drag) e descida (slack-off drag) da coluna
de perfuração;
- Revestimentos e liners podem não ser assentados na profundidade desejada;
- Poço pode ter a profundidade medida limitada e não atingir seus objetivos.
A flambagem ou buckling é a deformação que ocorre nas colunas de perfuração
quando submetidas à compressão. É um fenômeno comum na perfuração direcional, porém
controlável (ROCHA et al., 2011).
Vários fatores afetam a flambagem, são eles:
- Forças de compressão atuantes na coluna;
- Diâmetro do poço (mais fácil ocorrer flambagem quando a coluna tem uma
grande folga no poço);
- Diâmetro dos drillpipes (rigidez da coluna aumenta rapidamente com o
aumento do diâmetro dos tubos);
- Inclinação: Quanto maior a inclinação do poço, menor será o risco de
flambagem da coluna. Visto que, o peso sobre a broca diminui, sendo parte
dele transmitida para a parede do poço sob a forma de forças de contato.
Existem duas formas de flambagem: a senoidal e a helicoidal (Figura 3.4). A
flambagem senoidal, primeira fase da flambagem, é aceitável para a perfuração direcional. Já
a flambagem helicoidal, segunda fase da flambagem, impossibilita o prosseguimento da
operação (K&M TECHNOLOGY GROUP, 2003).
Entre as medidas tomadas para evitar a flambagem da coluna estão:
- HWDP11 numa coluna invertida (HWDP próximos à broca e comandos acima
destes)
- Usar drillpipe com maior diâmetro;
- Aumentar a rigidez da coluna em pontos críticos;
- Uso de fluido base óleo (melhores propriedades lubrificantes);
11 Heavyweight Drillpipe
30
- Perfurar com Rotary Steerable, durante a rotação da coluna é menos provável a
ocorrência de buckling.
Durante as operações de manobra, a região da coluna próxima ao BHA é mais
suscetível a flambagem. Apesar de não ser um fenômeno comum quando a coluna está sendo
girada, se, durante a perfuração, muito peso for transmitido para a broca, a coluna pode sofrer
flambagem. Para evitar esse fenômeno, o sondador deve fazer um mapeamento que permita
estipular o máximo peso que a coluna suporta sem sofrer flambagem.
Figura 3.4 – A: Flambagem senoidal; B: Flambagem helicoidal.
Fonte: Modificado de CHIEZA, 2011.
31
CAPÍTULO 4 - COMPONENTES BÁSICOS DA COLUNA DIRECION AL
Durante a fase de planejamento de um poço direcional é extremamente importante que
sejam definidos as especificações dos equipamentos básicos e seu posicionamento em cada
coluna que será descida durante a perfuração.
A escolha dos equipamentos básicos e a composição da coluna, assim como todo o
restante de um projeto direcional é um processo iterativo que envolve diversos fatores, entre
eles: valores de torque e arraste que serão impostos à coluna; trajetória desejada para o poço,
se a coluna terá uma composição para ganhar, manter ou perder ângulo; limpeza do poço e
possibilidade de prisão da coluna.
Os componentes básicos de uma coluna de perfuração são: drillpipes, comandos,
heavyweight drillpipes, percussor de perfuração, estabilizadores, escareadores e brocas. As
brocas não foram objeto de estudo desse trabalho.
4.1 DRILLPIPES OU TUBOS DE PERFURAÇÃO
Os Drillpipes são tubos geralmente feitos por extrusão de aço, ou seja, não possuem
costura e são reforçados nas suas extremidades para permitir a soldagem das uniões cônicas.
Os tubos de perfuração têm como função transmitir potência da superfície até o fundo do poço
e através deles o fluido de perfuração é circulado no poço. Também existem tubos de
perfuração confeccionados de alumínio (ADP - aluminium drillpipe), especialmente
importantes para a perfuração direcional (SHORT, 1993).
Em poços direcionais muito profundos com grandes inclinações ou na perfuração em
ambientes inóspitos, diversos problemas podem surgir com o uso de drillpipes convencionais,
entre eles:
- Pequena resistência à fadiga;
- Dificuldades para descer a coluna devido a uma inclinação acentuada;
- Excessivo desgaste dos tubos de perfuração e dos revestimentos;
Os tubos de alumínio aparecem para as grandes operadoras como solução para muitas
dessas dificuldades. Dentre as suas propriedades que minimizam esses efeitos indesejados
estão (INGLIS, 1987; GLAGOLA, 1986):
- Baixo peso: Pode reduzir em até 50% o peso da coluna. Apresenta melhor
flutuabilidade do que o aço, diminuição assim, o torque e arraste impostos a
coluna;
- Alta relação força-peso;
32
- Resistência à corrosão à H2S e CO2;
- Não é magnético;
- Pequeno Módulo de Cisalhamento: impõe baixas tensões aos tubos sobre ação de
rotações irregulares;
- Pequeno Módulo de Young: apresenta pequenas tensões sobre os tubos
flexionados;
- Resistência a baixas temperaturas.
Os ADP’s têm sido extensivamente usados na Rússia desde a década de 60. Para que
fosse possível o desenvolvimento dos campos remotos no oeste da Sibéria, região inóspita, a
seguinte combinação de fatores foi utilizada: sondas com baixa capacidade de carga, uso de
turbinas e de drillpipes de alumínio (VAKHRUSHEV, 2011).
Mais tarde surgiu o Light-alloy improved dependability pipe (LAIDP), liga empregada
desde os anos 70 que permite a aplicação de altos torques à coluna, possibilitando a
perfuração de poços de grande afastamento, que podem ser a única solução para o
desenvolvimento de determinados campos, como os campos offshore no Ártico.(SPE
149707). Desde os anos 2000, os LAIDP’s têm sido aplicados com bastante sucesso no
desenvolvimento de campos com poços horizontais. Em 2010, poços ERW ou de grande
extensão foram perfurados na China utilizando essa tecnologia, demonstrando significantes
benefícios técnicos e econômicos para as operadoras (VAKHRUSHEV, 2011).
