Construção da Área de Calibração da Ferramenta de Indução ... B... · A base de Wireline de...
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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA CURSO DE ENGENHARIA DE CONTROLE E AUTOMAÇÃO INDUSTRIAL Construção da Área de Calibração da Ferramenta de Indução e Estudo de Sua Funcionalidade para Análise de Propriedades Petrofísicas de Formações Geológicas Monografia submetida à Universidade Federal de Santa Catarina como requisito para a aprovação da disciplina: DAS 5511 Projeto de Fim de Curso Priscila Borém Sfredo Florianópolis, Outubro de 2006
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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA
CURSO DE ENGENHARIA DE CONTROLE E AUTOMAÇÃO INDUSTRIAL
Construção da Área de Calibração da Ferramenta de Indução e Estudo de Sua Funcionalidade para
Análise de Propriedades Petrofísicas de Formações Geológicas
Monografia submetida à Universidade Federal de Santa Catarina
como requisito para a aprovação da disciplina:
DAS 5511 Projeto de Fim de Curso
Priscila Borém Sfredo
Florianópolis, Outubro de 2006
2
Construção da Área de Calibração da Ferramenta de Indução e Estudo de Sua Funcionalidade para Análise de
Propriedades Petrofísicas de Formações Geológicas
Priscila Borém Sfredo
Esta monografia foi julgada no contexto da disciplina DAS 5511: Projeto de Fim de Curso
e aprovada na sua forma final pelo Curso de Engenharia de Controle e Automação
Banca Examinadora:
Erwan Olliero Orientador Empresa
Agustinho Plucenio Orientador do Curso
Prof. Augusto Humberto Bruciapaglia Responsável pela disciplina
Prof. Eduardo Camponogara, Avaliador
Rafael José Deitos, Debatedor
Diego Ramos Marcos, Debatedor
3
Agradecimentos
Agradeço a todas as pessoas que contribuíram de modo direto ou indireto a realização deste projeto de fim de curso, assim como a todos que colaboraram comigo nesta caminhada durante os anos em que estive cursando o curso de Engenharia de Controle e Automação Industrial.
Agradeço primeiramente a Deus por todas as oportunidades que Ele tem propiciado em minha vida.
Aos meus pais Eloi Jacir Sfredo e Patrícia Pimenta Borém Sfredo que sempre me incentivaram a seguir minhas escolhas, a lutar pelo que acho correto e me ensinaram a ser quem eu sou. Meu muito obrigado! Eles são os alicerces de minha vida que foi construída com muito amor, carinho e compreensão.
Aos meus irmãos, Tiago Borém Sfredo, Sara Borém Sfredo e Júlia Borém Sfredo, que sempre me incentivaram nesta caminhada fornecendo muito apoio e carinho.
Ao meu orientador professor Agustinho Plucenio, pela disponibilidade de tempo e pela orientação durante a realização deste projeto, por estar sempre disponível a discussões.
Ao meu orientador Eng. Erwan Olliero, pela disponibilidade e boa vontade em me ajudar sempre que necessário no desenvolvimento deste trabalho. Ao Eng. Helmut Gmach por me auxiliar durante todo o desenvolvimento deste projeto assim como a todos os funcionários da Schlumberger Wireline, por estarem sempre dispostos a ajudar no que fosse necessário.
Agradeço de modo especial aos professores do Departamento de Automação e Sistemas por todos os ensinamentos passados durante os anos de faculdade e pelos laços de amizade criados.
Agradeço ainda o apoio financeiro da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e da Financiadora de Estudos e Projetos (FINEP), por meio do Programa de Recursos Humanos da ANP para o Setor do Petróleo e Gás PRH-34 ANP/MCT.
Por fim agradeço o Programa PRH-34 e a equipe do Labmetro pela minha iniciação na indústria do petróleo e por propiciaram grande parte do meu crescimento profissional em um ambiente de grandes amizades.
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Construção da Área de Calibração da Ferramenta de Indução e Estudo de Sua Funcionalidade para Análise de
Propriedades Petrofísicas de Formações Geológicas
Priscila Borém Sfredo
Esta monografia foi julgada no contexto da disciplina DAS 5511: Projeto de Fim de Curso
e aprovada na sua forma final pelo Curso de Engenharia de Controle e Automação
Banca Examinadora:
Erwan Olliero Orientador Empresa
Agustinho Plucenio Orientador do Curso
Prof. Augusto Humberto Bruciapaglia Responsável pela disciplina
Prof. Eduardo Camponogara, Avaliador
Rafael José Deitos, Debatedor
Diego Ramos Marcos, Debatedor
i
Resumo
A grande demanda de petróleo pelo mercado consumidor necessita que a
exploração deste torne-se cada vez mais rápida e eficiente. Para tanto, as empresas
prestadora de serviços para as empresas detentoras de licenças de exploração de
petróleo devem buscar cada vez mais ferramentas acuradas e de alta tecnologia.
O segmento da Schlumberger que é responsável pela aquisição dos dados
dos poços perfurados e seus fluidos é denominado Wireline. Dentre as ferramentas
utilizadas por este segmento ressalta-se neste trabalho a ferramenta de indução
Array Induction Tool (AIT) que é responsável pela análise da resistividade da
formação ao redor do poço. Estes dados de resistividade são utilizados para a
análise de propriedades petrofísicas de formações geológicas.
Para que a ferramenta de indução produza dados condizentes com a
realidade do poço, esta ferramenta deve ser calibrada a cada três meses em uma
área de calibração especialmente construída para este fim. Esta área deve ser livre
de materiais condutivos, tanto na superfície quanto no interior do solo. Para
assegurar que a área é realmente propícia para tal fim, deve-se realizar uma série
de medições que indicarão se o local é apropriado ou não.
A base de Wireline de Macaé (RJ) era desprovida de tal área de calibração,
sendo necessário enviar as ferramentas AIT para outra base com a finalidade de
serem calibradas.
Este relatório apresenta os principais tipos de serviços oferecidos por uma
empresa prestadora de serviços para o setor de petróleo e gás como a
Schlumberger dando ênfase ao segmento de Wireline e dentro deste destacando a
ferramenta de indução, seu procedimento de calibração e a construção da área de
calibração do AIT em Macaé.
ii
Abstract
The demand of oil for the consuming market requires that the oil exploration
becomes faster and efficient. To supply this demand, the oil services companies that
work for the holder licenses of oil exploration companies, should search each time
for more high tech and precise tools.
The Schlumberger’ segment that is responsible for well and its fluids data
acquisition is called Wireline. Among Wireline’s tools, it will be highlighted on this
report the Array Induction Tool (AIT) that is responsible for formation resistivity
analysis. These resistivity data are used to analyze a formation’s petrophysics
properties.
To produce data that match the reality of a well, this tool should be calibrated
each 3 months in a calibration area specially built for this purpose. This area must be
free of conductive materials on surface and underground as well. To assure that the
area is really good for this purpose, it is necessary to make a series of
measurements that will show if it is good or not.
The Wireline headquarter in Macaé (RJ) was not equipped with such
calibration area, and every time it was needed to send the AIT to another location to
be calibrated.
This report presents the main services provided by an oilfield company such
as Schlumberger explaining deeper the Wireline segment and highlighting the Array
Induction Tool, its calibration process and the construction of the AIT calibration
facility in Macaé.
iii
Sumário
Resumo ............................................................................................................. i
Abstract ............................................................................................................ ii
Sumário ........................................................................................................... iii
Capítulo 1: Introdução ......................................................................................1
Capítulo 2: Indústria do Petróleo e História da Schlumberger..........................4
2.1: Origem de Hidrocarbonetos...................................................................4
2.2: Indústria do Petróleo..............................................................................5
2.3: História da Schlumberger.......................................................................5
2.3.1: Schlumberger no Brasil ...................................................................7
2.3.2: Estrutura Organizacional da Schlumberger.....................................8
Capítulo 3: Wireline ........................................................................................16
3.1: Introdução a Wireline...........................................................................16
3.1.1: Histórico ........................................................................................16
3.2: Open Hole............................................................................................18
3.3: Cased Hole ..........................................................................................19
3.4: Equipamentos ......................................................................................20
Capítulo 4: Conceituação de Borehole ...........................................................22
4.1: O processo de invasão ........................................................................23
Capítulo 5: Resistividade e Equação de Archie..............................................26
5.1: Resistividade........................................................................................26
5.2: Equação de Archie...............................................................................26
Capítulo 6: Indução ........................................................................................30
iv
6.1: Fator Geométrico .................................................................................33
6.2: Skin Effect............................................................................................36
6.3: Indutância Mútua .................................................................................37
6.4: Casamento Direto ................................................................................37
6.5: Efeitos da Parede da Formação ..........................................................38
Capítulo 7: Laterolog ......................................................................................39
7.1: Aplicações............................................................................................42
Capítulo 8: Array Induction Tools – AIT..........................................................44
8.1: Resposta da Ferramenta de Indução ..................................................47
8.1.1: Resposta Born...............................................................................47
8.1.2: Ponderação de Pesos entre os Arrays via Software .....................50
8.2: Correção do Borehole ..........................................................................53
8.3: Sistema de Comunicação ....................................................................56
8.3.1: Modulação Bifásica .......................................................................59
8.4: Aplicações das ferramentas de Indução..............................................60
8.4.1: Perfil do AIT em uma Zona de Transição......................................61
Capítulo 9: Calibração ....................................................................................65
9.1: Calibração com os Arcos de Teste ......................................................65
9.2: Offset de Correção (Sonde Error) ........................................................66
9.2.1: Procedimento do cálculo do Offset ...............................................67
9.3: Auto-Calibração (Calibração Secundária)............................................69
9.4: Calibração para Eliminar a Condutividade Aparente da Formação .....69
9.4.1: Calibração Secundária ..................................................................69
9.4.2: Calibração Primária .......................................................................72
Capítulo 10: Área de Calibração ....................................................................75
10.1: Especificações da Área de Calibração ..............................................75
v
10.2: Pesquisa pela Área de Calibração.....................................................77
10.2.1: Primeira Medição ........................................................................79
10.3: Segunda Medição ..............................................................................81
10.4: Terceira Medição ...............................................................................82
10.5: Quarta Medição .................................................................................84
Capítulo 11: Resultados .................................................................................86
11.1: Resultado das medições realizadas para identificação da área ideal87
11.1.1: Primeira Medição ........................................................................87
11.1.2: Segunda Medição .......................................................................88
11.1.3: Terceira Medição.........................................................................89
11.1.4: Quarta Medição...........................................................................90
11.2: Novo setup .........................................................................................92
Capítulo 12: Conclusões e Perspectivas ........................................................95
Bibliografia:.....................................................................................................97
1
Capítulo 1: Introdução
Os avanços tecnológicos dos tempos de hoje propiciam cada vez mais
conforto às pessoas. Os equipamentos, utensílios domésticos, roupas, automóveis,
são provenientes de matérias-primas diversificadas, mas todos eles possuem o
petróleo em comum.
A demanda por barris de petróleo no mundo cresce a cada dia. As empresas
detentoras de jazidas almejam aumentar a produtividade deste produto e para tanto,
necessitam que as empresas prestadoras de serviços – que identificam prováveis
locais contentores de óleo, perfuram poços, exploram, extraem o petróleo do poço –
estejam em constante avanço tecnológico, buscando utilizar cada vez mais
ferramentas modernas e acuradas para que a exploração do petróleo se torne mais
rápida e eficiente.
A empresa Schlumberger Serviços de Petróleo é considerada a melhor
empresa de exploração de petróleo no mundo. Utiliza tecnologia de ponta em todos
os trabalhos prestados, visando sempre satisfazer as necessidades do cliente
buscando fornecer o serviço solicitado em curto espaço de tempo aliado ao grande
profissionalismo para execução e obtenção de resultados com alta qualidade e
acuracidade.
Dentre os segmentos da Schlumberger encontra-se o segmento de Wireline –
no qual foi desenvolvido este trabalho. A Wireline é o segmento responsável por
fazer análise das propriedades dos fluidos no interior das formações e também
analisar a própria formação. Para tanto, possui diversas ferramentas de alta
tecnologia que visam identificar a presença de hidrocarbonetos dentro dos poços de
exploração.
Visando satisfazer as necessidades do cliente e aperfeiçoar cada vez mais
seu trabalho, as ferramentas de Wireline devem ser sempre muito bem calibradas,
para que os dados entregues ao cliente realmente correspondam com a realidade.
No escopo deste trabalho tratar-se-á especificamente sobre a ferramenta de
wireline conhecida como Array Induction Tool – AIT. Esta ferramenta mede a
2
resistividade da formação geológica da região em exploração para que, aliado aos
dados de resistividade da água presente no reservatório e a porosidade do
reservatório possibilitará encontrar a saturação de água do reservatório em estudo,
e conseqüentemente a quantidade de hidrocarbonetos presentes.
A base de Wireline presente em Macaé – Rio de Janeiro, possui seis
ferramentas de indução as quais devem ser calibradas a cada 3 meses. Por se
tratar de uma ferramenta de indução, sua calibração torna-se um tanto quanto
delicada, necessitando-se de uma área de calibração especial pois, esta área não
pode conter nenhum tipo de material condutivo tanto na superfície (onde será
realizada a calibração) quanto no solo e deve-se ainda anular a condutividade do ar
presente, conforme será discutido posteriormente.
Para construir a área de calibração desta ferramenta, foi estipulado certos
procedimentos a serem seguidos para assegurar que a calibração obtenha os
resultados esperados.
Apesar de conter um grande número destas ferramentas, a base de Macaé
não possuía uma área de calibração dos AIT. Estas ferramentas eram enviadas à
base de São Mateus – Espírito Santo toda vez que fosse necessário realizar tal
calibração. Além de dispender tempo sem as ferramentas de indução na base de
Macaé para a realização de trabalhos, gastava-se muito com o transporte destas
ferramentas até o local de calibração. A construção da área de calibração do AIT em
Macaé está descrita neste relatório.
No capítulo 2 é apresentada a indústria do petróleo, história desta indústria
no Brasil juntamente com a história da Schlumberger e seus segmentos de atuação.
No capítulo 3 é discutido mais profundamente o segmento de Wireline, no
qual foi desenvolvido este trabalho.
O capítulo 4 trata da conceituação de Borehole, termo muito utilizado na
indústria de petróleo.
O capítulo 5 explica como o conceito de resistividade pode ser utilizado para
medir as propriedades petrofísicas de formações, assim como fundamenta a
equação de Archie, fundamental para a determinação da saturação de água na
formação.
3
No capítulo 6 é explicado como é o princípio de funcionamento da ferramenta
de indução e a importância do fator geométrico no processo de medição.
No capítulo 7 apresenta-se o conceito de laterolog, técnica utilizada também
para medir a resistividade da formação, mas diferentemente do AIT.
O capítulo 8 trata da ferramenta de indução AIT, onde explica-se seu
funcionamento, suas aplicações e medições, assim como também se conceitua a lei
de Born.
O capítulo 9 explica como é realizada a calibração do AIT e o décimo capítulo
relata como foi determinado o local para a construção da área de calibração do AIT
em Macaé.
