UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

Transcrição

1 UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO APLICAÇÃO DO SISTEMA LWD EM POÇOS HORIZONTAIS MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO MATHEUS DA ROSA PAES Niterói, fevereiro de 2013.

2 UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO MATHEUS DA ROSA PAES APLICAÇÃO DO SISTEMA LWD EM POÇOS HORIZONTAIS Monografia apresentada ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Orientador: Alfredo Moisés Vallejos Carrasco Niterói, fevereiro de 2013.

3

4

5 AGRADECIMENTOS Agradeço, primeiramente, a Deus, pois sem Ele nada seria possível e foi graças a Ele que muitas vezes tive forças para continuar. Agradeço também aos meus pais Olmes e Soraya e ao meu irmão Gabriel pelo amor incondicional e por serem meu porto seguro. Sempre que preciso estão lá para me ajudar e me colocar no caminho certo. Amo vocês! Agradeço à minha namorada Nicolle, que esteve comigo tanto nos momentos bons quanto nos ruins me fazendo sorrir mesmo quando eu queria chorar e sempre me ajudando a conquistar todos os meus objetivos, sem cobrar nada em troca. Te amo! Gostaria de agradecer também ao professor Alfredo Carrasco pelo total apoio fornecido ao longo da realização desse trabalho com valiosos conselhos, além de disponibilizar materiais de consultas essenciais. Aos amigos da faculdade pelos melhores cinco anos da minha vida. Entramos na faculdade meninos e meninas e saímos homens e mulheres formados. E com laços de amizade que durarão para sempre. E também agradeço a todos os professores da Universidade Federal Fluminense por todos os ensinamentos. Ensinaram-me não apenas conhecimentos técnicos, mas também pessoais e de relação que me ajudaram a crescer como futuro profissional e, principalmente, como pessoa. Muito obrigado a todos!

6 Dedico esse trabalho aos que sempre me apoiaram e incentivaram incondicionalmente: meus pais Olmes e Soraya, meu irmão Gabriel e minha namorada Nicolle.

7 RESUMO A indústria do petróleo é, sem dúvida, uma das mais complexas e, por isso, exige uma constante evolução tecnológica das ferramentas que são utilizadas. Uma das etapas mais importantes do processo é a avaliação da formação realizada pela perfilagem de poços. Nessa área a inovação tecnológica é muito importante visando sempre uma melhor avaliação das formações rochosas, com menores danos e custos possíveis, para que o poço fique posicionado corretamente e, com isso, a produção seja otimizada. Entre as técnicas de perfilagem destacam-se o Wireline (perfilagem a cabo) e o LWD (logging while drilling) que é a perfilagem durante a perfuração, em tempo real. O Wireline surgiu primeiro e foi amplamente utilizado por anos. Porém com a utilização cada vez maior de poços horizontais em ambientes de difícil acesso essa técnica tem se tornado ineficaz sendo substituída pelo LWD, que consegue realizar a perfilagem de locais antes inacessíveis com bons resultados e em tempo real. A tecnologia de LWD começou sendo utilizada apenas para correlação devido a uma série de fatores, mas com o desenvolvimento tecnológico já está sendo usada realmente para realizar a avaliação da formação, além do geosteering (geodirecionamento) do poço. Essa técnica utiliza a transmissão de dados através da telemetria por pulsos de lama, tornando possível a leitura dos perfis em tempo real. Vários estudos realizados nos últimos anos indicam a melhoria causada pela introdução do LWD. As principais funcões dessa técnica são a avaliação da formação e o geosteering, mas devido aos excelentes resultados, obtidos em tempo real, as aplicações são diversas. Realizando a corrida do LWD várias vantagens são conseguidas como, por exemplo, a realização da perfilagem de locais considerados inacessíveis, além da modificação da trajetória do poço enquanto ele está sendo perfurado. Portanto, a tendência é que o LWD seja utilizado cada vez mais para gerar economia no processo (com dias de sonda, por exemplo) e otimização na produção. Os avanços tecnológicos continuam visando a realização cada vez melhor da avaliação da formação para superar todos os futuros desafios que aparecerão. Palavras-chave: LWD, perfilagem, telemetria por pulsos de lama, geosteering.

8 ABSTRACT The oil industry is, undoubtedly, one of the most complex industries in the world and, therefore, requires a constant evolution of the used tools. One of the most important stages in the process is the well logging. Technological innovation in this area is very important for a better formation evaluation and correct positioning of the well, resulting in optimized production. The two most commons techniques are Wireline and LWD (logging while drilling in real time). The Wireline came first and was widely used for years. However, with the increase in using drilling horizontal wells to reach difficult places, this technique has become ineffective being replaced by LWD, which can logging wells in difficult places with good results in real time. The LWD technology started being used only for correlation due to a number of factors, but with the technological development is now being used to make a better formation evaluation, besides the geosteering aspect of the well. This technique uses data transmission through mud pulse by telemetry, making possible the reading of the logs in real time. In recent years, several studies indicate the improvement caused by the introduction of LWD. The main functions of this technique are formation evaluation and geosteering, but due to the excellent results obtained in real-time, their applications are diverse. Several advantages are achieved performing LWD such as logging areas considered inaccessible, and the possibility of modifying the trajectory of the well while it is being drilled. The tendency is the increasing use of LWD for saving money in the process and production optimization. Technological advances continue to achieve better formation evaluation to overcome any future challenges. Keywords: LWD, logging, mud pulse telemetry, geosteering.

9 LISTA DE FIGURAS Figura Esquematização de poço onshore Figura Esquematização de poço offshore Figura Esquematização dos três tipos de poços quanto ao posicionamento Figura Tipos de poços direcionais de acordo com a sua trajetória Figura Exemplo de poço multilateral Figura Estrutura de um poço horizontal antes da completação Figura Tipos de poços horizontais de acordo com o raio Figura Exemplo de quatro ferramentas de perfilagem Figura Arenitos e folhelhos com dispositivo de resistividade em poços vertical e HA Figura Conjunto de respostas adquiridas por ferramentas de Wireline em um poço horizontal antigo Figura Princípio de funcionamento da telemetria por pulsos de lama positivos Figura Princípio de funcionamento da telemetria por pulsos de lama negativos Figura Princípio de funcionamento da telemetria por pulsos de lama contínuos Figura As três possibilidades quando o poço horizontal sai da payzone para o folhelho.. 43 Figura As quatro possibilidades quando um poço se move para cima ou para baixo do arenito para o folhelho ou vice-versa Figura Ferramentas do Sistema Rotary Steerable Push the Bit (A) e Point the Bit (B) Figura Ferramenta Push the Bit Figura Ferramenta Geo Pilot realizando o processo do Point the Bit Figura À esquerda um perfil de resistividade para o reservatório de Grane, derivado de perfis de poço vertical. À direita o modelo da resposta de seis medições de resistividade calculados em várias posições horizontais no reservatório Figura Exemplos primários das partes da ferramenta LWD Figura As duas configurações possíveis de um típico BHA com LWD primário Figura Ferramenta Density Neutron Standoff Caliper (a) e ferramenta Compensated Wave Resistivity Gamma Directional (b) Figura Exemplo de uma combinação de ferramentas da terceira geração do LWD Figura Cronologia da introdução das medições de LWD de uma companhia de serviços 55 Figura Exemplo de um dos primeiros perfis gerados com a tecnologia de LWD Figura Exemplo de um perfil realizado pelo sistema de LWD atual... 57

10 Figura Principais decisões para correlação atuais usando LWD Figura Receita total das duas técnicas entre os anos de 1999 e Figura Diferença substancial entre as medições de resistividade realizadas pelo LWD e por Wireline Figura Pulso de nêutrons da ferramenta NeoScope Figura Patentes pelas maiores operadoras e quatro maiores prestadores de serviço de 2000 a Figura Tendência que indicou que mais dados foram adquiridos na última década do que nos cinquenta anos anteriores... 67

11 LISTA DE TABELAS Tabela Comparativo entre as três gerações das ferramentas de LWD... 52

12 SUMÁRIO I. APRESENTAÇÃO DO TRABALHO INTRODUÇÃO OBJETIVO MOTIVAÇÃO METODOLOGIA II. POÇOS HORIZONTAIS POÇOS HORIZONTAIS UTILIZAÇÃO E CONTEXTO HISTÓRICO III. PERFILAGEM (PERFIS ELÉTRICOS, RADIOATIVOS E ACÚSTICOS) PERFILAGEM PROPRIEDADES DA ROCHA E DO FLUIDO PRESENTE TIPOS DE PERFILAGEM PERFILAGEM ELÉTRICA PERFILAGEM NUCLEAR PERFILAGEM ACÚSTICA PERFILAGEM PARA POÇOS HORIZONTAIS E COM GRANDES ÂNGULOS DE INCLINAÇÃO DIFERENÇAS ENTRE POÇOS RESPOSTAS DAS MEDIÇÕES RESISTIVIDADE DENSIDADE NEUTRÔNICO OUTRAS MEDIÇÕES IV. CONCEITOS INICIAIS LWD TELEMETRIA TELEMETRIA POR PULSOS DE LAMA ATENUAÇÃO DOS PULSOS GEOSTEERING V. SISTEMA LWD LWD, HISTÓRICO E INTERAÇÃO COM MWD LWD X WIRELINE AVANÇOS TECNOLÓGICOS E DESAFIOS FUTUROS VI. CONCLUSÃO REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS... 71

13 CAPÍTULO I APRESENTAÇÃO DO TRABALHO 1.1. INTRODUÇÃO O petróleo é a principal fonte de energia mundial constituindo a base da economia do planeta e, por isso, tem uma importância inigualável. Hoje em dia é dificil saber de alguma coisa que não depende direta ou indiretamente do petróleo. E o mercado vive um ótimo momento com grandes reservas sendo descobertas, além dos diversos investimentos em tecnologia e capacitação que geram competitividade e inovações cada vez mais significantes. A cadeia produtiva do petróleo é uma das mais complexas e o sucesso das operações depende de diversas variáveis como segurança e eficiência. Essa cadeia produtiva é dividida em exploração, desenvolvimento e produção. Cada uma dessas etapas possui objetivos distintos e, com isso, é necessária a interação de uma grande equipe de diferentes profissionais competentes como engenheiros, geofísicos, geólogos, químicos, entre outros. Primeiramente se realiza um estudo sísmico, subdividido em aquisição, processamento e interpretação para analisar os sismogramas das bacias sedimentares e determinar a possibilidade que a formação tem de conter hidrocarbonetos. Ou seja, com a sísmica, não é possível garantir a existência de hidrocarbonetos na formação. Apenas depois da perfuração do poço que é possivel confirmar a existência do reservatório de petróleo. Porém uma série de fatores nas propriedades das rochas e dos fluidos devem ser detalhadamente analisados para saber a viabilidade econômica do poço. Essas análises, que podem ser realizadas durante ou após a perfuração, são feitas através de métodos para definição de camadas potencialmente produtoras. Entre esses métodos destaca-se a perfilagem, que é o mais conhecido e é definida como sendo o levantamento completo dos perfis referentes ao poço para a produção de petróleo. O perfil de um poço é a imagem visual, em relação à profundidade, de uma ou mais características ou propriedades das rochas perfuradas, que é obtido através de ferramentas que são descidas no poço. Com a perfilagem podemos mapear o poço com gráficos ou figuras que nos mostram as áreas de interesse a serem trabalhadas, no entanto, é bom deixar claro que ela não se mostra auto-suficiente, pois necessita de técnicas auxiliares que se complementam para cumprir essa meta.

14 13 Os primeiros relatos sobre a utilização da perfilagem ocorreram em 1927 e, desde então, essa técnica vem sendo muito utilizada e desenvolvida. E, cerca de 40 anos atrás, surgiram as primeiras perfilagens durante a perfuração, o chamado Logging While Drilling (LWD) que é foco desta monografia, principalmente quando utilizado em poços horizontais. Poços horizontais são aqueles em que as estruturas e o posicionamento dos equipamentos são próximos de 90 em relação à vertical. A tecnologia de poços horizontais começou seu estágio de desenvolvimento no início da década de 80, mas a sua utilização ainda era limitada. No Brasil, a tecnologia de poço horizontal foi utilizada pela primeira vez no ano de Esse tipo de poço gera uma série de vantagens sendo a principal o aumento da área exposta ao fluxo de hidrocarbonetos. LWD é a tecnologia de medições das propriedades da formação durante o processo de perfuração. Essa tecnologia tem grandes vantagens como, por exemplo, a habilidade de conseguir realizar o perfil em poços horizontais e com grandes desvios, além de fornecer dados enquanto o poço está sendo perfurado. A técnica de LWD é relativamente nova e cara, sendo mais comumente aplicada em poços de acesso mais difícil, principalmente os poços horizontais. Poços horizontais se diferenciam dos poços verticais em diversos aspectos. Os poços horizontais, que se originaram a partir dos direcionais, são mais caros, porém, por terem maior área de contato com a região produtora, acabam melhorando a produtividade na maioria dos casos. Então é fundamental saber as diferentes características dos tipos de poço para saber que tipo de operação será melhor para realizar. A técnica de LWD utiliza como sistema de transmissão a telemetria por pulso de lama na qual instrumentos geram a informação no fundo do poço que, pela lama, é então transmitida para a superfície onde os sinais são decodificados por uma série de equipamentos e, com isso, o operador é capaz de realizar alterações na perfuração. A grande vantagem deste tipo de telemetria é a capacidade de realizar a transmissão sem parar a perfuração, ou seja, em tempo real. Esse fato só foi possível graças ao MWD a partir dos anos 70. Todos os esforços são voltados para a melhoria da produtividade do óleo em qualquer cenário com a diminuição dos custos, se possível. E, por isso, todas as análises devem ser levadas em consideração para aumentarmos consideravelmente a probabilidade de sucesso das operações.