Os LAIDP também são favoráveis às operações de sidetracking, em poços
multidirecionais, por exemplo. O contato entre a coluna de perfuração e os revestimentos
quando uma seção horizontal é construída a partir de um poço principal é muito grande, o que
induz rapidamente à flambagem da coluna. A substituição dos tubos de aço pelos de alumínio
diminui o arraste imposto a mesma, aumentando a possível extensão do poço
(VAKHRUSHEV, 2011).
4.2 DRILL COLLARS OU COMANDOS
Os Drill Collars são tubos normalmente feitos de aço, com paredes espessas, pesados,
inflexíveis e com conexões fortes, sendo feitos para resistir às altas e flutuantes tensões
próximas ao fundo do poço. Colocados na parte inferior do BHA, têm como principal função
transmitir peso para broca e promover rigidez para a coluna de perfuração, também permitem
a passagem do fluido de perfuração pelo seu interior. Eles podem ter a parede externa lisa
33
(flush) ou espiralada (INGLIS, 1987; ROCHA et al., 2011), conforme pode ser visto na
Figura 4.1.
Os tubos espiralados são mais indicados para perfuração direcional, pois reduzem o
contato do comando com as paredes do poço em aproximadamente 40%, com uma pequena
redução no peso do mesmo, apenas 4%. Minimizando consideravelmente as chances de prisão
da coluna por diferencial da pressão, as espirais também servem como canais para passagem
do fluido de perfuração (CATÁLOGO V&M, 2007; INGLIS, 1987).
Figura 4.1 – Comandos flush e espiralado.
Fonte: Modificado de SHORT, 1993.
4.3 SHORT DRILL COLLAR OU COMANDOS CURTOS
Os comandos curtos são caracterizados por seu pequeno comprimento, variando de 3 a
5 metros, são utilizados para gerar espaçamento entre estabilizadores ou entre a broca e o
estabilizador, aumentando muito o número de combinações possíveis para a configuração da
coluna. São também utilizados para mudar a taxa de inclinação em relação a vertical do poço
ou para corrigir algum desvio de trajetória (ROCHA et al., 2011; SCHLUMBERGER
LIMITED, 1996).
4.4 NON MAGNETIC DRILL COLLAR – NMDC
Os NMDC’s possuem os mesmos propósitos dos comandos regulares com a
propriedade de serem não-magnéticos. Usualmente são fabricados de monel, de alta
qualidade, com paredes externas lisas, sendo resistentes à corrosão.
34
Estes comandos alojam e aumentam a distância entre as ferramentas magnéticas de
registro direcional e os outros tubos de perfuração e revestimentos, impedindo que estas
sofram interferências magnéticas e que sua aquisição de dados seja prejudicada (ROCHA et
al., 2011).
4.5 HEAVYWEIGHT DRILLPIPES (HWDP) OU TUBOS PESADOS
Os HWDP são similares aos tubos de perfuração comuns, possuem o mesmo diâmetro
interno que eles, mas a espessura de sua parede é maior. Eles são dispostos entre os comandos
e os tubos de perfuração regulares para realizar uma transição paulatina e progressiva de
rigidez na coluna, já que uma conexão direta entre os drillpipes e os comandos tende a gerar
um excesso de concentração de tensões que pode provocar a quebra da coluna. Também são
utilizados para prover peso sobre a broca (ROCHA et al., 2011).
Bastante usados na perfuração direcional, uma vez que comparados com os comandos
oferecem menor contato com as paredes do poço, provocando um decréscimo na possibilidade
de prisão da coluna por diferencial de pressão, e no risco de falha nas conexões. Também são
responsáveis pela diminuição no efeito de arraste, torque e pela diminuição do tempo de
manobra, já que estes tubos podem usar a mesma cunha que os drillpipes (ROCHA et al.,
2011; SCHLUMBERGER LIMITED, 1996).
4.6 ESTABILIZADORES
Estabilizadores são equipamentos indispensáveis num poço direcional. São
semelhantes a um sub, porém possuem lâminas na sua circunferência externa. Têm como
funções: prover estabilidade para o BHA, centralizar os comandos do poço diminuindo seu
desgaste e reduzir a vibração da coluna e o risco de prisão da mesma por diferencial de
pressão. Têm importante papel no controle de desvio do poço, por isso, um acompanhamento
do desgaste de suas lâminas é necessário (ROCHA et al., 2011; SHORT, 1993).
Existem diversos tipo de estabilizadores (Figura 4.2), entre os mais comuns estão:
a) Estabilizadores com lâminas soldadas (Figura 4.2-A): Seu uso não é aconselhável
em formações muito duras, pelo risco de quebra das lâminas. São mais indicados para
formações macias e grandes diâmetros de poço que permitem grande fluxo de fluido
de perfuração, são considerados baratos;
b) Estabilizadores integrais (Figura 4.2-B): Por serem feitos de um único pedaço de
metal eliminam o risco de deixar partes da ferramenta no poço. Garantem um bom
35
contato com a parede do poço, sendo recomendados para formações macias.
Normalmente possuem de 3 a 4 lâminas e possuem enxertos de tungstênio, sendo
utilizados também para formações abrasivas. São mais caros que os estabilizadores de
lâminas soldadas.
c) Estabilizadores Sleeve-type (camisas intercambiáveis): Estes estabilizadores
permitem a substituição de suas lâminas, localizadas na parte denominada sleeve que
pode ser trocada durante a manobra (Figura 4.2-C), quando estas estão desgastadas.
d) Estabilizadores Non-rotating ou não rotativos (Figura 4.2-D): Nesses
estabilizadores enquanto o mandril gira juntamente com a coluna, o sleeve permanece
sem rotação.
