Perfuração Direcional.pdf

7/26/2019 Perfuração Direcional.pdf

http://slidepdf.com/reader/full/perfuracao-direcionalpdf 1/121

PERFURAÇÃODIRECIONAL

João Carlos R. Plácido [email protected]



Bibliografia

• Livro Perfuração Direcional, Luiz AlbertoS. Rocha et all, 2006, Editora Interciência.



Tortuosidade emPoços Verticais

• Controle da verticalidade em poços verticais – Não existe poço rigorosamente vertical.

– Acima de 5 graus deve-se tomar uma ação corretiva.

– O poço vertical que apresenta muitos desvios desta

ordem chama-se tortuoso. – Causas de tortuosidade:

• Variações das características das formações.

• Mudança brusca de peso sobre a broca.• Diâmetro de poço grande para comandos pequenos.

• Coluna não estabilizada adequadamente.



Tortuosidade emPoços Verticais

– Conseqüências da tortuosidade:• Desgaste dos elementos da coluna por fadiga.

• Perigo de prisão devido a formação de chavetas.

• Dificuldade para descer elementos mais rígidos

(revestimento por exemplo).



PORQUE SOMENTE VERTICAIS?



Perfuração Direcional• A perfuração direcional é a técnica de,

intencionalmente, desviar a trajetória de umvertical, para atingir objetivos que não se

encontram diretamente abaixo da sualocação na superfície.



Perfuração Direcional

Finalidades



• Poço de alívio

• Reservatórios localizados abaixo de locaçõesinacessíveis, tais como rios, lagos, cidades, etc.

• Desviar de acidentes geológicos, tais como domos

salinos e falhas.• Perfurar vários poços de uma mesma locação,

como no caso de uma plataforma de produção

marítima, ou um cluster em regiões terrestres dedifícil acesso.

• Desviar poços que tiveram um trecho perdido,

como por exemplo por prisão da coluna.

Perfuração DirecionalFinalidades




• Dificuldade para instalação da sonda diretamentesobre o alvo

• O poço original foi abandonado e um desvio (sidetrack) é realizado para atingir novo objetivo

• Campanha exploratória complementar:

– Poço direcional perfurado de uma plataforma jáexistente. – Poço direcional usado para delimitar a fronteira

de um reservatório.

• Poços Direcionais para Resolver ProblemasEspecíficos – Perfuração no topo de reservatórios altamente

fraturados como uma alternativa para retardar a produção de água.




Dificuldade parainstalação da

sonda diretamentesobre o alvo




Campanha exploratória

complementar:-Poço direcional perfuradode uma plataforma já

existente.

- Poço direcional usado paradelimitar a fronteira de um

reservatório.



Perfuração Direcional

FinalidadesUtilização de Clusters• Redução de investimentos pela

utilização de sondas de perfuraçãocolocadas em plataformas fixas.

Cluster




Poços Direcionais paraResolver ProblemasEspecíficos

• Perfuração no topo dereservatóriosaltamente fraturadoscomo uma alternativa

para retardar a produção de água.




Combate à Blowouts• Perfuração de poço de

alívio para controlar blowouts.



Elementos de

um Poço Direcional

• KOP ( Kick-off Point).• Curvatura

– dog leg severity: build up ou drop off.

• Inclinação dos trechos inclinados (slant).

• Afastamento horizontal.

• Direção locação-objetivo.• Profundidade vertical final do poço



INÍCIO DO GANHO DE ÂNGULO (KOP)

TRECHO DE GANHO DE ÂNGULO (BUILD UP)

TRECHO RETO (SLANT)

OBJETIVO

POÇOSDIRECIONAIS



Tipos de Poços Direcionais

• Tipo I - O KOP é raso e o trecho inclinado prossegue até o objetivo.

• Tipo II (tipo S)- O KOP é raso e o trechoinclinado prossegue até se atingir o afastamento

lateral projetado. O poço é então trazido para avertical e assim prossegue até o objetivo.