4
Capítulo 2: Indústria do Petróleo e História da
Schlumberger
“Estamos vivendo a era do petróleo. Na nossa sociedade moderna
dificilmente encontramos um ambiente, um produto ou algum bem que não contenha
compostos derivados do petróleo ou que não seja produzido direta ou indiretamente
a partir do petróleo. De origem natural, não renovável e de ocorrência limitada, o
petróleo movimenta bilhões de dólares diariamente em uma atividade industrial
gigantesca, empregando milhares de trabalhadores, técnicos e cientistas. Recursos
consideráveis são alocados para o seu desenvolvimento e pesquisa, fazendo surgir,
a cada dia, tecnologias e equipamentos mais sofisticados para a descoberta de
novas jazidas, extração, transporte e refino do petróleo.” (José Eduardo Thomas)
2.1: Origem de Hidrocarbonetos
Da ação do calor e pressão sobre a matéria orgânica morta e soterrada,
como algas e plâncton origina-se o petróleo e gás inicialmente em uma rocha
chamada de rocha geradora (source rock). Devido as microfraturas e a expulsão da
água do interior das rochas geradoras, o petróleo migra desta rocha e flui através de
rochas permeáveis até encontrar uma barreira – conhecida como rocha selante –
ficando assim armazenado na rocha reservatório. A rocha reservatório pode ser de
qualquer tipo, basta que tenha espaço poroso em seu interior, e que os espaços
porosos sejam interconectados, tornando a rocha permeável.
A rocha selante deve ser impermeável assim como possuir boa plasticidade
de forma a suportar os esforços provenientes de formações, normalmente estas
rochas são do tipo folhelhos ou evaporitos.
Quando esta rocha reservatório apresenta propriedades como porosidade e
permeabilidade e um isolamento hidráulico com a superfície, ocorre a formação de
um reservatório com potencial econômico.
A localização de uma jazida de petróleo exige muito tempo de estudos e
análises geofísicas e geológicas de uma região. A perfuração de um poço de
5
petróleo é uma das etapa mais caras em todo o processo de prospecção de
petróleo. Um programa de prospecção de petróleo visa localizar dentro de uma
bacia sedimentar o local que possua as características necessárias para a
acumulação de petróleo, e dentre estes locais, qual possui maior chance de
realmente conter petróleo.
A certeza da existência do petróleo ou não na formação, é obtida apenas
através da perfuração e recolhimento de amostras dos fluidos presentes na
formação.
2.2: Indústria do Petróleo
A indústria do petróleo pode ser dividida em dois grandes grupos: O setor
Upstream (exploração, desenvolvimento e produção de óleo cru ou gás natural) e
Downstream que consiste nas atividades de transporte, refino e consumo.
“O caminho do petróleo, desde as pesquisas para sua descoberta até sua
chegada a uma refinaria, passa pelas mãos de inúmeros especialistas. São
geólogos de petróleo, paleontólogos, estratígrafos, sedimentólogos, químicos,
geodesistas, geoquímicos, geofísicos, engenheiros mecânicos, eletricistas,
engenheiros de manutenção, de minas, de perfuração, de exploração, de
completação, de reservatórios, de produção, cada um deles responsável por uma
etapa específica, falando uma linguagem própria e utilizando jargões peculiares” [ 1].
2.3: História da Schlumberger
A Schlumberger foi fundada sobre o avanço notável da tecnologia dos últimos
80 anos.
A primeira idéia sobre o uso de medição elétrica para mapeamento do
subsolo, foi concebida por Conrad Schlumberger. Físico graduado pela Escola
Politécnica francesa e professor de física na Escola de Minas de Paris. Suas
pesquisas tinham como foco principal um novo conceito baseado na resistividade
elétrica das rochas. Em 1913 várias experiências já haviam sido conduzidas
provando que o conceito era válido e que medições de resistividade na superfície
poderiam ser correlacionadas à geologia de subsuperfície.
6
Mais tarde, suportados por seu pai Paul Schlumberger, que era um visionário
e foi grande incentivador das pesquisas científicas dos seus filhos, Marcel
Schlumberger se une a seu irmão e juntos abrem o primeiro escritório da
Schlumberger, em Paris em 1920.
No período entre 1923 e 1926 iniciaram pesquisas geofísicas na Romênia,
Sérvia, Canadá, África do Sul, Congo e nos Estados Unidos. E finalmente em 1927
executaram a primeira perfilagem (avaliação da formação) em Pechelbronn na
França.
Figura 1 Primeiro Perfil Elétrico
O período compreendido entre 1928 e 1956, foi caracterizado por pesquisas
em poços de petróleo usando medições elétricas (perfilagem) para avaliação da
formação das formações geológicas. Inicialmente na Venezuela, Índia e Rússia,
com 56 engenheiros, e já no ano de 1934 os trabalhos se estenderam pela
Alemanha, Argentina, Equador, México, Áustria e Borneo, totalizando 122
engenheiros.
A diversificação de atuação da empresa ocorreu no período compreendido
entre 1956 e 1970, onde de perfilagem, passaram também para Oilfield Services,
aliando-se a empresas como Johnston Tester – Testing and Production, Dowell-
Schlumberger – Pressure Pumping, Forex – Drilling, etc.
No período compreendido entre 1987 e 1992, a empresa focou-se em
centralizar seus negócios na área de petróleo, desviando-se das linhas de negócios
que não couberam dentro do núcleo de seus objetivos, fazendo novas aquisições
para reforçar o sentido preferencial de seu negócio, reestruturando a empresa e
focando-se também seus esforços em inovações de baixo custo.
Entre 1993 e 1998, seu crescimento lucrativo foi de grande significância,
onde seus recursos se concentraram majoritariamente em linhas de produto de
7
maior expansão no mundo. Os novos produtos e serviços entraram para consolidar
sua liderança tecnológica, e assim foi desenvolvida uma cultura verdadeiramente
internacional.
Ao longo dos anos a Schlumberger foi crescendo, desenvolvendo e
patenteando novas tecnologias, englobando as outras empresas que trabalhavam
em conjunto, e tornando-se hoje em dia a maior indústria de serviços de petróleo do
mundo, totalizando mais de 50.000 funcionários com mais de 140 nacionalidades
diferentes e em 100 países em todo mundo.
2.3.1: Schlumberger no Brasil
A chegada no país se deu em um momento conturbado de sua história. A
discussão sobre a exploração do petróleo nesta época era um dos tópicos
constantes dos trabalhos da Assembléia Nacional Constituinte. Até então os
serviços de exploração eram coordenados pelo Conselho Nacional do Petróleo do
Brasil e o primeiro perfil elétrico do país era realizado na Bahia no campo de
Candeias.
Entre as discussões sobre a nacionalização total da exploração e produção
do petróleo do país ou não, em 1951 Getúlio Vargas volta ao poder e enviou ao
Congresso o projeto de lei propondo a criação da "Petróleo Brasileiro S.A"
(Petrobrás) como monopólio, seguindo a pressão da sociedade na campanha “O
petróleo é nosso”.
Ao ser constituída, a nova companhia recebeu do Conselho Nacional do
Petróleo os campos de petróleo do Recôncavo baiano, onde a Schlumberger já
atuava. A produção de petróleo era de 2.700 barris por dia, representando 27% do
consumo brasileiro.
Em 1954 a Schlumberger registra o primeiro perfil elétrico do Brasil fora de
um campo de terra. O Campo de Dom João Mar tinha apenas 3 metros de lâmina
d’água, muito pouco perto dos mais de 2000 metros de lâmina d’água das
prospecções de hoje em dia.
A década de 50 foi o tempo do "aprender fazendo". O Governo deu à nova
empresa todos os meios e facilidades para expandir a indústria petrolífera no país.
Com isso, foi possível aumentar a produção e incrementar a pesquisa. Ao mesmo
8
tempo, a nova empresa procurou formar e especializar seu corpo técnico, para
atender às exigências da nascente indústria brasileira de petróleo. Com isso houve
intenso aumento das pesquisas geológicas e geofísicas em todas as bacias
sedimentares.
Seguindo o sucesso da indústria que se consolidava no país a Schlumberger
esteve presente com a prestação de serviços na primeira descoberta de petróleo no
mar, em 1968, no Campo de Guaricema, no litoral de Sergipe, e representou um
passo importante para que a Petrobrás mergulhasse em direção ao futuro sucesso
exploratório na atividade offshore, começando suas pesquisas na Bacia de Campos.
Em 1974, a descoberta do campo de Garoupa, no litoral do Estado do Rio de
Janeiro, anunciou uma nova fase para a produção do país. Estava dada a largada
para os constantes êxitos conseguidos na bacia de Campos, que rapidamente se
transformou na mais importante região produtora.
Os anos se passaram e os recordes de produção e descobertas em águas
profundas se acumulavam, e a Schlumberger, sempre presente no país, ao longo
dos anos vem oferecendo a excelência em tecnologia e qualidade aos seus clientes.
Hoje a Schlumberger atua de norte a sul, contando com 6 bases operacionais
(Urucu – AM, Mossoró – RN, Aracajú – SE, Catú – BA, São Mateus – ES e Macaé -
RJ) e 5 escritórios trabalhando nas principais bacias sedimentares do país.
Trabalha-se com disciplina na aplicação das políticas de qualidade, saúde,
segurança e proteção ao meio ambiente. O que forma um diferencial no mercado
reconhecido por seus clientes tanto internacionais como pela Petrobrás que já
concedeu diversos prêmios nesta área à Schlumberger.
A Schlumberger se compromete com as comunidades em que atua e
implementa projetos sociais, estimulando a participação de funcionários através da
criação de comitês de Responsabilidade Social em diversas locações.
2.3.2: Estrutura Organizacional da Schlumberger
A Schlumberger tem como objetivo servir a indústria de Upstream e
Produção, provendo soluções customizadas, excelência na prestação do serviço e
aumentar o valor do cliente.
9
A estrutura organizacional da Schlumberger é dividida em segmentos de
atuação e em espaços geográficos (GeoMarkets). Inicialmente é dividida em dois
segmentos principais, Oilfield Services e WesternGeco, sendo esta última
responsável pelas atuações de sísmica para prospecção de petróleo. Na Figura 2
pode-se verificar essa primeira divisão.
Figura 2 Estrutura Organizacional parte 1
O segmento Oilfield Services é dividido pelos Geomarkets de atuação, sendo
estes: ECA (Europe and Central-Asia), NSA (North and South America) e MEA
(Meddle East and Asia) e também em tecnologias de petróleo (Oilfield Technologies)
e em IPM (Integrated Project Management). Como mostrado abaixo.
Figura 3 Estrutura Organizacional parte 2
Oilfield Technologies, por sua vez, é subdividido nas diversas áreas de
atuação em campo, conforme exibe a Figura 4, sendo estas atividades encontradas
em nosso país. A seguir seguiremos com uma breve descrição de cada segmento
10
do Oilfield Technologies, sendo o segmento de Wireline discutido num capítulo a
parte por se tratar do segmento relacionado ao escopo deste trabalho.
Figura 4 Estrutura Organizacional parte 3
2.3.2.1: Drilling and Measurement
Nos idos dos anos 70, a atividade de perfuração estava extremamente alta.
SLB (Schlumberger) era líder no sistema de perfuração mas os clientes queriam
ainda mais, que a sub-superfície de um poço pudesse ser avaliada em tempo real.
A SLB tinha um segmento chamado Schlumberger Drilling Servicers (SDS) e
em 1977 comprou a Analysts – que era uma compainha composta por analistas de
perfis de lama ou geologistas, que pegavam amostras de lama da sub-superfície e a
avaliavam. A Analysts uniu-se ao SDS e formou-se ANADRILL, que hoje é chamada
de Drilling and Measurements (D&M).
A visão de D&M é “fornecer soluções de perfuração em tempo-real através de
pessoas e tecnologia de ponta”.
D&M busca prover a indústria do petróleo com serviços de perfuração com
alto volume e em tempo real visando encontrar óleo e gás eficientemente, de
maneira segura e aceitável do ponto de vista do meio-ambiente.
Seus principais serviços são:
Directional Drilling (DD): Processo de guiar um poço para seguir o
melhor caminho geométrico para alcançar seu objetivo ou seguir uma tendência
geológica.
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Measurements While Drilling/Logging While Drilling: É a aquisição
de dados mecânicos e petrofísicos durante a perfuração que são transmitidos para a
superfície em tempo real com o propósito de avaliação da formação.
2.3.2.2: Well Services
Well Services é dividida em 3 segmentos: Cementing Well Construction
Services (WCS) – cimentação, Stimulation Well Production Services (WPS) –
estimulação e Coil Tubing Well Intervention Services (WIS) – flextubo.
Well Services é a líder mundial de fornecimento de serviços de flextubos para
remediações de poços, juntamente com o serviço de cimentação que assegura a
integridade do poço e os serviços de estimulação que formam a chave para o
aumento da produção do poço e aprimoramento da taxa de recuperação de
hidrocarbonetos.
Após a descida do tubo de revestimento (casing) no poço, deve-se preencher
o espaço anular entre o revestimento e a parede do poço com cimento.
As principais funções da cimentação são:
• Isolação entre as zonas (zonas de hidrocarbonetos diferentes e zonas de
água)
• Proteger o revestimento de colapso
• Proteger o revestimento de corrosão
• Propiciar estabilidade para a parede do poço
12
Figura 5 Poço Revestido
O projeto do tipo de cimento a ser utilizado no poço é realizado por um
engenheiro da SLB juntamente com o cliente, para tanto é necessário levar-se em
consideração a temperatura, pressão e vários outros parâmetros do poço.
Estimulação
O propósito da estimulação é aumentar a produção do poço.
A estimulação é realizada quando o poço está produzindo mas não o
suficiente. Basicamente, bombeia-se pressão hidráulica para abrir a fenda na rocha
através dos canhoneios de Wireline. Enquanto está aberta, bombeia-se um fluido
que contém proppants suspensos. Os proppants são partículas de areia ou
cerâmica. Quando a pressão hidráulica é aliviada, a formação irá cair de volta a
posição de repouso, mas agora existem proppants nas fendas que criaram uma
“passagem” que permite que os hidrocarbonetos fluam para dentro do poço.
Pode-se também bombear ácido para dentro do poço de maneira a limpar os
canhoneados da formação para aumentar o fluxo de hidrocarbonetos.
FlexTubo
FlexTubo são tubos de aço – com diâmetros de ¾” a 5” – que estão
enrolados em uma bobina. O flextubo é então empurrado para dentro do poço para
realizar vários trabalhos, incluindo: cimentação, estimulação, perfuração, perfilagem,
pescaria, etc.
13
2.3.2.3: Produtividade e Completação de Poço
A fase final de avaliação de um poço é uma escala limitada de produção de
um poço (por exemplo Well Testing).
Este é o primeiro passo do projeto de completação. Os resultados dos testes
realizados em um poço permitem que sejam determinados a extensão de um
reservatório, viabilidade comercial e as propriedades do fluido, incluindo químicas.
Isto permite que o projeto de determinação do tipo de completação seja feito,
incluindo os parâmetros de fluxo assegurados.
A conexão com o reservatório é iniciada através do canhoneio: expõe/conecta
o reservatório ao sistema de completação. O trabalho está focado em reduzir
danificações próximas à parede do poço nos reservatórios, reduzir danificações no
poço propriamente dito com escombros, e otimizar o fluxo do reservatório, fazendo
com que o sistema de canhoneamento se adeque às propriedades do reservatório.
