COMPARAÇÃO DA PERFILAGEM ELÉTRICA CONTINUA DURANTE A PERFURAÇÃO COM A PERFILAGEM ELÉTRICA CONVENCIONAL. Engenharia Geológica e de Minas

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1 COMPARAÇÃO DA PERFILAGEM ELÉTRICA CONTINUA DURANTE A PERFURAÇÃO COM A PERFILAGEM ELÉTRICA CONVENCIONAL Ana Rafaela Gonçalves Bastos Dissertação para a obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Geológica e de Minas Júri Presidente: Prof. Amílcar de Oliveira Soares Orientação: Prof. António José da Costa Silva Vogal: Prof. Maria João Correia Colunas Pereira Novembro de 2013

2 AGRADECIMENTOS Em primeiro lugar quero agradecer aos meus pais e família, por me terem proporcionado todas as condições para que pudesse seguir uma vida académica e por me apoiarem incondicionalmente. Quero agradecer aos meus amigos Kámia Espirito Santo, Diego Sousa, João Bento e João Neves, por me terem motivado ao longo destes seis longos anos no Instituto Superior Técnico. Um grande obrigado ao Professor António Costa e Silva por ter aceitado orientar esta dissertação e por me ter proporcionado trabalhar com o Eng.Luis Guerreiro, Dr.Júlio Branco e Dr.José Sousa, que me apoiaram e transmitiram imenso conhecimento, essencial para a concretização desta dissertação. Obrigado a todos! ii

3 RESUMO Durante a perfuração de um poço para pesquisa de hidrocarbonetos é feita a recolha de dados, físicas, no caso da recolha de amostras e perfis elétricos, magnéticas, sónicas, etc, as ditas diagrafias ou logs obtidas por sondas. As diagrafias são o do registo de medições geofísicas sofisticadas efetuadas ao longo do furo. Estas podem ser medições de fenómenos espontâneos, como o caso da radioatividade natural (gamma ray log), ou medições de fenómenos induzidos, como por exemplo a velocidade de formação, ou seja, a velocidade com que uma onda sónica atravessa determinada formação (sonic log). Hoje em dia há um leque bastante extenso de equipamentos que realizam diagrafias, bem como técnicas para as efetuar. Podemos dividir estas técnicas em duas principais, sendo essas o Wire Line (WL) e o Logging While Drilling (LWD).A grande diferença entre elas é o timing em que são efetuadas as medições, sendo que no caso do WL, estas são realizadas pós perfuração e no LWD, como o próprio nome indica, realizadas em simultâneo com a perfuração. Ambas têm a suas vantagens e limitações. PALAVRAS-CHAVE Diagrafia Wire Line Logging While Drilling iii

4 ABSTRACT While drilling a well for exploration of hydrocarbons, data is collected, physical, in the case of sampling profiles and "electric ", magnetic, sonic, etc., logs are obtained by probes. Logs are sophisticated geophysical measurements recordeddown hole. These measurements may be from spontaneous phenomena, such as the natural radioactivity (gamma ray log), or measurements of induced phenomena, such as the forming speed, or the speed of a sonic wave through a certain formation (sonic log). Nowadays, there is a fairly extensive range of equipment that performs logs as well as techniques for making. We can divide these techniques into two main ones, these being the Wire Line (WL) and the Logging While Drilling (LWD). A big difference between them is the timing at which the measurements are made, being in the case of WL, these are performed post drilling and LWD, as its name indicates, performed simultaneously with the drilling. Both have their advantages and limitations. KEY WORDS Log Wire Line Logging While Drilling iv

5 ÍNDICE CAPÍTULO 1-Introdução..1,2 1.1-Objetivo 3 CAPÍTULO 2 -Tecnologia de sondagens 2.1- Perfuração Método de rotação Parâmetros mecânicos de sondagem Fluidos de perfuração Fluidos à base de água Fluidos à base de petróleo Fluidos de base sintética Completação de um poço.7,8 CAPÍTULO 3 - Carotagem e equipamentos 3.1-Introdução 8,9 3.2-Carotagem convencional...9, Sidwall coring..10, Wire line coring...11, Processamento de carotes 12 CAPÍTULO 4 -Tecnologia de logging 4.1-Wire line well logs...12,13,14, TLC well logs..15, Técnologias MWD e LWD..16,17,18 CAPÍTULO 5 - Características de um reservatório 5.1-Parâmetros de um reservatório. 19,20,21 CAPÍTULO 6-Logging 6.1-Logging enviroment...21, Perfil de invasão Diagrafias elétricas Potencial espontâneo 23 v

6 6.3.2-Diagrafias de resistividade..24, Dual lateral logs Diagrafias nucleares Sonda de densidade..27,28, Sonda de neutrão..29,30,31, Sonda de raios gama...32, Diagrafias acústicas..34, Outras diagrafias Diagrafias de imagem.35, Caliper...37, Dipmeter Wire line formation test 39, Temperature logging.40,41, Diagrafias cased-hole Diagrafias de produção..42, Mud logging.43,44,45,46 CAPÍTULO 7-Cruzamento de dados, coring vs logging..47 CAPÍTULO 8-Caso de estudo 8.1-Descrição 47, Cálculos.49,50, Resultados..51, Avaliação.53,54,55,56 CAPÍTULO 9-Conclusão.56,57,58,59 Glossário..60 Bibliografia.61 vi

7 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1: Representação de WL logging 2 Figura 2.1: Furo direcional com rotação 4 Figura 2.2:Casing..7 Figura 2.3: Tubagem para casing 8 Figura 3.1: Sistema de coring..9 Figura 3.2: Conjunto de brocas.10 Figura 3.3: Broca e amostras de rotary sidewall coring 11 Figura 3.4: Equipamento de WL coring 11 Figura 4.0: Cabo de aço, wire line 13 Figura 4.1: Ferramenta Wire Line 14 Figura 4.2: Legenda de um run de Wire Line.15 Figura 4.3: Ferramenta TLC..16 Figura 4.4: Ferramenta LWD 16 Figura 4.4.1: MWD telescope 17 Figura 4.5: Legenda de um run LWD...18 Figura 4.6: Neoscope LWD 18 Figura 5.1: Representação de porosidade..19 Figura 6.1: Perfis de invasão.22 Figura 6.2: Diagrafia de resistividade..25 Figura 6.3: Esquema de funcionamento de um DLL.26 Figura 6.4 : Sonda de densidade, Hostile Environment Litho-Density tool (HLDT)..27 Figura 6.5: Diagrafia de densidade..29 Figura 6.6: Diagrafia com Neutrão 31 Figura 6.7: Esquema de uma sonda de neutrão 32 Figura 6.8: Sonda de raios gama, Hostile Environment Natural Gamma Ray Sonde.33 Figura 6.9: Sonda acústica 34 Figura 6.10: diagrafia de imagem.36 Figura 6.11: AcousticCaliper..37 vii

8 Figura 6.12: Multifinger Caliper.38 Figura 6.13: Diagrafia com caliper...38 Figura 6.14: Esquema de funcionamento do Dipmeter 39 Figura 6.15: Gradiente geotérmico...41 Figura 6.16: Modular Temperature Tool..42 Figura 6.17: Sonda PLT 43 Figura 6.18: Circuito da lama 44 Figura 6.19: Mud logging 46 Figura 8.1: Representação de furo.48 Figura 8.2: Parâmetros de cálculo 51 Figura 8.3:Diagrafias do furo realizadas com WL 53 Figura 8.4: Diagrafias do furo realizadas com LWD 53 Figura 8.5: Comparação das diagrafias com WL e LWD.55 Figura 9.1: Equipamento LWD completo 59 viii