• Tipo III - Semelhante ao tipo I, porém o objetivo é

atingido na fase de crescimento de inclinação(build up).



Tipos de Poços Direcionais



Instrumentos de Orientação

• Single shot - Instrumento lançado dentro da coluna, que sealoja dentro do K-monel (comando não magnético), pararegistrar, numa única foto, a inclinação e direção do poço,através de uma bússola e um pêndulo. Após a foto, o

instrumento é retirado a cabo.• Multishot - Possui um filme fotográfico, permitindo tirar

várias fotos durante a retirada da coluna.

• Giroscópio - A bússola é substituída por um giroscópio,que não sofre interferências magnéticas, como nos poçosrevestidos.



Instrumentos de Orientação

• Steering Tool - Um cabo elétrico transmite as informaçõesdesejadas durante a fase que um motor de fundo está sendoutilizado. Utiliza um side entry sub para proteção do caboelétrico.

• MWD (Measurement While Drilling) - Envia asinformações de inclinação e direção através de pulsos de pressão no fluido de perfuração.



Operação de Desvio

(Steerable System)• Ao atingir o KOP, a coluna de perfuração é retirada edesce-se para iniciar o desvio uma coluna montada com

motor de fundo, bent sub, MWD, comandos e tubos de perfuração.

• Pode-se também iniciar o desvio com um equipamentochamado whipstock ou com jato direcionado.

• Quando o operador julgar que o poço já se encontra natrajetória correta, retira esta coluna e desce uma colunanormal de perfuração, com estabilizadores.

• Quando o controle da trajetória é crítico, deve-se utilizarum sistema navegador (steerable system), que écomposto por um motor de fundo com bent housing

(steerable system) e um MWD.




(Steerable System)



MOTOR DE FUNDO



SISTEMA " STEERABLE"

MWD + LWD + MOTOR DE FUNDO



SISTEMAS ROTARY STEERABLE

• Permite a alteração da trajetória do poço em perfuração sem necessidade de parar arotação da coluna.• Há basicamente dois métodos de atuação desses sistemas:

• Push-the-bit• A alteração da trajetória é feita através de um empurrão que aferramenta exerce contra a parede do poço, através da atuação de um

pistão ou braço articulado.• Exige a util ização de brocas com capacidade de corte lateral (activegauge) e a intensidade da alteração ou Dog Leg Severity resultante émuito influenciada pela competência das formações sendo perfuradas eda qualidade do poço próximo à broca.

• De uma maneira geral, a qualidade do poço sendo perfurado nãodiferencia muito de um poço perfurado com motor de fundo steerable.• Point-the-bit

• A broca é apontada na direção desejada.• Gera-se uma flexão no eixo rotativo conectado à broca que permitedesviar o poço de forma constante e uniforme, na intensidade desejada.

Neste sistema a qualidade do poço perfurado é superior à gerada pelosoutros siistemas.

• A evolução desses sistemas caminha para ferramentas controladas a distância ouautomáticas. Neste último caso, a ferramenta recebe a informação da trajetór ia do

poço e, praticamente sem interferência de operadores, faz toda a curva e navegaçãono reservatório como se fosse uma perfuração convencional.




Push the Bit

• Força defletora lateral (push the bit)• Pads se estendem de um housing rotativo

• Curvatura definida por 3 pontos de contato

• Orientação através de pulsos na lama




Push the Bit

PadPad saindosaindo PadPad entrandoentrando




Push the Bit



Sistema Rotary Steerable

Point the Bit




Point the Bit




Point the Bit

Eixo

Mancal de

rolamento planoprevine a

descentralização do

eixo acima deste

ponto

Mancal derolamento

esférico permite

que a broca se

incline

Anéis

excêntricos

flexionam o eixo

A broca se incl ina na

direção oposta à inclinaçãodo eixo gerando uma “ Tool

Face”

Princípio de Operação




Point the Bit





POINT THE BIT x PUSH THE BIT

• POINT THE BIT

– Não há partes móveis em contato com o poço – maior MTBF.