Acessórios de Completação: Cada completação tende a ser diferente da
outra em detalhes. Os acessórios de completação provêem a customização em
adição ao equipamento tradicional, como os packers de completação. Provê-se
também soluções únicas como válvulas de isolação de formação para proteger o
reservatório de danificações durante certas operações.
Controle e Monitoramento de Reservatório (Completações Inteligentes):
Provê controle em tempo real de otimização da produção e sistema de fluxo.
Artificial Lift: Provê força externa para auxiliar o fluxo de hidrocarbonetos.
Isto é feito com a ajuda de bombas submersíveis elétricas ou válvulas de gás lift.
Completações Multilaterais: Dois pontos de interesse principais com
completação multilateral são “Controle de fluxo” (integridade das juntas mecânicas e
hidráulicas) e “Reentrada Seletiva”.
Subsea: Provê soluções para conectar ou desconectar rapidamente e com
segurança especialmente em ambientes de águas profundas.
WCP pode instalar estações de mini-fluxo para testar o reservatório – pode
separar gás de óleo e de água – fornecer as propriedades do fluido e o tamanho do
reservatório.
14
Figura 6 Atividades de WCP
2.3.2.4: Schlumberger Information Solutions
Baseado em extensiva pesquisa de mercado e no feedback dos atuais
clientes, a Schlumberger criou o Schlumberber Information Solutions ou
simplesmente SIS. No SIS agrupou-se todos os segmentos de “informação-central”
do englobados pelo Oilfield Services.
O SIS é a indústria mundialmente líder em fornecer soluções integradas de
negócios, compreendida por desenvolvimento de softwares, gerenciamento de
informações, tecnologia de informação e abrangência completa de serviços
especializados para a indústria de petróleo e gás.
15
2.3.2.5: Resumindo as Atividades da Schlumberger
Cada segmento da Schlumberger possui tecnologias chave que são
necessárias para satisfazer as necessidades do mercado. Em adição, existem
soluções que abrangem vários segmentos.
Figura 7 Segmentos da SLB
As principais competências da Schlumberger Oilfield são:
• Focar-se em produzir a melhor tecnologia em cada segmento.
• Os produtos e serviços resultantes estão disponíveis digitalmente hoje em
dia (transmissão, armazenamento de dados, acesso, integrado).
• Utilizar força de trabalho multi-disciplinar e multi-cultural, permitindo fornecer
ao cliente serviços globais consistentes, com adaptação local como
requerido.
• A infraestrutura de Tecnologia de Informação e processos permite capturar,
disseminar o conhecimento da organização para prover serviços e produtos
com qualidade superior aos clientes.
16
Capítulo 3: Wireline
Visão de Wireline
“To strengthen our leadership position as our client´s preferred information
provider by applying innovative technology to evaluate and define their reservoir”
3.1: Introdução a Wireline
Geofísica de Borehole é a ciência de medir e analisar várias propriedades
físicas das formações encontradas em um Borehole através das ferramentas de
perfilagem de Wireline.
As ferramentas de perfilagem produzem um perfil, que nada mais é do que
um gráfico da profundidade do Borehole versus alguma propriedade física da
formação.
Os perfis de Wireline fornecem grande quantidade de informações para
estudos da formação e seus fluidos. Os dados podem ser utilizados para
identificação e caracterização de fluidos e para testes de poços designados. Perfis
são também utilizados para correlação estratigráfica.
A perfilagem de Wireline é o melhor e mais eficiente (em termos financeiros)
método de adquirir os dados do poço, propiciando gravar continuamente os dados
do Borehole, e por possuir repetibilidade.
3.1.1: Histórico
Em 1919 Marcel se juntou a Conrad na pesquisa sobre medidas elétricas
com a finalidade de definir a estrutura da terra. Em 5 de Setembro de 1927, um
grupo da SLB correu a primeira perfilagem elétrica num poço perfurado. Isto ocorreu
na França para a empresa Pechlbronn Oil Company. Estas medidas foram tomadas
ponto a ponto. Este foi o começo da perfilagem Wireline, daí em diante a SLB
passou a expandir suas atividades pelo mundo.
17
O segumento de Wireline foi formando em 1927. Basicamente as
ferramentas (canos de aço cheios de eletrônicas por dentro) eram descidos na
extremidade do cabo, ou também chamda linha de metal (wireline) dentro do poço.
Conforme iam sendo puxadas para fora do poço, várias medições eram feitas com a
finalidade de ajudar o cliente a localizar, avaliar e produzir hidrocarbonetos.
Existem dois segmentos dentro de Wireline: Open Hole (poço aberto) e
Cased Hole (poço revestido).
Figura 8 Esquema de Perfilagem
Trabalhos em poço aberto são realizados imediatamente após a perfuração
de uma seção do poço. Não há nada a mais no poço do que formação crua. Pode-
se obter várias medições neste momento, incluindo resistividade, porosidade,
sônicos, etc. Pode-se até retirar amostras da formação, do fluido e de pressão. É
possível fazer uma imagem de 360º do borehole e determinar onde as falhas
geológicas podem estar.
Figura 9 Ferramentas utilizadas em trabalhos de poço aberto
Trabalhos de poço revestido são realizados depois que a empresa detentora
do poço colocou a sapata na parede do poço. Pode-se avaliar o trabalho de
18
cimentação para que se tenha certeza de que há cimento suficiente, que a liga entre
a formação e o cimento está boa, e certificar-se que não há espaço entre as zonas.
Pode-se também detectar corrosão ou danificações do revestimento, assim como
realizar o canhoneamento do revestimento, fazendo com que exista comunicação
entre a zona que contém hidrocarbonetos e a zona da parede do poço.
Figura 10 Canhão
Uma equipe de wireline normalmente é composta por 1 engenheiro e 3
operadores. Um trabalho típico deve durar entre 12 e 24 horas dependendo dos
serviços requisitados e da profundidade do poço.
3.2: Open Hole
Nos trabalhos de Wireline de poço aberto, as ferramentas possuem em
média diâmetro de 3-3/8” e podem variar entre comprimentos de 30 ft a 100 ft em
média. As ferramentas são conectadas umas nas outras e descidas dentro do poço
que pode estar a várias temperaturas e profundidades. As ferramentas podem
agüentar temperaturas de até 500F e pressões de 20.000 psi.
A ferramenta Plataform Express (PEX) é exibida na Figura 11. Ela realiza três
diferentes medições (Resistividade, Densidade e Neutron) além de raios gama.
19
Figura 11 Ferramenta PEX
Os dados adquiridos no fundo do poço são enviados para a superfície através
do cabo de perfilagem wireline até o sistema de computadores MAXIS, que fica
dentro da unidade de perfilagem. A unidade de perfilagem pode ser um caminhão,
no caso de poços onshore (em terra) ou uma unidade propriamente dita em poços
offshore (no mar). Os dados são então processados e o perfil (log) é criado. No
canto direito da Figura 11 é exibido um perfil típico da ferramenta Plataform Express.
As linhas desenhadas fornecem várias informações a respeito da formação – areia
versus folhelhos, zonas que contém hidrocarbonetos versus zonas que contém
água, porosidade, e outras.
3.3: Cased Hole
Os trabalhos de poço revestido são realizados depois que o revestimento foi
feito no poço. As ferramentas tendem a ser menores do que as de poço aberto,
devendo-se principalmente ao diâmetro do revestimento.
A avaliação da cimentação é realizada através de ferramentas sônicas. Os
dados adquiridos permitem ao cliente avaliar o trabalho de cimentação realizado
antes que o canhoneamento seja feito. Estando a cimentação bem feita, realiza-se o
canhoneamento do poço, que consiste na perfuração do casing, do cimento e na
penetração da formação – criando assim comunicação entre a formação e o poço. A
20
SLB fabrica suas próprias cargas explosivas – que se movem a alta velocidade,
empurrando tudo para fora do seu caminho. Dependendo dos objetivos do cliente,
pode-se perfurar buracos longos, rasos, curtos, amplos, com vários graus de
inclinação assim como com vários tiros por pé. Trabalha-se junto com o cliente para
determinar o melhor sistema de perfuração para alcançar os objetivos desejados.
Pode-se também monitorar, diagnosticar e analisar a parede do poço. Pode-
se detectar corrosão e danificações no casing e ajudar a reparar estes danos.
Figura 12 Esquema das operações de poço revestido
3.4: Equipamentos
A perfilagem é caracterizada por descer um dispositivo de medição (chamado
de ferramenta, sonda, probe) através de um cabo (wireline) dentro de um poço.
Um guincho é utilizado para descer e levantar a ferramenta. As medições são
transmitidas através do cabo até o equipamento de superfície.
O probe é normalmente revestido por um invólucro de aço a prova d’água. É
constituído por inúmeros componentes eletrônicos responsáveis por ligar a
ferramenta, processar os dados medidos e transmitir o sinal através do cabo. O
probe contém também alguns tipos de sensores: eletrodos, transdutores, detectores
radioativos, etc. Muitas ferramentas possuem também um emissor de algum tipo
(fontes radioativas, eletrodos, etc.).
A maior parte das ferramentas para perfilagem de poços de petróleo são
construídas de tal maneira que se possa correr várias combinações de ferramentas
de uma vez. Isto diminui o número de corridas de perfilagens a serem realizadas,
salvando assim tempo de poço.
21
Figura 13 Caminhão de perfilagem e sonda
Além de sustentar as ferramentas, o cabo é utilizado para transmitir os dados.
As companhias de petróleo utilizam, geralmente, sete condutores, permitindo assim
que vários parâmetros sejam transmitidos ao mesmo tempo.
A unidade de superfície é constituída pelo guincho, gerador, sistema de
processamento e equipamento de gravação de dados. Sistemas convencionais
transmitem os dados tanto em forma digital quanto analógica.
22
Capítulo 4: Conceituação de Borehole
Um dos aspectos da procura por reservatórios de petróleo e gás envolve a
coleta de dados petrofísicos de uma formação geológica. Estes dados são utilizados
como parâmetros de entrada para ajudar a determinar a presença e quantidade de
hidrocarbonetos em um reservatório. Os dados petrofísicos de interesse são os
dados que empresas como a Schlumberger wireline adquire através das suas
ferramentas de perfilagem. Em geral, as medições realizadas pelas ferramentas de
perfilagem caem em duas grandes categorias:
Termo Definição
Tipo de Fluido
O tipo de fluido em um reservatório é de extrema importância pois procura-se por hidrocarbonetos. A interpretação deste dado que é coletado assume primeiramente que, se não tem água presente na formação, então provavelmente haverá hidrocarbonetos nesta formação. Na ausência de água, deduz-se que há presença de óleo ou gás natural.
Porosidade A quantidade de fluido é importante pois esta informação dirá se o gás ou óleo presente é suficiente para ser um produto comerciável ou não. Como é ilustrado na Figura 14,o fluido presente em um reservatório está presente em minúsculos espaços na estrutura ou matriz da rocha. Estes espaços são chamados de espaços porosos e a porcentagem de espaço poroso no volume total da rocha é chamada porosidade. Para o propósito de exploração de óleo e gás natural, quanto maior a porosidade, maior o volume de fluido presente.
Tabela 1 Categorias de perfilagem
23
Figura 14 Saturação do óleo
A combinação dos dados sobre o tipo de fluido e a porosidade adquiridos
durante a perfilagem de wireline é necessária para que se produzam dados
interessantes. Isto é chamado interpretação. Visando interpretar um dado coletado,
é necessário que se conheça o ambiente do qual o dado foi coletado. Para tanto,
será definido o conceito de modelo do borehole. O modelo utilizado é primeiramente
um resultado do processo de perfuração de um poço. O processo de invasão do
poço é descrito a seguir.
4.1: O processo de invasão
Perfurar um poço é um processo invasivo que muda as características da
formação em torno do borehole. A formação é danificada devido ao efeito mecânico
da perfuração e é invadido pela lama filtrada que é injetada no poço durante a
perfuração.
Como resultado do processo de perfuração invasivo no poço, a distribuição
de fluido em torno do borehole é alterada como mostra a Figura 15. Esta figura
exibe 4 zonas: mudcake (bolo de lama), zona invadida, zona de transição, e zona
verdadeira. Cada uma destas zonas possui uma mistura de fluidos, fluidos
24
provenientes da perfuração e fluidos originários da formação. A maior parte dos
fluidos provenientes da perfuração permanecerá próximo ao borehole e esta
quantidade irá decrescer com o aumento da distância do borehole.
Figura 15 Modelo de Invasão
Termo Definição
Mudcake Devido à pressão diferencial entre a coluna de lama no borehole e a formação, a lama filtrada invade a formação permeável. Isso faz com que a lama se deposite na parede do borehole, formando o mudcake. Normalmente o mudcake tem baixa permeabilidade (10-2 a 10-4 md) e, uma vez desenvolvido, diminui consideravelmente a taxa de invasão de lama filtrada.
Zona Invadida
Muito próxima ao borehole, é a camada após o mudcake, conhecida com zona invadida. Nesta zona, grande parte da água da formação original e alguns de seus hidrocarbonetos podem ter sido “lavados” pelo filtrado. Ele contém, caso a “lavação” seja completa, apenas lama filtrada. Se a formação continha hidrocarbonetos, apenas uma quantidade residual de hidrocarbonetos resistirá.
Zona Transitória
1. Distante do borehole, a dispersão de fluidos da formação pela lama filtrada é menor e menos completa, resultando em uma transição entre saturação de lama filtrada até saturação de água da formação.
2. A extensão ou profundidade das zonas invadida e de transição dependem de muitos parâmetros. Entre eles estão o tipo e características da lama de perfuração, porosidade da formação, permeabilidade da formação, a pressão diferencial e o tempo desde que a formação foi perfurada a primeira vez. Normalmente, quanto menor a porosidade da formação, mais profunda é a
25
invasão.
Zona Verdadeira
A formação não perturbada além da zona de transição é denominada de zona não invadida, virgem, não contaminada ou zona verdadeira. O tipo de fluido e quantidade nesta zona é o que se quer determinar durante as interpretações dos perfis.
Tabela 2 Zonas do Borehole
Todas as medições de perfilagem são influenciadas pelo perfil do poço.
Tipicamente, quanto mais profundo numa formação, ou mais distante do borehole a
medição é feita, menos a medição será afetada pela invasão do poço. Esta distância
é chamada de profundidade de investigação. Ferramentas de perfilagem com
profundidades de invasão rasas são mais influenciadas pela invasão do que as
ferramentas com profundas profundidades de investigação.
26
Capítulo 5: Resistividade e Equação de Archie
As ferramentas baseadas nos princípios de indução representam umas das
tecnologias utilizadas para medir a resistividade da formação. Resistividade é uma
das características primárias necessárias para a avaliação do potencial de produção
de um poço que contenha óleo ou gás natural. A resistividade é necessária para que
se determine a saturação da água, a qual é necessária para se determinar a
quantidade de óleo ou gás natural presente na formação.
5.1: Resistividade
Resistividade é a habilidade de um material para resistir ao fluxo de corrente
elétrica. A medida da resistividade da formação é um dos métodos primários de
identificação de fluido em um reservatório e é uma das variáveis de entrada para a
equação de Archie para determinar a saturação da água (Sw).
