POÇO DIRECIONAL

Um dos objetivos deste blog é juntar informações técnicas para facilitar a consulta e o entendimento de leigos e de engenheiros de outras áreas. Desta forma, utilizarei algumas discussõs que achei interessante da comunidade de engenharia de petróleo e compilarei retirando algumas observações e incluindo outras.

Abaixo uma compilação de postings do tópico POÇO DIRECIONAL entre Luis Rocha, Brenda e Luciano Elias.

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Alguma coisa já foi mencionada sobre poços direcionais no Tópico sobre Engenharia de Petróleo. Porém, acho interessante falarmos um pouco mais sobre esse assunto.

Entre as diversas áreas que compõem a Engenharia de Petróleo, a Perfuração Direcional foi uma das que mais evoluiu ao longo dos anos. É simplesmente notável o que a perfuração direcional pode fazer nos dias de hoje!

Basicamente, podemos dizer que um poço direcional se caracteriza por ter seu objetivo planejado para ser afastado da vertical que passa pela cabeça do poço. Por outro lado, manter a verticalidade em poços ditos verticais, não é uma tarefa fácil. Assim, mesmos os poços ditos verticais acabam por ter alguma inclinação.

A evolução dos equipamentos direcionais tem sido notável. O antigo conjunto "bent sub" (sub torto) e motor de fundo (aquele que faz a broca girar pela energia do fluido de perfuração), evoluiu para o chamados stearable motors, que por sua vez começam a dar a vez para os sofisticados rotary stearable systems.

O acoplamento desses equipamentos direcionais com os chamados MWD (measuring while drilling) e LWD (logging while drilling) fez com que a perfuração direcional passasse para o que chamamos hoje de Geostearring. Esse último permite que a formação seja, de certo modo, avaliada simultaneamente a perfuração do poço. Por unir informações de várias áreas, o Geosterring por sua vez exigiu que engenheiros, geólogos e geofísicos trabalhassem juntos em um ambiente multidisciplinar.

Naturalmente, que problemas existem também para a Perfuração Direcional. Instabilidade das formações, altos valores de arraste da coluna de perfuração com a a parede do poço e problemas para retirar os cascalhos do poço são casos típicos de dificuldades geralmente presente na perfuração de poços direcionais

Fluido para poço direcional

Neste tipo de perfuração, a importância do fluido aumenta, principalmente pelos motivos citados pelo Luis acima (todos podendo ser amenizados pelo fluido). Então vamos analisar cada um dos problemas apontados:
"Instabilidade das formações, altos valores de arraste da coluna de perfuração com a a parede do poço e problemas para retirar os cascalhos do poço são casos típicos de dificuldades geralmente presentes na perfuração de poços direcionais"
Instabilidade: a instabilidade pode ser combatida por intermédio do reboco do fluido("wall cake"). Formações de arenitos friáveis podem ser seladas com um projeto de granulometria das calcitas para serem adicionadas no fluido na proporção certa para selar os poros da formação ao se alojar, gerando um reboco mais consistente. A instabilidade pode ser dada também pela fragilidade da formação, neste caso, perfurar com uma taxa controlada e menor impacto de jatos pode ser uma alternativa. No caso da instabilidade causada pelas argilas e folhelhos, a inibição do fluido e do filtrado do fluido deve ser alta.

OBS COMPLEMENTAR: 1) um reboco de baixa qualidade (grosso, quebradiço) pode ser responsável por problemas neste sentido, neste caso, no teste de laboratório busca-se obter um reboco fino, plástico e resistente. O reboco grosso formado por um valor alto de filtrado pode ser responsável por torques e arrastes excessivos da coluna de perfuração; 2)não somente as calcitas, mas, também, outros materiais podem ser "dimensionados em sua distribuição granulométrica" para melhor adaptar-se às paredes e à melhor formação do reboco. Dentre estes materiais encontram-se materiais grafíticos e gilsonitas (materiais asfálticos naturais).