15 OBJETIVO O objetivo deste trabalho de conclusão de curso é analisar e tornar de fácil compreensão as principais características do sistema de medição LWD que é realizado durante a perfuração de poços, especialmente quando é utilizado para poços horizontais. Existem outros objetivos mais específicos, necessários para que o objetivo principal seja alcançado, que serão abordados durante o desenvolvimento como, por exemplo,: definição e diferenciação dos perfis, explicação sobre poços horizontais, detalhamento sobre a telemetria por pulsos de lama e características dos sistemas MWD e Wireline para comparação com o LWD. Portanto antes de saber o que é e como funciona o LWD, é preciso entender bem sobre as características geólogicas da formação e como elas são medidas com os diferentes tipos de perfilagem. Além disso, é fundamental conhecer os tipos de poços existentes na indústria do petróleo e saber as suas diferentes características para se utilizar a melhor ténica para aquisição dos dados MOTIVAÇÃO Esse é um assunto relativamente novo que ainda não possui muita informação pública, por isso a justificativa para a realização deste projeto é ter conhecimento sobre os avanços que estão sendo realizados usando esta técnica, assim como na utilização de poços horizontais e sistemas de telemetria. Além de gerar material de pesquisa e estudo sobre o tema em português. O tema em questão atraiu bastante meu interesse principalmente quando recebi uma proposta de estágio em uma grande empresa prestadora de serviços na área de perfuração e fui pesquisar as atividades a serem desenvolvidas. É um assunto novo, como já dito anteriormente, onde o avanço tecnológico tem sido fudamental para o aumento crescente dessa técnica. Além disso, é um assunto pouco abordado durante a Faculdade de Engenharia de Petróleo na Universidade Federal Fluminense.

16 METODOLOGIA A metodologia e estruturação aplicadas seguem uma ordem baseada em: i. Capítulo 1: Com apresentação e contextualização do trabalho ii. iii. iv. Capítulo 2: Poços horizontais. No capítulo em questão serão abordados os diferentes tipos de poços (vertical, direcional, multilateral e horizontal). Será dada uma ênfase nos poços horizontais, na qual serão destacadas sua história, características, vantagens e desvantagens e aplicações. Capítulo 3: Características da sonda com a explicação dos perfis elétricos, radioativos e acústicos. Nesse capítulo será realizado um estudo comparativo desses tipos de perfis, destacando vantagens e desvantagens de cada fazendo com o que o entendimento da técnica de LWD, que virá mais na frente, seja mais fácil. Capítulo 4: Conceitos Iniciais de LWD. Antes do estudo específico da técnica é necessário ter o conhecimento sobre alguns conceitos importantes que são utilizados no LWD. Entre esses conceitos os principais são a telemetria por pulsos de lama e o geosteering. v. Capítulo 5: Sistema LWD. É o capítulo principal da monografia, onde a técnica de LWD será realmente aprofundada. Primeiramente sua história, em seguida todas as suas características e estruturações com a sua interação com o sistema MWD, uma comparação com a técnica de Wireline e, por fim, uma análise sobre os avanços tecnológicos e desafios futuros. vi. Capítulo 6: Conclusão

17 CAPÍTULO II POÇOS HORIZONTAIS 2.1. POÇOS HORIZONTAIS UTILIZAÇÃO E CONTEXTO HISTÓRICO Um poço de hidrocarboneto pode ser definido como sendo uma perfuração realizada através de um conjunto de camadas rochosas com o objetivo de extrair óleo e/ou gás contido em uma acumulação sub-superficial. O poço de petróleo é o elemento de ligação entre a formação rochosa e a superfície. Portanto, a atividade de perfuração é bastante complexa com diversas divisões. Os poços petrolíferos podem ser classificados de diferentes formas: i. Quanto a sua finalidade: - pioneiro verifica estrutura mapeada. - estratigráfico obtém mais informações sobre a Bacia. - de extensão ou delimitação perfurados para ampliar ou delimitar os limites do campo. - de injeção perfurados com a intenção de injetar fluidos na rocha reservatório visando melhorar a recuperação do óleo. - de produção para a produção dos hidrocarbonetos propriamente dita. ii. Em relação à sua localização: - onshore (em terra), (Figura 2.1) - offshore (no mar), (Figura 2.2) Figura 2.1 Esquematização de poço onshore Fonte: PetroleoInfonet. Figura 2.2 Esquematização de poço offshore Fonte: Melchíades.

18 17 iii. De acordo com o seu posicionamento - Vertical - Direcional - Horizontal - Multilateral Figura 2.3 Esquematização dos 3 tipos de poços petrolíferos Fonte: Rocha et al. (2006). O foco será a classificação dos poços de petróleo em relação ao seu posicionamento. Desde o início da indústria, com a perfuração do primeiro poço em 1859, na Pensilvânia-EUA, realizada pelo Cel. Drake, e até a década de 1970, a maioria dos poços era vertical. O poço vertical é aquele em que a sonda e a zona de interesse estão na mesma direção, como podemos observar na figura 2.3. Poços verticais continuam sendo extremamente utilizados em todo mundo devido a sua facilidade e economia de instalação, além do fato dos profissionais envolvidos já serem familiarizados com eles. Na realidade, nenhum poço é realmente vertical, devido às heterogeneidades litológicas das formações, que não possuem composição uniforme na disposição das camadas e, com isso, geram um pequeno desvio na verticalidade. Esse fato, aliado com o desenvolvimento de tecnologia, deu origem aos poços direcionais e, na sequência, aos poços horizontais. Um poço direcional é aquele em que o objetivo da perfuração não se encontra na mesma vertical da cabeça do poço, sendo necessário técnicas e equipamentos especiais. Essa distância horizontal entre o objetivo e a cabeça do poço é chamada de afastamento. As principais utilizações dos poços direcionais são: - Para controlar ou acessar trechos de poços verticais; - Quando o objetivo é inacessível à perfuração vertical; - Em cenários geológicos com estruturas múltiplas; - Quando se tem a necessidade de poços de alívio; - Em poços que evitem cruzar rios ou massas de água.

19 Os poços direcionais também podem ser classificados de acordo com a trajetória: Tipo I ou Slant, Tipo II ou S e Tipo III. Os três tipos estão exemplificados na figura Figura 2.4 Tipos de poços direcionais de acordo com sua trajetória. Fonte: Disponível em Unisanta E alguns poços direcionais, como os tipos I e III mostrados na Figura 2.4 passaram a ter um raio de curvatura muito alto seguido de um trecho sem curvatura, que se tornaram realmente horizontais, dando origem aos poços horizontais propriamente ditos. O raio de curvatura de um poço é definido como o ângulo formado a partir do ponto do inicio da curvatura (kick off point) até o inicio da trajetória reta, sendo este valor próximo a 90 para os horizontais. Poços multilaterais são uma das aplicações mais comuns de poços direcionais. É uma técnica que visa a perfuração sob a forma de ramificações, a partir de um poço principal que atua como uma base guia para a perfuração dos poços, além de alojar a cabeça dos mesmos (como apresentado na Figura 2.5). Com isso, se otimiza as linhas de produção com a junção de vários poços em uma única linha de produção conectada a plataforma, economizando tempo e dinheiro. Os objetivos dos poços multilaterais são: - Reutilizar poços já perfurados e em vias de serem abandonados; - Aumentar a exposição do reservatório; - Aumentar produção e recuperação de um único poço diminuindo o número de poços; - Interceptar diversas zonas produtoras; - Perfurar poços em reservatórios de pequena espessura, dispostos ao longo de um poço cuja explotação isolada seria antieconômica (Vidal, 1999).

20 19 Figura 2.5 Exemplo de poço multilateral. Fonte: Rocha et al. (2006). Pelas figuras 2.3 e 2.5 é possível perceber que poços horizontais são aqueles em que os ângulos da perfuração, de suas estruturas e do posicionamento dos equipamentos são próximos de 90 em relação à vertical, como já dito anteriormente. A tecnologia de poços horizontais começou seu estágio de desenvolvimento no início da década de 80, mas a sua utilização ainda era limitada. A partir da década seguinte, essa tecnologia conseguiu amadurecer tendo uma maior aceitação na indústria, aumentando significativamente a sua utilização. No Brasil, a tecnologia de poço horizontal foi utilizada pela primeira vez no ano de Joshi (1987) realizou uma revisão geral dos poços horizontais na qual afirma que o método de perfuração utilizado deve ser escolhido de acordo com as considerações do reservatório, do custo, do espaço e da condição mecânica do poço vertical. Ele também citou diversos exemplos onde a introdução do poço horizontal significou aumento da produtividade. Nessa revisão, Joshi, apresentou diversos parâmetros que podem ser calculados e que influenciam na performance do poço vertical e chegou as seguintes conclusões: - A tecnologia para perfuração e completação dos poços horizontais já era disponível; - Poços horizontais podem ser vistos como fraturas de condutividade infinita; - A estimulação dos poços horizontais estava em desenvolvimento; - Os exemplos de campo evidenciaram o sucesso dos poços horizontais em aumentar a produção de reservatórios de baixa produtividade e em reduzir problemas de cone de gás e de cone de água. Em seguida, Lacy et al. (1992) também apresentaram uma revisão do histórico de produção e aplicações de poços horizontais em diferentes reservatórios no mundo. Nesse estudo, vários exemplos foram estudados onde se comprovou que a utilização de poços

21 20 horizontais gerou um aumento na produtividade de, no mínimo duas vezes, comparado aos poços verticais. E, nos casos mais extremos, esse aumento chegou a ser de vinte e cinco vezes. Coffin (1993) analisou 82 poços horizontais perfurados entre 1980 e 1992 em 13 países diferentes. Com essa análise a conclusão foi de que cerca de 84% dos poços foram classificados como bem sucedidos e as reservas desenvolvidas com poços horizontais apresentaram-se duas vezes e meia maior em relação àquelas desenvolvidas com poços verticais. Leon-Ventura et al. (2000) realizaram uma avaliação da produção dos poços horizontais. Eles afirmam que para aumentar a produção, em campos onde se utilizam poços verticais, podemos adicionar outros poços verticais, criar fraturas artificiais ou realizar estimulações para melhorar a permeabilidade efetiva nas vizinhanças do poço. Mas que, em muitos casos, a alternativa mais econômica consiste no uso de poços horizontais que aumenta a comunicação com o reservatório. Nessa avaliação os autores ainda fizeram análises comparativas entre poços horizontais, verticais e inclinados (direcionais). Eles lembraram da importância de falar que a produtividade de poços horizontais é fortemente dependente da razão de permeabilidade (K V /K H ). Quanto maior for essa razão (mais próxima de 1), maior será a produtividade dos poços horizontais. E a conclusão foi de que poços horizontais apresentam excelentes condições iniciais de produção, comportando-se como poços com condutividade infinita e por isso satisfazem o requerimento básico de sua concepção. Esses resultados indicam que poços horizontais são uma boa alternativa para a exploração de reservatórios. O surgimento dos poços horizontais foi de grande valor para a indústria, pois a maioria das rochas reservatório são horizontais ou sub-horizontais e, com isso, o poço horizontal tem mais área de superfície na zona de produção do que um poço vertical, tendo maior taxa de produção. O uso desse tipo de perfuração tornou possível chegar a reservatórios localizados quilômetros de distância da sonda, permitindo a produção de hidrocarbonetos de áreas, antes consideradas inacessíveis. A perfuração de poços horizontais teve considerável aumento nos últimos anos e atualmente, juntamente com os poços direcionais, constitui o padrão de perfuração e implementação utilizado na indústria para poços de desenvolvimento. O aumento da perfuração de poços horizontais é consequência do desenvolvimento de técnicas de perfuração somado ao fato destes poços permitirem o aumento da recuperação total das reservas.