A medição da resistividade tem muitas aplicações para indústria do petróleo:
• Determinar onde os hidrocarbonetos estão presentes
• Determinar em que profundidade os hidrocarbonetos estão presentes
• Determinar a quantidade de hidrocarbonetos existentes (se a porosidade é
conhecida) através da equação de Archie
• Determinar a resistividade da lama para ajudar a definir o perfil de invasão.
5.2: Equação de Archie
A equação de Archie é uma fórmula empírica que é normalmente utilizada
para estimar a saturação de água em um reservatório utilizando os dados de
resistividade da formação, porosidade e resistividade do fluido da formação.
Alguns conceitos importantes para o entendimento da Equação de Archie
são:
27
• Espaço poroso: Espaços intersticiais entre os grãos que compõem a
rocha matriz.
• Porosidade: Quantidade de espaço poroso dividido pelo volume total
da rocha considerada.
• Saturação: Quantidade de líquido preenchendo os poros.
• Saturação da água: Quantidade de água como porcentagem do
espaço poroso.
Através das medições realizadas por Archie, chegou-se a seguinte equação
(a partir da qual derivou-se equações mais complexas, para as diferentes condições
de formações):
22 * w
wt
S
RR
Φ=
Equação 1
Onde:
Rt = Resistividade da zona não invadida (resistividade verdadeira)
Rw = Resistividade da água presente na formação
Φ = Porosidade da formação
Sw = Saturação da água presente na formação
Desde que a Lei de Archie foi desenvolvida em 1942, petrofísicos vêm
testando sua equação repetindo seus experimentos para quase todos os tipos de
rochas concebíveis: ígneas, metamórficas e sedimentares.
Enquanto a equação de Archie era válida para quase todos os tipos de
formação, novos experimentos mostraram que o fator de formação de Archie
precisava ser atualizado para levar em conta não apenas a porosidade, mas sim
outras variáveis, como: cimentação, sinuosidade, tamanho e forma do grão.
n
w
wmt
S
RaR *
Φ=
Equação 2
Onde:
28
a = fator de correção local, leva em consideração grande número de variáveis que podem afetar a formação em uma dada locação. Normalmente tem valor 1 para rochas carbonatas e 0,62 para areias.
m = fator de cimentação, representa como os grãos em uma formação estão grudados e também varia baseado nas características locais da formação. Tipicamente tem valor 2 para rochas carbonatos e 2,15 para areias.
n = expoente da saturação. Tipicamente tem valor 2.
O primeiro termo da equação de Archie é normalmente substituído por um
termo chamado fator formação, F, como mostrado abaixo.
Fa
m=
Φ
Equação 3
Fator formação, a constante de proporcionalidade que representa a diferença
entre a resistividade verdadeira (Rt) e a resistividade da água (Rw).
A medição de resistividade é influenciada não apenas pelo fluido presente no
reservatório e a porosidade, mas também por partículas de argila presentes nos
espaços porosos. Existem vários métodos e equações que melhoram a equação
básica de Archie para permitir a influência da argila nas medições. Estes métodos
porém, estão além do escopo deste trabalho.
Um ponto central para determinar a saturação de um reservatório é
determinando-se Rw, a resistividade da água presente na formação.
Como nem sempre é possível determinar a porosidade da formação, pode-se
calcular a saturação da água e conseqüentemente de hidrocarbonetos utilizando-se
o método de cálculo rápido R0/Rt.
Voltando à equação derivada da equação de Archie, que é utilizada para
qualquer tipo de rocha, Equação 1, pode-se definir um valor chamado R0, que é a
resistividade lida em uma região com 100% de saturação. Isso nos leva à Equação
4. Que pode ser rearranjada em termos do fator da formação (Equação 4
Equação 5).
1*0
wm
RaR
Φ=
wm R
Ra 0=Φ
Equação 4 Equação 5
29
Reescrevendo a Equação 1 em termos do fator de formação, chega-se na Equação 6
ww
nwt
RR
RSR 0*
=
Equação 6
Igualando-se as equações Equação 4 Equação 5 e
Equação 6 chega-se na Equação 7, que elimina completamente os termos de fator
da formação assim como a constante de porosidade.
ww
nwt
RR
RSR 0*
=
Equação 7
Escrevendo-se esta equação em termos da saturação:
n
tw R
RS 0=
Equação 8
Como normalmente tem-se n=2, chega-se na Equação 9. Esta equação
possibilita o cálculo rápido da saturação.
tw R
RS 0=
Equação 9
A equação de Archie tem grande importância no estudo do tipo de fluido
presente na formação. As medições da resistividade e porosidade são conseguidas
através das ferramentas existentes de wireline, e através destas variáveis pode-se
chegar à saturação da água, e, por conseguinte, a quantidade de hidrocarbonetos
presente na formação.
30
Capítulo 6: Indução
As ferramentas de indução são baseadas nos princípios de indução
eletromagnética. Resumidamente, estes princípios podem ser definidos como:
• Um campo eletromagnético é gerado por uma corrente elétrica
alternada que flui em um loop contínuo.
• Corrente elétrica é gerada quando um loop contínuo está sujeito a um
fluxo magnético. A magnitude desta corrente é proporcional à
condutividade do loop contínuo.
Na Figura 16 está demonstrado um modelo simples de transformador como
analogia à ferramenta de indução quando no ar, exibindo os princípios de indução
em ação.
31
Figura 16 Teoria de Indução
As ferramentas de indução são compostas por um sistema complexo de
arrays de bobinas múltiplas. As figuras Figura 17 e Figura 18 exibem como um
modelo simplificado da ferramenta de indução – composta por apenas uma bobina
32
transmissora e uma receptora – utiliza o princípio de indução eletromagnética para
estimar a resistividade da formação de um poço.
A bobina transmissora está sujeita a uma corrente alternada produzindo
assim o campo eletromagnético primário. Este campo gera dois efeitos:
• Induz diferencial de tensão gerando corrente que flui em anéis
eletricamente contínuos (ground loops) no eixo longitudinal da
ferramenta. A corrente induzida é 90º defasada em relação à corrente
do transmissor.
• Induz corrente que flui diretamente para a bobina do receptor. Essa
corrente tem amplitude muito alta e é conhecida como sinal de
casamento direto (direct coupling). Como a maior parte do sinal de
casamento direto é cancelado pela característica de balanceamento de
array mútuo, estes não serão ilustrados nas figuras.
O fluxo de corrente através do ground loop gera um campo magnético
secundário, conforme pode ser visto na Figura 17 abaixo.
Figura 17 Princípios de Indução – passos 1 e 2
O campo magnético secundário gera diferença de potencial originando
corrente na bobina do receptor. A corrente no receptor está 90º defasada em
relação a corrente do ground loop e 180º defasada em relação à corrente do
transmissor. Este sinal é conhecido com sinal-R (R-signal) e está diretamente
33
relacionado à avaliação da resistividade da formação. A magnitude da corrente na
bobina do receptor é proporcional à condutividade da formação.
Figura 18 Princípios de Indução – passo 3
Inicialmente, a resistividade da formação está diretamente relacionada à
magnitude da corrente induzida na bobina do receptor. Contudo, a corrente medida
foi afetada por muitos fatores, os quais devem ser compensados para que a
resistividade da formação seja estimada corretamente. Estes fatores são
denominados fatores geométricos e as respectivas compensações para eles são
descritos ao longo do texto.
6.1: Fator Geométrico
Para efeitos de estudos, pode-se considerar o borehole como constituído por
infinitos arcos coaxiais (ground loop). A bobina receptora irá detectar um campo
magnético formado pela atuação de cada um dos ground loops constituintes do
borehole. A contribuição no sinal recebido de um ground loop individual não é
dependente apenas da condutividade da formação, mas também das relações
geométricas entre a bobina transmissora e as receptoras.
Em um meio homogêneo, a contribuição de cada ground loop no sinal
recebido varia de acordo com a posição relativa de cada ground loop no sistema de
bobinas. O fator geométrico define isto indicando a porcentagem de contribuição de
cada ground loop da formação no sinal recebido.
34
Idealmente, para se obter o valor de Rt, bastaria medir a condutividade da
formação em um ponto fixo da zona virgem. Porém isto não é possível. Ferramentas
de indução são afetadas pelo shoulder beds, zona invadida e pelo borehole. A
resposta da ferramenta pode ser desmembrada na contribuição de cada parte
constituinte da formação. O fator geométrico total descreve a contribuição relativa de
cada porção da formação para formar o sinal total.
Figura 19 Fator Geométrico
Em um modelo simples, a resposta da ferramenta pode ser calculada como a
soma de todos os ground loops coaxiais com a ferramenta. A condutividade
aparente é a soma da condutividade de cada região multiplicada pelo fator
geométrico desta região, ficando a equação para condutividade aparente:
ssttxoxomma GCGCGCGCC +++=
Equação 10 Condutividade
Onde:
Ca é a condutividade aparente
Cm e Gm são a condutividade e fator geométrico da lama respectivamente
Cxo e Gxo são a condutividade e fator geométrico da zona invadida respectivamente
Ct e Gt são a condutividade e fator geométrico da zona virgem respectivamente
Cs e Gs são a condutividade e fator geométrico do shoulder bed respectivamente
35
Cada sinal é proporcional à condutividade e ao Gi, o qual depende apenas da
posição do loop com relação ao transmissor e receptor. Outro ponto importante é
verificar que a soma de todos os fatores geométricos deve ser 1.
�Gi = 1
A teoria do fator geométrico assume que o campo magnético é estabelecido
instantaneamente, perdas ôhmicas são ignoradas e as correntes de Foucault não
interagem umas com as outras.
O fator geométrico descreve as características espaciais do campo de
indução. A solução para o fator geométrico g(r,z) pode ser solucionada
matematicamente mas está além do escopo deste trabalho.
Durante as medições de indução, as contribuições para o sinal estão vindo de
todas as direções e de grandes distâncias. A contribuição destes sinais depende em
parte das relações geométricas entre a contribuição da área ao sinal e o transmissor
e o receptor.
A relação geométrica básica entre o receptor, transmissor, e o ground loop
está exibido na Figura 20 abaixo.
Figura 20 Contribuição do Sinal da parede do poço
36
6.2: Skin Effect
Skin effect é um fenômeno de propagação eletromagnética. Como mostrado
na Figura 21, com o aumento da freqüência, o fluxo de corrente move-se para o
exterior da circunferência (skin) do condutor elétrico. As regiões interiores da seção
longitudinal comportam-se como um isolador.
Estes efeitos podem ser entendidos resolvendo as equações do
eletromagnetismo de Maxwell, as quais relacionam os vetores campo elétrico,
densidade de fluxo elétrico, campo magnético e a densidade de fluxo magnético
para distribuição do campo eletromagnético em cada ponto da formação.
Figura 21 Skin Effect
Em sistemas de medição de indução, o Skin Effect diminui a condutividade
aparente medida. Isso significa que a resistividade medida pela ferramenta é maior
que a resistividade real. Este efeito aumenta com o aumento da condutividade da
formação e para arrays longos.
37
6.3: Indutância Mútua
A indutância mútua reconhece que o campo magnético criado por cada
ground loop interage com os demais, mudando a magnitude e fase do sinal
recebido.
A magnitude da corrente de Foucault nos ground loops geradas pelos
transmissores de campos eletromagnéticos é uma função da condutividade da
formação. Outras tensões induzidas no ground loop afetam a amplitude e fase da
corrente de Foucault. Essas outras tensões são produzidas pelas interações dos
campos magnéticos dos próprios ground loops, e por outros ground loops.
Figura 22 Indutância Mútua
6.4: Casamento Direto
Casamento direto (direct coupling) é definido como o sinal diretamente
induzido à bobina receptora pelo transmissor. O desenho das bobinas receptoras
(mutuamente balanceadas) elimina este sinal enquanto a ferramenta estiver no ar –
fora do poço. Quando a ferramenta é colocada contra uma formação, passa a existir
um sinal de casamento direto resultante do efeito da formação sobre a ferramenta.
38
6.5: Efeitos da Parede da Formação
O campo magnético produzido pelo transmissor tem que passar através da
parede da formação – penetrando nesta. O tamanho da parede da formação, tipo de
material da parede, e a posição da ferramenta na parede afetam a indução a ser
medida, assim como a existência de irregularidades na parede do borehole irão
contribuir para alto sinal de ruído.
Figura 23 Efeito do Borehole
Foi dito anteriormente que o sinal-R era diretamente relacionado à
condutividade da formação e que este sinal estaria 180º defasado em relação à
corrente do transmissor. Na verdade o sinal recebido pelo receptor não está
exatamente 180º fora de fase. A diferença entre o sinal-R teórico e o real deve-se ao
skin effect, casamento direto e indutância mútua e é conhecida como sinal-X (X-
signal). Como se sabe qual a fase do sinal-R, pode-se medir a fase e magnitude do
sinal-X e corrigir o skin effect, casamento direto e a indutância mútua.
39
Capítulo 7: Laterolog
Os dispositivos de medição por laterolog possuem como idéia principal medir
a diferença de potencial entre dois eletrodos. As ferramentas de laterolog hoje
possuem também, outras utilizações, que são:
• Avaliação da resistividade verdadeira através da inversão
• Avaliar a saturação da água
• Análise de invasão
• Correções do borehole
Dentro do poço, caso a resistividade da formação seja muito elevada, a
corrente emitida pelas ferramentas até então conhecidas, iriam, em vez de penetrar
na formação, fluir pelo borehole, e o que a ferramenta mediria nada mais seria do
que a lama no borehole. Para medir a resistividade da formação, a corrente a ser
medida deve ser forçada a fluir na formação. Isto é chamado de “focusing”
(focalização). Os dispositivos de laterolog são dispositivos de foco. O termo laterolog
surgiu pois a corrente é forçada a fluir lateralmente para longe da ferramenta.
Para focar a corrente para dentro da formação, utiliza-se um eletrodo de
neutralização acima e outro abaixo do eletrodo de medição. Para garantir que a
corrente medida está fluindo para dentro da formação e também para manter a
forma das superfícies equipotenciais, posiciona-se dois eletrodos de tensão, M1 e M2
entre o eletrodo medidor da corrente emitida e o eletrodo de neutralização. A
corrente medida é ajustada até que a diferença de tensão entre M1 e M2 seja zero.
Isso garante que a área em frente a estes eletrodos de monitoração seja
equipotencial e a corrente medida esteja fluindo lateralmente para fora da
ferramenta. Esta técnica é conhecida como medição de laterolog profunda.
As ferramentas de laterolog que utilizam o tradicional princípio de dual
laterolog propiciam até quatro profundidades de investigação:
• Rasa
• Profunda
40
• Zona Invadida
• Azimutal
• Array
Figura 24 Laterolog Profundo Figura 25 Laterolog Raso
Rasa: Se a corrente está retornando para o corpo da ferramenta, em vez de ir
ao eletrodo da superfície, a superfície equipotencial fica um pouco distorcida e a
resistividade medida é influenciada por eventos muito próximos, ou rasos a
ferramenta.
Profunda: Neste caso como mostra a Figura 24, a corrente está retornando
ao eletrodo da superfície em vez de retornar ao corpo da ferramenta. Isto mantém a
forma das superfícies equipotenciais muito mais profundas na formação garantindo
que a corrente medida está fluindo profundamente para dentro da formação.