As lâminas dos estabilizadores podem ser verticais, espiraladas ou retas dispostas
inclinadas. Os estabilizadores com lâminas em espiral diminuem as tensões atuantes na coluna
de perfuração em relação àqueles com lâminas verticais da mesma espessura e comprimento,
visto que apresentam maior contato com a parede do poço (INGLIS, 1987;
SCHLUMBERGER LIMITED, 1996; SHORT, 1993).
Figura 4.2 – Estabilizadores: A- lâminas soldadas; B – lâminas integrais; C - Sleeve-type; D - Non-rotating.
Fonte: Modificado de INGLIS, 1987.
4.7 REAMER OU ESCAREADOR
Os reamers são equipamentos muito similares aos estabilizadores, possuem cortadores
que ficam em contato com as paredes do poço (Figura 4.3). Podem ser de 3 ou de 6 apoios.
36
São usados para tornar as paredes do poço mais uniformes, mantendo um diâmetro
aproximadamente constante, facilitando a descida dos revestimentos. Também são usados
para alargar o diâmetro do poço, centralizar o BHA e prevenir o bit walk (desvio da trajetória
desejada), estabilizando a broca e aumentando sua vida útil. O uso de escareadores é muito
aconselhável em formações abrasivas, eles também ajudam a prevenir chavetas e reduzem o
dogleg severity (SCHLUMBERGER LIMITED, 1996; SHORT, 1993).
Figura 4.3 – Reamer ou escareador.
Fonte: INGLIS, 1987.
4.8 DRILLING JAR OU PERCUSSOR DE PERFURAÇÃO
Ferramenta muito comum nos BHA’s direcionais, o jar, é utilizado para liberar a
coluna em caso de sua prisão, através de um movimento forte, como um solavanco, para cima
ou para baixo. Reduz consideravelmente a necessidade de pescarias e tempos não produtivos,
também são compatíveis com as ferramentas de wireline ou cabo (ROCHA et al., 2011).
O jar possui um mandril móvel que promove uma aceleração axial rápida da coluna de
perfuração acima do mesmo. Esse movimento é limitado pelo batente superior (como um
pistão) ou pelo batente inferior (como um bate estacas) da luva, como ilustrado na Figura 4.4
(SCHLUMBERGER LIMITED, 1996).
Os jars podem ser classificados em mecânicos, hidráulicos ou ainda hidro-mecânicos.
Essa classificação é baseada no tipo de mecanismo de seu acionamento. O percussor
mecânico opera usando uma série de molas, com certa tensão ele é impulsionado para cima,
37
ou para baixo com determinada força de compressão. Já o percussor hidráulico opera
controlando a passagem de fluído hidráulico através de uma válvula que atua sobre pressão,
os percussores hidráulicos são mais usados (CARDEN, 2007; MACHADO, 2010;
SCHLUMBERGER LIMITED, 1996).
Para o correto posicionamento do percussor é de extrema importância que os
operadores na sonda conheçam todas as características do equipamento, que podem ser
obtidas com os fabricantes do mesmo. Além disso, eles devem estar atentos ao peso da coluna
acima e abaixo do jar, se este será posicionado tracionado ou comprimido, e que também não
deve ser posicionado muito próximo à linha neutra da coluna para evitar que sofra danos
(MACHADO, 2010; ROCHA et al., 2011; SCHLUMBERGER LIMITED, 1996).
Figura 4.4 – Drilling jar mecânico e hidráulico.
Fonte: ROCHA, 2011.
4.9 BENT SUB
Posicionado logo acima do motor de fundo ou turbina, provoca o desvio da broca a
uma certa inclinação. O bent sub possui uma conexão pino torta na sua parte inferior que
induz essa mudança de direção. O ângulo formado entre o pino e o resto do corpo do bent está
normalmente entre 1º e 3º, variando de a cada ½º (SCHLUMBERGER LIMITED, 1996).
38
Figura 4.5 – Bent sub.
Fonte: ROCHA, 2011.
4.10 FLOAT SUB
Como o próprio nome diz, esse equipamento é um sub incorporado por uma válvula
que impede o fluxo de fluido de perfuração do anular para o interior da coluna. Caso esse
movimento inverso do fluido de perfuração ocorra, instrumentos de registro direcional podem
ser avariados e os jatos da broca podem ser obstruídos (ROCHA et al., 2011;
SCHLUMBERGER LIMITED, 1996).
39
CAPÍTULO 5 - EQUIPAMENTOS DE REGISTRO DIRECIONAL
Para que a atividade de perfuração direcional seja executável, é imprescindível a
tomada de registros direcionais ou surveys ao longo da trajetória do poço. Essas medições
registram a direção, inclinação do poço e a tool face dos equipamentos de deflexão. Elas são
necessárias para que:
- os objetivos do poço sejam atingidos;
- colisões entre poços sejam evitadas;
- ocorra um melhor posicionamento do poço no reservatório;
- um poço em blowout possa ser interceptado e controlado;
- uma trajetória mais suave seja perfurada.
Diversos fatores influenciam a escolha do equipamento de registro direcional, entre
eles: a precisão exigida para as medições; a frequências de medições necessárias; se o poço
está aberto ou revestido; a existência ou não de interferência magnética; o máximo dogleg do
poço; a posição geográfica da locação (a latitude do poço interfere nas medições magnéticas e
na precisão dos equipamentos giroscópicos); a temperatura do poço e as limitações no
orçamento do projeto.
Neste capítulo, serão descritas as ferramentas de registro direcional e suas aplicações.
5.1 EQUIPAMENTOS MAGNÉTICOS CONVENCIONAIS
Ferramentas de survey magnéticas usam o campo magnético terrestre para determinar
a direção e a inclinação de um poço. Por isso, para o seu bom funcionamento, esses
equipamentos não podem sofrer interferência magnética do restante da coluna de perfuração,
de revestimentos ou de outras fontes, como outros poços perfurados a uma pequena distância
(RUSSEL, 1995).
Para que essa influência indesejada seja minimizada, são utilizados então os comandos
não magnéticos e os equipamentos de registro são posicionados no interior desses comandos.