9 ÍNDICE DE TABELAS Tabela 4.1: Aplicação das diagrafias WL.13 Tabela 6.1: Aplicações dos SP logs. 24 Tabela 6.2: Aplicações da digrafia de resistividade...24 Tabela 6.3: Aplicações da diagrafia de densidade. 28 Tabela 6.4: Aplicações da diagrafia de Neutrão. 30 Tabela 6.5: aplicações da diagrafia com raios gama. 33 Tabela 6.6: Aplicações da diagrafia acústica.. 35 Tabela 8.1: Run s escolhidos para representar o furo X...50 Tabela 8.3: Cut-offs e resultados dos valores de WL, calculado com IP 52 Tabela 9.1: Disponibilidade de equipamentos no WL e LWD..58 ix

10 ÍNDICE DE FÓRMULAS Fórmula Velocidade de penetração..5 Fórmula Potencia de rotação.5 Fórmula Momento de rotação 5 Fórmula Débito da bomba. 6 Fórmula 5.1-Porosidade.19 Fórmula 5.2-Caudal 20 Fórmula 5.3-Saturação em água...20 Fórmula 5.4-Equação de Archie 20 Fórmula 5.5-Fator de resistividade...20 Fórmula 5.6-Fator de resistividade...20 Fórmula 6.1-Gradiente geotérmico...21 Fórmula 8.1-Porosidade efetiva a partir da diagrafia de densidade 49 Fórmula 8.2-Porosidade efetiva a partir da diagrafia de neutrão 49 x

11 CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO Petróleo (do latim petroleum, petrus =pedra e oleum = óleo, do grego πετρέλαιον [petrélaion], "óleo da pedra", do grego antigo πέτρα [petra], pedra + έλαιον [elaion] azeite.. Existem registos da sua utilização no Médio Oriente 4000 a.c. Os Egípcios, os Persas e os Mesopotâmios já o utilizavam em pavimentações de estradas, aquecimento, iluminação, etc. Os chineses já perfuravam poços 347 a.c com recurso a canas de bambu. Mas a Era Moderna da exploração de Petróleo começa no séc.xix, em 1846 no Azerbaijão, apesar de os EUA só considerarem o seu início aquando da perfuração de um poço na Pensilvânia, efetuado por Edwin Laurentine Drake em Dada a consciência de que este seria O recurso mundial, a necessidade de tornar a sua exploração, bem como a capacidade de o encontrar, cada vez mais eficiente, foi e é necessário uma constante evolução de técnicas e equipamentos para alcançar uma eficiência ótima. A avaliação geológica das formações é um parâmetro de extrema importância. Esta pode ser efetuada através de métodos diretos, ou seja, com a recolha de testemunhos (cores) de sondagens e/ou amostragem de calha (cuttings), ou por métodos indiretos, sendo estes a recolha de registos gráficos, as chamadas diagrafias ou perfis elétricos (logs), obtidos através de equipamentos eletrónicos, denominados de sondas, que sobem e descem pelo poço. A deteção de propriedades das formações, bem como parâmetros mecânicos referentes à perfuração, tem como objetivo deteção e interpretação de possíveis reservatórios, no primeiro caso, e garantir que a perfuração seja o mais eficiente possível. Os logs foram inicialmente desenvolvidos em França pelos irmãos Schlumberger, em A primeira diagrafia tratou-se de um registo elétrico. Como já referido, as técnicas para a realização dessas diagrafias têm evoluído e diversificado. Hoje em dia é possível efetuar logs em diferentes fases da perfuração, nomeadamente e aquando da perfuração ou com interrupção da mesma. O número de características e parâmetros que são possíveis de medir nos dias de hoje também aumentaram em grande quantidade, passámos de uma diagrafia elétrica para um conjunto de diagrafias realizadas de diversas maneiras, consoante o seu objetivo, das quais se destacam as seguintes: Perfis Elétricos o Resistividade o Imagem(FMI) Perfis de Porosidade o o Densidade (RHOB) Neutrão(NPHI) 1

12 o Sónicos(DT) Perfis Litológicos o Gamma Ray(GR) o Outros o o o o Potencial espontâneo(sp) Caliper Dipmeter RFT's (MDT's) Temperature Log No entanto, qualquer que seja a técnica utilizada, o princípio é sempre o mesmo, consistindo em fazer descer pelo poço sondas que realizam a leitura de determinados parâmetros mecânicos e petrofísicos, estando ligadas entre si por um cabo multicondutor, ou qualquer outro mecanismo de telemetria, transmitindo sinais à superfície. Sendo que os dados são depois processados e convertidos em gráficos, em que cada um deles representa um parâmetro petrofísico referente á formação em questão. Figura 1.1: Representação de WL logging [petrolog.net] 2

13 1.1-OBJECTIVO A existência de vários métodos para a realização da perfilagem elétrica das formações atravessadas durante a perfuração de um poço lança uma série de questões relacionadas com a capacidade de leitura das diferentes ferramentas. Com o aparecimento do LWD, uma ferramenta que obtém os dados relativos à formação, e não só, durante a perfuração, a utilização do Wire Line como ferramenta de logging (Diagrafia) acaba por ser questionada. A vantagem mais óbvia associada ao LWD é precisamente o maior problema do WL, pois com este equipamento a perfilagem só é possível de ser efetuada após a interrupção da perfuração. Resumidamente o objetivo desta dissertação é a comparação dos resultados obtidos por ambos os métodos de aquisição, num caso prático de uma avaliação de um Furo X. CAPÍTULO 2 - TECNOLOGIA DE SONDAGENS 2.1- PERFURAÇÃO Uma sondagem resume-se a uma perfuração com fim de prospetar as características de determinada formação geológica, seja para fins de exploração de determinada matéria prima, ou apenas para se conhecer as características geomecânicas da mesma. As sondagens podem efetuar-se de duas formas: à percussão ou à rotação. No método percussivo a perfuração é feita sujeitando a rocha a sucessivas pancadas, causando a sua fragmentação por esmagamento. Os fragmentos gerados no interior do furo são retirados posteriormente recorrendo a uma ferramenta denominada de caçamba. A furação à rotação consiste em descer uma coluna de perfuração constituída por um conjunto de varas e uma broca (bit) que realiza a destruição da massa rochosa devido à combinação da rotação do equipamento e do peso sobre o bit. Numa fase inicial, entre 1800 e 1900, os poços de petróleo, efetuados em terra (onshore), eram realizados recorrendo à técnica de percussão, mais concretamente, método de percussão por cabo. Isto, porque se tratavam de baixas profundidades e materiais pouco consolidados. Com o avanço da tecnologia e do crescente consumo de petróleo, houve a necessidade de explorar em condições mais adversas à perfuração e à própria exploração dos recursos, isto é, plataformas sobre o mar (offshore) onde as condições atmosféricas são difíceis, as colunas de água cada vez maiores, poços com profundidades na casa dos km, etc. Isto fez com que a técnica de percussão para este tipo de furação entrasse em desuso, abrindo assim o caminho para a furação com rotação, fazendo também com que esta tenha entrado numa constante evolução. 3