 

Arraste da coluna ("swab & drag" "pistoneio e arraste"): várias podem ser as causas - desde o número excessivo de "dog legs" à baixa inibição das argilas e folhelhos - que podem ser minimizadas com um fluido com maior concentração de produtos lubrificantes (no caso de fluido base água) ou o uso de fluidos sintéticos (se necessitar de maior lubricidade, maior teor de base sintética).

OBS COMPLEMENTAR: 1) Alguns lubrificantes mais modernos contém esferas de vidro ou de polímeros para facilitar as manobras de ferramentas e de descidas de revestimento tanto em fluidos aquosos (WBM) como nos fluidos não-aquosos (NAF). O mecanismo de atuação destas microesferas é de acoplar-se ao reboco e agir como um leito (colchão) de "bolas de gude" atuando como bilhas, reduzindo o esforço mecânico. Há operações de perfuração com longo trecho horizontal em que estas microesferas são utilizadas no próprio fluido de perfuração (não somente como um colchão durante a descida de revestimento), neste caso equipamentos recuperadores (conjunto de peneiras) minimizam a perda deste material. 2) Busca-se lubrificantes para WBM que seja não-oleosos, ou seja, isentos de óleos de petróleo. Desta forma muitos são a base de glicerol, ésteres etc - produtos com maior biodegradabilidade e menor toxicidade.

Limpeza do anular: Neste caso, a viscosidade do fluido deve ser um ponto de maior cuidado, mas a viscosidade dada pelas leituras à baixa taxa de cisalhamento (R3, R6 e LSRV) e o limite de escoamento do fluido, deve ser maior do que para poços verticais. Atenção especial deve ser dada aos géis inicial e final, visto que a bomba deve parar a cada adição de stands. O cálculo da velocidade de sedimentação dos cascalhos em virtude da viscosidade do fluido em simuladores nos possibilita prever os valores ótimos para cada vazão de bombeio. O problema de limpeza pode ser agravado pelo número de "dog legs" no poço, pois os cascalhos vão se depositando na curva, causando arraste e ou risco de prisão por desmoronamento.

OBS COMPLEMENTAR: 1) Há tecnologias modernas que buscam solucionar um problema não mencionado acima, mas que tem a ver com a limpeza do anular e pode ser prevista com os simuladores (em tempo real ou não), o problema do SAG. O SAG é a deposição de adensantes (geralmente barita) no leito do poço (em geral no leito inclinado) e quando a bomba pára para uma conexão ou para reparo pode ocorrer um "escorregamento" ou "avalanche" deste material prendendo a ferramenta. Tecnologias modernas de fluido utilizam materiais adensantes micronizados ou coloidais tratados para diminuir o efeito da viscosidade plástica, estes materiais são fornecidos para adensar o fluido, no entanto a velocidade de sedimentação dos mesmos é próxima de zero. Assim, fluidos preparados com estes materiais - seja WBM ou NAF - são estáveis o suficiente para ficar dias no poço sem ocorrência de sedimentação. Outra tecnologia moderna é o uso de salmouras pesadas para a fabricação de WBM mais pesados e isentos de sólidos, principalmente para a perfuração de reservatórios com pequeno tamanho de garganta - permeabilidade - e/ou de pequena porosidade - pequeno tamanho de poro. 2) Outra tecnologia desenvolvida para a melhoria da limpeza do poço é a dos fluidos NAF de "flat rheology'" - ou reologia fixa, reologia invariável - onde se busca diminuir a influência da temperatura na viscosidade do fluido (T alta viscosidade menor) principalmente as viscosidades a baixo cisalhamento, desta forma evita-se que haja deposição por causa da alta temperatura que reduziu a viscosidade do fluido, e aumento da pressão de bombeio quando a temperatura se reduz drasticamente no fundo oceânico aumentando a viscosidade. 3) um fator que ajuda a limpeza do poço e diminui a deposição de sólidos é a utilização de boas práticas de perfuração, como girar a coluna com alto RPM e reciprocá-la de vez em quando a fim de "agitar" e permitir que o fluido retire os sólidos que foram "levantados". Claro que este tipo de prática pode ser usada quando permitido, pois o reciprocamento da coluna pode gerar um pistoneio e entrada de gás no fluido (falso kick) e o alto RPM pode causar instabilidade na parede do poço (caso haja sinais de desmoronamento nas peneiras deve-se evitar este procedimento).