São também utilizados outros desses comandos não magnéticos para promover certa distância
em relação ao restante da coluna e o número de tubos escolhidos depende da localização
geográfica do poço (latitude), da inclinação, azimute e da composição do BHA (CARDEN,
2007; INGLIS, 1987).
Os equipamentos magnéticos podem ser divididos entre os que utilizam uma bússola e
os eletrônicos. A ferramenta de registro com bússola magnética também possui um
40
inclinômetro e uma câmera fotográfica. Na ferramenta eletrônica a direção é medida através
de um magnetômetro e a inclinação através de um acelerômetro. O magnetômetro registra a
intensidade do campo magnético em três direções (x, y e z) e a soma vetorial desses
componentes resultará na direção do poço (CARDEN, 2007).
Esses equipamentos podem ser utilizados para um único registro, no caso do Magnetic
Single Shot ou para tomada de múltiplos registros com o Magnetic Multi Shot. O equipamento
de registro simples, ou single shot (Figura 5.1), é utilizado em determinado ponto para
acompanhar o avanço do poço e monitorar a posição da coluna, registrando também a tool
face. Já o equipamento de registro múltiplo, ou multi shot (Figura 5.2), é usado para avaliar
toda extensão do poço depois que a perfuração do mesmo já foi concluída e para operações de
testemunhagem (BAKER HUGHES INCORPORATED, 1995; CARDEN, 2007; ROCHA et
al., 2011).
Quando os dados chegam à superfície uma correção precisa ser feita para que os
azimutes que tomam como referência o norte magnético sejam transformados para o
referencial do norte verdadeiro, que são mais usados na indústria para os bancos de dados e
análises.
Dentre todos os equipamentos de registro direcional, os equipamentos magnéticos
convencionais são os menos precisos.
Figura 5.1 – Single shot magnético.
Fonte: Modificado de AMARO, 2012.
Figura 5.2 – Multi shot magnético.
Fonte: AMARO, 2012.
41
5.2 EQUIPAMENTOS GIROSCÓPICOS
Os equipamentos giroscópicos fazem o registro direcional por meio de uma bússola
giroscópica, não sofrem influência magnética e, portanto, podem ser usados tanto em poço
aberto quanto dentro dos revestimentos ou em áreas com interferência magnética, sendo
bastante úteis em operações de sidetracks dentro de revestimentos, no posicionamento correto
do whipstock (INGLIS, 1987).
Os giroscópios podem ser classificados como Giroscópios Livres, mais antigos e
imprecisos, referenciados a uma direção na superfície e não obtém o registro de inclinação; e
os Giroscópios de Taxa de Mudança, que possuem grande precisão já que sempre buscam o
norte verdadeiro como referencial (CARDEN, 2007).
Existem os Giroscópios de Registro Simples, ou Gyroscopic Single Shot (Figura 5.3),
que como o nome sugere, fazem uma única tomada de medida e os Giroscópios de Registro
Múltiplos (Figura 5.4), ou Gyroscopic Multishot, que podem efetuar diversas medições
(ROCHA et al., 2011).
Os usos mais comuns para os giroscópios são para orientação da perfuração e para
tomada de registros direcionais dentro dos revestimentos. Eles podem ser descidos no poço
por um cabo, slickline, dentro do revestimento ou ainda serem descidos na coluna de
perfuração (BAKER HUGHES INCORPORATED, 1995; CARDEN, 2007; ROCHA et al.,
2011).
Figura 5.3 – Giroscópio.de registro simples
Fonte: PORTO, 2009.
42
Figura 5.4 – Giroscópio.de registro múltiplo.
Fonte: PORTO, 2009.
5.3 EQUIPAMENTO DE MEDIÇÃO CONTÍNUA A CABO ( STEERING TOOL)
É uma ferramenta de medição contínua e em tempo real de direção e inclinação do
poço, composta por dois sensores, um magnetômetro e um inclinômetro, os dados são
transmitidos para a superfície através de um cabo e então, decodificados por um computador
que realiza os cálculos direcionais. Esse tipo de equipamento só pode ser descido durante a
perfuração com motor de fundo, quando o restante da coluna não é girado, devido ao uso do
cabo. A Figura 5.5 contém um desenho esquemático do equipamento de medição contínua
(CARDEN, 2007; ROCHA et al., 2011; SHORT, 1993).
Uma desvantagem associada a este equipamento é a necessidade de retirar e descer a
ferramenta a cada conexão, o que além de aumentar o tempo de sonda, pode ocasionar a
prisão do mesmo. Para mitigar esse problema foi criado um sub (pedaço de tubo), com
entrada lateral (Figura 5.6) que possibilita que o cabo seja desviado de dentro da coluna para o
anular. Com o cabo fora da coluna, próximo a superfície, o steering tool não precisa ser
retirado a cada conexão (CARDEN, 2007).
Figura 5.5 – Esquema da medição continua a cabo.
Fonte: ROCHA, 2011.
43
Figura 5.6 – Side Entry Sub.
Fonte: CARDEN, 2007.
5.4 SISTEMA DE NAVEGAÇÃO INERCIAL (INS) OU INERTIAL GRADE GYRO
Este é o equipamento de registro direcional mais preciso, por isso, frequentemente é
usado em comparações com as outras ferramentas a fim de determinar a acurácia delas. Essa
ferramenta (Figura 5.7) além de determinar a direção e a inclinação do poço, mede também
sua profundidade vertical. O INS é composto por três giroscópios e três acelerômetros
organizados perpendicularmente entre si e montados em uma plataforma estabilizada. Pode
ser descida no poço usando um slickline ou com a coluna de perfuração (CARDEN, 2007;
ROCHA, 2011).
Figura 5.7 – Sistema de navegação inercial.
Fonte: ROCHA, 2011.