14 2.2 - MÉTODO DE ROTAÇÃO O método de perfuração à rotary ou rotação consiste em fazer descer uma coluna de varas com uma broca na ponta, com a especificidade relativa à formação a perfurar, aplicando um torque e fragmentando a rocha. É injetado um fluido dentro do trem de varas, com a principal função de trazer à superfície todos os fragmentos da formação, denominados de cuttings, e a lubrificação da broca. O peso aplicado sobre da broca (drill bit) resulta do peso da própria coluna de furação, sendo colocados uns tubos mais pesados acima da broca, denominados de drill collars. A rotação transmitida ao bit pode ter origem na rotação de toda a coluna de furação, ou seja, da sonda de superfície, ou ter origem num motor de fundo, fazendo apenas girar parte da coluna. Sistema de uma sonda Como já foi referido, a operação de perfuração é efetuada por uma sonda, sendo esta um conjunto de várias estruturas que permitem a realização da perfuração de um poço. Este equipamento é composto por estruturas capazes de: Armazenamento das varas de furação; Elevar e posicionar as varas, conectando-as à coluna de perfuração; Injetar as lamas de perfuração; Aplicar rotação á coluna de furação; Gerar energia; etc. Figura 2.1: Furo direcional com rotação [drillingcontractor.org] 4

15 2.3 - PARÂMETROS MECÂNICOS DE SONDAGEM Na execução de sondagens é necessário o conhecimento de algumas fórmulas matemáticas para se calcular os parâmetros mecânicos inerentes à sua realização, tais como: o ROP (fórmula 2.3.1) ; HP(fórmula 2.3.2) ; Torque (momento de rotação) (fórmula )e o GPM (fórmula 2.3.4). A velocidade de penetração (Rate of Penetration-ROP), é a medição do tempo necessário para se perfurar 1 pé/m de profundidade. Pode ser exprimido em (m/hora) ou (min/m), sendo o primeiro a distância perfurada por tempo e o segundo o tempo despendido por distância perfurada. Fórmula 2.3.1: ROP=Kf x WR x RPM; Kf- perfurabilidade da formação; WR-peso por unidade de distância; RPM-velocidade de rotação. Hoje em dia existem equipamentos que medem o ROP simultaneamente com a perfuração do poço, sendo essa informação representada num gráfico. Esta medição dá-nos uma ideia da dureza da formação, ou seja, do tipo de material que está a ser perfurado. A perfuração é então uma combinação de carga e rotação aplicados na ferramenta, sendo o esforço de avanço denominado de Pulldown. A potência de rotação, HP, é função das manobras de forças feitas pelos cabos que manobram o avanço da ferramenta. Sendo dimensionada da seguinte forma: Fórmula 2.3.2: HP= ; Sendo o Torque, também denominado Momento de Rotação, dependente da carga sobre a ferramenta de corte (broca), do diâmetro da coluna de faras e da dureza da formação. Podendo ser calculado com a seguinte fórmula: Fórmula 2.3.3: Torque= 0,00006 x DIA x W 1,5 ; DIA- diâmetro da perfuração em polegadas; W-o peso sobre ferramenta em lbs/

16 2.4 - FLUÍDOS DE PERFURAÇÃO O último parâmetro aqui abordado é o fluxo das lamas, pois os fluidos de sondagem são um dos componentes mais importantes na realização das mesmas, desempenhando uma série de funções essenciais, tais como: lubrificação das ferramentas; limpeza do furo recuperando os cuttings; sustentação das paredes do furo; etc. As lamas ou fluidos de perfuração, são um elemento com alguma complexidade pois as suas características têm de ser adaptadas a cada situação, tais como: densidade; viscosidade; ph; etc. Um circuito de lamas é normalmente composto de dois tanques montados em série, um misturador de lamas (mud mixer), um bomba de lamas e um crivo, sendo este utilizado na recolha dos cuttings. A bomba de lamas é o componente mis importante neste conjunto, poi vai ser ela que vai impulsionar e fazer trabalhar todo o circuito. Para isso há que dimensionar a sua potência que depende das velocidades ascensionais mínimas de fluido em função do diâmetro da perfuração. O caudal mínimo de bombagem pode ser obtido pela seguinte fórmula (Miranda, 1987) : Fórmula 2.3.4: GPM=BV x ;, GPM- débito da bomba em galões/minuto; BV- velocidade ascensional do fluido em pés/min; Área do anelar- valor em pés quadrados da área da coroa circular definida pelo diâmetro interno do furo (Adam et al, 1986). Existem vários tipos de fluidos, onde o que varia é a sua composição. Podendo ser divididos em 3 grupos, consoante a sua base: fluidos à base de água; fluidos à base de óleo e fluidos com base sintética FLUÍDOS À BASE DE ÁGUA Podem ser convencionais ou poliméricos. Os convencionais são constituídos por água, bentonite, controladores de ph e adensantes. Estes fluidos têm um baixo custo de produção, sendo por isso utilizados sempre que possível, como por exemplo nas fases iniciais da perfuração de um poço (Spud Mud). Apresentam, pela sua simples constituição, um baixo valor de toxicidade, podendo ser descartados quando utilizados em offshore. Já os poliméricos são constituídos por: água, polímeros que controlam a viscosidade da própria lama, inibem a argila, etc e adensantes. Sendo por isso mais nocivos para o ambiente. 6

17 2.4.2 FLUÍDOS Á BASE DE PETRÓLEO (Oil Base Mud-OBM) Como o nome indica, a sua base é um produto de petróleo, podendo ser diesel, querogene ou n-parafinas. Este tipo de fluidos têm varias vantagens, nomeadamente: -bom lubrificante; -maior capacidade de limpeza com pouca viscosidade; -estabilidade a temperaturas elevadas; -etc. Tendo também as suas desvantagens, tais como: -mascara índices de hidrocarbonetos líquidos; -impossibilita a análise de fluorescência e análises geoquímicas de carbono e/ou hidrocarbonetos originais da formação: -tóxico FLUÍDOS DE BASE SINTÉTICA (Synthetic Based Fluids- SBM) A base é um óleo sintético. Este é o fluido que mais é utilizado em plataformas de perfuração offshore, pois apresenta características semelhantes aos OBM, mas sem os seus elevados níveis de toxicidade. 2.5 COMPLETAÇÃO DE UM POÇO Quando se acaba a sondagem de um poço de desenvolvimento ou exploração e o mesmo se revela promissor em termos de produção de hidrocarbonetos, é necessário completá-lo. A completação consiste em instalar, no poço, o equipamento necessário para trazer à superfície os fluidos desejados, bem como permitir a instalação de eventuais equipamentos de monitorização. Um poço depois de perfurado deve ser estabilizado, de um ponto de vista estrutural e também salvaguardar as formações de eventuais contaminações pelas lamas de perfuração (ignorando a contaminação que se dá na perfuração e que é impossível de evitar), para este efeito procede-se à colocação de um revestimento (casing/liner) (figura 2.2). Figura 2.2: Casing [propublica.org] 7