22 21 Atualmente, com o objetivo de aumentar a produtividade, muitos poços petrolíferos a serem perfurados são planejados para serem horizontais. O questionamento não é mais se poços horizontais devem ser perfurados e, sim, onde e quando esses poços devem ser perfurados. Uma série de razões tem contribuído para esse aumento, em todo o mundo, do número de poços horizontais perfurados. As principais razões para se perfurar um poço horizontal são: - Aumentar a área exposta ao fluxo de hidrocarbonetos; - Reduzir quedas de pressão; - Propiciar maior interceptação das fraturas verticais em reservatórios naturalmente fraturados e baixas permeabilidade e porosidade; - Viabilizar a exploração de formações com baixas porosidades ou que contenham óleo pesado, por aumentar a área exposta ao fluxo; - Aumentar a eficiência das técnicas de recuperação secundária, já que uma maior área de drenagem pode responder melhor à injeção de vapor ou de água; - Retardar o avanço do contato óleo-água ou gás-óleo; - Viabilizar economicamente a exploração de campos offshore, onde o posicionamento das plataformas marítimas de produção é crítico devido às condições adversas do mar. Para obtenção de sucesso dos projetos que envolvem poços horizontais é necessário ter bem definido quais os objetivos do gerenciamento. A utilização dos poços horizontais vem sendo realizada para, principalmente, três objetivos: aumentar a produção, acessar reservas antes não alcançadas e reduzir o número de poços injetores e produtores. No objetivo de aumentar a produção, os poços horizontais são eficientes já que a partir de um mesmo custo, sem investimento adicional, pode melhorar a produção (fato muito importante principalmente em áreas remotas e em campos marítimos) devido a sua maior área de contato com o reservatório. Os poços horizontais, como já citado anteriormente, conseguem acessar reservas que antes não eram alcançadas, seja por questões ambientais ou econômicas, devido ao longo trecho horizontal. Existem poços que, inclusive, produzem reservas localizadas sob cidades sem gerarem perturbações na superfície. O último motivo principal da utilização de poços horizontais é o fato de reduzir o número de poços injetores e produtores. Isso se dá de forma lógica devido à maior capacidade de produção e injeção do poço horizontal em relação ao vertical. Assim, apesar do maior investimento inicial, os custos de operação serão menores.

23 22 Os poços horizontais são utilizados em qualquer fase da recuperação para atingir, principalmente, os objetivos mencionados acima. Porém, a aplicação desta técnica é comprovadamente maior em reservatórios que apresentem as seguintes características: 1. Problema de formação de cone de água e/ou gás Os poços horizontais tendem a atrair o contato óleo/água ou óleo/gás de modo mais uniforme, formando não um cone como poços verticais, mas sim uma crista. Tem-se, então, uma maior produção de óleo para uma mesma produção total de líquido. Por isso a redução do problema de formação de cone de água ou gás é uma das principais vantagens da utilização de poços horizontais. 2. Reservatórios naturalmente fraturados As fraturas naturais tendem a elevar a produção de óleo e gás, pois fornecem um caminho natural para o fluxo dos fluidos. Os poços horizontais fazem com que essa tendência aumente já que a probabilidade da interceptação dessas fraturas é maior. 3. Reservatório de baixa permeabilidade Neste tipo de reservatório os poços verticais não são capazes de produzir com uma vazão suficientemente alta e por isso os poços horizontais são usados para otimizar a produção do reservatório, criando um caminho para o fluxo através da formação. 4. Reservatórios delgados (pouco espessos) Devido ao fato dos poços horizontais possuírem uma maior extensão do poço em contato com a camada produtora, eles acabam tendo uma maior capacidade de produzir a taxas economicamente viáveis em zonas de pequena espessura, em comparação aos poços verticais (Nakajima, 2003). Os poços horizontais são dividos em três seções: primeiro existe uma parte vertical como qualquer poço, em seguida vem a seção com raio de curvatura para então se chegar à horizontal. O diâmetro do poço diminui de acordo com essas seções e com a profundidade. Um exemplo de poço horizontal com as três seções destacadas é apresentado na Figura 2.6 a seguir.

24 23 Figura 2.6 Estrutura de um poço horizontal antes da completação. Fonte: David (2009). Costuma-se classificar os poços horizontais de acordo com o raio, que é um fator decisivo no estabelecimento da arquitetura do poço horizontal. Os poços podem ter raio curto, médio, intermediário ou grande. A Figura 2.7 a seguir apresenta o comparativo destes tipos, indicando quantos graus o poço ganha a cada 30 metros e o comprimento do seu raio: Figura 2.7 Tipos de poços horizontais de acordo com o raio. Fonte: UNISANTA. Como podemos observar na figura 2.7, os poços de raio curto são aqueles cujo raio de curvatura está entre 9 e 29 metros e a seção horizontal do poço poderá estender-se até pés. Este tipo de poço é ideal nas perfurações de pouca profundidade, facilitando a re-entrada em um poço existente. Os poços de raio médio possuem um raio de curvatura entre 29 e 58 metros e sua seção horizontal pode atingir os pés de comprimento. E os poços de raio grande são perfurados com raio de curvatura entre 214 e 860 metros, com seção horizontal entre e pés. Sua perfuração é mais complexa e requer a utilização de ferramentas de

25 24 perfuração mais modernas, tal como o sistema de navegação de perfuração que usa motores de perfuração dirigíveis (stearable motor) e MWD. A interação dos poços horizontais com o reservatório é mais complicada, pois envolve uma maior quantidade de parâmetros e com isso o estudo é mais complexo. Portanto, o custo de um poço horizontal pode alcançar até três vezes mais que o custo de um poço vertical convencional. Por isso a aplicação ótima dos poços horizontais tem uma grande importância econômica e deve ser muito bem analisada. A comparação entre a performance produtiva de poços horizontais e verticais é, portanto, inevitável e necessária, pois possibilita avaliar o ganho que pode ser obtido ao incluir um poço horizontal em uma estratégia de recuperação de um campo. Como a interação dos poços horizontais com o reservatório é mais complicada, as tecnologias utilizadas devem ser diferentes e mais modernas para que a perfuração seja a mais apropriada possível. E o posicionamento correto do poço, com uma boa interseção com a zona produtiva (pay zone), é fundamental para a obtenção dos resultados esperados. E essa tecnologia está cada vez mais atrativa, tornando a diferença entre os custos dos dois tipos de poços cada vez menor. Quanto à perfilagem dos poços, em poços verticais é comum fazer o uso da técnica de Wireline (mas isso também está começando a mudar, como será explicado no capítulo 5), onde são medidos e analisados perfis elétricos, sônicos e radioativos. Assim é possível determinar se o poço está bem posicionado ou não. Esses perfis são usados em conjunto para avaliar as propriedades petrofísicas das rochas. Mas, em poços com condições de poço mais difíceis (poços direcionais e horizontais), a técnica de Wireline se torna pouco eficiente e o uso de ferramentas de LWD (Logging While Drilling) é mais aconselhável.

26 CAPÍTULO III PERFILAGEM (PERFIS ELÉTRICOS, RADIOATIVOS E ACÚSTICOS) 3.1. PERFILAGEM Para se determinar a viabilidade econômica de um poço de petróleo, diversos parâmetros das propriedades das rochas e dos fluidos devem ser analisados. Essas análises são feitas através de métodos para definição de camadas potencialmente produtoras e podem ser realizadas durante ou após a perfuração. O tipo de análise mais conhecido e utilizado é chamado de perfilagem de poços. O termo perfilagem veio do francês carottae electrique e significa perfuração com medição elétrica, que é uma descrição exata da primeira técnica de perfilagem utilizada em Porém, de acordo com Ellis e Singer (2008), uma melhor tradução para perfilagem é um registro das características da formação rochosa realizado através de dispositivos de medição que vão por dentro do poço. Na perfilagem é realizado um levantamento completo dos perfis referentes ao poço para a produção de petróleo. O perfil de um poço é a imagem visual, em relação à profundidade, de uma ou mais características ou propriedades das rochas perfuradas, que é obtida através das ferramentas que são descidas no poço. Entretanto, perfilagem tem significados diferentes para cada profissional envolvido, do seguinte modo: - Geólogo é uma técnica de mapeamento para explorar a subsuperfície; - Petrofísico é a oportunidade de avaliar o potencial de produção de hidrocarbonetos de um reservatório; - Geofísico é uma fonte de dados complementares para análises sísmicas da superfície; - Engenheiro de reservatório ferramenta para suprir os dados necessários para serem usados em um simulador. Como dito anteriormente, o nascimento da perfilagem ocorreu em 1927, qundo H. Doll e os irmãos Schlumberger fizeram uma medição de resistividade semicontínua no campo de Alsace. A operação foi realizada com um dispositivo rudimentar que consistia em um cilindro de baquelite (resina sintética, quimicamente estável e resistente ao calor, que foi o primeiro produto não plástico. É a junção do fenol com o formaldeído, formando um polímero chamado polifenol) com um par de eletrodos metálicos no exterior. Conectando o dispositivo à superfície através de um cabo/arame (wire), que deu origem ao nome Wireline Logging.

27 26 Wireline se refere ao cabo blindado pelo qual os dispositivos de medições são descidos e retirados do poço e, com os arames blindados isolados no interior do cabo, fornece poder elétrico ao dispositivo e meios para a transmissão dos dados até a superfície. Mais recentemente, os dispositivos tem sido encapsulados no comando de perfuração (drill collar) e o efeito da transmissão através da coluna de lama no procedimento conhecido como Logging While Drilling (LWD). Os dois principais objetivos da perfilagem de poços são: correlação e avaliação dos reservatórios e, por isso, as funções da perfilagem estão voltadas para a identificação de rochas reservatório e a determinação de suas características (principalmente porosidade e permeabilidade), bem como a natureza do fluido presente. Na Figura 3.1 abaixo, são apresentados quatro tipos de ferramentas de perfilagem. Figura 3.1 Exemplos de quatro ferramentas de perfilagem. À esquerda um dipmeter na posição extendida, seguido de uma ferramenta de perfilagem sônica e depois um dispositivo de densidade com o suporte hidráulico ativado. À direita outra versão do dipmeter com múltiplos eletrodos em cada bloco. Fonte: Allaud et al. (1977), Schlumberger PROPRIEDADES DA ROCHA E DO FLUIDO PRESENTE A natureza intergranular dos poros que constitui a rocha reservatório é fundamental. Acima de tudo, a rocha tem que ser porosa. Porosidade é a porção da rocha em volume que é ocupada por espaço poroso (%). A porosidade de um reservatório, dependendo da litología, pode estar no intervalo de 10 a 30%. O produto da porosidade, saturação, área e espessura do reservatório dá o volume de fluido que o reservatório contém. A porosidade pode ser determinada a partir dos perfis de ressonância magnética nuclear, velocidade acústica (sônico), densidade e nêutron.

28 27 Uma outra propriedade importante é o grau em que os poros estão interconectados, isto é, a permeabilidade que é medida em darcy. Um darcy é a permeabilidade que permitirá um fluxo de um mililitro por segundo de fluido de uma viscosidade centipoise atravessar um centímetro quadrado sobre um gradiente de pressão de um atmosfera por centímetro e um reservatório comercial possui a permeabilidade de poucos darcy a milidarcy. A rocha pode ser limpa, que em si é um importante parâmetro, ou conter argilas que podem afetar as leituras dos perfis e também têm um impacto muito importante na permeabilidade que, como citado acima, é a medida da facilidade de extração dos fluidos do espaço poroso. A rocha pode ser consolidade ou não-consolidada, sendo uma propriedade mecânica que vai influenciar as medições acústicas realizadas e impactam na estabilidade das paredes do poço assim como na habilidade da formação de produzir fluidos. A formação pode ser homogênea, fraturada ou laminada (em camadas) alterando, assim, a permeabilidade significativamente. A detecção de fraturas e a predição da possibilidade de fraturamento são bem importantes e em formações laminadas, as camadas individuais podem ter uma grande variedade de permeabilidades e espessuras que podem variar de uma polegada a 10 pés, tornando a identificação de finas camadas rochosas um desafio. A superfície interna da rocha reservatório é usada para avaliar as possibilidades de produzir fluidos do espaço poroso e está relacionada com a natureza granular, que pode ser descrita pelo tamanho do grão e sua distribuição. Embora as propriedades da rocha sejam de extrema importância, é, geralmente, o fluido contido que é de interesse comercial. Na maioria dos reservatórios de hidrocarbonetos somente parte dos espaços porosos é preenchida por hidrocarboneto e, por isso, é crucial distiguirmos eles da salmoura (água salgada) que, normalmente, também ocupa os poros. Um termo frequentemente usado para descrever a proporção desses elementos é saturação : a saturação da água é a porcentagem da porosidade ocupada pela salmoura, em vez de hidrocarboneto. Outra etapa importante é distinguir os hidrocarbonetos entre líquido e gás, já que isso pode ser de importância considerável não apenas para o processo de produção final, mas também para a interpretação das medições sísmicas, já que formações preenchidas de gás produzem reflexões distintas das preenchidas de líquido. A pressão e a temperatura do fluido contido são importantes tanto para perfuração quanto para produção. Regiões de excesso de pressão devem ser identificadas e levadas em consideração para evitar blowouts (fluxo descontrolado de fluidos da formação para a