– Maiores DLS

– Curvas mais regulares e contínuas

• PUSH THE BIT – Tecnologia antiga

– Muito afetada pelo calibre do

poço próximo à broca

– Partes móveis em contato

com o poço – esforçoscíclicos, desgaste, menor

MTBF



Estabilização de Colunas dePerfuração Direcional• COLUNAS PARA AUMENTO DA INCLINAÇÃO DO POÇO (BUILD-UP)



Estabilização de Colunas dePerfuração Direcional• COLUNAS PARA PERDA DE INCLINAÇÃO DO POÇO (DROP-OFF)



Estabilização de Colunas dePerfuração Direcional• COLUNAS PARA MANTER A INCLINAÇÃO DO POÇO

EQUIPAMENTO PARA



EQUIPAMENTO PARA

MONITORAMENTO MWD (ou LWD)

Coordenadas (retangulares) UTM



Coordenadas (retangulares) UTMUniversal Transverse Mercator

Para o Meridiano Central é atribuído o valor Y=500.000.Para o Equador é atribuído o valor X= 10.000.000 (Hemisfério Sul).De posse das coordenadas UTM da Sonda (Base) e do Objetivo, calcula-se oafastamento da sonda (base) ao objetivo e a direção deste plano.



Cálculo da Trajetória Direcional

Trajetória Tipo Slant (Tipo I)



Trajetória Tipo Slant (Tipo I)

Trajetória Tipo “S” (Tipo II)



Trajetória Tipo S (Tipo II)

Cál l d T j tó i d



Cálculo da Trajetória de

um Poço Direcional Tipo ICondições:

• Método do Raio de Curvatura

• Build up no plano e na forma de um arco de

circunferência.



NomenclaturaV1: profundidade vertical do KOP

V2: profundidade vertical no fim do build up

Vp: profundidade vertical de um ponto no trecho reto

V3: profundidade vertical do objetivo

V4: profundidade vertical final

D2: afastamento no final do build up

Dp: afastamento de um ponto no trecho reto

D3: afastamento do objetivo

D4: afastamento vertical final

M2: Profundidade do poço ao fim do build up

Mp: Profundidade do poço em um ponto no trecho reto

M3: Profundidade do poço no objetivo

M4: Profundidade final do poço

α: ângulo máximo de desvio

BR: Gradiente de build up (graus / 100 pés)

R: Raio de curvatura do build up



Projeção Vertical Tipo IM.R.

V4

Vp

V2

V1

V3M3

O

Dp

D3

D4

M2

Mp

M4

α

δ

β

α

D2

M1=R

R



BR R .

18000

π =

V V

D

V V

D

V V

Rarctg

Rarctg

R

13

3

13

3

13

cosarcsen−

−±

⎟

⎟

⎠

⎞

⎜

⎜

⎝

⎛

⎟

⎟

⎠

⎞

⎜

⎜

⎝

⎛

−

−

−=α

α sen12

RV V +=

( )α cos12

−= R D

BR M M

α 10012 +=



α cos

2

2

V V M M

p

p

−+=

α tgV V D D p p.

22 −+=

α cos23

23 V V M M −+=

( ) α tgV V D D .3434

−+=

α cos34

34

V V M M

−+=

Exemplo: Planejamento de um



p j

Poço Direcional• Coordenadas UTM da plataforma:

X= 8.783.845,38 m ; Y=726.725,75 m• Coordenadas UTM do objetivo (Formação “E”):X=8.783.190,00 m ; Y=726.700,00 m• Dados gerais da plataforma:MR ao fundo do mar = 53 m

MR ao nível do mar = 32 mLâmina d´água = 21 m• Cotas dos Topos das Formações:“A” (Fundo do mar) = -21 m

“B” = -500 m“C” = -1730 m“D” = -1750 m“E” (Objetivo) = -2030 m

500000 726700 726725,75

10000000

8783845,38

8783190

*

*

P

O

Equador

Programa de Revestimento:



g

• Condutor de 30” assentada na profundidade de 120 m.

