UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS CURSO DE GEOLOGIA TASSIANE RABELO SAMPAIO UTILIZAÇÃO DE LWD NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO Salvador 2012
TASSIANE RABELO SAMPAIO UTILIZAÇÃO DE LWD NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO Monografia apresentada ao Curso de Geologia, Instituto de Geociências, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia. Orientador: Prof. Msc. ROBERTO ROSA DA SILVA Salvador 2012 2
TERMO DE APROVAÇÃO TASSIANE RABELO SAMPAIO UTILIZAÇÃO DE LWD NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO Monografia aprovada como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia, Universidade Federal da Bahia, pela seguinte banca examinadora: GERALDO GIRÃO NERY Mestre em GEOLOGIA pela UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA HYDROLOG SERVIÇOS DE PERFILAGENS LTDA CARLSON DE MATOS MAIA LEITE Doutor em GEOLOGIA pela UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS-UFBA ROBERTO ROSA DA SILVA - Orientador Mestre em GEOLOGIA pela UNIVERSIDADE FEDERAL DE OURO PRETO INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS-UFBA Salvador, 29 de junho de 2012 3
RESUMO O LWD (Logging While Drilling Perfilagem Durante a Perfuração) corresponde à técnica de perfilar poços durante a perfuração utilizando os mesmos perfis da perfilagem a cabo, a diferença consiste no sistema de obtenção das informações destes perfis. Enquanto na perfilagem a cabo os dados são enviados para a superfície após a perfuração do poço, através de um cabo elétrico, na técnica do LWD estes dados são obtidos pela telemetria de lama, permitindo, assim, a aquisição de perfis durante a perfuração do poço. A telemetria consiste no envio dos dados para a superfície através dos pulsos na lama, que pode ser realizado em tempo real ou durante as manobras para troca de broca, seja em poços verticais, direcionais de alto ângulo ou horizontais. O LWD vem sendo muito utilizado na perfilagem de poços horizontais, uma vez que a perfilagem a cabo não consegue atingir o fundo do poço. Esta técnica trouxe diversos avanços para a indústria petrolífera devido a otimização do tempo e a maior produção de petróleo, pela possibilidade de realizar poços horizontais. Este trabalho visa difundir a técnica de perfilagem de LWD, tecendo comparações com a perfilagem convencional. Palavras-chave: LWD; perfilagem; perfuração. 4
ABSTRACT The LWD (Logging While Drilling) is the technique of profiling while drilling wells using the same profiles of Wireline. The difference is in the information gathering system from these profiles. The Wireline data are sent to the surface after drilling the well through an electrical cable. In the LWD technique, the data are obtained by telemetry with mud, thereby allowing the acquisition of profiles during the drilling of the well. The telemetry consists in sending data to the surface through a mud pulse, which can be performed in real time or during the maneuvers for exchanging drills in vertical, directional high angle or horizontal wells. The LWD has been widely used in profiling horizontal wells, because the Wireline can not reach the bottom. This technique has brought many advances to the oil industry due to the time optimization and increased production of oil, because the possibility of horizontal drilling. This paper aims to explain in detail the LWD profiling technique, highlighting comparisons with conventional logging. Keywords: LWD, logging, drilling. 5
AGRADECIMENTOS Primeiramente, agradeço a Deus, meu maior mentor e apoio em todos os momentos. Aos meus amigos Caio Lírio, Maria Carla, Pedro Henrique, Milena Medrado, Camila Mota, Mariana Camurugy, Maitê Assunção, Rodrigo Nazaré, Givago Santos, Jel Negromonte, Priscilla Nobre, Clarissa Nobre, Vânia Passos e todas as pessoas que me ajudaram, direta ou indiretamente, e me acompanharam, parcial ou integralmente, durante minha vida acadêmica. Obrigada pelo apoio, pela torcida e pelo carinho especial. Agradeço a todos os professores da Universidade Federal da Bahia pelos quais passei. Sem estes Mestres, a minha formação não seria possível. Em especial, ao meu Professor Orientador Roberto Rosa que, mesmo com todas as atividades profissionais e pessoais, sempre dava um jeitinho de me auxiliar, com toda a atenção possível. A Danilo Melo, Engenheiro