44
5.5 EQUIPAMENTO DE MEDIÇÃO CONTÍNUA SEM CABO OU MEASUREMENT
WHILE DRILLING (MWD)
O MWD é uma ferramenta de registro contínuo que usa os mesmos magnetômetros e
acelerômetros que os equipamentos de Medição Contínua a Cabo, porém o envio dos dados
obtidos é feito através de pulsos de pressão transmitidos através do fluido de perfuração.
Esses dados são detectados na superfície e processados por um computador (CARDEN, 2007;
INGLIS, 1987).
As medições direcionais que ocorrem próximas à broca, enquanto a perfuração é
executada, incluem:
- Inclinação;
- Azimute;
- Ângulo da tool face.
O sistema MDW compreende: um conjunto de sensores que se localizam próximos à
broca; um sistema de telemetria, responsável pela transmissão dos dados; um sistema gerador
de energia e sistema de recepção e decodificação na superfície. (GRAVLEY, 1983)
Existem diversos tipos de sistemas de telemetria. O sistema utilizado para as
ferramentas MWD é o de pulsos de pressão propagados no fluido de perfuração. Este sistema
tem se mostrado confiável e não é muito suscetível à degradação por ruídos (TANGUY,
1981).
São três os tipos de pulsos transmitidos através do fluido de perfuração na indústria do
petróleo (GRAVLEY, 1983; HONORIO, 2007; INGLIS, 1987; TANGUY, 1981):
a) Pulsos positivos (Figura 5.8): Nesse sistema os pulsos são gerados por uma restrição
temporária no fluxo do fluido provocada uma válvula de pistão, operada
hidraulicamente, que aumenta a pressão observada no standpipe, originando os pulsos
de pressão. Este sistema é mais tolerante à presença se sólidos no fluido de perfuração.
b) Pulsos negativos (Figura 5.9): Periodicamente uma válvula estabelece uma conexão
entre a coluna de perfuração e o anular. A rápida abertura e fechamento dessa válvula
permite que uma pequena quantidade do fluido de perfuração seja redirecionado para
o anular, resultando numa queda de pressão, observada na superfície no standpipe .
Pulsos contínuos (Figura 5.10): Estes pulsos são criados através de uma válvula
composta por um conjunto de rotor e estator. O rotor gira numa determinada frequência,
45
abrindo e fechando a passagem para o fluido na coluna de perfuração. Os pulsos contínuos
são gerados, pois a pressão sofre uma variação na forma de uma onda senoidal.
Figura 5.8 – Pulsos de pressão positivos.
Fonte: CARDEN, 2007.
Figura 5.9 – Pulsos de pressão negativos.
Fonte: Modificado de CARDEN, 2007.
Figura 5.10 – Pulsos de pressão contínuos.
Fonte: Modificado de CARDEN, 2007.
46
Quando comparados, cada sistema apresenta suas vantagens e desvantagens. O sistema
de pulsos positivos é bastante tolerante à presença de sólidos no fluido de perfuração e
também é o menos afetado pelos ruídos da bomba. Já o sistema de pulsos negativos apresenta
uma maior taxa de transmissão de dados que o positivo. O sistema de pulsos contínuos
apresenta como maior problema a filtragem dos ruídos, mas essa dificuldade é compensada
pela sua alta taxa de transmissão de dados (CARDEN, 2007).
Dois tipos de fontes de energia podem ser usadas no sistema MWD, são elas as
baterias de lítio e turbinas conectadas a um alternador. As baterias possuem um tempo de vida
operacional que é relacionado com a quantidade de informação transmitida pela ferramenta e
uma temperatura limite para seu bom funcionamento. As turbinas possuem um tempo de vida
maior que o das baterias e conseguem enviar uma quantidade de dados bastante superior. Para
que as turbinas não sejam obstruídas e tenham seu desempenho prejudicado uma tela deve ser
instalada acima da mesma para filtrar o fluido de perfuração (CARDEN, 2007; INGLIS,
1987).
São diversas as vantagens obtidas com o uso do MWD em relação às Steering Tool,
entre elas:
- Redução no tempo de sonda;
- Possibilidade de girar a coluna com o MWD no poço;
- Diminui os riscos durante a perfuração;
- Permite tomadas de medições mais frequentes;
- Proporciona melhor controle no posicionamento da trajetória do poço dentro do
reservatório.
47
CAPÍTULO 6 - FERRAMENTAS E TÉCNICAS DE DEFLEXÃO
Existem diversos métodos e ferramentas para provocar o desvio de um poço. Neste
capítulo os métodos mais comuns serão descritos, são eles:
• Whipstock;
• Jateamento;
• Perfuração com motor de fundo
• Perfuração com turbinas;
• Sistemas steerable;
• Sistemas rotary steerable.
O presente capítulo foi desenvolvido apoiado principalmente nas seguintes fontes
bibliográficas: Perfuração Direcional de ROCHA et al., 2011 e Horizontal and Directional
Drilling Horizontal, Multilateral Drilling de CARDEN, 2007.
6.1 WHIPSTOCK
Primeira ferramenta utilizada para perfurar um poço direcional, o whipstock (figura
6.1) se assemelhava a uma calha, que induzia o desvio da broca na direção desejada.
Hoje, apesar de existirem diversos whipstocks no mercado, eles são raramente usados
para desvios a poço aberto. Podem ser considerados uma opção para desvios em formações
muito duras e para poços cujas temperaturas ultrapassem o limite operacional de outras
ferramentas de deflexão. Atualmente, devido às dificuldades operacionais e ao maior número
de manobras que a operação com whipstock exige, são principalmente usados para sidetracks
dentro de revestimentos.
Os whipstocks provocam grandes mudanças na direção e no ângulo do poço em um
pequeno intervalo, e devem ser fabricados com materiais duros o bastante para que o
revestimento seja cortado e não a ferramenta.
A orientação da tool face da ferramenta dentro do revestimento é feita através de
giroscópios, visto que estes não sofrem interferência magnética.