18 Figura 2.3:Tubagem para casing [Johnson stype] Depois de o liner de produção estar devidamente cimentado no local, procede-se à instalação da tubagem (figura2.3) de produção (tubing) e seus acessórios (tail pipe,packer,sssv,gas lift valves ou ESP,etc). É a este equipamento que se refere como completação propriamente dita. A operação seguinte é a perfuração do liner, para que se estabeleça a comunicação, entre o reservatório e o poço. Depois da instalação do casing procede-se à instalação da linha de produção de petróleo ou gás e o poço está pronto para a produção. A completação dos poços não se limita aos poços de produção. Os poços de observação e injeção também têm de ser completados. A completação de um poço é algo complexo pois tem de ter em conta determinados fatores, tais como a pressão do reservatório, a presença ou não de água de formação, a existência ou não de múltiplas zonas a produzir, etc. [O universo da industria petrolífera-da pesquisa à refinação, 2007] CAPÍTULO 3 CAROTAGEM E EQUIPAMENTOS 3.1 INTRODUÇÃO A carotagem (coring) resume-se à recolha de amostras/testemunhos durante ou pós perfuração, com o objetivo de nos fornecer dados importantes referentes às formações perfuradas. O intuito é então a construção de um modelo de reservatório que não seja sustentado apenas em informação computacional, sendo por isso mais realista Como já foi referido, o coring é um dos métodos diretos de obtenção de informação litológica. Informação essa que vai sustentar, a interpretação das diagrafias efetuadas ao longo da 8

19 concretização do poço. Existem várias técnicas para efetuar a recolha deste tipo de amostras, tais como a carotagem durante a perfuração (coring convencional),e após perfuração o Wire Line Coring ou Side Wall sampling CAROTAGEM CONVENCIONAL O coring convencional trata-se da aquisição e recolha de amostras, até á superfície, de uma coluna contínua de material da formação do reservatório, sendo efetuado durante a perfuração. Este método é utilizado tanto em poços de exploração como em poços selecionados de desenvolvimento de campos petrolíferos. A grande desvantagem deste método é a quantidade de manobras associadas, isto é, cada vez que tem de se recolher o testemunho é necessária a remoção de toda a coluna de perfuração, a fim de se introduzir a broca adequada à carotagem. No entanto é possível amostrar grandes dimensões, na ordem dos 3 a 5 polegadas de diâmetro e 30 a 55 polegadas de comprimento. Figura 3.1:Sistema de coring [Baker Hughes INTEQ s JamBuster] É possível utilizar dois tipos de brocas (figura 3.2) na realização deste método: brocas diamantadas (também denominado de Dimond coring); brocas convencionais (ex: Tungsténio). 9

20 Figura 3.2: Conjunto de brocas para carotagem [uniglobalgroup.net] Nas brocas diamantadas são utilizados dois tipos de amostradores: simples e rígidos. O primeiro é o mais económico, sendo mais eficiente em formações duras e compactas. Também esta técnica tem sofrido evoluções, como por exemplo, a origem dos amostradores duplos giratórios, que surgiram para impedir a destruição das carotes quando são perfuradas formações muito fraturadas e friáveis. 3.3 SIDEWALL CORING (SWC) O chamado sidewall coring ou sidewall sampling, é efetuado após a perfuração com recurso ao wire line. Tal como o método anterior este é também utilizado para os seguintes fins: Datação das formações; Recolha de amostras fósseis; Confirmação de dados; Calibração; Litologia quando esta está indefinida nos logs. Podendo ser efetuado à rotação ou percussão os chamados, rotary sidewall coring (figura 3.2) e percussion sidewall corring, respetivamente. Com o SWC é possível a recolha de mais de 50 amostras com 1 a 1.5 polegadas de diâmetro. Sendo que o método por rotação é o mais eficiente na percentagem de recuperação, conseguindo amostras com 100% de recuperação. 10

21 Figura 3.3: Broca e amostras de rotary sidewall coring [Bakerhughes] 3.4 WIRE LINE CORING Em 1958 a Companhia Longyear cria uma técnica ao qual deu o nome de Wire Line. A necessidade da criação deste método deveu-se à grande desvantagem da utilização do convencional coring, ou seja, o tempo de manobras. Este sistema de carotagem apresenta um formato de duplo tubo cuja montagem permite que fique estabilizado sem rodar durante as perfurações, que receba e proteja a carote, enquanto o tubo exterior roda solitário com a coluna e movimenta a cora. Os sistemas de maior diâmetro estão disponíveis também, no formato triplo tubo. O sistema triplo tubo inclui um terceiro tubo, para receber uma carote com um diâmetro ligeiramente inferior, dentro do tubo interior, para reforçar a proteção da carote em formações inconsistentes e melhorar a recuperação. Figura 3.4: Equipamento de WL coring [apetrol.com] Muito simplificadamente o WL coring funciona do seguinte modo: No sistema WL as carotes podem ser removidas sem que o sondador tenha que tirar o drill rod string assembly. Quando o sondador quer retirar a carote faz baixar o overshot. O overshot prende-se á cabeça do tubo interior do amostrador WL. Soltando-o do tubo exterior. 11

22 Só é necessário retirar todo o equipamento quando o bit tem de ser mudado. O equipamento pode ser observado no esquema da figura 3.4. O wire line coring é normalmente utilizado após serem recolhidas as diagrafias e após perfuração, sendo esta a principal desvantagem deste método, devido á invasão de fluidos. 3.5 PROCESSAMENTO DE CAROTES O objetivo da recolha de carotes é, como já referido, a possibilidade de serem efetuados estudos pormenorizados do reservatório, a nível petrográfico (mineralógico, por meio de laminas delgadas) e petrofísico (medições de porosidades, permeabilidade, densidade, etc). CAPÍTULO 4 TECNOLOGIAS DE LOGGING 4.1- WIRE LINE WELL LOGS Um well log é um registo geofísico feito ao longo de um furo. Estes tipo de registo ou medição, foram realizados pela primeira vez por Conrad Shlumberger e Henri Doll, que lhes deram o nome de Carottage Électrique (carotagem elétrica). Hoje em dia o nome Diagraphies Différées é aplicado para se poder distinguir o wireline log s, que são efetuados após a furação, dos que são realizados durante a furação, os diagraphies immédiates, daí o nome diagrafia no Português. No entanto o nome Log, do Inglês, é utilizado mundialmente. O método perfilagem a cabo (wire line), também denominadas de convencionais, foi o pioneiro dos métodos utilizados hoje em dia. Tal e qual como no wire line coring, o wire line logging é constituído por uma sonda presa a um cabo condutor (no caso no logging) como o que podemos observar na figura

23 Figura 4.0: Cabo de aço, wire line [iodp.ldeo.columbia.edu] Este tipo de medições (tabela 4.1) podem ser de fenómenos espontâneos ou induzidos, como por exemplo a radioatividade natural (gamma ray) relativamente ao primeiro e o tempo de transito (transit time) da formação, no caso de um log sónico, sendo este um fenómeno induzido. Medições Tipo de Diagrafia Parâmetro da formação medido Mecânicas Caliper Diâmetro do furo Espontâneas Temperatura Temperatura do furo SP(self-potencial) Potencial espontâneo Gamma ray Radioatividade natural Induzidas Resistividade Resistência à corrente elétrica Indução Condutividade da corrente elétrica Sónico Velocidade da propagação do som Densidade Reação ao bombardeamento com raios gama Fotoelétrica Reação ao bombardeamento com raios gama Neutrão Reação ao bombardeamento com neutrão Tabela 4.1: Funcionalidade das diagrafias WL [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider] A necessidade da realização de diagrafias deve-se à lacuna deixada pelos cutings e carotes, apesar das informações dadas por exemplo por uma carote serem certas, enquanto os logs são precisos mas podem falhar. No entanto toda esta informação quando cruzada dá-nos a possibilidade de conhecer com bastante certeza a formação geológica que estamos a perfurar. 13