29 28 superfície, devido ao desbalanceamento entre a pressão hidrostática da lama de perfuração ou fluido de completação e a pressão da formação), enquanto que a temperatura pode ter um grande efeito na viscosidade do fluido: abaixo de certa temperatura os fluidos podem ser muito viscosos que não conseguem escoar, segundo Ellis e Singer (2008). A lama (fluido de perfuração) injetada durante a perfuração também causa distúrbios, denominada invasão. A determinação da invasão é essencial à interpretação, pois é a região da rocha que produzirá um maior efeito nos parâmetros originais, resultando em valores anômalos. A perfilagem desempenha um papel central no desenvolvimento de um reservatório através da avaliação da formação. E os objetivos dessa avaliação podem ser resumidos pela resolução de quatro questões de interesse primário na produção: 1. Existe algum hidrocarboneto, e se existe é óleo ou gás? Primeiro, é necessário identificar ou inferir a presença de hidrocarbonetos nas formações atrevessadas pelo poço. 2. Onde estão os hidrocarbonetos? A profundidade das formações que contêm acumulações de hidrocarbonetos deve ser identificada. 3. Quanto hidrocarboneto está contido na formação? Primeiro aspecto é uma aproximação inicial para quantificar o volume de fluidos disponível. O segundo aspecto é para quantificar a fração de hidrocarboneto (fluidos contidos na rocha matriz). E o terceiro consiste na extensão da área do leito que contem o hidrocarboneto. 4. Quão produzíveis são os hidrocarbonetos? De fato tudo se resume a essa questão que, infelizmente, é a mais difídil de responder através das propriedades inferidas da formação. O dado de entrada mais importante é a determinação da permeabilidade. Muitos métodos são usados para extrair esse parâmetro dos perfis com uma grande variedade de sucesso. E outro fator essencial é a viscosidade do óleo, frequentemente pouco referido como em óleo pesado ou leve. Um grande número de dispositivos de medição e técnicas de interpretação estão sendo desenvolvidas. Elas fornecem, principalmente, valores de porosidade e saturação de

30 29 hidrocarboneto, em função de profundidade, usando o conhecimento da geologia local e propriedades dos fluidos que estão acumulados em um reservatório em desenvolvimento. Devido a grande variedade de formações geológicas subsuperficiais, muitas diferentes ferramentas de perfilagem são necessárias para dar a melhor combinação possível de medições para o tipo de rocha antecipadamente. Independente da disponibilidade deste grande número de dispositivos, cada um fornecendo informações complementares, as respostas finais são principalmente três: a localização das formações em que se encontram o óleo e/ou o gás, uma estimativa da produtividade, e uma aproximação da quantidade de hidrocarboneto no reservatório TIPOS DE PERFILAGEM Na maioria das aplicações diretas, o propósito da perfilagem de poços é fornecer medições que podem ser relacionadas à fração volumétrica e tipo de hidrocarboneto presente nas formações porosas. Técnicas de medição são usadas a partir de três fundamentos físicos: elétrica, nuclear e acústica. Geralmente a medição é sensível tanto às propriedades da rocha quanto ao fluido presente nos poros Perfilagem Elétrica A primeira técnica desenvolvida foi a medição de condutividade elétrica. Uma formação porosa tem uma condutividade elétrica que depende da natureza do eletrólito que está preenchendo o espaço poroso. Muito simples, a rocha matriz é não-condutora e o fluido usual saturado é uma salmoura condutora. Por isso, contrastes de condutividade são produzidos quando a salmoura é substituida por um hidrocarboneto não-condutor. Medições de condutividade elétrica geralmente são feitas a baixas frequências. A medição de potencial espontâneo é feita para determinar a condutividade da salmoura. Outro fator que afeta a condutividade de uma formação porosa é a sua porosidade. Rochas com saturação de salmoura de diferentes porosidades terão também diferentes condutividades; em baixa porosidade a condutividade será muito baixa, e em altas porosidades ela pode ser bem maior. Para interpretar corretamente medições de condutividade e para estabelecer a importância do possível hidrocarboneto a ser produzido, a porosidade da formação deve ser conhecida Perfilagem Nuclear

31 30 Várias medições nucleares são sensíveis à porosidade da formação. A primeira tentativa de medir porosidade da formação foi baseada no fato de que interações entre nêutrons de alta energia e hidrogênio reduzem a energia do nêutron de forma muito mais eficiente do que outros elementos da formação. Entretanto, foi verificado mais tarde que uma ferramenta de porosidade baseada no nêutron é sensível a todas as fontes de hidrogênio da formação, não apenas nas contidas nos espaços porosos. Isso levou a complicações em formações com argila, já que hidrogênio associado com argila mineral é visto pela ferramenta do mesmo jeito que o hidrogênio no espaço poroso. A captura de nêutrons de baixa energia pelos elementos da formação produzem raios gamas de energias características. Pela análise da energia desses raios gamas, análises químicas de seleção da formação podem ser feitas. Isso é especialmente útil na identificação de minerais presentes na rocha. Interação de nêutrons de alta energia com a formação permite a determinação direta da presença de hidrocarbonetos através de átomos de carbono para átomos de oxigênio. Como uma alternativa, atenuações de raio gama são usadas para determinar a densidade bulk da formação. Com o conhecimento do tipo da rocha, mais especificamente a densidade do grão, é simples converter essa medida em um valor de porosidade preenchida pelo fluido. Ressonância magnética nuclear é sensível a quantidade e distribuição dos prótons livres na formação. Prótons livres ocorrem apenas nos fluidos, então a sua quantidade fornece outro valor para porosidade. A sua distribuição, em pequenos ou grandes poros, leva a determinação de uma média do tamanho do poro e, consequentemente, através de várias transformações empíricas, a predição da permeabilidade. A viscosidade do fluido também afeta a movimentação dos prótons durante a ressonância, então os dados podem ser interpretados para darem a viscosidade, de acordo com Ellis e Singer (2008) Perfilagem Acústica Medições acústicas de velocidades de compressão e de cisalhamento (shear velocities) podem ser relacionadas à porosidade e litologia da formação. Na reflexão, medições acústicas podem revelar imagens da parede do poço e impedância da formação. Análises de onda flexural do revestimento podem ser usadas para medir a integridade do revestimento e cimentação. Usando transmissores de baixa frequência, a excitação da onda de Stoneley é um caminho para detectar fraturas ou gerar perfil relacionado à permeabilidade da formação.

32 31 Técnicas para análise de ondas shear e sua dispersão fornecem imporantes entradas geomecânicas resguardando o stress perto do poço. Isso é usado em programas de perfuração para evitar quebra (desmoronamento) do poço ou fraturas induzidas pela perfuração. Uma impressão que deve ser retirada das descrições acima é que ferramentas de perfilagem não medem os parâmetros desejados, fornecendo apenas medições indiretas as de real interesse. É por essa razão que existe um domínio separado associado com perfilagem conhecido como interpretação. Interpretação é o processo que tenta combinar o conhecimento da resposta da ferramenta com geologia, para fornecer uma figura compreensiva da variação da importância petrofísica dos parâmetros com a profundidade do poço PERFILAGEM PARA POÇOS HORIZONTAIS E COM GRANDES ÂNGULOS DE INCLINAÇÃO Para todos os tipos de perfilagem citados, considerou-se, quando mencionado, que o poço era vertical e as camadas da formação horizontais e desde o surgimento e aumento da perfuração desses poços horizontais, a partir de 1990, a perfilagem tem que ser de acordo com o tipo do poço. Em uma formação homogênea e grossa a inclinação do poço não deve importar. Porém, formações nunca são homogêneas e elas possuem limites e inclinações. Heterogeneidades e anisotropia afetam as medições de poço horizontal de maneira diferente das de poço vertical, enquanto que os limites entre formações também atuam de maneira diferente. E, mesmo os princípios básicos da perfilagem sendo iguais, a interpretação pode ser muito diferente. De acordo com Ellis e Singer (2008) os primeiros poços horizontais foram desenvolvidos a partir de poços perfurados em reservatórios bem conhecidos. Logo foi percebido que as variações geológicas ao longo do caminho do poço eram muito maiores do que o esperado. Os poços foram perfilados por ferramentas de wireline e, portanto, apenas após a perfuração do poço que foi possível saber onde realmente ele ficou posicionado no reservatório. Isso levou a novas aplicações para medições de perfilagem conhecidas como geosteering ou geodirecionamento, no qual as medições de dispositivos de LWD foram usados para alterar o curso do poço durante a perfuração. O sucesso dessa técnica tem sido a maior causa do aumento do número de poços horizontais.

33 32 Entre outros fatores, esse sucesso tem levado os poços horizontais a serem perfurados não apenas para desenvolvimento, mas também para avaliação e exploração. Isso requer um maior conhecimento das respostas da ferramenta de perfilagem Diferenças entre poços Segundo Passey et al. (2005), podemos definir o tipo do poço da seguinte maneira: - Poço vertical - aquele em que o ângulo de desvio aparente é menor do que 30 e, com isso, os perfis precisam de poucas correções. - Poço moderadamente desviado - tem ângulo de desvio aparente entre 30 e 60 em que perfis de resistividade e acústicos precisam de correção, mas isso pode ser feito com procedimentos de rotina. - Poço altamente desviado (HA high angle) - possui ângulo de desvio entre 60 e 80 nos quais a maioria dos perfis é afetada e o ângulo deve ser bem conhecido. - Horizontal possui ângulo de desvio aparente maior do que 80 em que todos os perfis são afetados e onde o ângulo deve ser acuradamente bem conhecido para interpretação quantitativa. Essas definições se referem ao ângulo relativo entre o poço e a camada da formação que tem dois efeitos principais nas medições de perfilagem: um devido às camadas que o envolvem e outro devido à anisotropia, ambos ilustrados na Figura 3.2, que mostra um escopo de arenitos e folhelhos com um dispositivo de resistividade sobreposto. Quando a ferramenta é vertical, a medição responde principalmente às resistividades horizontais (Rh) e, nessa posição, é improvável que a corrente encontre grandes mudanças na resistividade já que isso é incomum no plano horizontal. Quando a ferramenta é horizontal, a corrente na bobina não flui horizontalmente e as medições de resistividade são então afetadas tanto por Rh quanto por Rv (resistividade vertical) e podem ter fortes mudanças na formação acima ou abaixo das bobinas. Outras medições também são afetadas por essas mudanças, embora geralmente o contraste seja menor.

34 33 Figura Arenitos e folhelhos com dispositivo de resistividade em poços vertical (a) e HA (b). Fonte: Passey et al. (2005). Outro efeito do ângulo relativo é que a medida em que ele aumenta, falhas e fraturas, que são comumente sub-verticais, são mais facilmente encontradas. Por exemplo, na figura acima, as grandes fraturas vistas na esquerda e na direita da figura serão certamente encontradas por um poço HA, mas com bem menos certeza em um poço vertical. A geometria do poço/formação é a maior causa da diferença entre perfis de poços verticais e horizontais ou HA, mas não é a única. O ângulo do poço em si também tem um efeito, devido à invasão e outras mudanças no ambiente do poço quando ele é quase horizontal. Em um poço vertical assume-se que a invasão é azimutalmente simétrica em torno do poço. Isso é razoável já que o efeito da gravidade no filtrado da lama será o mesmo em todos os azimutes. Em poços horizontais esses mesmos dois efeitos podem causar invasão assimétrica. A gravidade pode fazer com que o filtrado afunde abaixo do poço na presença de hidrocarbonetos leves enquanto que a invasão pode ser elíptica, já que a permeabilidade vertical é muitas vezes menor do que a permeabilidade horizontal. Invasão assimétrica pode causar dificuldades em todas as medições, mas principalmente em dispositivos focados em leituras rasas como a densidade. Finas camadas aparecem como camadas de alta porosidade com significante efeito na medição. Finalmente, uma diferença prática entre perfis em poços verticais e horizontais ou HA é o meio de transmissão utilizado: um mistura de wireline e LWD em poços verticais e quase que exclusivamente LWD em horizontais. Se existem diferenças entre perfis desses poços em uma área, o efeito do uso de LWD ou wireline deve ser examinado Respostas das medições Um perfil esperado para um poço perfurado horizontalmente em um reservatório são linhas com valores constantes. No meio de um reservatório, de espessura uniforme isso é verdade, porém na maioria dos casos eles parecem com os perfis da Figura 3.3, que foram registrados pelo método de Wireline em um poço horizontal antigo e ilustra algumas características típicas dos perfis em poços HA ou horizontais. Eles estão longe de ser em

35 linhas retas a medida em que o poço se move para dentro ou para fora de finas camadas de arenito e folhelho. 34 Figura 3.3 Conjunto de respostas adquiridas por ferramentas de wireline em um antigo poço horizontal. O desvio do poço é maior do que 80 chegando a 90º em 7360 pés e depois se mantém. Fonte: Singer (1992). ou horizontais: É importante definir os termos usados para as profundidades em perfis de poços HA - Profundidade Medida (MD) - profundidade medida pelos perfis ao longo do poço. - Profundidade Verdadeira Vertical (TVD) - distância vertical entre qualquer ponto do poço com a superfície verticalmente acima dele. Essa profundidade é calculada levando em consideração a direção e o desvio ao longo do poço em relação à superfície. - Espessura Vertical Verdadeira (TVT) - distância que será viajada por um poço vertical perfurado através da formação. - Espessura Estratigráfica Verdadeira (TST) - distância perpendicular do dip (ângulo formado entre a camada que deslizou e a que não deslizou; ângulo da fratura) da formação. - Espessura da Profundidade Vertical Verdadeira (TVDT) - diferença entre os TVDs nos pontos em que o poço entra e deixa a formação.