Dual Laterolog: É um dispositivo utilizado que combina os princípios de
laterolog raso a profundo, propiciando assim que a estimação do perfil da zona
invadida seja mais acurada.
Zona Invadida: É um sistema mais elaborado que utiliza o princípio de foco
ativo e passivo, os quais fogem do escopo deste trabalho. Através deste sistema,
41
mede-se três profundidades de investigação – para medir a espessura do mudcake,
a resistividade da zona invadida (Rxo) e a resistividade do mudcake (Rmc). Estas
medidas propiciam as entradas de correção do borehole para muitas outras
ferramentas.
Azimutal: Resistividades azimutais são resistividades medidas em torno do
borehole. Estas medições são muito úteis para avaliar boreholes muito desviados ou
horizontais. As sessões de resistividades azimutais possuem funcionamento similar
às ferramentas de eletrodos já existentes. Mede-se a corrente de um eletrodo e
verifica-se a diferença de potencial próximo ao eletrodo relativo a uma referência
remota. A diferença de potencial, dividida pela corrente e multiplicada por um fator
geométrico fornece a resistividade.
Figura 26 Dual Laterolog
Array: As resistividades de laterolog array são obtidas através de modos de
operação multi-freqüência empregando medição no estilo raso. Diferentes
profundidades de investigação são obtidas variando o comprimento dos eletrodos de
neutralização. Através das medições de arrays pode-se solucionar o modelo da
formação e determinar a correção para fatores ambientais (como shoulder bed
effects e invasão) e então calcular a resistividade da zona não invadida, Rt, que são
os principais objetivos deste tipo de medição.
A medição mais rasa está relacionada ao borehole e a mais profunda pode
ser comparada com a medição profunda do dual laterolog.
42
Figura 27 Laterolog Array
Invasão Limitada
Os dispositivos de dual laterolog possuem, tipicamente duas profundidades
de investigação principais: rasa e profunda. No caso da invasão ser limitada, as
duas medições irão ler entre a zona invadida e serão influenciadas em larga escala
pela resistividade da zona verdadeira. Conseqüentemente, as duas curvas irão ler
muito próximo da capacidade de detecção de invasão muito pobre e Rt inacurado.
Necessidade de medir Rxo
Laterolog provê tradicionalmente 2 medidas de resistividade principais em
diferentes profundidades de investigação. Na maior parte do tempo isto não é
suficiente para descrever completamente o perfil de invasão, pois precisa de uma
medição muito rasa para adicionalmente prover a resistividade da zona invadida
(Rxo) para estimar a resistividade da zona virgem.
7.1: Aplicações
Os dispositivos de laterolog são instrumentos de medição de resistividade.
Portanto, possuem as mesmas aplicações dos outros dispositivos:
• Correlação
• Saturação da água
43
• Análise de invasão
As medições por laterolog são recomendadas para certos tipos de ambientes
de borehole. Em contraste com as ferramentas de indução, as quais funcionam
melhor em boreholes com lama fresca e baixos contrastes entre Rt e Rm, as
ferramentas de laterolog funcionam melhor em:
• Boreholes com lama salgada
• Boreholes com alto contraste entre Rt e Rm. Normalmente a taxa Rt/Rm deve
ser maior que 10.
44
Capítulo 8: Array Induction Tools – AIT
Apesar da patente referente a medição de corrente de Foucault em
superfícies e boreholes datarem do início do século XX, a primeira técnica de
indução para perfilagem a ser implementada foi introduzida por H. G. Doll em 1949.
Doll derivou a ferramenta de perfilagem de borehole de um detector de minas que
foi desenvolvido pelo Departamento de Guerra dos Estados Unidos durante a II
Guerra Mundial.
Medições de indução foram originalmente propostas para substituir as
ferramentas de laterolog em lamas a base de óleo.
O sistema de AIT é designado para determinar, acuradamente a
condutividade da formação em poço aberto como função da profundidade do poço e
a distância radial dentro da formação. As ferramentas AIT representam a mais
avançada tecnologia de sistemas de medição de resistividade baseados em
indução.
Através de várias configurações de hardware, sistemas de indução
alcançavam no máximo duas profundidades de investigação: média e profunda.
Medições rasas (Rxo) tinham que ser obtidas utilizando uma ferramenta que se
baseava em princípios físicos diferentes, como as técnicas de laterolog. Os
dispositivos de laterolog não funcionam em ambientes de borehole não condutivos,
diferentemente das ferramentas de indução. Devido aos diferentes princípios
envolvidos, dispositivos de laterolog e indução não respondem igualmente em
diferentes condições de borehole.
O sistema de AIT possui oito arrays receptores balanceados e pode alcançar,
através de controle por software (em vez de arranjos mecânicos das bobinas de
neutralização), a focalização via software tanto na direção vertical quanto horizontal.
A Figura 28 exibe um esquema de como é realizado o processamento de
dados do AIT.
45
Figura 28 Processamento dos dados do AIT
Como algumas funções da ferramenta de indução podem-se citar:
Descrição de Invasão – invasão ajuda a determinar a presença de
movimentação de hidrocarbonetos.
Análise do Thin Bed – Como os reservatórios de óleo do mundo vão
decrescendo, se torna mais importante encontrar pequenos reservatórios os quais
podem ter sido perdidos com as gerações anteriores das ferramentas.
Correlação – Correlação de poço para poço ajuda a identificar as condições
dos reservatórios.
As ferramentas de indução hoje em dia, utilizam processamento que vai ao
encontro com os requerimentos de uma ferramenta de indução ideal.
46
Grandes profundidades de investigação (90 polegadas) conseguem
“enxergar” além de qualquer invasão.
Resolução vertical de 1 pé, que elimina qualquer efeito “shoulder bed”.
Pouco efeito da parede da formação. As correções de borehole são
modeladas através do “envelope stated”.
O skin effect é medido e compensado através da medição do sinal-X.
Grande parte do sinal mútuo (X em laranja na Figura 29 ) é cancelado pelos
arrays, os quais utilizam bobinas receptoras mutuamente balanceadas (verde).
Figura 29 Ação das bobinas de neutralização e ação da formação sobre as bobinas receptoras
(Rx)
Esta combinação entre bobina receptora, bobina de neutralização e
transmissor na ferramenta de indução AIT-H é exibido a seguir:
Figura 30 AIT-H
O método do array consiste em combinar arrays transmissores – receptores
múltiplos para produzir um conjunto de medições em várias profundidades de
47
investigação. Com os valores destas medições é realizado um processo de
engenharia reversa para que se obtenha uma estimação do valor de Rt
(resistividade da zona virgem ou verdadeira).
A ferramenta de indução AIT utiliza um método através do qual cada sinal-R
e sinal-X recebido por cada um dos oito arrays é processado de tal maneira para
determinar o perfil (log) da resposta em diferentes profundidades de investigação.
Cada novo perfil é uma combinação de todos os arrays medidos.
8.1: Resposta da Ferramenta de Indução
Aplicando-se os princípios de indução eletromagnética já discutidos
anteriormente poder-se-á verificar a influência de cada ground loop no sinal
recebido, chamado de fator geométrico ou função resposta.
Figura 31 Efeito de cada ground loop no sinal recebido
8.1.1: Resposta Born
A análise da contribuição relativa de um elemento da formação para o sinal
recebido é muito complicada, porém muito previsível. Essas análises estão
baseadas numa solução mecânica de quantum, desenvolvida por um físico
chamado Max Born e é conhecida como funções de resposta Born.
A função de resposta Born para um sistema constituído por um único receptor
e um transmissor é exibida na Figura 32.
O 1º gráfico exibe uma visão 3D da função de resposta. A contribuição de
cada ponto na formação pode ser visto por este gráfico.
48
O 2º gráfico exibe uma visão 2D da função, como se estivesse observando a
lateral da ferramenta. Tem-se aqui dois pontos de interesse:
• A resolução vertical é de 60 polegadas. – Resolução vertical é definido
como a distância vertical entre a qual 90% do sinal recebido é
proveniente.
• As várias curvas apresentadas são as respostas de Born em diferentes
condutividades. A resposta muda em diferentes condutividades devido
ao skin effect.
O 3º gráfico exibe visão 2D da função, como se estivesse observando a
ferramenta do fundo. Tem-se aqui dois pontos de interesse:
• A profundidade de investigação de um array de indução é definido
como o ponto médio da resposta radial integrada. Isto significa que a
profundidade de investigação de uma ferramenta de indução é a
distância do centro da parede do poço através da qual provêm 50% da
contribuição do sinal recebido.
• O skin effect também é visualizado neste gráfico. O skin effect é visto
como a redução da profundidade de investigação devido ao
crescimento da condutividade.
A equação da função resposta de Born é constituída por:
� �∞
∞−=
ρρσρσρ
0),,(),( dzdzgG Bornp
Equação 11 Função Resposta Born
Onde:
σ é a condutividade
ρ é a distância radial
z é a distância axial
g é o fator geométrico
49
Figura 32 Resposta de Born duas - bobinas
50
8.1.2: Ponderação de Pesos entre os Arrays via Software
A representação matemática da distribuição de pesos via software é exibida
na Figura 33. Neste exemplo é mostrado o processo de formação do perfil para as
respostas de 10 e 90 polegadas.
Os perfis são formados como uma soma ponderada das medições dos arrays
corrigidos pelo borehole. Os pesos são determinados definindo-se a reposta
desejada em termos da resolução vertical, profundidade de investigação e resposta
2D próxima ao borehole. O conjunto de equações resultantes é dependente e é
resolvida pela técnica dos mínimos quadrados para a matriz de inversão. Este
método de determinação foi desenvolvido pelo centro de pesquisas de
Schlumberger.
Figura 33 Representação Matemática do processo de ponderação de pesos via
software
No conjunto de processamento de dados, a ponderação de pesos via
software é o segundo passo. É utilizado para calcular as medidas das cinco
profundidades de investigação provenientes dos 16 dados já corrigidos da ação do
borehole gerados pelos oito arrays receptores do AIT. Durante este processamento,
51
fatores de ponderação de pesos (baseados na função resposta Born) são
estabelecidos de tal maneira a representar a contribuição de cada um dos oito
arrays nas cinco curvas de profundidades de investigação. Cada medição do array
já ponderado é então somada para fornecer a resposta, como mostrado a seguir.
Figura 34 Ground loop individual
A formação em torno da ferramenta pode ser dividida em anéis individuais,
chamados de ground loops. Um exemplo de ground loop é exibido na Figura 34.
Neste exemplo, define-se as partes elementares destes anéis como elementos.
Figura 35 Ação dos Ground Loops
52
A resposta de cada anel e cada elemento do anel é uma função da distância
entre o anel e as bobinas (Tx e Rx).
Figura 36 Elementos do Anel
Pode-se representar cada anel utilizando um elemento do anel.
Diferentes distribuições de pesos são computadas dependendo da
profundidade de investigação e da resolução vertical a ser alcançada.
O software utiliza diferentes médias de pesos das condutividades “cruas”
para obter as três resoluções verticais diferentes e as cinco curvas para cada
resolução vertical.
Profundidade de Investigação Média: É a distância horizontal da qual
provêm 50% das resposta de condutividade.
Resolução Vertical: É a distância vertical da qual provêm 90% da resposta
de condutividade.
o Resolução Vertical de 1 pé
o Poço bom (bem definido) ou contrastes Rt/Rm pequeno (<100)
o Lama a base de óleo
o Beds com ângulos baixos
o Boas condições de borehole
o Resolução Vertical de 2 pés
o Melhor para poço ruim
o Normalmente bom par Rxo<Rt
o Resolução Vertical de 4 pés
o Este é o método mais robusto, utilizado quando:
53
� Poço ruim
� Lama salgada
� Rxo<<Rt
Figura 37 Distribuição de pesos via Software
A resposta de cada elemento é exibida como a altura sobre o plano –
podendo ser positivo ou negativo. Calcula-se a resposta Born para cada distância
entre transmissor-receptor.
8.2: Correção do Borehole
As medições do AIT estão baseadas em um modelo preditivo que relaciona
as medições de resistividade às características do meio do borehole. O modelo
assume as seguintes proposições:
o O borehole é muito longo (infinito).
o O borehole é liso e circular.
o A ferramenta está centralizada no borehole.
Na verdade o borehole não é redondo nem liso, infinitamente longo e
tampouco a ferramenta está centralizada. Devido aos fatores físicos não cumprirem
com as especificações do modelo, o dado atual deve ser corrigido. As correções de
54
borehole nos dados “crus” dos arrays de indução são feitas em tempo real, antes
que qualquer outro tipo de processamento de dado seja feito.
Pode-se definir quatro parâmetros que serão utilizados para esta correção.
São eles: resistividade da lama (Rm), resistividade da formação (Rf), raio do poço (r)
e standoff (s).
Para a obtenção destes parâmetros utiliza-se um modelo de engenharia
reversa em que entra-se com os dados lidos pelos quatro menores arrays num
banco de dados com mais de 90.000 pontos. Os valores dos quatro parâmetros são
variados até que fique dentro do range esperado.
Figura 38 Modo de Correção do Borehole
Com a informação dos dados dos quatro arrays é possível que se estime via
software apenas dois dos quatro parâmetros necessários conforme ilustra a Figura
38. Deve-se então escolher quais parâmetros serão computados para utilização da
correção do borehole.
Como a resistividade da formação sempre será incerta, pois sua medição
pode ser influenciada pelo efeito do bed ou ter sido invadida, deve-se sempre utilizar
este parâmetro para ser computado. Desta maneira resta apenas mais um
parâmetro a ser escolhido para ser computado. No caso da ferramenta AIT é
preferível escolher o parâmetro referente ao standoff.
A Tabela 3 lista como pode-se obter os valores das variáveis relacionadas as
características da formação:
Variável da Formação
Fontes
Condutividade O AIT-H possui um sensor que mede a resistividade da lama (Rm) integrado
55
da lama (Cm) na ferramenta. (Cm) pode ser calculado a partir de Rm). Cm pode ser computado através de uma quantidade de lama medida na superfície. (Esta é uma computação linear e não é afetado por nenhuma propriedade de lama relacionada à profundidade). Cm pode ser medido por uma ferramenta chamada Auxiliary Measurement Sonde (AMS). Cm pode ser calculado utilizando processo inverso caso r e x sejam conhecidos.
Raio do Borehole (r)
r pode ser considerado constante baseando-se no tamanho da broca de perfuração. r pode ser calculado utilizando processo inverso caso Cm e x sejam conhecidos. r pode ser obtido através da medição de caliper.
Standoff (x) x pode ser definido assumindo-se no tamanho da aleta do standoff.
Deve-se esforçar para que a ferramenta seja utilizada centralizada a fim de eliminar a correção sobre a variável x x pode ser determinado utilizando processo inverso caso Cm e r sejam conhecidos.
Tabela 3 Variáveis relacionadas à formação
A figura abaixo ilustra o processo de correção do borehole exibindo sua
seqüência de processamento de dados.