24 As diagrafias recorrendo ao Wire line são efetuadas após a retirada das ferramentas de perfuração, ao contrário do MWD (measurement while drilling) ou LWD (logging while drilling), pois são realizados aquando da furação. Este tipo de Logs são efetuados em open-hole, quer isto dizer que ainda não foi colocado o revestimento no furo, sendo assim, as paredes do furo são a própria formação. Efetivamente há ferramentas que registam determinadas propriedades com o casing já a revestir o poço, diagrafias cased-hole (referido mais á frente com maior detalhe). Os logs com wire line usam equipamentos ( figura 4.1) altamente sofisticados e independentes em relação às drilling tools. Em terra (on-shore), é utilizado um camião que contém todo o equipamento informático necessário para a recolha dos impulsos elétricos que são transmitidos através de um cabo condutor (wireline), que serve também de sustentação da própria ferramenta dentro do poço. Em offshore, temos o mesmo equipamento, mas numa pequena cabine junto ao rig. Para se realizarem perfilagens á cabo (wire line logs) é necessário estabilizar o furo e extrair o equipamento de drilling, como já tinha sido referido. Depois, a sonda é acoplada ao equipamento de wire line, que é colocada no furo à sua máxima profundidade, sendo o registo efetuado quando se puxa a ferramenta para a Figura 4.1: Ferramenta Wire Line [Schlumberger] superfície. O cabo é puxado, por um motor existente no camião, a uma velocidade entre 300m/h e 1800m/h, dependendo do tipo de log que está a ser corrido. Devido ao fato destas diagrafias serem efetuadas após a perfuração e retirada dos equipamentos que a realizam, a instabilidade do furo e a própria invasão de fluidos na formação, fizeram com que houvesse a necessidade de criar ferramentas que realizam vários tipos de log, diminuindo assim estes fatores. No entanto continua a ser necessário algumas ferramentas para se realizarem todo o tipo de logs, sendo que cada ferramenta demora 4 a 5 horas para completar a leitura, a combinação de todas isoladas irá demorar cerca de 2 ou 3 dias para realizar a leitura completa do furo (no caso de poços mais profundos). 14

25 Nota: A figura 4.1 é o esquema do equipamento WL da Schlumberger utilizado no caso de estudo, esquematizando o posicionamento das várias sondas utilizadas nos run s. Na figura 4.2 é possível observar com mais pormenor todas as diagrafias corridas com recurso ao WL, bem como as profundidades de investigação. Figura 4.2: Legenda de um run de Wire Line [Schlumberger] 4.2 TLC WELL LOGS Como em poços horizontais é impossível descer ferramentas em cabos flexíveis, a indústria adotou uma técnica, designada por TLC (Tough logging conditions), que consiste, basicamente, em empurrar as ferramentas até ao fim do do poço utilizando para o efeito a tubagem da sondagem, ou seja, o drill pipe. Os cabos elétricos portadores dos sinais elétricos vão anexos à tubagem. Por este motivo as operações referentes a este método são muito mais morosas e difíceis de realizar. Os dados são contudo similares aos obtidos com ferramentas a cabo. [O universo da indústria petrolífera- Da pesquisa à refinação, 2007] 15

26 Figura 4.3: Ferramenta TLC [Sclumberger] 4.3 TÉCNOLOGIAS MWD e LWD O MWD e o LWD são as mais recentes tecnologias usadas na realização de poços para Oil&Gas, estas ferramentas, ao contrário do wire line, dão-nos informação while drilling, ou seja, enquanto se está a decorrer perfuração do poço estamos a receber informações relativas ao avanço do furo e ás formações atravessadas pelo mesmo. Com o MWD, measurement while drilling, podemos ter informações da velocidade; direção; ângulo; vibração; torque; etc em relação à realização do furo e à broca. Podem ainda ser corridos logs como por exemplo o gamma ray. Este equipamento está situado atrás da frente de corte, e toda a informação recolhida pelo mesmo é transmitida pela lama de perfuração sendo até à superfície também armazenada numa memória interna do próprio equipamento. Para uma análise mais completa do poço é utilizado o LWD que significa logging while drilling, ou seja, aquisição de dados em simultâneo com a perfuração. Ao contrário dos métodos por wire line e TLC, que se baseiam na aquisição de dados pós-perfuração, as ferramentas LWD, ver figura 4.4, estão equipadas com fontes de energia próprias e as medições podem ser adquiridas continuamente e registadas em memórias em função do tempo ou transmitidas para a superfície em tempo real através de impulsos na coluna de lama. Figura 4.4: Ferramenta LWD [Slb] 16

27 Neste método não há cabos elétricos entre as ferramentas e a unidade de processamento. À superfície os impulsos são descodificados e traduzidos num registo gráfico semelhante aos dados de wire line ou TLC. As ferramentas mais frequentemente usadas no LWD são as que medem a radioatividade(gr), a resistividade, a densidade e a porosidade das formações. Uma das grandes vantagens das diagrafias LWD em relação às obtidas pós-perfuração é que a ferramenta mede as propriedades petrofísicas das formações geológicas ainda no seu estado semivirgem, ou seja, muito antes de elas serem invadidas pela lama usada na perfuração. Por este motivo, os dados obtidos por estas ferramentas não são exatamente idênticos aos obtidos por wire line ou TLC. As outras grandes vantagens são referentes à monitorização do percurso (ângulo e azimute) dos poços horizontais, facilidade nas decisões referentes à identificação das zonas com interesse de recolha testemunhos de sondagem, e pré-aviso quanto à aproximação de zonas de alta pressão. [O universo da indústria petrolífera- Da pesquisa à refinação, 2007] Figura 4.4.1: MWD telescope [Schlumberger] Nota: A figura 4.4 representa a ferramenta LWD utilizada pela Schlumberger na perfuração e perfilagem do furo utilizado como caso de estudo. Na figura 4.5 podemos observar com detalhe as diagrafias e respetivas informações (profundidades de investigação, etc) corridas com a ferramenta LWD. 17

28 Figura 4.5: Legenda de um run LWD [Sbl] Figura 4.6: Neoscope LWD [Schlumberger] CAPÍTULO 5 CARACTERISTICAS DE UM RESERVATÓRIO 5.1 PARÂMETROS DE UM RESERVATÓRIO Quando se pretende fazer a análise das formações atravessadas por um poço para caracterizar o tipo de reservatório com que estamos a lidar é necessária a obtenção de determinados parâmetros, essenciais para uma avaliação do mesmo. Esses parâmetros são: Porosidade; Permeabilidade; Saturação de fluidos. Define-se porosidade como a percentagem de vazios num determinado volume de rocha, ver formula