36 35 A mudança de vertical para horizontal afeta diferentes medições em diferentes aspectos, dependendo principalmente da sua profundidade de investigação e se a medida está azimutalmente focada ou não Resistividade Em poços verticais, a anisotropia pode ser ignorada já que dispositivos de indução e propagação convencionais são sensíveis apenas a Rh, enquanto que dispositivos de eletrodo são apenas levemente dependentes de Rv. O efeito teórico da anisotropia em medições de resistividade ocorre já que a condutividade medida perpendicularmente ao dispositivo de perfilagem varia. Quando comparamos poços verticais e horizontais, que resistividade devemos usar? Para fins de correlação é normal se usar Rh já que é mais disponível em poços verticais. Para fins de avaliação é melhor usar ambos, e ligar a anisotropia a uma causa petrofísica como arenitos laminados. Com um modelo adequado, a saturação de água em camadas produtoras pode ser determinada. Em geral, os efeitos não podem ser considerados isolados de outros efeitos do ambiente como invasão. Uma descrição apropriada de todos esses efeitos envolve um modelo inteiro 3D, que é então invertido para encontrar os diferentes parâmetros. Andersons et al. (1999) mostram exemplos da aplicação do modelo 3D para entender a resposta dos perfis de indução em poços horizontais. Entretanto esses estudos são genericamente limitados a casos particulares de perfis anômalos. Ainda não é prático aplicar essas inversões rotineiramente devido à lentidão da computação e porque muitas soluções diferentes são possíveis. A situação é mais fácil para perfis de LWD já que, em muitos casos, a invasão na hora da perfilagem é pequena o suficiente para ser ignorada e efeitos dielétricos são insignificantes. Para medições de eletrodo LWD, o efeito das camadas adjacentes na resposta é geralmente menor do que em dispositivos de propagação. Isso ocorre porque as profundidades de investigação são apenas algumas polegadas, e também porque as camadas adjacentes tendem a ser menos resistivas do que o reservatório em que o poço foi perfurado (afetando, portanto, mais os dispositivos de propagação que medem a condutividade do que os dispositivos de eletrodo, medidores de resistividade).

37 Densidade A grande vantagem dos dispositivos de densidade de LWD em poços HA e horizontais é a habilidade de medir em diferentes azimutes. Nesses poços a melhor leitura é muitas vezes no quadrante inferior já que é lá que a medição tem mais chance de estar em contato com a formação. Entretanto, vários fatores podem complicar a interpretação: a presença de cascalhos, que podem causar uma lenta leitura da densidade na parte inferior do trecho horizontal, se forem espessos; a tendência durante a rotação da coluna de perfuração de subir um lado, que causa algum impasse na densidade inferior; e o efeito da invasão e do limite da camada. No caso de perfilagem vertical, a resolução da medição é determinada pela resolução da ferramenta vertical que é na ordem do espaçamento fonte-detector. Para camada de espessura muito menor do que essa dimensão (30-40 cm) o dispositivo apenas retorna a densidade média das camadas contidas com esse espaçamento, enquanto que para uma ferramenta quase paralela às camadas laminares, é a profundidade de investigação que controla a medição e a ferramenta vai ler a densidade correta da camada de apenas algumas polegadas de espessura se ela estiver próxima à parede do poço horizontal. A porosidade das camadas areníticas estimadas da medição horizontal serão mais representativas das propriedades do reservatório do que as derivadas da medição de densidade vertical. Um próximo uso para medição de densidade LWD é para identificação de camadas e do mergulho (dip) relativo (ângulo entre as camadas), segundo Ellis e Singer (2008) Neutrônico O dispositivo de nêutron compensados tradicional é relativamente desfocado. Entretanto o poço e o ambiente da formação podem fazer com que a medição responda primariamente em uma direção. Com ferramentas de LWD esse efeito é muito menor porque o anular entre coluna de perfuração e a formação é pequeno. Se existir um pequeno contraste em volta do poço, a medição neutrônica de LWD é aproximadamente média das propriedades azimutais. Isso não é verdade se existir um grande contraste na vizinhança do poço por exemplo, uma formação portadora de gás mesmo a uma considerável distância (aproximadamente 20 cm) abaixo no lado inferior do poço horizontal.

38 37 E ainda de acordo com Ellis e Singer (2008), a resposta para a discrepância está no fato de que os nêutrons podem viajar relativamente sem impedimentos (chamado streaming) na porção da formação com o maior comprimento de desaceleração. Quando a ferramenta está em uma zona de gás em um poço horizontal, os nêutrons não penetram facilmente e viajam na zona próxima que contém bastante hidrogênio. Por outro lado, quando a ferramenta está em um poço em uma formação com alto teor de hidrogênio, uma formação de gás próxima vai gerar um streaming para alguns raros nêutrons que conseguirem alcançá-la Outras medições Os parâmetros medidos pelos dipositivos acústicos padrão viajam perto da parede do poço e não são azimutalmente focalizados. Eles vão medir a média da formação em volta do poço e praticamente não serão afetados pelas camadas ao redor. Entretanto, medições acústicas são sensíveis à anisotropia. Thomsen (1986) caracterizou a dependência das velocidades das ondas com anisotropia e ângulo relativo por três parâmetros e o desafio é determinar esses parâmetros. Dispositivos acústicos com grandes separações transmissor-receptor e múltiplos receptores têm sido desenvolvidos para fazer medições de reflexão do poço, na maneira de pesquisa sísmica de superfície. A profundidade mais rasa de investigação das ferramentas NMR impossibilita a leitura de muitos efeitos de geometrias estranhas que atrapalham as respostas das ferramentas elétricas, por exemplo. Os maiores problemas dizem respeito à condição do poço no seu inferior. A maioria dos dispositivos de raio gama não é sensível ao azimute (embora alguns sejam construídos especificamente para focarem em uma direção), e dão respostas similares se corridos por wireline ou drill collar. Perfis de raio gama, portanto refletem uma média da formação em volta do poço, com profundidade de investigaçao na ordem de 18 cm, segundo Ellis e Singer (2008). Com o conhecimento das técnicas de perfilagem e suas características, o entendimento da técnica de LWD, foco da monografia e que será analisada nos próximos capítulos, acontecerá de forma mais natural.

39 CAPÍTULO IV - CONCEITOS INICIAIS LWD O estudo das ferramentas de LWD envolve uma série de parâmetros que precisam ser bem conhecidos e estudados para que a aplicação seja bem feita. Alguns parâmetros, como a perfilagem e os poços horizontais, ambos fundamentais para o entendimento do LWD, já foram explicados e, a seguir, outros conceitos iniciais importantes serão analisados TELEMETRIA Telemetria é a técnica de obtenção, processamento e transmissão de dados à distância. Essa técnica é fundamental para a indústria de petróleo, principalmente na parte de perfilagem de poços. Os sinais transmitidos sofreram evolução com o tempo e passaram de sinais pneumáticos, passando por analógicos, até chegarem aos sinais digitais usados hoje em dia. Para o ramo de petróleo, a telemetria surgiu juntamente com a perfilagem em Na ocasião foi realizada a telemetria a cabo (o chamado Wireline), na qual os perfis eram registrados e enviados para a superfície por esse cabo. Com os anos, diversos tipos de telemetria surgiram. Os principais tipos de telemetria usados para a perfilagem de poços são: - Telemetria a cabo; - Telemetria por tubos flexíveis (Coiled Tubing); - Telemetria com coluna de tubos de perfuração (Toolpusher); - Telemetria por ondas eletromagnéticas; - Telemetria por tubos inteligentes (Wired Drill Pipes); - Telemetria por pulsos de lama. O sistema de LWD utiliza a telemetria por pulsos de lama e, por isso, a ênfase será para este tipo de telemetria Telemetria por pulsos de lama Telemetria por pulsos no fluido de perfuração (chamado de lama) é a mais utilizada em todo o mundo e surgiu devido à necessidade da comunicação com as ferramentas no fundo do poço em um sistema rotativo, onde a utilização de cabo elétrico era inviável. Instrumentos geram a informação no fundo do poço que, pela lama, é então transmitida para a superfície onde os sinais são decodificados por uma série de

40 39 equipamentos e, com isso, o operador é capaz de realizar alterações na perfuração. Esse conceito foi patenteado em 1929 por Jakosky e a primeira transmissão deste tipo foi comercializada em 1965 pela B. J. Hughes Inc. com o nome de teledrift e teleorienter, segundo Honório (2007). A grande vantagem deste tipo de telemetria é a capacidade de realizar a transmissão sem parar a perfuração, ou seja, em tempo real. Esse fato só foi possível graças ao LWD a partir dos anos 70. É importante dizer que a função principal da lama é a limpeza do poço com a remoção dos cascalhos resultantes da perfuração e não a transmissão dos sinais em tempo real. Porém, muitas vezes, as alterações nas propriedades da lama para a melhor realização da limpeza acabam impactando a telemetria. Ainda de acordo com Honório, hoje em dia, com o desenvolvimento tecnológico, várias medições são oferecidas comercialmente por poderem ser transmitidas em tempo real, como por exemplo: inclinação, vibração, azimute, raios gama, torque sobre a coluna, peso sobre a coluna, velocidades sônicas, fator fotoelétrico, neutron-porosidade, densidade, entre outras. O fluido de perfuração é bombeado por dentro da coluna, sai pelos orifícios da broca e retorna pelo anular (espaço entre o tubo e a parede do poço). As medições são realizadas perto da broca, onde sopros de lama geram diferenças de pressão. O sinal correspondente a essa alteração de pressão é então transmitido para a superfície percorrendo o sentido inverso ao da lama, onde será decodificado. De acordo com Silva (2009) existem, usualmente, três métodos para a geração do sinal nesse processo: 1. Telemetria por pulso positivo Ocorre um aumento na pressão na lama causada por uma restrição de fluxo. Essa restrição ocorre devido ao modo de operação da válvula (aberta ou fechada) que fica localizada no eixo do transmissor em frente a uma abertura por onde o fluido circula. Quando a válvula está aberta ocorre uma leitura de pressão menor, pois quando ela é fechada, gerando uma restrição ao fluxo, registra-se um aumento de pressão. A Figura 4.1 ilustra o princípio de funcionamento desse sistema.

41 40 Figura 4.1 Princípio de funcionamento da telemetria por pulsos de lama positivos. Fonte: Silva (2009). 2. Telemetria por pulso negativo Nesse caso a válvula atua de maneira contrária ao caso da telemetria por pulso positivo: primeiramente ela está inoperante e, em seguida, ela é aberta redirecionando o fluxo e não mais restringindo, gerando assim uma redução de pressão dentro dos comandos. Os pulsos negativos são gerados por essa redução de pressão. A abertura da válvula ocasiona comunicação entre coluna e espaço anular fazendo com que parte do fluido do interior da coluna migre para o anular gerando o decréscimo no registro da pressão. A Figura 4.2 mostra esse mecanismo de funcionamento. Figura 4.2 Princípio de funcionamento da telemetria por pulsos negativos. Fonte: Silva (2009). 3. Telemetria por pulso contínuo Esse sistema de telemetria é patenteado pela Schlumberger Oilfield Services e é baseado em uma válvula rotatória (chamada de modulador). É um conjunto de estator e rotor, que gira progressivamente abrindo e fechando a vazão através do conjunto de forma contínua. E a medida que o fluido circula no interior da coluna cria uma onda de pressão contínua. De acordo com Rennie e Boonen (2007), com esse tipo de telemetria consegue-se uma maior taxa de comunicação em relação aos outros dois sistemas (positivo e

42 41 negativo), pois é possível realizar a técnica de modulação por frequência (envio dos dados continuamente alternando a fase do sinal e detectando essa mudança na superfície). A Figura 4.3, abaixo, ilustra esse mecanismo. Figura 4.3 Princípio de funcionamento da telemetria por pulsos de lama contínuos. Fonte: Sampaio (2012). Atualmente, para otimizar o processo de perfuração dando suporte às tomadas de decisão, a utilização dessa tecnologia de pressão modulada através da lama (fluido de perfuração) para a obtenção de dados em tempo real é muito comum, pois tornou a perfuração mais segura e eficiente, obtendo uma maior taxa de transmissão de dados. Com todos esses desenvolvimentos tecnológicos, agora, é possível tomar decisões em tempo hábil para navegar e/ou direcionar o poço na zona de interesse, já que os diversos parâmetros são registrados e memorizados pela perfilagem e uma parte desses dados é enviada para a superfície em tempo real Atenuação dos pulsos Com o LWD, as seguintes propriedades que podem influenciar a taxa de transmissão dos dados em tempo real é controlada: - Taxa de penetração; - Rotação; - Peso sobre a broca; - Vazão das bombas. Quando a taxa de transmissão é excedida ocorre uma atenuação do sinal (relacionada à amplitude e ruído), dificultando a interpretação. Muitas vezes os dados obtidos da memória durante as manobras podem resolver esse problema.