• Revestimento de superfície de 20” assentado 40 m dentro da formação“B”.

• Revestimento intermediário de 13 3/8” assentado no topo da formação“C”.

Dados gerais:

• A profundidade vertical final será 140 m abaixo do objetivo.

• A razão de ganho de ângulo no build up é de 1 grau por 10 m.

• Raio de tolerância = 50 m

Perguntas



g

1) Afastamento e Direção do objetivo.2) Profundidade da sapata do revestimento de 20 pol.

3) Profundidade do KOP de modo que o ângulo máximo no final do buildup seja de 33 graus.

4) Profundidade vertical, medida e afastamento no final do build up.5) Profundidade vertical, medida e afastamento na sapata do revestimento

de 13 3/8 pol.

6) Profundidade vertical, medida e afastamento no objetivo.

Solução



1) Afastamento e Direção do objetivo.

Direção do objetivo=S2,2W

( ) ( )22 .... W E Coord Dif S N Coord Dif oAlvo Afastament −+−=

( ) ( ) moAlvo Afastament 89,65500,72670025,726725878319038,8783845 22 =−+−=

⎟⎟ ⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−−

=S N Coord Dif

W E Coord Dif arcTgo DireçãoAlv

..

..

grausarcTgo DireçãoAlv 2,200,878319038,8783845

00,72670025,726725=⎟

⎠

⎞⎜

⎝

⎛ −−

=

• Dados:



V3= TVD Alvo = 2030+32=2062 m

BR=10 °/100m

D3=Afastamento Alvo = 655,89 m

V4=TVD Final=2030+32+140=2202 m

• Determinação de R

R=18000/π/BR=573 m

2) Profundidade sapata de 20”

500 + 32 + 40 = 572 m

3) KOP tal que α máximo igual a 33° no final do build up.



) q g p

D2=R(1-cosα)=573(1-cos33)=92,44

tgα=(D3-D2) /(V3-V2) ; tg33=563,45/(V3-V2)

V2=2062-867,64=1194,36

KOP=V1=M1=V2-Rsenα=1194,36-573sen33=882,3 m

4) Prof. Vertical, medida e afastamento no final do build up

V2 = 1194,36 m

M2=M1+100* α /BR=882,3+100*33/10=1213,3 m

D2 = 92,44 m

5) Prof. Vertical, medida e afastamento da sapata do 13 3/8”



Vp = 1730+32 = 1762 m

Mp = M2+(Vp-V2)/cos α=

=1213,3+(1762-1194,36)/cos33=1890 m

Dp = D2+(Vp-V2)tg α=

=92,44+(1762-1194,36)tg33= 461 m

6) Prof. Vertical, medida e afastamento no Objetivo

V3 = 2030+32=2062 m

M3=M2+(V3-V2/cos α=

=1213,3+(2062-1194,36)/cos33=2247,8 m

D3= 655,89 m



Cálculo da Trajetória Real



Métodos de Cálculo da Trajetória• Tangente

• Ângulo Médio• Raio de Curvatura

• Mínimo Raio de Curvatura

Hipótese: O segmento AB é calculado assumindo que o ponto “A” (profundidade, inclinação e azimute) é conhecido

e o ponto “B” deve ser calculado.

Métodos de Cálculo da Trajetória




• Método da Tangente – “L” é a distância perfurada.

– Segmento AB é aproximado por

AB` paralelo a tangente no ponto “B”.

– O ponto “B” é calculado com base na inclinação e no azimute

medidos no ponto “B”.

iiii M E φ θ sinsinΔ=Δiiii M N φ θ cossinΔ=Δ

iii M V θ cosΔ=Δ

de profundida M

direção

inclinação

=

=

=

φ

θ




Métodos de Cálculo da Trajetória• Método da Ângulo Médio

– “L” é a distância perfurada

– Inclinação e azimute no ponto “B” é

igual a média da inclinações eazimutes em “A” e “B”.