29 A porosidade distingue-se em total e efetiva, sendo a total o volume total de vazios e a efetiva o volume de vazios que estão interligados (figura 5.1), possibilitando a circulação de fluidos. Ou seja, é da porosidade efetiva que se faz a extração dos hidrocarbonetos, quando existem. Figura 5.1: Representação de porosidade [UFPel] A porosidade pode ainda ser classificada como primária e secundária, tendo em conta a formação da rocha em questão. Fórmula 5.1 : Porosidade total(φ)= ; A porosidade das rochas reservatório varia normalmente até um máximo de 30% do volume total da rocha. Normalmente só porosidades acima dos 10% são consideradas atrativas de um ponto de vista comercial. A permeabilidade define-se como sendo a propriedade de um corpo se deixar atravessar por um fluido. Este é o parâmetro petrofísico mais difícil de avaliar, sendo impossível de quantificar diretamente. Usando vários indicadores é possível fazer uma avaliação qualitativa e semi-quantitativa deste parâmetro, bem recorrendo a uma combinação de diagrafias. Uma das maneiras que permite a determinação da permeabilidade de uma rocha é a aplicação da Lei de Darcy. Sendo uma lei empírica, esta propriedade tem que ser obtida de uma maneira experimental. Darcy estudou o escoamento da água através de areias não consolidadas e obteve a seguinte fórmula: 19

30 Fórmula 5.2: Q= K ; Q- Caudal, quantidade de fluido de atravessa a amostra por unidade de tempo [cm 3 /s]; A- Área transversal da amostra [cm 2 ]; µ- Viscosidade do fluido [centipoise]; -Gradiente de pressão ao longo da linha de escoamento; K- Permeabilidade [Darcys]. Define-se saturação de fluidos como a capacidade de uma rocha ser ocupada por um determinado fluído, sendo no fundo uma percentagem da capacidade de armazenamento de uma rocha. A saturação (Sh) em hidrocarbonetos é dada por 1-Sw; Sendo Sw a saturação em água que é calculada pela seguinte expressão : Fórmula 5.3: Saturação em água (Sw) = á ; Em 1942, Gus Archie relacionou a resistividade de uma formação saturada em água (Ro), a resistividade da água (Rw) e um fator de resistividade (F). Demonstrando que esse fator está relacionado com a porosidade da formação. Exprimindo-se nas seguintes equações: Fórmula 5.4: Equação de Archie Sw= (! )1/n ; Sw- Saturação em água, aplicada unicamente a formações não argilosas; Rw- Resistividade da água de formação, medida em laboratório ou avaliada por análise de logs [ohmm]; Φ- Porosidade, medida em logs acústicos ou nucleares; Rt- Resistividade, medida por logs elétricos ou eletromagnéticos [ohmm]; m- Fator de cimentação, medido em laboratório; 1/n- Expoente de saturação, medido em laboratório. Este depende da molhabilidade da formação. Fórmula 5.5: F= ; Fórmula 5.6: F=!; a-fator de tortuosidade, medida de complexidade do fluxo entre poros; m- Fator de cimentação. 20

31 Quanto maior a tortuosidade maior o valor de m, este varia entre 1.3 e 3.0, sendo adimensional. O a varia entre 0.6 e 1.0, dependendo do tipo de rocha (Asquith,1982). CAPÍTULO 6 - LOGGING 6.1 LOGGING ENVIROMENT Neste capítulo vamos falar sobre as condições a que está sujeito um furo, tais como pressões, temperaturas, invasão de fluidos, etc. Condições essas que influenciam os log s e os equipamentos que são usados, fazendo com que não haja um ambiente perfeito para a realização das diagrafias. Falamos também no conceito de profundidade de investigação (depths of investigation). Ambiente de pressão num furo e invasão de fluidos: O ambiente de pressão num furo de sondagem durante a perfuração e durante a realização das diagrafias, é dominado pela pressão exercida pela formação (columm pressure) e a pressão exercida pela lama de furação (drilling mud). A lama de furação exerce uma pressão hidrostática nas paredes do furo, tendo assim um papel importantíssimo na contenção do mesmo, sendo necessário que esta tenha um valor ligeiramente mais elevado que a pressão da formação. A pressão hidrostática exercida pela lama depende exclusivamente da coluna de fluido e da densidade do mesmo, podendo ser calculada da seguinte forma: Fórmula 6.1: Pressão[Kg] = $% &' ( )! *+ ; 21

32 Figura 6.1: Perfis de invasão [Tucker WL serveces] 6.2 PERFIL DE INVASÃO LOGGINGG TOOLS CAPABILITIES Como já foi referido acima, devido às diferenças de pressão entre a formação e os fluidos de perfuração, existe uma zona envolvente ao furo que é mais ou menos invadida pelas lamas de furação, daí o nome de zona invadida. As ferramentas elétricas estão concebidas para fazer medições além dessa zona contaminada pelas lamas, embora haja determinadas ferramentas que operam nessa mesma zona. Existem ferramentas com grande alcance e outras com menos distancia de leitura. Essa diferença de alcance está normalmente relacionada com a profundidade entre o emissor de o recetor da ferramenta em questão, ou seja, quanto mais afastado está o recetor do emissor maior será a profundidade de leitura da ferramenta. Essa distância não é o único fator que influencia essa profundidade de leitura, a característica da formação que está a ser medida também é um fator importante para essa diferença. Por exemplo, no caso das ferramentas sónicas, que medem a velocidade das ondas do som na formação, as ondas tomam o caminho mais rápido desde o emissor até ao recetor, sendo esse caminho as zonas mais densas da formação. Finalmente, a profundidade de investigação também depende da própria formação. No caso dos logs de neutrões, por exemplo, uma formação não porosa deixa-se atravessar até uma distancia maior relativamente a uma formação porosa. Com ferramentas de logging, a zona de investigação pode ser definida como a percentagem de leitura relativamente ao sinal que é emitido pela ferramenta. Por exemplo, uma ferramenta de neutrão tem uma zona de investigação definida a 90% do sinal da ferramenta. A isto chamamos o fator geométrico, e este princípio é verdadeiro para todas as ferramentas de diagrafias. 22

33 6.3 - DIAGRAFIAS ELÉTRICAS Entre todas as diagrafias que se realizam hoje em dia, a elétrica foi a primeira a ser realizada, por Conrad Schlumberger (1919), um dos fundadores da Schlumberger. A finalidade destas diagrafias é a medição de resistividades das formações perfuradas. A medição deste parâmetro é realizada por um sonda elétrica que ao subir pelo poço entra, ou não, em contacto com a formação ao longo do furo. No caso de entrar em contacto com as paredes do poço (sondas com maior resolução) a sonda é munida de um braço mecânico que a obriga a direcionar-se contra a formação, tocando nas paredes aos longo do poço. A sonda contem um certo número de elétrodos que emitem corrente através das formações, medindo o potencial das mesmas. Essa corrente permite identificar os fluidos presentes nas camadas, pois a corrente circula pelas rochas porosas ( que podem conter fluidos). Como já referi, as sondas são equipadas de vários elétrodos, elétrodos esses que estão espaçados entre si. Quanto maior esse espaçamento, maior será a profundidade de investigação. Os elétrodos muito próximos são uteis para avaliar até que ponto as formações são porosas e permeáveis, pois a medição de resistividade é feita nas proximidades das paredes do furo. Com recurso às sondas elétricas é possível identificar as zonas de GWC e OWC. Isto porque as resistividades dos hidrocarbonetos, líquidos ou gasosos, têm a resistividade muito elevada e a água resistividade muito baixa, quando moderadamente salina. No caso da água com baixa salinidade torna-se muito difícil perceber a transição água-hidrocarboneto POTENCIAL ESPONTÂNEO O Sp log é a medida do potencial espontâneo das formações (arenitos e argilas), tendo em vista o calculo de resistividade e de permeabilidade. É útil para identificar as zonas argilosas e as porosas (reservatórios). Podendo ainda ser estimado o volume de argila (shale), identificação de fácies e ser feitas algumas correlações. Existem três fatores necessários para a execução deste tipo de diagrafias : a condutividade do fluido de furacão e do fluido da formação perfurada; uma camada (bed) porosa e permeável circundando uma formação impermeável; e uma diferença de salinidade entre os dois fluidos, de perfuração e da formação. Por exemplo, num poço de óleo, o fluido de perfuração é normalmente lama e o da formação é água. 23