Os whipstocks podem ser classificados entre recuperáveis e não recuperáveis. Como os
nomes sugerem, o whipstock recuperável, podia ser retirado do poço após a realização do
desvio e o whipstock não recuperável era abandonado no poço.
48
Figura 6.1 – Whipstock.
Fonte: http://www.slb.com.
6.2 JATEAMENTO
Antes do desenvolvimento da perfuração direcional com motor de fundo, a deflexão
por jateamento era comumente usada em formações moles ou friáveis. Porém, o avanço das
outras técnicas de deflexão e as baixas taxas de penetração conseguidas com o jateamento,
reduziram consideravelmente o uso dessa técnica na perfuração direcional.
No jateamento a força hidráulica do fluido é usada para lavar a formação na direção
que se deseja iniciar o desvio do poço, através do posicionamento do maior jato da broca na
direção desejada (Figura 6.2).
Figura 6.2 – Broca especial e esquema da operação de jateamento.
Fonte: PORTO, 2009.
49
6.3 MOTOR DE DESLOCAMENTO POSITIVO (PDM – POSITIVE DISPLACEMENT
MOTORS)
O PDM ou mud motor pode ser descrito com motor hidráulico que utiliza o volume e a
pressão do fluido de perfuração que circula no interior da coluna para transmitir rotação e
torque para a broca, segundo o princípio de Moineau.
Posicionado acima da broca, quando associado com estabilizadores e bent subs,
permite dar início à seção de ganho de ângulo do poço, bem como correções para controle de
verticalidade. Em poços verticais também ajuda a minimizar o desgaste da coluna de
perfuração e dos revestimentos, já que não é necessário o giro da coluna.
A seguir serão descritos os principais elementos que compõe um Mud Motor: a Seção
de Potência, a Unidade de Transmissão e a Seção de Rolamento (Figura 6.3).
Figura 6.3 – Motor de fundo e seus principais componentes.
Fonte: AMARO, 2012.
a) Seção de Potência: Responsável por transformar energia de pressão em energia
mecânica. Composta por um rotor e um estator, que possuem perfis helicoidais semelhantes.
O estator é um tubo de aço com um revestimento de borracha formulado para resistir à
abrasão causada pelos sólidos existentes no fluido de perfuração. O rotor é feito de aço
inoxidável e tem sua superfície tratada com cromo. O rotor possui sempre um lóbulo ou curva
em espiral a menos que o estator. A figura 6.4 mostra diferentes configurações de lóbulos para
o conjunto rotor/estator do motor de fundo.
Na Seção de Potência, o rotor e estator formam uma vedação contínua em
determinados pontos, quando seus perfis se encaixam, formando certo número de cavidades,
por onde o fluido que pode ser lama, água ou até mesmo gás, é forçado a passar. Nos PDMs,
os valores de RPM dependem da vazão de fluido.
Quanto maior o tamanho da Seção de Potência (mais estágios), maior será o torque e a
potência do motor. A velocidade de rotação e o torque do motor estão também relacionados
50
com a quantidade de lóbulos (rotor/estator). Um maior número de lóbulos leva a uma
diminuição na velocidade de rotação e a um aumento no torque, como ilustrado na Figura 6.4.
Figura 6.4 – Sistema de navegação inercial.
Fonte: Modificado de ROCHA, 2011.
b) Unidade de transmissão: Conectada à parte inferior do rotor, transforma o
movimento excêntrico em movimento concêntrico e transmite a velocidade rotacional e o
torque, gerados pela Seção de potência, à broca ou para outra ferramenta conectada ao motor.
Possui um eixo equipado com uma junta universal em cada extremidade que realiza essa
transmissão. Seus componentes usualmente são feitos de titânio e as juntas universais são
envoltas em graxa e seladas para estender sua vida útil.
c) Seção de Rolamento: Possui um eixo que faz a conexão entre a Unidade de
Transmissão e a Seção de Rolamento, o drift shaft, feito de aço forjado para máxima
resistência. A seção de rolamento pode ser lubrificada com a lama de perfuração (rolamentos
abertos) ou com óleo (rolamentos blindados). Esta seção suporta as cargas axiais (WOB e/ou
hidráulicas) e radiais (provocadas pela coluna) para a broca.
A configuração dos lóbulos mais adequada para perfuração depende da broca utilizada
em conjunto com o motor de fundo. Brocas de diamante e brocas impregnadas tem seu
desempenho melhorado com altas RPM, logo a configuração ideal possui um número
pequeno de lóbulos. As brocas tricônicas, que não toleram altas rotações, funcionam melhor
com um maior número de lóbulos. Já as brocas PDC conseguem melhor performance com
valores elevados de RPM, porém essas brocas também promovem maiores torques reativos,
que podem induzir vibrações, causando danos ao motor e até a quebra da coluna de
perfuração. Sendo assim, a configuração de lóbulos ideal para essas brocas é a intermediária
(3:4 ou 4:5).
51
O motor de fundo funciona bem numa faixa ótima de pressão. Quando a pressão é
elevada além do limite operacional do equipamento, a tendência é que o motor sofra com um
efeito conhecido por stall. O efeito stall ocorre quando o fluido atravessa o motor sem que o
rotor gire e é detectado quando a pressão no standpipe se eleva rapidamente e a taxa de
penetração cai abruptamente. Esse efeito pode provocar sérios danos à borracha do estator,
que pode chegar a se fragmentar.
Motores de fundo não são muito indicados para perfuração de poços com altas
temperaturas, pois o elastômero do estator tem sua vida útil reduzida. Eles são usados
principalmente para perfurar as seções iniciais dos poços e para perfurar os trechos slant
(seção reta).
6.4 TURBINA
A turbina possui um princípio de funcionamento completamente diferente do motor de
deslocamento positivo, apesar de também ser classificada como motor de fundo. A turbina
funciona como uma bomba axial ou centrífuga.