– As projeções dos pontos “A” e “B”são calculadas como as projeções

obtidas dos ângulos médios dasinclinações e dos azimutes.

⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ +⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ +Δ=Δ −−

2cos

2sin 11 iiii

ii M N φ φ θ θ

⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ +⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ +Δ=Δ −−

2sin

2sin 11 iiii

ii M E φ φ θ θ

⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ +Δ=Δ −

2cos 1ii

ii M V θ θ

de profundida M

direçãoinclinação

=

==

φ θ




– “L” é a distância perfurada. – A distância perfurada é tratada

como como uma curva inscrita

sobre uma superfície cilíndricacom eixo vertical.

– A projeção vertical e horizontalde cada ponto são assumidas

como sendo arcos de círculoscujos raios serão função da taxade ganho de ângulo e da taxa de

variação do azimute.







( )1

180

−−

Δ=

ii

i

cv

M R

θ θ π

de profundida M

objetivododireção

direção

inclinação

o

=

⋅⋅=

=

=

φ

φ

θ

( )ioPh Af φ φ coscos −=

( )1−−=Δ iichi sensen R N φ φ

( )1coscos −−=Δ iichi R E φ φ

( )1−−=Δ iicvi sensen RV θ θ

( )1coscos −−= iicv RPh θ θ

( )1

180

−−=

ii

ch

Ph R

φ φ π




– “L” é a distância perfurada.

– A distância perfurada étratada como como umacurva inscrita sobre uma

superfície de uma esfera

• Método do Mínimo Raio de Curvatura





• Método do Mínimo Raio de Curvatura

se α < 0,25 rd => f(α) = 1,0

( ) ( )α φ θ φ θ f M

N iiii

i

i cossincossin

2

11 +⎟

⎠

⎞⎜

⎝

⎛ Δ=Δ −−

( ) ( )α φ θ φ θ f M

E iiiii

i sinsinsinsin2 11 +⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛ Δ=Δ −−

( ) ( )α θ θ f M

V ii

i

i coscos2 1 +⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛ Δ=Δ −

( ) ( )( )( )111 cos1sinsincosarccos −−− −−−−= iiiiii φ φ θ θ θ θ α

( ) ( )2

2tanα

α

α = f

de profundida M

direção

inclinação

=

=

=

φ

θ

Casos Particulares de



Poços Direcionais• Poços de Grande Afastamento (ERW)

• Poços Horizontais

• Poços Multilaterais

Poços de Grande Afastamento



Poços de Grande Afastamento(ERW - Extended Reach Well)

• Poços onde o objetivo está bastante afastadohorizontalmente da sua locação na superfície.

• Define-se como ERW poços com uma relaçãomaior que 2 entre o afastamento horizontal e a profundidade vertical (considera-se somenterocha, ou seja, a lâmina d’água não é consideradaneste cálculo).

• Existem poços ERW onde o afastamento é maiorque 10 Km (Witch Farm).



POÇOS ERW

Grande Afastamento

POÇOS ERW na ALEMANHADieksand - Campo de Mittelplate



Dieksand Campo de Mittelplate

Record mundial de perfuração no sal 4000 m Afastamento Lateral 8000 mProfundidade Vertical 2000 m

Profundidade Total Medida 10000 m

Incl inação = 82°



POÇOS HORIZONTAIS



HORIZONTAL WELLS• The idea behind horizontal drilling is to drill towhere the oil is, instead of letting the oil flow

through the formation to a vertical well bore• Horizontal wells should be considered as a new

EOR tool and there is no doubt it has a bright

future ahead• Every time you drill a well you should be

asking yourself: “Why am I not drilling it

horizontally ?” If you find good reasons not todrill it horizontal, fine. Otherwise, may be youshould be drilling the well horizontally

Ref. Jacques Bosio (1988) - Interview by Pettroleum Engineer Int.