Figura 39 Processo de Correção do Borehole
56
A seqüência dos eventos a seres executados pode ser assim descrita:
o Define-se dois ou mais parâmetros da formação. Pode-se ter no máximo dois
parâmetros desconhecidos. (Sendo que este processo sempre terá Cf
desconhecido).
o Condutividade da lama (Cm)
o Raio do borehole (r)
o Distância entre a ferramenta e a parede do borehole – conhecido como
standoff – (s)
o Condutividade da formação (Cf)
o Após estes dados serem passados para a ferramenta, o algoritmo de
correção é aplicado ao valor “cru”, tornando-o um valor corrigido da ação do
borehole.
o O valor corrigido do borehole é comparado com o dado proveniente do
modelo.
o Se o valor do dado corrigido coincidir com o valor do modelo, então a
condutividade da formação (Cf) provinda do modelo é utilizada como
valor de saída.
o Se estes valores não coincidem, as variáveis da formação são
ajustadas e o processo de comparação é repetido até que a melhor
solução seja obtida.
As correções de borehole são críticas quando se possui alto contraste entre
Rt/Rm e quando se possui um perfil com profundidade de investigação rasa. Estas
correções são utilizadas para o tamanho e forma do borehole assim como para
standoff e posicionamento da ferramenta.
8.3: Sistema de Comunicação
Telemetria é a ciência e tecnologia de medição e transmissão automática de
dados via cabo, radio ou outros meios de uma fonte remota, como veículos
espaciais até estações que recebem, gravam e analisam estes sinais.
57
Na Schluberger a telemetria é utilizada para efetuar a comunicação entre o
equipamento de superfície e o conjunto de ferramentas no fundo do poço conforme
pode ser observado na
Figura 40.
A telemetria analógica funciona de tal maneira que cada sensor ou função
necessita de uma linha dedicada. A telemetria digital possui sensores “inteligentes”
que podem comunicar entre si através de um barramento comum.
O AIT-H utiliza telemetria do tipo TCC – Telemetry Comunication Cartridge,
também conhecida como CTS – Cable Telemetry System para comunicar-se com os
equipamentos de superfície.
Figura 40: Cartucho de Telemetria
Este sistema de comunicação funciona da seguinte maneira:
É dividido em dois links: CTS uplink e CTS downlink.
O CTS uplink transmitirá os dados lidos e enviados pela ferramenta e o CTS
downlink irá transmitir os comandos enviados pelo engenheiro ou pelo software a
serem executados pela ferramenta.
Durante a transmissão de dados a verificação de erros é realizada através do
método CRC – Cyclic Redundancy Check, um CRC é computado pelo cartucho de
telemetria e outro é computado pelo módulo e então estes são comparados. Se
58
estes valores não forem iguais, isto indicará que houve um erro na comunicação e
este dado será descartado. O comando enviado à ferramenta também é verificado
através do método de CRC, comando com erro serão ignorados e o TCC irá acionar
um bit na sua mensagem requisitando ao módulo o reenvio do comando perdido.
Cada comando de ferramenta carrega seu próprio endereço, que é um
número único designado quando a ferramenta foi declarada.
No início do frame da telemetria CTS, o TCC gerará um pulso “GO” que
sinalizará todas as ferramentas a estarem prontas para receber pulsos “UCLOCK”
do TCC. O clock será enviado primeiramente à ferramenta acima do TCC através do
Daisy Chain UP (DCHAINUP) de maneira que a ferramenta acima do TCC receberá
o clock para enviar seus dados através da linha “UDATA”. Estes dados são
recebidos pelo TCC e retransmitidos para a superfície.
Uma vez que a ferramenta de cima terminou de enviar seus dados, ela envia
o clock do TCC a ferramenta abaixo através do canal “UCLK” e então estará na vez
desta ferramenta enviar seus dados. Este esquema de “token clock” continuará para
as ferramentas abaixo até que todos os dados sejam transmitidos.
Figura 41: Sistema Token clock
59
8.3.1: Modulação Bifásica
A modulação bifásica é largamente utilizada na indústria para transmissão de
dados digitais em cabos pois é uma tecnologia relativamente simples e robusta. O
sinal digital é modificado de modo que o envio de strings longos de zeros (“0”) ou de
uns (“1”) não provoquem o efeito indesejável de enviar corrente contínua (DC)
através do cabo.
O sistema de telemetria CTS (Cable Tension Telemetry) utiliza este método
de modulação para transmissão de dados.
A seqüência da modulação bifásica é exibida na Figura 42.
Figura 42: Modulação Bifásica
1. Representa um dado digital a ser transmitido.
2. O modulador bifásico transmite o dado como um clock com a mesma
freqüência do dado, todo sinal ou “1” produz uma transição extra.
Figura 43: Transição extra produzida pelo modulador
3. O sinal é então amplificado e enviado para o cabo.
4. Transmissão do sinal pelo cabo.
5. O sinal é amplificado ao chegar à ferramenta.
6. O equalizador provê uma função de transferência inversa à função de
transferência do cabo.
60
7. Aplicando um threshold na saída do equalizador, pode-se recuperar o
sinal bifásico.
Figura 44: Aplicação de threshold
8. O demodulador irá recuperar o dado enviado.
Este sistema de modulação bifásico é utilizado tanto para enviar dados
downhole (da superfície para a ferramenta) assim como uphole (da ferramenta para
a superfície).
8.4: Aplicações das ferramentas de Indução
Dispositivos de medição de indução são dispositivos de resistividade. Suas
aplicações são as mesmas dos dispositivos de resistividade:
• Correlação
• Saturação da água
• Análises de invasão
Ferramentas de indução podem operar em boreholes com fluidos não
condutivos. Este era o propósito inicial para desenvolver as ferramentas de indução.
Ferramentas de resistividade necessitam da presença de fluidos condutivos no
borehole para que as medidas sejam realizadas.
Profundidades de investigação múltiplas permitem a utilização de modelo de
invasão melhor de tal maneira a melhorar o processo reverso para encontrar Rt e
Rxo. As cinco profundidades de investigação propiciam que interpretações
qualitativas sejam realizadas.
61
8.4.1: Perfil do AIT em uma Zona de Transição
Na Figura 45 é exibido um perfil gerado pelo AIT. Pode ser observado que
abaixo da profundidade de 5275 metros todas as curvas do AIT, que estão
investigando em diferentes profundidades, encontram-se juntas, ou seja, que a
resistividade da formação está constante ao longo da zona investigada. Analisando
ao mesmo tempo a curva de Raios Gamas (curva verde no lado esquerdo da figura)
verificamos que a incidência de raios gamas emitidos pela formação é relativamente
alta, o que implica que a formação possui elementos naturais que são emissores de
raios gamas, como potássio, tório ou urânio. Estes elementos estão presentes,
normalmente, em rochas argilosas, as quais possuem grau de permeabilidade muito
baixo, impedindo que haja fluxo de óleo ou gás.
Na região de profundidade entre 5260 e 2567 metros pode-se verificar que as
curvas de investigação do AIT estão separadas, significando que entre estas
profundidades houve diferentes graus de resistividade, concluindo-se que houve
invasão de fluido na zona inspecionada, evidenciando que a região é constituída por
rocha porosa, o que é confirmado pelo perfil de raios gamas, que nesta
profundidade apresenta valores baixos. Através deste perfil pode-se observar que a
curva que mede a resistividade mais próxima ao borehole (profundidade de
investigação de 10 polegadas) apresenta maior detecção de resistência que as
demais curvas em diferentes profundidades de investigação, essa leitura evidencia
que a lama presente no poço (utilizada durante a perfilagem) é uma lama a base de
óleo.
62
Figura 45: Exemplo de um Perfil do AIT
Dispositivos de Resistividade versus Condutividade
Ferramentas de indução utilizam bobinas transmissoras para induzir corrente
que flua na formação através dos ground loops e seja detectada pelas bobinas
receptoras. O sinal recebido é proporcional à condutividade da formação, por isso as
ferramentas de indução são chamadas de dispositivos de condutividade. Sendo
63
assim, a ferramenta é mais acurada quando o sinal recebido é forte – em formações
de alta condutividade (baixa resistividade).
Figura 46 Resposta Condutividade x Resistividade
Como as medições de indução são realizadas sem emitir corrente da
ferramenta para a formação, as ferramentas de indução permitem que sejam feitos
perfis de resistividade em borehole que contenham fluidos não condutivos, como por
exemplo em lama a base de água potável, lama a base de óleo, gás e ar. Sendo
assim, o sinal recebido pela ferramenta refletirá a verdadeira condutividade da
formação, sem sofrer interferência do fluido presente no borehole. As ferramentas
de indução irão funcionar em lama condutiva, porém o sinal provindo do borehole
será maior e muito mais difícil de ser corrigido.
Figura 47 Limitações do AIT
64
Dispositivos de resistividade (ferramentas de laterolog) são equivalentes a um
circuito serial.
Dispositivos de condutividade (indução) são equivalentes a circuitos
paralelos.
65
Capítulo 9: Calibração
A calibração da ferramenta de indução é similar à calibração de quase todos
os sensores. A forma mais simples de se prover esta correção é baseando-se num
sistema linear, que é determinado completamente por um ajuste sensível (em outras
palavras, ajuste de ganho) e ajuste de offset.
A calibração do AIT não pode apenas ser “perto suficiente”. O processo para
obter uma calibração de qualidade envolve dois componentes principais: o
equipamento/área de calibração e a técnica operacional.
A calibração da condutividade aparente é calibrada para cada array e então o
sinal é unificado num sinal que é processado e passa pelo algoritmo de correção do
borehole para produzir a resistividade final.
Cada um dos oito arrays do AIT produz um número complexo (sinais R e X)
para estimar a condutividade da formação em uma ou duas freqüências,
dependendo do array. São totalizados 14 diferentes sinais complexos de medidas
de condutividade a serem calibrados.
A correção de ganho que é realizada é referenciada como correção do arco
de teste e é um número complexo – possui magnitude e fase. Como existem 14
condutividades complexas que devem ser calibradas, deve-se realizar 14 correções
de arco de teste. O offset (sonde error) é constituído por 14 números complexos de
correção.
9.1: Calibração com os Arcos de Teste
A primeira calibração padrão, conhecida como arco de teste, é constituída por
um arco de metal preciso com uma resistência terminante. Este arco padrão é
utilizado para determinar a resistência da ferramenta. O arco é modelado
minuciosamente para que seja utilizado para simular uma formação com
condutividade conhecida. Existem três tamanhos diferentes dos arcos de teste, e
cada array deve ser calibrado com um dos arcos previamente definidos.
66
A bobina transmissora induz uma tensão dentro do arco de teste que é
aproximadamente proporcional à sua área. Isto, por sua vez, ocasiona fluxo de
corrente que é inversamente proporcional à impedância do arco. Esta corrente
produz um campo magnético que é aproximadamente proporcional à área do arco,
sendo assim induzida uma tensão nos arrays receptores. Este casamento deve ser
modelado analiticamente com grande precisão, deste modo a acuracidade do
procedimento depende da acuracidade do diâmetro do arco e da sua impedância
total.
A quantidade de casamento no sistema receptor muda acentuadamente
como função da posição do arco no eixo da ferramenta.
A medição para correção com o arco de teste é um processo constituído por
dois passos. Primeiro mede-se o ambiente (o sinal lido pela ferramenta sem o arco
de teste) e então mede-se com o arco de teste. A relação, medição com arco de
teste menos medição do meio é requerida e conhecida como correção do teste com
arco. Todas as medidas subseqüentes devem ser multiplicadas por esta relação,
que é chamada de fator de ganho.
9.2: Offset de Correção (Sonde Error)
Tendo determinado o fator de ganho, deve-se determinar o offset. A correção
de offset é conhecida como sonde error, e é calculado utilizando o sinal corrigido
pelo ganho na ausência de qualquer material condutivo de corrente elétrica.
O offset surge da inabilidade de zerar-se completamente o sinal produzido
pelo casamento direto entre os pares da bobina transmissora e receptora.
O lugar ideal para se medir e calcular o offset seria fora do espaço – algum
lugar sem vestígios algum de materiais condutivos. Como isto não é possível, o
melhor lugar para se calibrar é em uma área de calibração construída com duas
alturas para calibração. Nesta área de calibração a ferramenta fica suspensa em um
meio homogêneo “metade espaço”, uma situação que pode ser modelada
matematicamente com alto grau de acurácia. O efeito desta “metade espaço” varia
com a altura da ferramenta sobre o solo. A diferença na leitura da condutividade
entre as duas alturas proporciona a estimação tanto da condutividade na “metade
67
espaço” assim como o fator de correção do sinal do solo. O sinal restante, após
subtrair-se a contribuição do sinal do solo é o offset.
Figura 48 Área de calibração com duas alturas de medições
9.2.1: Procedimento do cálculo do Offset
Mede-se a condutividade (σ) do meio com a ferramenta na altura de 4 pés e
depois com a ferramenta na altura de 12 pés. Deve-se salientar que esta medição
deve ser realizada para cada um dos arrays. Calcula-se a variação da condutividade
(σ4ft - σ12ft). Como exibido na Figura 49 , partindo-se do eixo das abscissas, deve-se
traçar uma curva até que cruze a curva referente à condutividade da terra, deste
ponto traça-se uma reta em direção ao eixo das ordenadas, este ponto representa o
sinal do meio existente, ou seja, deve-se multiplicar este valor por (-1) e este será o
valor de offset para correção do sinal recebido.
68
Figura 49 Diferença entre nível Alto e Baixo da sonda
O método de cálculo de offset da sonda em duas alturas gerou um offset de
correção em uma temperatura. Para obter-se uma medição mais acurada deste
valor, utiliza-se uma correção do valor de offset em função da temperatura. Esta
correção incremental foi determinada posicionando-se a ferramenta em um forno
não condutivo e medindo-se a mudança do offset em cada um dos arrays de acordo
com a temperatura. Os valores das mudanças foram então ajustados a uma curva
polinomial e os coeficientes deste polinômio devem ser restaurados antes de iniciar-
se a perfilagem.
A área de calibração propicia que a medição do offset seja corrigida do efeito
de condutividade da terra. Em cada nível a medição leva em torno de 1 minuto para
cada array, média, desvio padrão e erro são computados e o ganho dos arcos de
teste é aplicado. Isto resulta numa medição de offset em cada nível para
temperatura ambiente. Utilizando a caracterização da temperatura para cada sonda
individualmente (pois cada sonda possui uma caracterização particular), o offset
para cada nível é recalculado. Os dois valores (dos dois níveis) são utilizados para
computar a contribuição do meio para o cálculo do offset. Subtraindo-se esse valor
chega-se no offset necessário para corrigir o valor lido pela sonda.
69
9.3: Auto-Calibração (Calibração Secundária)
A calibração secundária é realizada para corrigir o efeito da variação de
temperatura no sistema eletrônico de medição. No AIT, esta estabilização do
sistema eletrônico de medições é realizado por uma técnica chamada auto-
calibração (que não deve ser confundida com a calibração mestra).
O principal efeito da variação de temperatura no sistema eletrônico de
medições do AIT é a mudança de sensibilidade (mudança de ganho ou de fase).
Esta mudança de sensibilidade pode ser causada pela variação da corrente do
transmissor ou por outros fatores que se alteram com a mudança de temperatura.