Comandos

No poço "vertical" usa-se o peso dos comandos na broca, como se faz no poço direcional, já que a medida que o poço inclina os comandos perdem força, ou mesmo no caso do poço horizontal?

jatos e brocas

Um eng.direcional poderia te dar melhor expliação do q eu. Mas vamos lá...
Atualmente é mais comum o uso de motor de fundo e das ferramentas de MWD que indicam o caminho seguido, como explicou o prof.acima. A potência nos jatos da broca é bastante necessária já q é o principal meio de controle da ROP (taxa de penetração). O peso sobre broca em poços direcionais deve ser usado com cautela, às vezes até não usado. Visto que se pode prender a ferramenta acunhando um estabilizador ou outro comando ao entrar em contato com a formação. Imagine um arame em um cano... se vc pressionar muito ele entorta na primeira curva ou faz zig zag (dog leg) e não chega ao fundo. No caso das formações macias (acunhamento) ou areias depletadas (diferencial) é grande o risco de aprisionamento.

HDD ou simplesmente Poço Horizontal

A perfuração horizontal é algo muito comum nos dias de hoje. A razão é simples, esse tipo de perfuração permite que uma extensão muito maior do reservatório fique exposta o que permite aumentar a produção de óleo.

Construção de um poço horizontal é muito semelhante à de um poço direcional comum. Existem poços horizontais com apenas um trecho de "build-up", isto são trechos onde se ganha ângulo e também existem aqueles que tem dois "build-up" com trecho de "slant" (trecho onde não existe ganho de ângulo) no meio.

Os problemas relativos ao um poço horizontal são basicamente os mesmo enfrentados pelos poços direcionais de grande inclinação. Entre os principais problemas podemos citar altos valores de arraste, problemas de limpeza de poços, flambagem da coluna de perfuração, perfilagem e instabilidade das formações.

Naturalmente que a descida e a cimentações dos revestimentos em poços horizontais é algo que deve ser feita com cautela. Altos valores de arraste dificultam a descida dos revestimentos em trechos de alta inclinação. Por sua vez nem sempre é tão fácil colocar o cimento ao redor do revestimento nos trechos horizontais ou de altas inclinações.

Em poços de grande inclinação, o efeito benéfico da gravidade de empurrar a coluna para baixo é parcialmente, ou totalmente, anulado. Dessa forma, para compensar esses fatores, são utilizadas colunas invertidas (ou BHA - Bottom Hole Assembly invertido). Nessas colunas invertidas, os componentes mais pesados, tais como os comandos (drill collars) e HWDP's, são mantidos na seção vertical do poço, longe da posição convencional que é logo acima da broca.

Continuação: Poço Horizontal

Assim sendo, para as colunas invertidas, os componentes mais pesados na posição vertical serão mais eficientes em aplicar peso à seção inferior do BHA para que a coluna desça, aumentando-se assim, a velocidade de perfuração sem comprometer os aspectos mecânicos dos tubos. Isto é permitido devido ao fato dos drillpipes suportarem as cargas compressivas sem flambar em trechos curvos e de alta inclinação do poço.

Finalmente, um aspecto que sempre se deve ter em mente em qualquer poço é sua destinação. Em outras palavras, o projeto de um poço direcional, direcional de grande ângulo ou horizontal deve levar em conta a fase de completação, na qual são descidos vários de equipamentos para permitir a produção do poço.