HORIZONTAL WELL



HORIZONTAL WELLDRILLING

• The most important development of the 1980’s.

• Worldwide, over 10500 horizontal wells to date.

• Tends to become “common practice”.

• Every month: new tools, new technologies.• Horizontal well technology: in a continuous

development.

Ref. M.T. Olanson - Audrix Petroleum Ltd. (1995)

POÇOS HORIZONTAIS - VANTAGENS

POÇOS HORIZONTAIS - VANTAGENS



Aumento do fluxo de caixa

com menor tempo de retorno do investimento

Aumento do fluxo de caixa

com menor tempo de retorno do investimento

Maior exposição aoreservatório

Maior exposição aoreservatório

Melhor eficiência de

drenagem

Melhor eficiência de

drenagem

Aceleração daprodução

Aceleração daprodução

Sinergia com EORSinergia com EOR

Menor nº de poçosMenor nº de poços

Menor gradiente depressão

Menor gradiente depressão

Menor coneágua/gás

Menor coneágua/gás

Redução daprodução de

areia

Redução daprodução de

areia

Acesso a novas reservasAcesso a novas reservas

Reserv. naturalmentefraturados

Reserv. naturalmentefraturados

Poços de longo alcancePoços de longo alcance

Reservatório tipo

canal

Reservatório tipo

canal

Fraturamento múltiplosFraturamento múltiplos

Maior ganho totalMaior ganho total Menor investimentoMenor investimento Menor custo deexplotação

Menor custo deexplotação



Histórico• 1950s : Russos perfuraram 43 poços

horizontais. Enfatizou-se os metros perfurados ao invés da produtividade. A

técnica foi considerada anti-econômica.• 1978 : Esso Canada perfurou um PH em

Cold Lake para testar a ação térmica do

vapor (“Steam Gravity Drainage”)



Steam Gravity Drainage



Histórico• 1979 : Arco perfurou um PH nos EUA.

Aumentou a produção produzindo porgravidade e estimulado com injeção de gás.

Resolveu problema de cone de gás.• 1979-1983 : Elf perfurou 3 PH para testar

esta tecnologia em conjunto com IFP. Isto

permitiu a ELF perfurar o primeiro poçooffshore no Campo de Rospo Mare, naItália. IP foi 20 x dos poços verticais.



Histórico• 1984 : Brasil perfurou seu primeiro PH em

Fazenda Belém (FZB-308H-RN).

• 1986 : Até então somente 50 PHs tinham

sido perfurados no mundo. O custo de umPH era em torno 1.4 a 2 vezes a de um poçovertical. A completação e estimulação eram

limitadas.• 1987-1988 : The turning point !!!!



Histórico• 1987 : São publicados métodos para análise

de teste para PH. Sada Joshi publica a primeira equação para IP de poços

horizontais considerando anisotropia doreservatório e a posição do PH noreservatório. O número de PH aumenta.

• 1989 : O número de PH passa para 265.• 1989-90 : Publica-se critérios para seleção

de reservatórios para aplicação de PH.



Histórico• 1990 : O número de PH ultrapassa 1000. O

primeiro PH no Golfo do México é perfurado pela Texaco.

• 1992 : Já são mais de 2500 PH no mundo,sendo 75 % na América do Norte. Deve-seconsiderar o campo de Austin Chalk, no

Texas (baixa permeabilidade).



Histórico• 1993 - 1997 : Muito trabalho tem sido feito.

Pode-se destacar os seguintes : fraturamentohidráulico, canhoneio, modelos de

computador (perfuração, produção ereservatório), controle de areia, técnicas decontrole de direcional e perfilagem.