43 42 A atenuação aumenta de acordo com a quantidade de gases dissolvidos, viscosidade e compressibilidade do fluido já que ela é diretamente proporcional à profundidade, frequência do sinal, diâmetro do tubo e condição do tubo (Schlumberger, 2011). Por exemplo, as ondas transmitidas são mais atenuadas nos fluidos à base de óleo do que nos fluidos à base de água, devido a maior compressibilidade do óleo, na mesma profundidade. Quando a broca precisa ser trocada a ferramenta de perfilagem é retirada do fundo do poço e desconectada do BHA na superfície, onde dados são descarregados (registro de Memória RM). E, de acordo com Paiva (2009), os dados RM do LWD não fornecem as informações em profundidade, mas sim em tempo GEOSTEERING Outro conceito importante é o geosteering ou geodirecionamento, que significa o controle direcional intencional do poço baseado no conhecimento da geologia e em medições realizadas durante a perfuração. Ao invés de se perfurar para alcançar um objetivo predefinido, o curso do poço é alterado de acordo com as formações encontradas durante a perfuração para manter o poço direcional dentro de uma determinada zona de interesse. Três componentes são medidos em qualquer ponto do poço a fim de determinar a sua posição: a profundidade do ponto (profundidade medida), a inclinação no ponto e o azimute no ponto. Estes três componentes combinados são referidos como um posicionamento tridimensional do poço dentro da camada. Uma série de posicionamentos da localização do poço é necessária para acompanhar o seu andamento (ROCHA et al., 2006). A constatação de que os poços de petróleo e/ou poços de água não eram necessariamente verticais levou à utilização das técnicas de geosteering. Este fato ocorreu gradualmente na história da indústria do petróleo e apenas no final da década de 20 começou a ser considerada. Essas ferramentas de pesquisa e projetos de BHA (Botton Hole Assembly) tornaram a perfuração direcional possível, porém, era visto como algo pouco conhecido. Somente na década de 1970 a perfuração direcional teve um grande avanço, quando sistemas rotativos de perfuração de poços tornaram-se mais comuns.

44 43 À primeira vista o funcionamento do geosteering parece simples: detectar através de um dispositivo de LWD quando o poço sai da pay zone para o folhelho não deve ser difícil. Entretanto é necessário saber em que direção o poço deixou o arenito. O problema básico está ilustrado na Figura 4.4. O poço teria deixado o arenito do topo ou da base, ou acertou uma falha? Figura 4.4 As três possibilidades quando o poço horizontal sai da pay zone para o folhelho. Fonte: Schlumberger (1997). O segundo problema, prático, é que para fazer isso com sucesso as medições devem ser feitas o mais perto possível da broca, caso contrário a broca terá ido longe demais antes que qualquer mudança possa ser detectada e realizada. Para examinar mais a fundo podemos considerar as quatro possibilidades: o poço entrando no folhelho ou no arenito, tanto pelo topo quanto pelo fundo, como mostrado na Figura 4.5. Se o poço estiver entrando em um folhelho, como no lado esquerdo da figura, o poço deve ser virado para readentrar o arenito. Com duas medidas não-azimutais, como raio gama e a propagação da resistividade, não é possível saber se o arenito está agora acima ou abaixo do poço. Com duas medidas direcionais, tanto resistividade ou densidade, é possível dizer, observando, se a medição de cima muda antes ou depois da medição de baixo. Com apenas uma medida azimutal, ainda é possível separar os casos pela

45 44 observação se a mudança ocorre no início ou no fim do declive em uma medição nãoazimutal. Nos outros dois casos, de poço adentrando o arenito, o curso atual pode ser mantido, mas pode ser melhor virar e correr paralelo à fronteira arenito-folhelho. No caso de falha, as duas medições não-zimutais devem responder à mesma profundidade. Imagens completas de medições de múltiplos azimutes vão fornecer uma figura muito mais clara caso o poço esteja passando por uma fronteira ou alguma outra característica (veja a parte de baixo da figura 4.5). Figura 4.5 As quarto possibilidades quando um poço se move para cima ou para baixo do arenito para o folhelho ou vice-versa, mostrando a resposta de medições não-azimutais, medições focalizadas e imagens de resistividade (cor clara é alta resistividade). Fonte: Imagens adaptadas de Rasmus et al. (1999). Infelizmente nem todas as situações são simples como as mostradas na Figura 4.5. Existem múltiplas camadas arenito-folhelho, sendo difícil de saber qual está sendo penetrada. Além disso, os botões de resistividade e detectores de densidade que fazem as medições azimutais são todos dispositivos de leitura rasa, respondendo à mudanças a poucas polegadas acima ou abaixo dos comandos (drill collar). Dispositivos de propagação da resistividade enxergam poucas dezenas de polegadas longe do drill collar, mas não são azimutalmente focados.

46 45 O sistema rotativo denominado Rotary Steerable surgiu na década de 90 e, segundo Rocha et al. (2006), a grande vantagem é que este sistema permite que a coluna de perfuração gire durante todo o tempo, inclusive durante os trechos de ganho de ângulo e alteração da direção. A indústria classifica os sistemas Rotary Steerable em dois grupos: push the bit (empurrar a broca) e point the bit (apontar a broca), com os dois sistemas usando motores de fundo, como apresentado na Figura 4.6. Figura Ferramentas do sistema Rotary Steerable push the bit (A) e point the bit (B). Fonte: Rocha et al. (2006). No sistema push the bit uma força é aplicada contra o poço para se conseguir levar a broca para a inclinação e direção desejadas. Esta ferramenta possui três patins retráteis, também conhecidos como pads. Ao receber um comando da superfície, os patins, através de pulsos enviados pelo fluido de perfuração, saem impulsionando a broca na direção oposta, mantendo-a, assim, dentro da zona de interesse. 4.7 a seguir. Um exemplo de uma ferramenta com esse tipo de sistema é mostrado na Figura

47 46 Figura Ferramenta push the bit. Fonte: Schlumberger (2002). No outro método, denominado point the bit, a broca é capaz de formar ângulos em relação ao resto da coluna para que seja atingida a trajetória desejada. Estes ângulos são formados por dois colares assimétricos que giram em torno da coluna, direcionando a broca para a posição desejada, de acordo com Porto (2009). Na Figura 4.8 abaixo está ilustrado o Geo Pilot que é um dos tipos de ferramentas que realiza este processo e é a única que funciona em poços desmoronados. Figura Ferramenta Geo Pilot realizando o processo do Point the bit. Fonte: Schlumberger (2002). Durante a perfuração do poço o registro atual dos perfis são comparados com os perfis simulados. Já que a trajetória atual e a geologia podem ser diferentes do planejado, as simulações devem ser atualizadas à medida que a perfuração prossegue. Se os perfis registrados correspondem aos simulados, é razoável assumir que o poço está na meta (embora que em qualquer exercício de modelagem não existam soluções únicas).

48 47 Se uma diferença começa a se desenvolver, os perfis registrados podem ser comparados com o banco de dados de cenários alternativos para se tentar entender o que pode ter acontecido; por exemplo, teria o poço saído do alvo em um folhelho acima, ou está apenas cruzando um fino stringer no meio do reservatório? O resultado de um geosteering bem sucedido é que o poço é mantido dentro do reservatório. É normalmente impossível provar que o resultado é o melhor que poderia ter sido alcançado, mas um exemplo do reservatório de Grane na Noruega, citado por Darwin V. Ellis e Julien M. Singer no livro Well Logging for Earth Scientists, dá alguma confirmação. O lado esquerdo da Figura 4.9 mostra um típico perfil de resistividade do reservatório como visto em um poço vertical. Para melhor aproveitamento, estudos mostram que poços horizontais devem ser perfurados nove metros acima do contato óleo-água: mais para baixo pode ocorrer cone de água; mais para cima o gás injetado pode romper do topo. Figura 4.9 À esquerda um perfil de resistividade do reservatório de Grane, derivado de perfis de poço vertical e à direita a resposta de 6 medições de resistividade calculadas em várias frequências e profundidades. Fonte: Iversen et al. (2004).

49 48 Os poços podem ter até 3000 metros de seção horizontal, mas no momento em que a perfuração está próxima de 2000, a posição do poço não pode ser medida com uma acurácia melhor do que ±6 metros na parte inferior do poço e ±12 na superior. Melhor acurácia pode ser alcançada pelo geosteering. Na direita da Figura 4.9 é apresentado o resultado da modelagem de seis medições de resistividade em várias posições desde abaixo do contato óleo-água (OWC) até acima do topo da rocha. Outros modelos eram construídos para o efeito do folhelho abaixo do poço, que em algumas partes do reservatório sobe mais que o contato óleo-água. As diferentes medições têm diferentes sensibilidades para a distância acima do contato óleo-água (OWC oil-water contact) ou para o fundo do folhelho. Quando medidos durante a perfuração, eles podem ser invertidos para fornecer essa distância. Juntamente com o desenvolvimento de ferramentas MWD (usando a telemetria de pulso de lama ou telemetria eletromagnética, que permite ferramentas do fundo do poço enviar dados direcionais de volta à superfície sem perturbar as operações de perfuração), a perfuração direcional se tornou mais fácil. E, com esses conceitos, a análise das ferramentas de LWD, realizadas no capítulo seguinte, serão mais facilmente compreendidas.

50 CAPÍTULO V SISTEMA LWD 5.1. LWD, HISTÓRICO E INTERAÇÃO COM MWD LWD, como já dito, é a abreviatura do inglês Logging While Drilling, que caracteriza a perfilagem realizada durante o processo de perfuração, em tempo real. As ferramentas de LWD realizam essa operação de medição dos diversos parâmetros através da geração de perfis que devem ser bem interpretados. LWD é um tipo de perfilagem de poço que incorpora as ferramentas de perfilagem à coluna de perfuração (abaixo do BHA) administrando e transmitindo medições da formação em tempo real para a superfície. As principais funções do LWD são realizar, em tempo real, a avaliação da formação e a capacidade de geosteering. Mas, por ser uma técnica tão importante e por conseguir perfis em tempo real, as aplicações são diversas. Essa tecnologia tem grandes vantagens como, por exemplo, a habilidade de conseguir realizar o perfil em poços horizontais e com grandes desvios, além de fornecer dados enquanto o poço está sendo perfurado, como é apresentado por Moake et al. (1997). Ferramentas de MWD (Measurements While Driling) surgiram antes das de LWD. O MWD, atualmente, faz parte da ferramenta de LWD, sendo a responsável direta pela transmissão em tempo real dos dados medidos pelas demais partes dessa ferramenta. Essa transmissão ocorre continuamente sem a presença de cabos. Measurement While Drilling (MWD), de acordo com Hansen & White (1991), é uma tecnologia mais antiga capaz de realizar as medições em tempo real da direção e da inclinação do poço. Também é capaz de gerar correlação em tempo real com utilização do raio gama e de sensores de resistividade. É possível observar que existia uma necessidade de ferramentas mais complexas e elaboradas além do MWD. Com isso surgiu o LWD, mas que, para não perder a qualidade de transmitir os dados em tempo real, deveria ser utilizado juntamente com o MWD. Um exemplo primário da ferramenta de LWD, que consistia na combinação do MWD com as ferramentas de CDN (Compensated Density Neutron) e CDR (Compensated Dual Resistivity Tool), é apresentado nas Figuras 5.1 e 5.2.