Caso essas variações na eletrônica não sejam corrigidas, ocorrerão mudanças
excessivas na sensibilidade da ferramenta. Essa correção é realizada pela auto-
calibração, e consiste em uma rede passiva muito estável que entrega o sinal
diretamente proporcional à corrente do transmissor à entrada do sistema eletrônico
de medição. Os sinais “crus” recebidos pelos arrays que chegam à entrada do
sistema de medição são também diretamente proporcionais à corrente do
transmissor.
O sinal dos arrays e o sinal da auto-calibração são afetados identicamente
pelo sistema de medição. A taxa do sinal “cru” com relação ao sinal auto-calibrado é
constante, pois tanto o numerador quanto o denominador são afetados pelo mesmo
fator de ganho. Portanto esta taxa mantém-se constante apesar das variações da
medição absoluta do ganho (ou fase). Relacionando a condutividade da formação à
taxa do sinal absoluto, o efeito da temperatura no sistema eletrônico de medição
pode ser eliminado virtualmente.
9.4: Calibração para Eliminar a Condutividade Aparente da
Formação
9.4.1: Calibração Secundária
O diagrama de blocos simplificado do sistema de medições do AIT pode ser
observado na Figura 50. Na extremidade direita, a corrente do transmissor é
70
indicada como iT. Os arrays receptores percebem o estímulo desta corrente através
do array receptor de tensão.
Figura 50 Diagrama Conceitual da Medição
A tensão total recebida pode ser expressa como:
ησσ )( ASETr iV +=
Equação 12
σSE: Offset complexo (Sonde Error) [mS/m]
σA: Condutividade aparente da formação [mS/m]
iT: Corrente do transmissor [A]
η: Sensibilidade do array [V/((mS/m)A)]
A tensão recebida pelo array receptor é então filtrada, amplificada e
detectada pelo sistema de aquisição eletrônico. Todos os ganhos antes da detecção
do sinal são reunidos em um número complexo GA e todos os ganhos após a
detecção em outro número complexo GD. Sendo assim, o sinal recebido pelo
sistema de computadores, denotado por SIndRaw no diagrama de blocos, representa
o sinal medido sem a calibração.
DAASETindRaw GGiS ησσ )( +=
Equação 13
SIndRaw: Medição da indução “sinal cru” [V]
Neste ponto tem-se um número complexo de tensão sem calibração que é
sensível a mudanças na corrente do transmissor e aos ganhos pré e pós detecção.
71
Para estabilizar a medição da indução contra mudanças da corrente do
transmissor e ganhos eletrônicos é necessário que se faça uma medida
independente deste produto.
Figura 51 Diagrama da Calibração
Isto pode ser visto como:
DATIndThruCal GKGiS =
Equação 14
SIndThruCal: a medição “crua” da indução [V]
K: fator da calibração secundária entre o sinal de tensão na entrada do sistema de eletrônica e a corrente do transmissor [V/A]
Passa-se a utilizar a seguinte taxa:
η
σσησσKGKGi
GGiSS ASE
DAT
DAASET
IndThruCal
IndRaw )()( +=
+=
Equação 15
Pode-se perceber que esta taxa é independente da corrente do transmissor e
dos ganhos da pré e pós detecção da eletrônica.
Esta taxa de sinal pode fornecer uma primeira aproximação da temperatura
estabilizada com a condutividade aparente medida, como:
ASEIndThruCal
IndRawIndElecCal
KSS
S σση
+≅���
�
�
���
�
�
���
����
�=
^
Equação 16
72
SIndElecCal: Primeira estimação estabilizada da condutividade aparente [mS/m]
���
�
�
���
�
�
η
^
K : Valor nominal calculado de k/η [mS/m]
Para se obter a condutividade aparente da formação é necessário que a
constante de proporcionalidade k/η seja conhecida assim como o offset (σE).
9.4.2: Calibração Primária
Através da calibração primária pode-se definir a constante de
proporcionalidade e o offset com acuracidade.
9.4.2.1: Ganho do Arco de Teste
A constante de proporcionalidade pode ser reescrita como o valor de K/η do
modelo com valores nominais ����
��
ηK̂ com o fator de correção GTL, que é o ganho do
arco de teste, conforme ilustra a equação a seguir:
TLGKK���
�
�
���
�
�=
ηη
^
Equação 17
Reescrevendo a Equação 15 com relação a Equação 17 chega-se na
Equação 18:
ASETLIndElecCalTLIndThruCal
IndRaw
IndThruCal
IndRaw GSGK
SSK
SS σσ
ηη +==���
�
�
���
�
�
���
����
�=��
�
����
�^
Equação 18
Para obter-se o valor do fator de correção (GTL) pode-se escrever a relação
entre a diferença da condutividade da formação acrescentada da condutividade do
meio e da condutividade apenas do meio, como exibe a Equação 19.
73
( ) TLBBTLTLBackgroundIndElecCalTL
BachgroundPlusTestLoopIndElecCal GSGS σσσσ =−+=−
Equação 19
Resultando em:
BackgroundIndElecCal
BachgroundPlusTestLoopIndElecCal
TLTL SS
G−
=σ
Equação 20
9.4.2.2: Offset (Sonde Error)
Tendo-se determinado o fator de correção do ganho do arco de teste,
determina-se o offset utilizando a área de calibração de duas alturas. O offset versus
altura e a condutividade da terra resulta em uma relação com dois valores
desconhecidos: o offset (σSE) e a condutividade da terra (σGND). Tendo-se duas
medições com duas variáveis desconhecidas com funções uniformes, pode-se
resolver como um sistema simples com duas equações e duas variáveis:
( ) ( ) SE
Modelado
GNDaltura
atual
SEGNDaltura σσσσσσ +=���������� ���� �� 11 ,
Equação 21
( ) ( ) SE
Modelado
GNDaltura
atual
SEGNDaltura σσσσσσ +=���������� ���� �� 22 ,
Equação 22
A diferença das duas leituras nas duas alturas pode ser modelada como
função apenas da condutividade da terra, sem ter que se preocupar com o offset
momentâneo da sonda. Como a diferença entre as condutividades para as duas
alturas é função apenas de uma variável, pode-se inverter esta função para obter-se
o valor de σGND, ficando:
( )2,1σσ ∆= fGND
Equação 23
74
( ) ( )
( ) ( )��� ���� ����� ���� ��
��������������
Atual
SEGNDaltura
Atual
SEGNDaltura
Modelado
GNDaltura
Modelado
GNDaltura
σσσσσσ
σσσσσ
,, 12
122,1
−=
−=∆
Equação 24
��
�
�
��
�
�−=
������Atual
altura
Atual
alturaGND f 12 σσσ
Equação 25
Da Equação 25 pode-se calcular o offset atual:
( )����������
Modelado
GNDaltura
Atual
alturaSE σσσσ 11 −=
Equação 26
O offset de correção é o inverso do offset:
SESEC σσ −=
Equação 27
Aplicando-se os dois fatores de correção (ganho do arco de teste e correção
do offset) gera-se a estimação completa da calibração da condutividade aparente,
que adicionando à Equação 18 resulta em:
( ) ( ) ( )ASEASESECTLIndElecCalIndFullCal GSS σσσσσ =−++=+=
Equação 28
75
Capítulo 10: Área de Calibração
O processo de calibração da ferramenta de indução AIT envolve a utilização
de uma área de calibração específica para esta ferramenta. Conforme se pôde
observar no capítulo anterior, esta área de calibração deve cumprir alguns pré-
requisitos para assegurar que a qualidade da calibração realizada seja elevada.
Até o início deste trabalho, as ferramentas de indução da base Wireline –
Macaé (RJ) eram calibradas na base de São Mateus (ES), pois a base de Macaé
era desprovida da área de calibração.
A área de calibração deve ser livre de metais, pois a presença que metal na
área iria influenciar a calibração da ferramenta, uma vez que materiais condutivos
iriam alterar a intensidade do campo magnético gerado pelos array transmissor e,
por conseguinte, a corrente mensurada pelos arrays receptores.
Da mesma maneira que esta área deve ser livre de metais, deve também
estar longe de antenas e linhas transmissoras de energia, pois da mesma maneira
estes afetarão o campo magnético gerado.
A base de Wireline – Macaé é desprovida de uma área livre de metal, pois o
chão de toda base é cimentado sobre uma malha de ferro, ficando inviável a
construção da área de calibração dentro da base.
10.1: Especificações da Área de Calibração
Para que a calibração do AIT seja acurada, necessita-se de uma área de 80 x
60 pés (18,3 x 24,4 m) livre de materiais condutivos. Deve-se também realizar uma
inspeção no solo para certificar-se de que não haja metais enterrados e/ou
tubulações que possam influenciar o resultado da calibração.
Como já discutido anteriormente neste texto, a facilidade de calibração deve
servir de suporte para o AIT em duas alturas diferentes, uma a quatro pés (1,2 m) e
outra a 12 pés (3,7 m) acima do nível do solo para que assim o offset de correção
seja calculado corretamente.
76
Para a montagem da facilidade de calibração foram utilizados materiais
especialmente fabricados para este fim, pois não pode conter material condutivo,
como pregos, por exemplo.
A facilidade é composta por sete postes de madeiras perfeitamente
alinhados. O número de postes deve-se ao fato de que a ferramenta não pode estar
torta nem formando “barriga”, pois caso isso ocorra, a calibração será afetada. A
distância entre o primeiro e o último poste é de 34,31 pés (10,45 m), e o
comprimento da ferramenta de indução acoplada ao sistema de telemetria
necessário para acioná-la mede 21,92 pés (6,68 m).
Figura 52 Área de Calibração do SPC (Sugar-Land Product Center)
Para a suspensão da ferramenta de uma altura a outra utilizou-se cordas de
nylon que passam através de polias especiais para conduzir as cordas. Estas cordas
juntam-se em um elo que está preso a outra corda que está conectada a um
guincho responsável pela elevação/abaixamento da ferramenta.
A distribuição da facilidade de calibração na área designada para calibração
deve ser:
77
Figura 53 Disposição da ferramenta na área de calibração
Esta facilidade deve ter capacidade de sustentar até1250 lbf (570 Kgf) e o
guincho tem que ter capacidade mínima para sustentar 2000 lbf (907 Kgf),
cumprindo-se assim com as especificações da empresa para levantamento de
pesos.
10.2: Pesquisa pela Área de Calibração
Como já foi mencionado anteriormente, a área para a calibração do AIT deve
ser livre de materiais condutivos e distante de antenas e transmissores que possam
interferir no campo magnético gerado pela bobina transmissora.
A inspeção da superfície da área é realizada de maneira trivial, basta verificar
visualmente se há materiais condutivos no local desejado ou não. Já a inspeção do
solo torna-se algo mais complicado. Poder–se-ia ter realizado uma busca por
materiais condutivos utilizando algum detector de metal convencional, porém caso
fosse utilizado um detector de metal dever-se-ia utilizar sua capacidade máxima de
detecção e, muito provavelmente esta capacidade seria menor que a capacidade de
investigação do AIT, resultando assim em uma busca por metais numa área menor
do que a área que realmente influenciará a calibração do AIT.
78
Baseando-se nestas informações, optou-se por utilizar o próprio AIT como
ferramenta de inspeção da área em questão, pois sua capacidade de investigação
vai além de 20 pés para dentro da terra, garantindo que toda a área que possa
influenciar sua medição estará livre de materiais condutivos.
Para realizar as medições da área candidata é necessário que se posicione o
AIT na região desejada sobre dois suportes de madeira de quatro pés de altura.
Deve-se varrer a área desejada e, para tanto, foram estabelecidas nove posições
em que o AIT deve ser colocado, distanciando-se umas das outras por três pés em
dois planos. Conforme pode ser visto na Figura 54. Na primeira posição são
realizadas medições referentes ao cálculo do offset (sonde error), e então o valor de
offset é computado. Como as medições são realizadas em apenas uma altura, é
esperado que o valor do offset seja zero ou muito próximo de zero. Após realizar o
cálculo do offset para verificação da área, realiza-se a verificação da calibração do
array – esta verificação irá realmente fazer uma medição da condutividade da área
ao redor. Espera-se que o sinal recebido na primeira posição seja zero, uma vez que
o offset foi calculado nesta posição.
Deve-se manter a atenção nos arrays 7 e 8, uma vez que estes são os arrays
de investigação mais profunda, ou seja, os que irão receber sinais provenientes de
lugares mais distantes (no interior do solo).
Após realizar-se a medição na posição número 1, que é a posição referência,
deve-se mover a ferramenta para as demais posições e realizar a verificação da
calibração do array em cada uma. A diferença na leitura dos arrays 7 e 8 devem ser
menores que 1 mm/m quando comparados com as leituras da posição 1. Qualquer
mudança brusca nestes valores indicarão a presença de materiais condutivos na
área sob investigação.
Deve-se também prestar atenção nos valores do erro padrão (StdErr) e do
limite do erro (ErrLim), estes devem ser menores que 0,020 mm/m.
79
Figura 54 Posições a serem realizadas as medições
10.2.1: Primeira Medição
Como descrito anteriormente, as medições foram realizadas utilizando-se o
AIT como instrumento de medição da condutividade da área. Para tanto, foi
necessário deslocar uma unidade de perfilagem, uma bobina de cabo wireline,
juntamente com um gerador, para a área sob investigação para que a ferramenta
pudesse ser ligada e sua comunicação com o Maxis estabelecida. Este
procedimento de setup para realizar a medição é algo muito dispendioso, uma vez
que se necessita da disponibilidade de uma unidade de operações offshore (pois a
base de Macaé não possui unidades onshore – caminhões de perfilagem) e da
necessidade de alugar diversos caminhões para transportar tal equipamento para a
área – foi necessário alugar um caminhão para transportar a unidade, outro para
transportar o gerador e a ferramenta e um guindaste para mover a unidade para
cima do caminhão. Este setup pode ser visto na Figura 55.
80
Figura 55 Caminhão com Unidade de Perfilagem
Como resultado desta primeira medição nas nove posições especificadas,
pôde-se observar:
Na posição número 7 a medição do array 8 excedeu 1mm/m quando
comparado com a medição da posição número 1. Refez-se a medição nesta posição
e o resultado da medição ficou um pouco melhor, porém ainda fora da especificação
de 1 mm/m.
Na posição número 8 o erro padrão do array 8 excedeu o limite de 0,02
mm/m.
Na posição número 9 o erro padrão do array 8 excedeu o limite permitido.
Nas demais posições todas as medições estavam dentro das especificações.
Estes resultados foram enviados ao InTouch, que é um sistema de
gerenciamento de conhecimento baseado na troca de informações entre o campo e
os centros de desenvolvimento e pesquisa.
Os resultados foram analisados e de acordo com as informações passadas
sobre o setup do sistema e as distâncias entre a ferramenta e os caminhões e
alguns “entulhos” presentes no terreno (como pode ser visto na Figura 55). Os
dados não foram aceitos, mas a área sob inspeção continuou como forte candidata
pois acreditou-se que os fatores motivadores dos desvios dos resultados fossem:
• O gerador não estava aterrado
• Os caminhões estavam muito próximos à ferramenta
81
• Os “entulhos” poderiam também estar afetando a medição pois estes
eram condutivos.