POÇOS HORIZONTAIS



Progressão do Número de Poços

0

1

2

3

4

5

6

M

i l h a r e s d e

P o ç o s

8 6

8 7

8 8

8 9

9 0

9 1

9 2

9 3

9 4

9 5

9 6

9 7

9 8

9 9

2 0 0 0

PO POÇ Ç OS HORIZONTAISOS HORIZONTAIS



Conceito : atConceito : atéé a Da Déécada de 60cada de 60

ValidaValidaçção : na Dão : na Déécada de 70cada de 70

OtimizaOtimizaçção : na Dão : na Déécada de 80cada de 80

DiversificaDiversificaçção : na Dão : na Déécada de 90cada de 90

Desenvolvimento Desenvolvimento

Planejamento do Poço Horizontal



Preliminar • Trajetória : profundidade do objetivo,

comprimento do poço dentro doreservatório, locação, tolerância

• Produção esperada• Mecanismo de produção

• Tipo de Completação



Tipos de Curvatura

Classificação Quanto ao Raio de Curvatura



pés R

pésgraus BUR

R BUR

=>

=>

=

100/

1800

π

Classificação Build

Rate

(o/100 pés)

Raio

(pés)

Longo 2 - 8 2865-716

Médio 8 - 30 716-191

Intermediário 30 - 60 191-95

Curto 50 - 200 95-28

Raio Ultra Curto



Perfuração com jato de alta pressão



Raio Curto

Utilização de comandos articulados



Raio Médio e Longo

Utilização de motor de fundo

Tipos de Completação



Completação de Poço Horizontal

Rev. 36”

Rev. 16”

Rev. 11 3/4 ” x 10 ¾”(ou 9 5/8”) TELA TB 5 ½”

VIF

CAUDA INTERMEDIÁRIA(7” OD)

TSR

MPDG

MGL COM VÁLV.OPERADORA

MGL PARA AMORTECIMENTO

Completação Típica Offshore

Planejamento do Poço Horizontal



Perfuração• Revestimento / Cimentação

• Estabilidade das paredes

• Fluido de perfuração / Hidráulica

• Projeto da coluna de perfuração : análise deesforços (torque/drag), flambagem, fadiga

• Desgaste de revestimento• Perfilagem : LWD

Problemas e Soluções na Perfuração

P bl



• Problemas: – Atrito – Navegação – Peso sobre a broca – Torque & Drag / Flambagem

• Soluções: – Otimização da trajetória – Steerable System, Rotary Steerable System

(estabilizador ajustável, Geopilot ou Autotrack) – Redução de peso (coluna invertida) – Lubricidade

– Rotação da coluna (top drive)

Problemas e Soluções



na Perfuração• Limpeza do poço : fluidos visco-elásticos,

vazão, geometria do anular • Cimentação : canalização (centralização)

• Desgaste do revestimento : redução deesforços laterais, lubricidade, protetores,motor de fundo, smooth hard facing

• Dano à formação : fluido tipo “drill in” (nãoinvasivo), menor densidade (under

balanced)

d l



Protetores de Coluna

T b d P f ã (D ill Pi )



Tubo de Perfuração (Drill Pipe)• Aplicação de smooth hardbanding no tool joint

Problemas e Soluções

f ã



na perfuração• Instabilidade da parede do poço : peso do

fluido, reduzir vibração, inibição do fluido,inclinação e direção do poço

• Prisão de coluna : comando espiralado,reduzir peso do fluido, lubrificantes, evitar parar o comando em frente zonas depletadas

• Perfilagem : LWD• Ferramentas à cabo : bombear

Planejamento do Poço HorizontalR ó i



Reservatório• Caracterização do reservatório : sísmica 3 D

• Definir comprimento do poço dentro doreservatório (perdas de carga, interferência)

• Seletividade de zonas de produção• Previsão de produtividade e recuperação

• Análise de testes



Por que não perfurar mais de um poço horizontal a partir de uma

mesma locação ?

Resposta : Multilaterais



Multilaterais

O que é um poço Multilateral ?



• Basicamente um poço principal comramificações laterais.

• Estes laterais podem ser completados em

poço aberto ou com liners.• Multilaterais reduzem o custo total do

poço pela utilização de uma complexaarquitetura de drenagem, que aumenta aexposição do reservatório.