51 50 Figuras 5.1 e 5.2 Exemplo primário das partes da ferramenta de LWD e as duas configurações possíveis de um típico BHA, respectivamente. Fonte: Adaptada de Hansen & White (1991) Com o desenvolvimento da tecnologia de perfuração, a tecnologia de perfilagem também evoluiu com a introdução das ferramentas de LWD para complementar o tradicional MWD. O LWD é capaz de fornecer acurácia, medições quantitativas de resistividade, espectro natural do raio gama, porosidade neutrônica e densidade da formação. E quando o

52 51 LWD é utilizado combinado com o MWD é possível realizar todas essas medidas em tempo real. Hansen & White (1991) afirmam que o MWD é mais usado para correlação, mas a combinação LWD/MWD atua como uma ferramenta geológica usada para posicionar melhor verticalmente o poço horizontal. Esse posicionamento vertical do poço horizontal é fundamental para maximizar a produtividade e minimizar fases indesejadas. Os autores ainda complementam dizendo que a utilização do sistema combinado LWD/MWD durante a perfuração de poços horizontais oferece ao usuário, em tempo real, medições sobre as capacidades de direcionamento geológico (geosteering) bem como as avaliações primárias da formação. As medições de LWD surgiram há mais de 40 anos e desde então elas estão progredindo e se adaptando, tornando-se cada vez mais úteis. Até pouco tempo atrás essas medições eram usadas apenas para correlações, como é citado por Tollefsen et al. (2007), devido a uma série de fatores, incluindo a falta de contabilização dos efeitos ambientais, mudanças de formação e evolução das capacidades das ferramentas. De acordo com Bargach et al. (2000), as ferramentas de LWD já estavam, nessa época, na terceira geração. A tabela 5.1 faz o comparativo entre as três gerações de ferramentas de LWD. É notório que as medições de LWD continuam evoluindo rapidamente para conseguirem se adaptar a todas as dificuldades e desvantagens existentes. Na primeira geração o LWD era formado por um conjunto composto de três partes ou ferramentas, de acordo com Hansen & White (1991), como citado acima: CDR, MWD e CDN. O Compensated Dual Resistivity (CDR) era responsável pela medição da resistividade superficial (R ps ), por medidas de resistividades profundas (R ad ) e pelo espectro natural do raio gama (GR). A ferramenta de Measurement While Drilling (MWD) era responsável pela medição geométrica da direção do poço bem como a sua inclinação, além de transmitir esses dados e os de LWD para a superfície em tempo real, através de telemetria de pulso de lama. E o Compensated Density Neutron (CDN) realizava medições de compensação térmica de porosidade neutrônica, da densidade da formação e do fator fotoelétrico.

53 Tabela 5.1 Comparativo entre as 3 gerações das ferramentas de LWD. Geração 1ª (1988 a 1992) 2ª (1993 a 1996) 3ª (1997 a 2000) Tipo de Ferramentas Resposta Ferramentas Resposta Ferramentas Resposta Serviço LWD CDN Densidade maxima AND Densidade do VISION475, 675, 825 Imagens de CDR Resistividade quantitativa Caliper Ultrasônico Anisotropia ISONIC Tela de Geosteering Rápida visão da avaliação da formação ARC5 52 quadrante densidade INFORM APWD Primeira vista do VISION Tela de correlação Ferramenta de avaliação da porosidade INFORM 3D RAB ARC312, ARC900 GeoSteering IMPulse Sísmica Drill-Bit MACH-1 Sísmica MWD Inovação Avaliação da formação Leituras azimutais Acurácia melhorada durante a perfuração Resistividade compensada do poço Imagens de resistividade Gama maior no tamanho do poço Resistividade duplamente Ordem de resistividade Fonte não-química espaçada Resistividade densidadeneutrônica Resistividade da broca Imagens em tempo real Motor instrumentado Segurança melhorada MWD DWOB MEL MVC Alarmes VIPER PERFORM inteligentes BTOR SPIN RWOB Alerta AIM rápido PERT IWOB Lavagem de drillpipe Slim 1 SHARP Cone de broca preso SlimPulse Sistema de controle da superfície Taxa máxima de telemetria, bits por segundo M1-M3 PowerPulse Anticolisão TR Monitor PowerDrilling FAST IDEAL 3 6 a a 16 Comunicações Fax InterACT Testemunho InterACT Web Aplicação primária Correlação Geosteering bem sucessido no reservatório Decisões em tempo real para eficiência da perfuração e gestão de risco Avaliação da formação Avaliação da formação Geosteering para melhor parte do reservatório Reconhecimento Fonte: Adaptado de Bargach et al. (2000).

54 53 Portanto, essa primeira ferramenta, introduzida na década de 1980, fornecia a base direcional e medições de avaliação de formação e serviu como perfis de segurança de poços verticais e com desvio. De acordo com Bargach et al. (2000), as principais aplicações na época foram correlações estratigráfica e estrutural com poços nas proximidades e avaliação de formação básica. O LWD assegurava a aquisição dos dados básicos necessários para determinar a produtividade, comercialidade e para reduzir o risco de perfuração. A segunda geração surgiu devido à pequena aceitação das ferramentas da primeira geração que tinham uma acurácia limitada, segundo Moake et al. (1997). Essa nova geração de LWD visava o encontro e correção dos problemas das ferramentas anteriores. Ainda de acordo com Moake et al. (1997), o sistema era composto por duas ferramentas diferentes (resistividade e neutrônica), mostradas na Figura 5.3, que podiam funcionar independentes ou combinadas. Figura 5.3 Ferramenta Density Neutron Standoff Caliper (a) e ferramenta Compensated Wave Resistivity Gamma Directional (b). Fonte: Moake et al. (1997).

55 54 A resistividade, o raio gama natural e as medições direcionais eram feitos pela ferramenta Compensated Wave Resistivity Gamma Directional (CWRGD). Enquanto que as medições de densidade e porosidade neutrônica eram feitas com a ferramenta Density Neutron Standoff Caliper (DNSC). Essa segunda fase no desenvolvimento do LWD, em meados da década de 1990, refletiu na evolução com a introdução de medições azimutais, imagens do poço, motores com fios instrumentados e programas de modelagem para alcançar o posicionamento bem preciso através da técnica de geosteering. E a terceira geração adicionou uma dimensão nova para os esforços da indústria visando a construção de poços mais eficientes e econômicos, já que com o aprimoramento das capacidades os riscos são menores e é possível um posicionamento bem mais preciso. Como resultado, o Logging-for-Drilling em tempo real está rapidamente se tornando uma realidade. Bargach et al. (2000) apresentam a nova geração das ferramentas, com as quais é possível um aprimoramento do posicionamento do poço com uma visão de múltiplas profundidades e o geosteering mais efetivo para o aumento da produção. A Figura 5.4 ilustra um exemplo dessa nova geração, na qual ainda é possível reconhecer e prevenir problemas utilizando, inclusive, imagens em tempo real. Figura 5.4 Exemplo de uma combinação de ferramentas da terceira geração do LWD. Os dados são trasmitidos via satélite e várias opções de ferramentas de medições existem: densidade, resistividade (dois tipos), inclinação, geosteering. Fonte: Bargach et al. (2000). A Figura 5.5 ilustra a cronologia da evolução das ferramentas de LWD de uma companhia de serviço, na qual, é possível relacionarmos as tecnologias com as três gerações citadas acima.

56 55 Figura 5.5 Cronologia da introdução das medições de LWD de uma companhia de serviços. Fonte: Adaptada de Tollefsen et al. (2007). De acordo com Bargach et al. (2000), as chaves para a redução dos custos de exploração e desenvolvimento são: - Eficiência da perfuração; - Gerenciamento de riscos; - Preciso posicionamento do poço. O LWD em tempo real atualmente realiza medições avançadas de resistividade, porosidade, tempo de trânsito acústico, imagens do poço, depressões, pressão anular, teste de pressão de fratura (leakoff) e testes de integridade da formação. Segundo Tollefsen et al. (2007), ao se realizar a operação de LWD consegue-se os seguintes benefícios: - Garantia da captação de dados caso algo aconteça para impedir a análise por Wireline. - Redução dos custos operacionais com menos dias de perfuração. - Avaliação da formação com alterações reduzidas devido à invasão, fuga ou fratura. - Uma linha de "enquanto perfura" base de medições para apurar se os efeitos de perfuração têm alterado após resultados de perfis. - Uma melhor compreensão das propriedades da formação antes dos resultados do Wireline.

57 56 - Medições únicas que não estão disponíveis através do Wireline após a avaliação de perfuração. - Geosteering. - Perfis de tempo base (perfis múltiplos). - Correlação. Husband et al. (1994) dizem que o LWD vem sendo utilizado rotineiramente para: - Otimizar projetos de perfuração; - Melhorar qualidade dos perfis; - Geosteering em alvos horizontais complexos; - Garantir a perfilagem em difíceis ambientes de perfuração. E ele ainda conclui dizendo que: - LWD diminui significativamente o tempo de operação na plataforma e os custos de avaliação, além de diminuir o risco de não obter dados de perfis que sejam utilizáveis em poços com ambientes complexos. - LWD fornece melhores perfis, inclusive com a identificação das zonas próprias para invasão, além de conseguir informações adicionais como movimento de fluidos e dinâmica da parede do poço. - Geosteering em poços horizontais com LWD melhora a produção. Prilliman & Allen (1995) falam que em um poço analisado no Golfo do México, cujo nome não foi citado, o LWD permitiu que a parede do poço horizontal fosse posicionada acuradamente em alvos difíceis. Afirma ainda a capacidade da ferramenta de antecipar os problemas e conclui com a constatação de que esse poço foi perfurado com sucesso em múltiplos compartimentos. Adolph et al. (2005) mostram que, com essa nova ferramenta de LWD, tem-se um novo padrão de segurança e eficiência que diminui a incerteza na avaliação da formação. Portanto deve-se usar o LWD não mais apenas como correlação e sim como a principal análise durante a perfuração capaz de realizar uma avaliação de riscos precisa e, com isso, conseguir uma perfilagem mais segura, mais rápida e mais inteligente. As Figuras 5.6 e 5.7 exemplificam as evoluções que ocorreram no sistema de LWD. Na Figura 5.6 tem-se um dos primeiros perfis realizados com LWD, cerca de 40 anos atrás, enquanto que na Figura 5.7 mostra um perfil atual com grande acurácia e riqueza de detalhes.

58 57 Figura 5.6 Exemplo de um dos primeiros perfis gerados com a tecnologia de LWD. Apenas medições de raio gama, resistividade e condutividade em uma malha de duas dimensões. Fonte: Tollefsen et al. (2007). Figura 5.7 Exemplo de um perfil realizado pelo sistema de LWD atual, com muita acurácia e riqueza de detalhes, no qual diversos parâmetros são medidos. Fonte: Tollefsen et al. (2007).

59 58 Portanto, é possível perceber a incrível evolução dessas ferramentas, que estão em constante desenvolvimento para fornecer uma avaliação da formação cada vez melhor, além da capacidade de geosteering visando a maximização da produção. Atualmente é possível medir uma série de parâmetros com o LWD, como por exemplo: raios gama natural (total, spectral, azimutal ou próximo a broca), densidade, fator fotoelétrico, porosidade neutrônica, caliper do poço (azimutal ultra-sônico), resistividade (atenuação, mudança, próxima à broca e direcional profunda), capacidades sônicas (ondas compressionais ou de cisalhamento), imagens do poço (de resistividade), teste de formação, testemunho, pressão da formação, ressonância magnética nuclear (NMR) e sísmica durante a perfuração. E as decisões de LWD atuais geram grandes opções para correlação em tempo real, como ilustrado na Figura 5.8. Obter informações durante a perfuração permite um maior tempo para planejar necessidades downstream. Por exemplo, o conhecimento da formação afeta a seleção da bomba para amostragens de Wireline. Com as medições do LWD o operador tem a segurança de que os dados críticos serão adquiridos e, se as condições planejadas para o Wireline forem limitadas, correr o LWD fornece os dados críticos. Figura 5.8 Principais decisões para correlação atuais usando LWD. Fonte: Adaptado de Tollefsen (2007).

60 LWD X WIRELINE É comum comparar a perfilagem de LWD com a de Wireline. Wireline são as ferramentas de perfilagem a cabo convencionais que, em poços com boas condições e de fácil acesso, são amplamente utilizadas e bem eficientes. A tendência em poços com condições mais difíceis é que exista a substituição do Wireline pelo LWD, porém essas duas tecnologias não são diretamente substituíveis. De acordo com Jackson e Heysse (1994) é necessário examinar as diferenças entre elas focando principalmente nos seguintes tópicos: - Diferenças nos sensores físicos; - Correções ambientais. São essenciais, pois em certas condições as diferentes ferramentas podem fornecer respostas bem diferentes antes das correções ambientais. É necessário saber que o ambiente vai afetar as edições da ferramenta e, elas já são criadas tendo o conhecimento disso e são capacitadas a remover esses efeitos, mas devem ser utilizadas com cuidado. - Referência básica padrão. - Efeitos da invasão do filtrado. A técnica de Wireline sofre mais invasão do que a de LWD e, para que as leituras das duas técnicas sejam as mesmas seria necessário que os efeitos de invasão fossem os mesmos. - Alteração da formação. Em casos onde a qualidade dos dados obtidos pelo LWD for duvidosa, o operador, se for possível, deve realizar o registro por Wireline para solucionar a dúvida. Por exemplo, em situações em que a transmissão via telemetria por pulsos de lama sofre muitas atenuações, deve-se requisitar a corrida do Wireline. O LWD, como já explicado anteriormente, é amplamente mais utilizado em poços horizontais. Até pouco tempo atrás o LWD não era necessário para os poços verticais e isso explica a Figura 5.9 que mostra a receita total do LWD e de Wireline entre os anos de 1999 e Mas isso está mudando e, hoje em dia, em poços verticais exploratórios de alto custo o LWD é utilizado para obter informações antecipadas das rochas que estão sendo perfuradas e a tendência de substituição do Wireline pelo LWD para realização da perfilagem do poço para uma melhor avaliação da formação é evidente e crescente.