As Turbinas possuem uma Seção de Potência, composta por diversos estágios de
rotores e estatores, e uma Seção de Rolamentos. Cada estágio é formado por um rotor e um
estator de mesmo perfil. O rotor é formado por várias hélices fixas a um eixo, o drift shaft
(Figura 6.5). À medida que o fluido atravessa o estator, o rotor correspondente é impelido a
girar, a soma de todos os torques gerados por cada estágio é transmitida à broca. A turbina e
seus principais componentes estão ilustrados na Figura 6.6.
Sendo assim, a potência desenvolvida pela turbina é função do número de estágios que
ela possui, da densidade do fluido de perfuração e também do ângulo de posicionamento das
lâminas.
Figura 6.5 – Estágio da turbina formado por rotor e estator.
Fonte: AMARO, 2011.
52
Apesar de proporcionarem uma taxa de penetração muito maior do que o motor de
deslocamento positivo, os altos valores de RPM produzidos pelas turbinas reduzem
consideravelmente o tempo de vida das brocas. Além disso, as turbinas necessitam de mais
potência para conseguir a mesma eficiência que os PDMs. Estas características tornam as
turbinas pouco atrativas economicamente quando comparadas aos PDMs. A utilização das
turbinas é limitada ainda, pela potência hidráulica da sonda. Vale ressaltar que as sondas mais
modernas são capazes de fornecer a potência hidráulica necessária para a perfuração de poços
bastante complexos.
Com o avanço tecnológico dos motores de deslocamento positivo, o uso de turbinas
atualmente é reduzido. São usadas na perfuração de poços verticais, direcionais e horizontais,
para sidetracks e principalmente na perfuração de poços a altas temperaturas. Porém com o
avanço tecnológico dos motores de deslocamento positivo e a vantagem do seu menor
comprimento para uma mesma potência, o uso de turbinas hoje é reduzido.
Figura 6.6 – Turbina e seus principais componentes.
Fonte: ROCHA, 2012.
53
6.5 SISTEMA STEERABLE
O Sistema Steerable é formado por um motor equipado com o bent housing (motor
steerable) e pelo MWD.
O bent housing tem basicamente a mesma função que o bent sub, porém seu ângulo
pode ser ajustado para proporcionar o dogleg desejado para a ferramenta defletora, sem a
necessidade de uma manobra. É comum que os bent housings possam ser ajustados para
valores de ângulos entre 0° e 3°.
Para conseguir desviar o poço, a perfuração usando o sistema steerable é dividida em
dois modos (Figura 6.7):
- Modo orientado ou sliding: a posição desejada para a tool face ou face da
ferramenta do motor steerable é ajustada da superfície a partir dos dados
enviados pelo MWD. A perfuração é realizada sem girar a coluna, deslizando-a
poço adentro.
- Modo rotativo: depois que o ângulo e direção desejados para o BHA são
atingidos, a perfuração rotativa é reiniciada (toda a coluna de perfuração gira).
Os dois modos de perfuração com sistema steerable apresentam desvantagens
características.
O modo orientado apresenta como principais desvantagens: dificuldade para deslizar a
coluna, baixa taxa de penetração, maiores chances de prisão da coluna, maiores dificuldades
com a limpeza do poço e aumento do risco de desmoronamento das paredes do poço. Já no
modo rotativo são observadas as seguintes desvantagens: mais suscetível a falhas no motor de
fundo e no MWD devido a vibrações, maior desgaste sofrido pela broca e pela coluna de
perfuração e diâmetro irregular do poço.
Ademais, as alternâncias de um modo para o outro, levam a uma trajetória tortuosa do
poço, com trechos de altos doglegs. Essa tortuosidade impõe dificuldades para transmissão de
peso sobre a broca, por gerar altos valores de arraste.
Mesmo assim, quando a perfuração com sistema steerable é comparada com a
perfuração utilizando o conjunto motor de fundo e bent sub, destacam-se dentre as suas
vantagens:
• Diminuição do número de manobras;
• Redução de torque e arraste;
54
• Diminuição do risco de prisão por diferencial da coluna, já que a coluna passa menos
tempo parada.
Figura 6.7 – Modos do sistema steerable: A - orientado ou sliding; B - rotativo.
Fonte: Modificado de ROCHA, 2011.
6.6 SISTEMA ROTARY STEERABLE
O sistema rotary steerable permite a perfuração de um poço direcional com a coluna
de perfuração em contínua rotação.
Os conceitos do rotary steerable foram patenteados nos anos 50. Porém o sistema só
pôde se desenvolver tecnologicamente e comercialmente quando avanços significativos nas
tecnologias de registro direcional foram conseguidos (CARDEN, 2007).
A introdução comercial do rotary steerable ocorreu no fim da década de 90 e gerou
incríveis avanços na perfuração de poços direcionais. A tecnologia foi melhorada desde então,
e hoje é o que há de mais moderno para defletir um poço (MENAND, 2012; SUGIURA,
2008).
A grande vantagem do sistema rotary steerable em relação as outras ferramentas
defletoras é a possibilidade de defletir o poço com a coluna girando. Essa característica
55
melhora a limpeza do poço e reduz as chances de prisão da coluna. Por criar uma trajetória
mais suave, reduz problemas com arraste e consegue transmitir melhor peso sobre à broca.
(CARDEN, 2007).
Os avanços conseguidos com essa tecnologia permitem a perfuração de poços com
KOP mais profundos, aumentando a exposição e a produtividade do reservatório. Atualmente,
o sistema rotary steerable é capaz de desenvolver grandes doglegs sem que seus
equipamentos sofram danos, e de gerar altas taxas de penetração.
A indústria classifica o sistema rotary steerable em dois tipos, o push the bit e o point
the bit. Cada sistema apresenta suas vantagens e desvantagens, análises de disponibilidade,
custo e benefício precisam ser feitas para determinar a opção mais adequada para cada
projeto.