34 Àrea Usado para Sabendo Quantitativo Petrofisica Water Formation Resistividade Filtrado da lama e temperatura de formação Qualitativo Petrofisica Geologia Volume de Shale Indicação de permeabilidade Facies (shaliness) Correlação SSP e shale line Shale line Relação de tamanho Clay/Grain Tabela 6.1: Aplicações dos SP logs [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider] DIAGRAFIAS DE RESISTIVIDADE Existem outras diagrafias de resistividade, como por exemplo, os induction logs ou diagrafias por indução. Este tipo de diagrafias é bastante eficaz quando temos um reservatório dividido em varias camadas e ou em casos onde há uma profunda invasão por parte dos fluidos de perfuração. Área Usado para Sabendo Quantitativo Petrofísica Saturação de Fluidos Resistividade da agua de formação(rw) Formação (Sw) Resistividade do filtrado da lama(rmf) Zona invadida(sxo) i.e. hidrocarbonetos detetados Porosidade(Ø) Temperatura(Tm) Semi-quantitativo Geologia Texturas Calibração com amostras laboratoriais e Qualitativo Litologia Resistividade dos minerais Correlação Sedimentologia Facies Gross lithologies Caracteristicas das camadas Geologia de reservatório Compactação overpressure e porosidade do shale Pressões Geoquímica Identificação da rocha mãe Maturação da rocha mãe Valores de logs de densidade e sónicos Temperatura de formação Tabela 6.2: Aplicações da digrafia de resistividade [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider] 24

35 Nestes logs apresentam algumas vantagens relativamente ao DLL log, tal como, o funcionamento tanto em lamas condutoras como não condutoras, embora funcione melhor com lamas não condutoras. Estas sondas, em vez de elétrodos, usam bobinas para a indução da corrente elétrica na formação atravessada. Estas podem medir resistividades em diferentes profundidades de investigação: curtas; médias e profundas. Figura 6.2: Diagrafia de resistividade [Slb] 25

36 6.3.3 DUAL LATERAL LOG (DLL) O DLL foi um dos primeiros mecanismos de medição de resistividade. As ferramentas que realizam este tipo de diagrafias estão munidas de vários transmissores e recetores (M s) que vão captar frequências elétricas (A s) emitidas pelos transmissores. São normalmente emitidas duas ondas em dois valores de frequência distintos, para se alcançar varias profundidades de investigação. São registadas curvas, denominadas de true resolution resistivities, representando dois tipo de resistividade, deep resistivity(rd) e shallow resistivity(rs). Para obter a resistividade real de uma formação há que minimizar os efeitos ambientais inerentes á formação e à própria perfuração da mesma, tais como, anisotropia e a invasão de fluídos. A grande dificuldade deste processo é diferenciar esses efeitos e aplicar as devidas correções. Figura 6.3: Esquema de funcionamento de um DLL [iodp.ldeo.columbia.edu] 26

37 6.4 - DIAGRAFIAS NÚCLEARES SONDA DE DENSIDADE (LDL TOOL) O log de densidade, como o próprio nome indica, mede a densidade total da formação, isto é, a densidade da massa rochosa e dos fluidos que esta contém. Este funciona de maneira semelhante às diagrafias de neutrão, usando raios gama em vez de neutrões, ou seja, a sonda possui uma fonte radioativa, a qual bombardeia as formações com uma fonte de raios gama. Os raios gama não são afetados pela presença de átomos pequenos como os de hidrogénio, presentes em grande numero em rochas porosas, ao contrario dos átomos grandes contidos nas rochas mais densas. A absorção de raios gama será tanto maior quanto mais densa for a formação, logo será menor a quantidade de raios gama remanescentes, refletidos em direção ao detetor da sonda. Por essa razão esta sonda regista dados de densidades de formação e a sua porosidade pode ser calculada através desses mesmos dados. A combinação entre ferramentas de neutrão e densidade é muito utilizada. Figura 6.4 : Sonda de densidade, Hostile Environment Litho-Density tool (HLDT) [Schlumberger] 27

38 Área Usado para Sabendo Quantitativo Petrofísica Porosidade Matriz de densidade Densidade do fluido Sísmica Impedância acústica (usar raw log) Qualitativo e Geologia Litologia geral Combinado com o neutrão Semi-quantitativo Variações de textura do shale Tendências médias Identificação mineral Densidades minerais Geologia do reservatório Geoquímica identificação de overpressure Reconhecimento de fraturas Avaliação da source rock Tendências médias Porosidades sónicas Densidade -O.M calibração Tabela 6.3: Aplicações da diagrafia de densidade [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider] 28

39 Figura 6.5: Diagrafia de densidade [Slb] É também usado para indicar o tipo de litologia presente, pressões elevadas (overpressure) e porosidade fraturada (fracture porosity). É também um bom indicador do tipo de litologia, pois as absorções de raios gama por parte das formações, dependem do número atómico dos átomos que as constituem, estando assim os valores medidos de Pe (absorção fotoelétrica) relacionados com as composições das formações em questão. [Adaptado de Malcolm H_Rider, The Geological Interpretation of Well Logs] SONDA DE NEUTRÃO Este método consiste em bombardear sucessivamente as formações com neutrões e fazer uma recolha de informação da resposta da formação a esse estímulo. Esta resposta está 29

40 classificada em neutron porosity units, estando esta relacionada com o índice de hidrogénio presente na formação. As formações vão modificar os neutrões quando estas contêm muito hidrogénio no núcleo, esta modificação é providenciada pela água e hidrocarbonetos presentes na formação. Por essa razão podemos quantificar a quantidade de água presente na formação, independentemente da sua forma ou estado. O interesse no fluido água é o de identificar porosidade, daí o log de neutrão ser utilizado para o cálculo de porosidades. O log de neutrão só consegue medir a porosidade real de limestone (calcário), a porosidade de todas as outras litologias tem de ser convertida com base nos valores conhecidos de calcário. Este fator de conversão está expresso numa reta denominada de limestone curve. Quantitativamente esta diagrafia é uma excelente diferenciador de gás e óleo. Pode também identificar litologias, evaporitos, minerais de argila e rochas vulcânicas. Sendo um dos melhores indicadores de litologia, quando cruzado com diagrafias de densidade. Área Usado para Sabendo Quantitativo Petrofísica Porosidade Matriz Índice de hidrogénio Qualitativo Petrofísica Identificação de gás Litologia Geologia Litologia-shales Evaporitos Minerais hidratados Rochas vulcânicas e intrusivas Litologia geral Gross Lithology Valores de neutrão dos evaporitos Calibração Combinado com densidade Tabela 6.4: Aplicações da diagrafia de Neutrão [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider] 30