Figura 56 Esquema da primeira medição
Analisando os resultados chegou-se à conclusão de que o fator motivador da
alta do erro padrão seria ruído externo que poderia ser eliminado tomando as
devidas providências para corrigir os problemas acima citados.
10.3: Segunda Medição
Os “entulhos” foram retirados da área e realizou-se nova medição no mesmo
local, os resultados foram os mesmos da primeira medição, então, por tratar-se de
uma área grande o bastante, mudou-se o local de medição e desta vez os
resultados foram muito melhores, o erro padrão permaneceu dentro dos limites e as
leituras dos arrays 7 e 8 quando comparados com a primeira posição estavam
menores que 1 mm/m, apenas a leitura do array 7 na posição 9 estava um pouco
acima do permitido. Novamente estes dados foram enviados ao InTouch e
analisados.
Estes resultados confirmaram a suspeita do ruído externo exibido na primeira
medição, porém ainda restava o problema da posição 9. Como não havia mais nada
próximo à ferramenta a não ser os caminhões com a unidade e o gerador (que
estavam a 40 m da ferramenta), foi sugerido que esta distância fosse aumentada e
as medições repetidas.
82
Salientou-se também a necessidade de verificar se a ferramenta estava
totalmente alinhada pois durante as mudanças entre as posições de medição,
poder-se-ia ter deixado a ferramenta levemente inclinada, o que poderia ser o fator
causador da pequena diferença na medição da posição 9.
10.4: Terceira Medição
Para realizar a medição pela terceira vez, realizaram-se algumas mudanças
para o setup da ferramenta. Após alguns estudos, decidiu-se não mais utilizar uma
unidade de perfilagem para fazer o acionamento e o controle da ferramenta, criou-
se um setup portátil, constituído por um computador que possui o programa e as
conexões especiais para comunicar-se com o WAFE – Wireline Acquisition Front
End – computador especial para acionar a ferramenta e seus periféricos.
Foi preparado um cabo de perfilagem de 100 m de comprimento (não sendo
mais necessário levar uma bobina de cabo juntamente com o coletor, equipamento
responsável por permitir que o cabo de perfilagem gire junto com a bobina sem que
as conexões deste sejam rompidas devido ao movimento circular) para realizar a
comunicação do sistema de computadores com a ferramenta, para tanto foi
realizado um ajuste especial no cabo para que este pudesse ser conectado
diretamente no WAFE.
Este novo setup foi montando na carroceria de uma caminhonete, como pode
ser visto na Figura 57. Além de ser um setup menor, diminuindo a probabilidade de
causar ruídos nas medições, este novo sistema diminuiu enormemente os gastos
necessários com os aluguéis dos caminhões assim como não necessitou mais da
disponibilidade de uma unidade em terra para realização de tal atividade.
83
Figura 57 Novo setup do sistema de Medição
Outra mudança de grande relevância no sistema de medição foi o novo
posicionamento da ferramenta. Anteriormente, como mostrado na Figura 56, as
posições da ferramenta eram distanciadas umas das outras por três pés de
comprimento. O novo posicionamento da ferramenta para a realização das
medições foi realizado baseando-se em distanciar a ferramenta em três pés de um
ponto a outro, e não mais em três pés de espaço vazio entre uma ferramenta e
outra como exibe a Figura 58.
Este novo setup para medição da área iria facilitar muito as medições, uma
vez que as posições que estavam obtendo resultados ruins eram as posições que
serão afetadas por esta mudança (posições 6, 7, 8 e 9).
Figura 58 Novo posicionamento para medições
As medições foram realizadas em uma nova localização na mesma área.
Quando realizou-se a medição do sonde error o erro padrão estava exatamente no
84
limite permitido (0,020 mm/m) porém ao realizar-se a medição array calibration
check o erro padrão do array A8 estava levemente fora de tolerância (0,021). Nas
posições seguintes até a quinta posição, todos os erros padrões do array A8
estavam fora de tolerância. Na posição 5 todos erros padrões estavam dentro da
tolerância, então repetiu-se as medições nas posições anteriores, obtendo-se agora
bons resultados. Quando se repetiu a medição da posição 1, suas leituras foram
diferentes daquela realizada logo após a computação. Acredita-se que isto possa
ser explicado por uma pequena diferença no posicionamento da ferramenta.
Como houve uma pequena diferença nas medições realizadas com relação à
primeira posição, e como é esperado que duas medições realizadas na mesma
posição produzam resultados bastante similares, decidiu-se realizar uma nova
medição em outra área do terreno.
10.5: Quarta Medição
A quarta medição foi realizada com uma pequena, porém importante,
mudança no setup da ferramenta. Adicionou-se mais um suporte de madeira,
totalizando agora três suportes. Isto foi feito com o intuito de reforçar o alinhamento
da ferramenta em relação ao plano horizontal (não fique com “barriga” nem
inclinada).
Figura 59 Ferramenta sobre 3 suportes de madeira
Desta vez todas as medições apresentaram resultados excelentes, estando
todos os erros padrões de todos arrays em todas as posições abaixo de 0,02 mm/m.
A diferença dos array calibration check de todas as posições com relação à primeira
posição estavam abaixo de 0,45 mm/m.
85
Esta medição indicou que a área escolhida para a construção da facilidade de
calibração do AIT está em perfeitas condições, não possuindo nenhum material
condutivo nas proximidades que possam interferir no processo de calibração.
86
Capítulo 11: Resultados
Ao longo deste trabalho foi apresentado como funcionam as empresas
prestadoras de serviços para empresas detentoras de licença para exploração de
petróleo e gás natural.
Apresentou-se também como funciona a ferramenta de indução os conceitos
físicos por trás do seu princípio de funcionamento, a importância do fator geométrico
para determinação da resistência da formação, os efeitos adversos da formação, as
formas utilizadas para corrigir o skin efect, casamento direto, indutância mútua e
efeito da parede da formação.
A equação de Archie e suas variáveis foram apresentadas de modo a
demonstrar que a saturação de água de um reservatório pode ser determinada
utilizando ferramentas que medem:
• Resistividade da água, que pode ser obtida através de ferramentas
que medem o potencial espontâneo das rochas ou então através da
recuperação da água do reservatório e analisá-la em laboratório;
• Porosidade da formação, que pode ser obtida através dos perfis
sônicos, de densidade ou do perfil neutrônico.
• Resistividade da formação, que é realizada através do AIT.
Através do cálculo da saturação de água de um reservatório, pode-se
determinar a quantidade de hidrocarbonetos presentes na formação geológica – em
forma de gás natural ou óleo. Isto deve-se ao fato de que 100% do espaço vazio de
uma formação deve estar preenchido com água ou óleo ou gás.
Visando encontrar uma área que atendesse os requisitos para construir a
área de calibração da ferramenta de indução, foram realizadas diversas medições
nas regiões em estudo. Para realizar tais medições optou-se por utilizar como
sensor a própria ferramenta de indução uma vez que os dispositivos convencionais
de investigação de materiais condutivos possuem resolução muito inferior ao AIT,
portanto, mesmo que estes sensores indicassem que a área estava boa, não
haveria como ter certeza que esta área estaria realmente dentro dos limites exigido
87
para a calibração do AIT, pois poderia haver materiais condutivos em uma região
que estaria dentro do alcance do AIT porém fora do alcance do dispositivo
convencional.
11.1: Resultado das medições realizadas para identificação da área
ideal
Utilizando a própria ferramenta de indução AIT como instrumento de
medição, foi necessário realizar quatro medições diferentes até que se obtivessem
todos os valores dentro dos limites estipulados.
11.1.1: Primeira Medição
Na primeira medição, conforme descrito no capítulo anterior, a medição
realizada pelo array 8 na posição 7 estava fora do limite permitido. Isto pode ser
visto na Figura 60, em que as colunas representam os valores lidos pelo array 8 em
cada umas das 9 posições em que a ferramenta foi colocada. As linhas em
vermelho representa os limites aos quais estão submetidos as medições realizadas
pelos array.
Figura 60: Valores lidos pelo array 8
88
Os valores computados do erro padrão referente ao array 8 nesta mesma
medição também encontraram-se fora do valor estipulado para as posições 7 e 9,
conforme pode ser observado na Figura 61.
Figura 61: Valores do erro padrão referentes ao array 8
11.1.2: Segunda Medição
Na segunda medição realizada, os valores referentes ao erro padrão estavam
todos dentro do limite, porém a medição realizada pelo array 7 na posição 9 estava
fora do limite estipulado conforme pode ser observado na Figura 62.
Figura 62: Valores lidos pelo array 7
89
11.1.3: Terceira Medição
Os valores do erro padrão do array 8 para as quatro primeiras posições
estavam fora do limite estabelecido, a partir da quinta posição este valor ficou dentro
do limite, conforme exibe a Figura 63. Como o erro padrão deste array ficou dentro
do limite nas demais posições, resolveu-se refazer as medições referentes às quatro
primeiras posições.
Figura 63: Erro padrão medidos considerando-se primeira posição 1
Nesta segunda medição os valores referentes ao erro padrão ficaram dentro
do limite (vide Figura 64), porém, como o valor lido pelo array 1 mudou com esta
nova medição, seu valor não ficou mais próximo a zero e com isso, alguns dos
valores lidos pelos arrays 7 e 8 nas demais posições ficaram fora do limite permitido,
conforme pode ser observado na Figura 65.
90
Figura 64: Erro padrão refazendo medição das posições 1 a 4
Figura 65: Valores lidos pelo array 7
11.1.4: Quarta Medição
Os resultados referentes a quarta medição foram extremamente satisfatórios,
uma vez que todos os valores lidos pelos arrays 7 e 8 em todas as nove posições
estavam dentro dos limites estipulados conforme pode ser observado na Figura 66
91
para as medições referentes ao array 7 e na Figura 67 para as medições referentes
ao array 8.
Figura 66: Medição dos arrays 7
Figura 67: Medição dos arrays 8
Todos os valores referentes ao erro padrão para ambos os arrays estavam
dentro dos limites, conforme ilustra a Figura 68
92
Figura 68: Erro padrão das medições dos arrays 8
A área referente à quarta medição é a área apropriada para a construção da
área de calibração.
É interessante ressaltar que a área em que foi realizada a quarta medição é a
mesma área referente à segunda medição deslocada apenas alguns metros para
frente, deve-se frisar também que a área inspecionada nas duas primeiras medições
era muito maior que a área inspecionada nas duas últimas medições, isto deve-se
ao fato de estar-se deslocando a ferramenta em apenas 6 pés do ponto inicial, e
não mais 6 pés adicionados de duas vezes o comprimento da ferramenta (21,2 pés)
resultando num deslocamento de 48,4 pés conforme realizou-se nas primeiras duas
medições.
11.2: Novo setup
O dispositivo desenvolvido para substituir a unidade de perfilagem durante a
realização das medições de verificação das áreas candidatas a sediar a área de
calibração propiciou a montagem de um sistema muito compacto para ser
transportado até o local das medições. Este setup será utilizado sempre que for
realizada a calibração do AIT na nova área construída.
93
Foi desenvolvido um documento explicando como realizar este setup passo a
passo que foi publicado no InTouch para servir de orientação para as demais bases
de wireline existentes no mundo que não possuem caminhão de perfilagem e que
necessitem realizar tal tipo de medição em lugares distantes da base. Este
documento foi publicado como Local Best Practice – este tipo de publicação é
utilizado para sugerir como realizar determinada atividade em que se
encontrou/desenvolveu um procedimento mais simples/eficiente de realizar tal
atividade diferentemente do método convencional.
A área de calibração do AIT foi construída na área em que foi definida como
explicado no capítulo anterior. O procedimento para fixação dos postes no solo
assim como os suportes de sustentação da ferramenta nas duas alturas de 4 e 12
pés foram feitos conforme as especificações do SPC.
A construção da área de calibração do AIT está em andamento, conforme é
exibido na Figura 69 e deve ser concluída nas próximas semanas.
Figura 69 Construção da área de Calibração em Macaé
94
A nova área de calibração em Macaé trará grandes benefícios à base de
Wireline pois, a realização das calibrações dos AIT serão realizadas pelos próprios
engenheiros que utilizarão as ferramentas e os gastos com o transporte das
ferramentas de Macaé até São Mateus deixarão de existir assim como para as
demais auditorias internas realizadas pela Schlumberger, o quesito referente à área
de calibração do AIT contará como ponto positivo para a base Wireline – Macaé.
95
Capítulo 12: Conclusões e Perspectivas
O trabalho desenvolvido na Schlumberger Wireline Macaé foi muito
importante para o meu crescimento profissional e pessoal.
Por tratar-se de uma empresa multinacional e de grande porte mundial, pude
ter contato diário com engenheiros de diversas partes do mundo, havendo assim
grande troca de cultura e conhecimento.
Este estágio propiciou o aprofundamento dos meus conhecimentos
relacionados à indústria do petróleo, especialmente relacionados à exploração
deste. Minha introdução no setor de petróleo deu-se através do ingresso no
Programa de Recursos Humanos (PRH) da Agência Nacional de Petróleo (ANP)
através do PRH-34 – Automação, Controle e Instrumentação para a Indústria do
Petróleo e Gás.
Durante o período de estágio passei um mês acompanhando os trabalhos
realizados no norte do Espírito Santo, trabalhos em que foram corridas as
ferramentas de indução, raios gama, nuclerares, sônicas, canhoneios e ferramentas
de verificação da cimentação para poços fechados. Esta oportunidade de estar
presente em diversas sondas de petróleo foi muito enriquecedora pois pude verificar
na prática como são os sistemas de rig-up e rig-down, como é o dia-a-dia de um
engenheiro de campo, como é realizada a perfilagem e a apresentação dos dados
para o cliente assim como pude também verificar algumas das dificuldades
encontrados nestes tipos de trabalhos, em que são utilizadas ferramentas de
altíssima tecnologia em ambientes hostis.
A construção da área de calibração para o AIT na base de Macaé era algo
que estava sendo requisitada desde 2002 mas nunca tinha sido feita. Este era um
projeto de grande responsabilidade pois a qualidade das ferramentas de indução
utilizadas nos trabalhos prestados dependem da qualidade da sua calibração. Os
gerentes de wireline confiaram a mim esse projeto e seu desenvolvimento foi
realizado com grande sucesso.
96
Hoje a base de Macaé pode contar com uma área de calibração para as
ferramentas de indução que está totalmente dentro das especificações
estabelecidas pelos centros de pesquisa e desenvolvimento da Schlumberger. E
desde então as ferramentas pertencentes à base de São Mateus são enviadas a
Macaé para serem calibradas.
97
Bibliografia:
[ 1 ] THOMAS, J.E., “Fundamentos de Engenharia de Petróleo”, Rio de Janeiro,
2001
[ 2 ] Collier, H.A., “Borehole Geophysical Techniques For Determining the Water
Quality and Reservoir Parameters of Fresh and Saline Water Aquifers in Texas”,
Dallas, 1993
[ 3 ] Documentos presentes na Intranet da Schlumberger
[ 4 ] Schlumberger Wireline & Testing, “Log Interpretation Charts” Houston, 1997
[ 5 ] Jahn, F., Cook, M., Graham, M., “Hydrocarbon Exploration and Production”,
Aberdeen, 2000
[ 6 ] Economides, M.J., Note K.G., “Reservoir Stimulation”, Houston, 1989, Second
Edition