Vantagens

• Produção de múltiplos reservatórios



• Produção de múltiplos reservatórios• Injeção e Produção em um mesmo poço

• Otimizar o modelo de drenagem

• Aumentar exposição das fraturas

• Reduzir dano ambiental

• Reduzir equipamentos de superfície• Reduzir efeitos de cones de água e de gás

• Ultrapassar zona de dano à formação• Alternativa para método de estimulação

• Ferramenta de EOR

Drenando múltiplas camadas



Drenando múltiplas camadas

Pé de Galinha



Pé de Galinha



Tipos de PoçosMultilaterais

Tipos de Multilaterais mais Usados



Níveis de Completação

de acordo com a TAML(Technology Advancement

Multilateral Group)

TAMLClassificação



TAMLClassificaçãoMultilateral

por Níveis (6)

Níveis



NNíívelvel 11 – – PoPoççoo abertoaberto

NNíívelvel 22 – – Lateral aLateral a partir partir dede popoççoo revestidorevestido

NNíívelvel 33 – –ConexãoConexão semsemseloselo hidr hidr ááulicoulico

NNíívelvel 44 – – JunJunççãoão seladaselada

NNíívelvel 55 – – JunJunççãoãocomcom seloselo mecânicomecânicocom IDcom ID reduzidoreduzido

NNíívelvel 66 --JunJunççãoão comcomseloselo mecânicomecânicosemsem redureduççãoãode IDde ID



Nível 1 Nível 2 Nível 3

Nível 4 Nível 5 Nível 6

Nível 1



Nível 1• Poço principal e lateral abertos

• Sem integridade mecânica ehidráulica na junção

• Formação consolidada• Baixo custo de completação

• Acesso ao lateral limitado• Controle de produção limitado

Nível 2



Nível 2• Poço principal revestido e

cimentado• Lateral aberto

• Baixo custo de completação• Normalmente precisa de suporte

da formação

• Potencial de acesso ao lateral

Nível 3



Nível 3• Poço Principal revestido

e cimentado• Lateral revestido mas

não cimentado• Suporte mecânico na junção porém sem integridade hidráulica

• Produção conjunta

Nível 4



Nível 4• Poços principal e lateral

revestido e cimentado• Integridade mecânica na junção

• Pouco ou nenhum isolamentohidráulico na junção

• Produção combinada

Nível 5P i i l l t l



Nível 5• Poços principal e lateralrevestido e cimentado

• Integridade mecânicana junção

• Alto isolamento hidráulicona junção(só cimento não é aceitável)

• Produção combinadaou independente

Nível 6



• Revestimento com 2 pernas

partindo de um único tronco• Integridade mecânica

e isolamento hidráulicona junção

Abertura



Abertura

de

Janela

Evolução da Tecnologia



ç g• 1979 : primeiras aplicações em Delaware

Basin, Anadarko Basin e Texas Panhandle• 1988 : Gardes bate recorde mundial no

Norte da Lousiana perfurando 10 lateraisentre 500 e 1000 pés a partir de 1 horizontal

• 1991 : Petro-Hunt perfura um poço multi-

lateral com 2 pernas opostas em AustinChalk com resultados positivos




ç g• 1993 : Shell Canada perfura 2 laterais

opostos através de janela pré aberta norevestimento usando whipstock recuperável

• 1993 : Sperry-Sun desenvolve o sistemaLateral Tie-Back System

• 1993 : Raghavam e Joshi publicam artigo

com diretrizes para avaliar produtividadecom poços radiais e com múltiplos poços dedrenagem




ç g• 1995 : Sperry-Sun instala 7 sistemas RMLS

e 13 LTBS no Canada,Alska, Oman e Qatar • 1995-96 : Texaco perfura 8 multilaterais (5

com 2 laterais e um com 4 laterais)• 1996 : Speery Sun instala 50 sistemas eBaker-Hughes completa um poço trilateral

• 1998 : Baker e Petrobras completam primeiro poço multilateral em águas

profundas

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