41 Figura 6.6: Diagrafia com Neutrão [Slb] 31

42 Figura 6.7: Esquema de uma sonda de neutrão [DGM Wells] SONDA DE RAIOS GAMA Tal como o nome indica, este tipo de diagrafias mede a radioatividade das formações, mais concretamente a radioatividade natural dos isótopos de Tório, Potássio e Urânio presentes nas mesmas. A maioria das rochas apresenta um determinado grau de radioatividade, no entanto os xistos são as que apresentam um número mais elevado dos isótopos já referidos, emitindo assim uma radioatividade natural relativamente alta. É por esta simples razão que esta diagrafia é denominada de shale log. No entanto, sabe-se que nem todos os xistos apresentam uma radioatividade alta e nem todas as rochas altamente radioativas são xistos. O gamma ray é o tipo de log mais utilizado para quantificar o volume de argila de um reservatório. Esta diagrafia dá-nos também vários dados qualitativos de todo o sistema, tais como, fácies e sequências litológicas, minerais argilosos dominantes, o ambiente de deposição, localização da source rock, etc. [Adaptado de Malcolm H_Rider, The Geological Interpretation of Well Logs] 32

43 Quantitativo Qualitativo Área Usado para Sabendo Petrofísica Volume de Shale (Vsh) gamma ray max gamma ray min Geologia Shale (shaliness) gamma ray max gamma ray min Litologia Valores tipicos de radioatividade Identificação mineral Radioatividade mineral Sedimentalogia Facies Relação do tamanho clay/grain Sequencia estratigráfica Paraseqeunce & condensed identificação de sequencia Relação do tamanho e materia orgânica/radioatividade de clay/grain Estratigrafia Correlação Inconformidade de indentificação Tabela 6.5: aplicações da diagrafia com raios gama [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider] Figura 6.8: Sonda de raios gama, Hostile Environment Natural Gamma Ray Sonde (HNGS*) [Sclhumberger] 33

44 6.5 - DIAGRAFIAS ACÚSTICAS As diagrafias sónicas ou acústicas medem a facilidade que as formações apresentam em serem atravessadas por ondas de som. Esta capacidade varia consoante p tipo de formação, mais concretamente a sua porosidade, quanto mais porosa mais difícil é ser atravessada por uma onda de som. A ferramentas de diagrafias acústicas emitem ondas compressivas, ondas P, que são seguidas de ondas perpendiculares (shear waves) e ondas Stoneley, estas percorrem a superfície das paredes do furo. As ondas P são as primeiras a chegar aos recetores do equipamento, sendo esse espaço de tempo, emissão-receção, que é convertido em velocidade, e por sua vez analisado afim de se interpretar a formação atravessada pelas mesmas. Os recetores sendo na sua maioria piezeléctricos, ao receberem as vibrações das ondas P, convertem essas mesmas vibrações em sinais eletromagnéticos, permitindo-nos criar uma diagrafia. Figura 6.9: Sonda acústica [petrolog.net] 34

45 Área Usado para Sabendo Quantitativo Petrofísica Porosidade Velocidade da matriz Velocidade do fluido Sismica Velocidade do intervalo Integrated travel time Seismic markets Calibração sismica Check shots Impedância acustica Usado diretamente do sónico Qualitativo Geologia Litologia Velocidade da matriz e minerais e semi-quantitativo Correlação Textura Identificação de fraturas Porosidades de log's de densidade Compactação e overpressure Normal compaction trends Geoquimica Avaliação da rocha mãe Log' s de resistividades Tabela 6.6: Aplicações da diagrafia acústica [adaptado de The geological Interpretation of Well Logs Malcolm Rider] OUTRAS DIAGRAFIAS DIAGRAFIAS DE IMAGEM Este é sem dúvida a mais recente inovação no que toca a tecnologia de diagrafias, a diagrafia de imagem. A informação passou a ser recolhida não só por um sensor para criar um único log, mas sim, múltiplas vezes na horizontal e vertical afim de criar uma matriz complexa de informação que se converte em imagens do furo, como se de uma carote se trata-se. Estas imagens são baseadas em medições geofísicas de acústica ou de condutividade elétrica. Existem dois tipos de ferramentas de diagrafia de imagem, as acústicas, as BHTV(Borehole televiewer) e as elétricas. 35

46 Figura 6.10: diagrafia de imagem [unit.aist.go.jp] Um exemplo de uma ferramenta de imagem é a FMI da Schlumberger, que funciona com elétrodos que entram em contato com a formação à medida que a ferramenta vai subindo. Estas diagrafias são realizadas em open-hole e geralmente usadas para caracterizar falhas e fraturas no reservatório. Consegue-se notar a presença dessas mesmas falhas pela perda de fluidos através das mesmas. Existem alguns fatores que influenciam a qualidade dessas mesmas imagens, como por exemplo: o diâmetro e textura das paredes; a quantidade de braços da ferramenta ;a espessura do mudcake; etc. Existe ainda a tecnologia de Ressonância Magnética Nuclear (NMR), que são ferramentas mais moderna usadas pela industria. Esta está dentro do grupo das EM (Electromagnetic Imaging),sendo as EM dependentes da variação da resistividade elétrica dos materiais. A tecnologia de NMR permite-nos criar uma imagem 2D para identificar e quantificar os fluidos presentes na formação. Estas ferramentas também são aplicadas na determinação de alguns parâmetros da engenharia de reservatórios, como: permeabilidade, viscosidade e produtividade. Estas diagrafias de imagem permitem-nos então: obter volume de fluidos; porosidade total e efetiva; permeabilidade das zonas de produção e diferenciação de fluidos. 36

47 6.6.2 CALIPER Quando se realiza uma perfuração (open-hole) a geometria do furo normalmente não corresponde ao diâmetro do bit, o que seria ideal, visto que refletiria uma boa técnica por parte do sondador, quando isto acontece dá-se o nome ao furo de gauge. Quando as paredes do furo têm um diâmetro superior ao da ferramenta de furação devido à existência de cavidades ou pelo fato de a broca não ter efetuado um corte homogéneo da formação, dá-se o nome de caved ou washed out. Para a quantificação destes parâmetros é usada uma ferramenta denominada de Caliper. Este tipo de ferramentas dá-nos o perfil vertical do furo, ou seja, o diâmetro e nas mais sofisticadas a direção. Estas medições são feitas através de vários braços mecânicos que são empurrados contra as paredes do furo, estes braços estão ligados a um cursos de resistência variável, que com as variações do diâmetro do furo os braços mecânicos sofrem variações laterais, alterando a resistência do cursor, esta informação é transmitida de uma forma elétrica. A este tipo de caliper damos o nome de Multifinger Caliper. O número de braços é variável, sendo que hoje em dia variam entre 20 e 80 braços e quanto mais braços a ferramenta tiver logicamente melhor será a resolução da mesma. Hoje em dia é frequente que as ferramentas de logging estejam equipadas com o caliper, por exemplo os Micrologs e as ferramentas de Figura 6.11: AcousticCaliper [readcasedhole.com] Density-neutron. O caliper pode também ser usado em cased hole para controlo de qualidade do casing, ou seja, avaliar as condições do mesmo como por exemplo existência de corrosão. Para além do Multifinger (figura 6.12) são usados os calipers ultrasonic e electromagnetic. 37

48 Figura 6.12: Multifinger Caliper [Sparteksystems] Figura 6.13: Diagrafia com caliper [Schlumberger] 38