61 60 O LWD é fortemente recomendado, pois fornece economia de recursos à empresa operadora já que orienta no posicionamento adequado do poço na zona de interesse (payzone). Com essa técnica é possível saber a hora de parar a perfuração por ter chegado à zona de interesse ou quando e para onde alterar a trajetória para a otimização do poço. Com isso, dias de sonda podem ser economizados e uma futura produção também será otimizada, algo impossível de ser feito pelo Wireline. E o fato da medição ser realizada e transmitida em tempo real também gera benefícios e uma maior exatidão como no exemplo ilustrado na Figura 5.10, onde a comparação dos perfis de LWD com os de Wireline comprova o melhor resultado obtido via LWD. Figura 5.9 Receita total das duas técnicas entre os anos de 1999 e Ambas tiveram um crescimento, sendo de 14% para o Wireline e 12% para o LWD. Fonte: Tollefsen et al. (2007)

62 61 Figura 5.10 Ilustra uma diferença substancial entre as medições de resistividade realizadas pelo LWD e por Wireline. Sem o LWD, as medições de Wireline apenas com raios gamas e resistividade cometeriam um erro em relação a zona de hidrocarboneto. Fonte: Tollefsen et al. (2007) 5.3. AVANÇOS TECNOLÓGICOS E DESAFIOS FUTUROS O sistema de LWD, desde sua origem, está em crescente desenvolvimento, visando uma perfeita avaliação da formação, entre outros objetivos. Os desafios futuros podem ser divididos em duas frentes: desafios técnicos e comerciais. E esses desafios estão inteiramente ligados aos avanços tecnológicos, que buscam atender as demandas que são cada vez mais exigentes.

63 62 Além dos desafios técnicos e comerciais, uma outra questão relevante é em relação ao meio ambiente, ja que devido à crescente preocupação ambiental, com leis mais rígidas, as empresas estão tendo que desenvolver ferramentas eficazes e que agridam o meioambiente da menor maneira possível. Cada empresa prestadora de serviço desenvolve a sua tecnologia individualmente, mas todas buscando o mesmo objetivo: realizar a avaliação da formação sem gerar danos ao ambiente. Um exemplo é uma nova ferramenta da Schlumberger, chamada de NeoScope, que é a primeira na indústria que elimina a necessidade de uma fonte química para a realização do LWD. Ela funciona com uma tecnologia geradora de pulsos neutrônicos disponível no LWD, como mostrado na Figura 5.11, que possibilita cumprir o objetivo reduzindo os riscos. Com isso é possível realizar a perfilagem em locais não-convencionais reduzindo também o tempo de plataforma em qualquer operação de perfuração. Figura 5.11 Pulso de nêutrons da ferramenta NeoScope. Fonte: Schlumberger. Os desafios, tanto técnicos quanto comerciais, foram detalhados por Lofts et al. (2005). Esse artigo foi feito pelas três maiores empresas prestadoras de serviços no ramo de petróleo, também chamadas de parapetroleiras (Schlumberger, Baker Hughes e Halliburton), em conjunto (cada um dos autores era diretor ou gerente de uma dessas empresas). Nesse artigo os autores citaram e explicaram os desafios técnicos e comerciais chaves encarados pelas empresas, tanto para as prestadoras de serviços quanto para as operadoras, em disponibilizar a avaliação da formação por LWD nos complexos ambientes de perfuração atuais. Aumentando o desenvolvimento das ferramentas e realizando um cruzamento das fronteiras disciplinares, ou seja, fazendo um estudo multidisciplinar com várias áreas em conjunto, mais questões surgem e os desafios aumentam. Entre os principais desafios técnicos estão:

64 63 i. O desafio do tempo real O desafio é conseguir obter o máximo da perfuração do poço e da avaliação da formação no sistema de medição durante a perfuração. Fornecer precisas avaliações em tempo real, econômicas e eficientemente viáveis é o objetivo de qualquer equipe. Com o aumento na complexidade de medição e da aceitação das medições de LWD nos últimos anos, eles tornaram-se os perfis de registro e são, muitas vezes, os dados responsáveis por sérias tomadas de decisões. O desafio existe para usar os dados efetivamente em tempo real, ou seja, conseguir os dados certos para a superfície na prioridade certa e com a taxa adequada para tomar decisões valiosas e em tempo real. O sistema está integrado e fornece benefícios para todos os membros da equipe. Portanto a capacidade tem que satisfazer às necessidades de todos os interessados. Isso está em contraste com a tradicional seleção de fornecedores de Wireline (fortemente influenciados apenas pelo grupo Geólogo e Geofísico - G&G) e de MWD (geralmente feitas diretamente apenas pelo Departamento de Perfuração). O desafio da perspectiva da empresa de serviço é cobrir todas as bases no desenvolvimento de necessidades e fornecer suporte e apoio operacional para todos os responsáveis pelas tomadas de decisões para assegurar o melhor resultado possível. ii. O efeito causado na qualidade do perfil devido à rápida perfuração feita pelos sistemas direcionais rotacionais (rotary steerable systems - RSS) Desde sua introdução, os sistemas direcionais rotacionais - Rotary Steerable Systems (RSS) têm crescido constantemente. Isso é especialmente verificado em áreas offshore de alto custo. A maioria dos RSS usados nas seções do reservatório possui um avançado sistema de medição de LWD. Os RSS s têm tido muitos impactos na qualidade das medições LWD. Em geral, a qualidade do poço é melhor quando há melhores medições com poucas correções ambientais. O aumento do uso de RSS nos últimos anos gerou o aumento da eficiência da perfuração desses sistemas. A metragem média de perfuração por hora de circulação de RSS tem aumentado nos últimos anos. Esse aumento é devido às taxas mais rápidas de penetração (ROP) e ganhos de eficiência global.

65 64 No ambiente de LWD, a velocidade de perfilagem é controlada pelo processo de perfuração através do controle da taxa de penetração (ROP). O RSS tem aumentado a ROP, tornando o processo de perfuração muito mais eficiente. O impacto destes ROP s mais rápidos pode ser resumido em duas áreas principais: taxa de amostragem e precisão nuclear. Taxa de amostragem: medições LWD são registradas em tempo real no poço e, mais tarde, como arquivos de profundidades na superfície. A taxa de verificação ou tempo de amostragem, combinado com a ROP determina o eventual número de medições por pé registradas no perfil. Quanto mais rápida a ROP, mais rápida também deverá ser a taxa de verificação para manter o mesmo espaçamento de profundidade. Com o aumento da taxa de verificação é preciso um aumento da memória requerida da ferramenta para manter as mesmas horas de operação. Precisão nuclear: de todas as medições petrofísicas básicas, as medições nucleares são as mais afetadas pelo aumento da velocidade da perfilagem. O principal efeito é de precisão: isso é devido à natureza estatística da medição. O exemplo analisado pelos autores mostrou que a precisão em 100 pés/hr é apenas pu enquanto que em 400 pés/hr muda para pu para uma base de 20% de porosidade. iii. Evolução do time de assistência dos operadores, e as empresas de serviços operando como um time. Conflitos entre os objetivos da perfuração, geológicos e geofísicos e os efeitos desses conflitos no planejamento e comunicação do sistema LWD Durante a última década ou mais houve uma evolução na maneira que operadores formam equipes para encontrar, desenvolver e produzir recursos de petróleo e gás. A Equipe Ativa (The Asset Team), na maioria dos casos, tornou-se a norma, reunindo um grupo multidisciplinar das áreas de G&G, Perfuração, Reservatório e Engenharia de Produção em um time focado que pode executar mais efetivamente. A evolução dessa equipe de ativos coincidiu com o rápido desenvolvimento e aumento na aceitação das medições LWD. É importante, do ponto de vista da empresa de serviço, descobrir rapidamente em qual estágio de desenvolvimento o Asset Team está. Quando representantes da empresa de serviços encontram-se em uma função de facilitador de comunicação através de departamentos da empresa operadora isso pode representar um real desafio organizacional e operacional.

66 65 Para uma prestadora de serviços, uma equipe de desempenho oferece uma boa oportunidade para, efetivamente e rapidamente, comunicar capacidades e planos operacionais. Isto tem um efeito positivo tanto sobre o tempo de ciclo quanto sobre o resultado de um projeto e a boa performance do Asset Team ocorre quando as pessoas certas, com a informação certa e um plano de fundo correto, debatem diversas probabilidades, revisam e validam cenários e se fornecidos pelo engenheiro da área em questão e estabelecem uma linha de decisão se as informações em tempo real do LWD indicarem partidas de altas probabilidades. Desenvolver um Asset Team permite que empresas prestadoras de serviços montem modelos de geosteering de forma mais fácil e efetiva, economizando tempo enquanto otimiza o resultado. E entre os principais desafios comerciais citados estão: i. Retorno do investimento em tecnologia LWD Da perspectiva da companhia de petróleo, aquisição de dados LWD para um serviço de combo quádruplo (quad combo), por poço, é cerca de duas vezes o do Wireline. A companhia de petróleo pode justificar isso em ambientes offshore com economia de tempo de plataforma mais os benefícios das tomadas de decisões em tempo real. O negócio é geralmente claro por isso o LWD tem substituído o Wireline em desenvolvimento de poços offshore. Da perspectiva da companhia de serviços, o capital investido para adquirir os dados desse serviço em um poço com três seções é de 3 a 5 vezes mais alto para LWD do que para Wireline. Isso inclui dois conjuntos de ferramentas cobrindo todos os diâmetros do poço. Adicione a isto: - Pessoal extra para operar o LWD para trabalhos de longa duração (turnos de 12 horas); - Reparo e manutenção LWD custa cerca de 3 a 4 vezes o de Wireline; - Compra de equipamentos para segurar o colar é uma ordem de magnitude mais cara; - Logística e custos de transporte são muito mais elevados; - Programações de depreciação maiores devido à alta frequência de reposição. A maior fratura conseguida, gerando uma maior recuperação, é mais do que compensada por esses custos mais elevados. Para melhorar sua proposta de valor, companhias prestadoras de serviços LWD deverão aumentar a geração de receita e

67 ao mesmo tempo introduzir uma nova tecnologia e inovação para reduzir custos operacionais. 66 ii. Redução dos gastos de pesquisa e desenvolvimento operacional (R&D) e a mudança para empresas de serviços: o efeito sobre as tendências e oportunidades para o futuro Novos serviços de avaliação de formação são caros para desenvolver e comercializar. A maioria das companhias de serviços gastam cerca de 5 a 7% das receitas em R&D. Tecnologia nova é a principal fonte de criação de valor em nossa indústria. Desde 1991, a parte da indústria de R&D financiada pelas companhias operadoras caiu de cerca de 90% do montante total para 50%. A figura 5.12 ilustra uma tendência similar identificando a crescente diferença entre as patentes concedidas para as prestadoras de seriços e operadores, respectivamente. Figura Patentes pelas maiores operadoras e prestadores de serviço de 2000 a Fonte: Lofts et al. (2005). A queda no financiamento de operadoras R&D não é necessariamente negativa, mas esse aumento nos gastos e inovações das prestadoras de serviço em medições e transporte está em risco. Até agora a maioria de R&D gasto em LWD tem sido para embalar sensores de Wireline para ambientes de perfuração. Wireline tem sido a fonte de inovação para a maioria das medições LWD, mas essa prática está afunilando. As empresas de serviços precisarão balancear o gasto disponível para R&D entre reduzir os custos de serviço de entrega e inovação. Para alcançar um rentável equilíbrio, prestadoras de serviços e operadoras terão que trabalhar juntas para fazer desenvolvimentos tecnológicos mais eficientes.

68 67 iii. Wide-scale bulk tendering (tendência de grande escala em massa): Isso sempre agrega valor ao operador? Wide-scale bulk tendering é uma estratégia de aquisições que começou como um meio para obter preços mais baixos através de garantia de um escopo de trabalho crescente para as empresas de serviços. Presumiu-se que economias de escala seriam passadas da prestadora para a operadora. Na realidade, entretanto, isso levou a limitação de nova tecnologia nessas tendências em massa. É possível perceber a complicação crescente na área e a necessidade cada vez maior de novas tecnologias com o uso de equipes multidisciplinares cada vez maiores e mais qualificadas. A Figura 5.13 mostra que no final da última década o volume de dados adquiridos foi maior do que nos últimos 50 anos anteriores e a tendência é só aumentar. Os desafios são sérios e se a indústria conseguir sanar todas essas questões será uma grande vitória e garantia de sucesso. Figura 5.13 Tendência que indicou que mais dados foram adquiridos na última década do que nos 50 anos anteriores. Fonte: Lofts et al. (2005).