Na configuração push the bit (Figura 6.8), pads expansíveis aplicam uma força lateral
contra a parede do poço, logo acima da broca, provocando seu desvio na direção desejada.
Esse sistema funciona melhor na perfuração de formações de dureza intermediária,
formações muito moles podem sofrer washouts e os pads expansíveis podem não conseguir
contato com as paredes do poço, reduzindo a eficiência do sistema.
Na configuração point the bit, um ângulo é criado entre a porção inferior da ferramenta
e o eixo do poço (Figura 6.9), permitindo que a broca seja direcionada para conseguir a
trajetória desejada.
As ferramentas point the bit proporcionam poços com gauge (diâmetro) mais
uniforme, porém são mais complexas e apresentam como desvantagem sua maior propensão à
falhas.
Na realidade, não existe nenhuma configuração que utilize somente um mecanismo
para desviar a broca. Sistemas push the bit precisam gerar certo ângulo entre a broca e o eixo
do poço, para obter um poço de melhor qualidade, e os sistemas point the bit precisam aplicar
força lateral na broca para que ela atinja a posição desejada (MENAND, 2012). Inclusive,
existem equipamentos, como o Auto Track da Halliburton, que conseguem operar nos dois
modos, garantindo maior flexibilidade para a operação.
Em ambas as configurações, a escolha da broca tem papel determinante para o sucesso
da operação. Pequenas mudanças no diâmetro da broca afetam consideravelmente a eficiência
do sistema rotary steerable para desviar o poço. O modo push the bit precisa de brocas com
grande capacidade de corte lateral (MENAND, 2012; SUGIURA, 2008).
Quanto ao dogleg severity (DLS) gerado pela ferramenta, esse pode ser ajustável ou
constante. Ferramentas que permitem o ajuste do DLS durante a perfuração geram poços com
56
trajetórias menos tortuosas e com curvaturas mais constantes. Sendo assim, seu uso é mais
aconselhável.
Os sistemas rotary steerable são indicados para a perfuração de poços de grande
afastamento ou ERW, Designer wells, para perfuração de poços piloto de alta inclinação e
para manutenção da verticalidade em formações salinas (AMARO, 2012).
Figura 6.8 – Sistema Rotary steerable push the bit.
Fonte: Modificado de AMARO, 2012.
Figura 6.9 – Sistema Rotary steerable point the bit.
Fonte: Modificado de AMARO, 2012
57
CAPÍTULO 7 - CONSIDERAÇÕES FINAIS
A perfuração de poços direcionais atualmente é amplamente realizada pela indústria
do petróleo. Os grandes avanços na perfuração direcional possibilitaram o desenvolvimento
de diversos campos tidos como economicamente e tecnologicamente inviáveis. Projetos
complexos antes impensáveis, hoje podem ser realizados.
As principais vantagens da perfuração direcional são: a maximização da recuperação
dos reservatórios, a possibilidade de desenvolvimento de campos com menor número de
sondas e exploração de reservatórios em áreas inóspitas.
Para que estas operações se tornassem possíveis, o desenvolvimento de diversas
ferramentas de registro direcional, ferramentas básicas da coluna de perfuração e ferramentas
defletoras foi imprescindível. O presente trabalho buscou descrever desde as mais antigas
ferramentas e técnicas empregadas na perfuração de poços direcionais, até as mais recentes.
O projeto do poço direcional e a análise de suas dificuldades são de extrema
importância para que as operações se desenvolvam com sucesso. Sendo assim, os aspectos
críticos no planejamento de um poço direcional também foram expostos.
Por ser uma técnica complexa, outros aspectos relevantes num projeto de poço
direcional não foram desenvolvidos neste trabalho. Sugestões para trabalhos futuros incluem:
a análise dos cálculos envolvidos na definição da trajetória do poço e dos métodos de
acompanhamento da trajetória durante a perfuração, e realização de simulações que avaliem
como mudanças na coluna de perfuração e BHA alteram a trajetória do poço, a eficiência na
remoção dos cascalhos e os valores de torque e arraste. Também seria interessante, o
desenvolvimento de um trabalho que desse foco às técnicas, ferramentas e dificuldades
inerentes da perfuração de poços horizontais.
58
CAPÍTULO 8 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
AGBAJI, A. L. Optimizing The Planning, Design And Drilling Of Extended Reach And
Complex Wells. SPE/DGS 149099, SPE International, 2011.
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62
ANEXO A - GLOSSÁRIO
Bent housing - Parte do motor steerable que possui certa deflexão, elimina a necessidade do
uso de um bent sub.
Bent sub - Sub com conexão inferior torta, usado nas operações com motor de fundo.
BHA - Bottom hole assembly ou composição de fundo da coluna.
Bit walk - Tendência natural da broca de desviar lateralmente a trajetória do poço.
Buildup - Seção onde acontece ganho de ângulo na trajetória do poço.
Buildup/drop rate - Taxa de ganho/perda de ângulo constante, expressa em graus/30 metros.
Chaveta - Cavidade provocada nas paredes do poço pela coluna de perfuração, normalmente
num trecho de alto dogleg. Pode levar a prisão da coluna de perfuração.
Dogleg - Mudança de ângulo entre dois pontos da trajetória do poço.
Dogleg severity - Medida usada para decidir se um dogleg é ou não aceitável num projeto.
Usualmente expresso em graus por 30 m ou 100 pés.
Drag - Arraste da coluna de perfuração provocado pelo atrito contra os revestimentos e as
paredes do poço.
Keyseat - Chaveta.
KOP - Kickoff point ou ponto inicial de deflexão do poço.
Slickline - Cabo de aço fino usado para descida e posicionamento de diversas ferramentas
dentro do poço.
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Sidetrack - Desvio do curso de um poço já perfurado, com abandono de parte deste.
Slant - Trecho tangente da trajetória do poço.
Sliding - Modo orientado da perfuração com motores steerable.
Stall - Travamento do motor de fundo.
Tool face - Face da ferramenta de deflexão.