da Petrobrás, pelas discussões relacionadas à perfuração de poços direcionais. Aos meus colegas do Instituto de Geociências desta Universidade pelos bons momentos que tivemos juntos, nos campos, em salas de aula ou mesmo fora delas. Um agradecimento mais que especial aos meus pais Jorge e Zuleica, que sempre me incentivaram nos estudos, meus irmãos Robson, Rosângela, Viviane e Zuleide e à minha sobrinha Maria Eduarda, pessoas que sempre acreditaram em meu potencial, algumas vezes mais do que eu mesma, e torceram por mim, me dando força e ânimo para não desistir. Ao meu noivo, Jerônimo, meu companheiro em todos os momentos, o maior de todos os meus estímulos, que sempre esteve ao meu lado me apoiando, ajudando e aconselhando, que estudava os assuntos das disciplinas comigo para me ajudar a entendê-los, e que fez todo o possível para colaborar com a realização deste grande sonho. Amo todos vocês! Muito obrigada! 6
Dedico este trabalho a todas as pessoas que se surpreendem cada dia mais com esta maravilhosa ciência: a Geologia. 7
SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO...11 2 OBJETIVO...12 3 HISTÓRICO...13 3.1 Telemetria a Cabo (Wireline WL)...13 3.2 Telemetria por Tubos Flexíveis (Coiled Tubing)...14 3.3 Telemetria com coluna de tubos de perfuração (Toolpusher)...17 3.4 Telemetria por ondas eletromagnéticas (EM)...19 3.5 MWD - Measurement While Drilling (Tomada de medidas durante a perfuração)..... 20 3.6 MWD/LWD (Logging While Drilling).....21 3.7 Telemetria por Tubos Inteligentes (Wired Drill Pipes)...22 4 PRINCÍPIO DA TELEMETRIA POR PULSOS NA LAMA...24 4.1 Telemetria por pulso positivo...24 4.2 Telemetria por pulso negativo...25 4.3 Telemetria por pulso contínuo...25 4.4 Transmissão e Decodificação dos Pulsos...26 4.5 Atenuação dos pulsos durante a telemetria...29 5 GEODIRECIONAMENTO (GEOSTEERING)...31 5.1 Construção do projeto de poço...36 5.2 Pré-requisitos para acompanhamento...37 5.3 Navegação na horizontal...37 5.4 Consolidação do modelo...38 6 WL VERSUS LWD...39 6.1 Raios gama...41 6.2 Perfis de resistividade...42 6.3 Densidade e neutrônico...43 6.4 Sônico...44 6.5 Ressonância nuclear magnética...45 6.6 Teste de formação a cabo...46 7 FERRAMENTAS DO LWD...47 7.1 Ferramentas azimutais...48 7.2 Sala de acompanhamento do LWD...52 8 CONCLUSÃO...54 9 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS...56 8
LISTA DE FIGURAS Figura 1: Primeiro perfil de resistividade obtido no Campo de Pechelbronn em 1927, Estrasburgo...14 Figura 2: Caminhão de Perfilagem e Cabo de Fibra Ótico utilizado nesse tipo de perfilagem...14 Figura 3: Operação de perfilagem com o sistema Coiled Tubing...15 Figura 4: Perfilagem com tubos flexíveis...16 Figura 5: Ferramenta de Perfilagem com tubos flexíveis...16 Figura 6: Coluna de perfuração com a sonda de perfilagem logo acima da broca...17 Figura 7: Conjuntos de acoplamento do cabo de perfilagem ao sub de entrada lateral do toolpusher...18 Figura 8: Telemetria por ondas eletromagnéticas (E-Pulse)...19 Figura 9: Princípio de funcionamento do MWD...21 Figura 10: Wired Drill Pipe: tubos de perfuração com contato elétrico em teste no Mar do Norte e Golfo do México...23 Figura 11: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria de lama por pulsos positivos...24 Figura 12: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria lama por pulsos negativos...25 Figura 13: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria de lama por pulsos contínuos...26 Figura 14: Fluxo de informação durante diversas etapas, envolvendo a comunicação da telemetria por pulsos na lama...27 Figura 15: Sistema de transferência de dados das ferramentas no interior do poço à superfície...27 Figura 16: Sistema de conversão de códigos binários em palavras, enviados através da onda de pressão, por um decodificador na superfície...28 Figura 17: Sensores de pressão na saída da lama SPT1 e SPT2...28 Figura 18: Desenho esquemático do fluxo de informações (perfis) recebidas durante a perfuração...29 Figura 19: Ferramentas defletoras bent sub (à esquerda) e whipstock (à direita)...32 Figura 20: Ferramentas do sistema Rotary Steerable push the bit (A) e point the bit (B)...33 Figura 21: Ferramenta push the bit...33 Figura 22: Abertura e fechamento do pad...34 Figura 23: Ferramenta Geo Pilot realizando o processo do Point the bit...34 Figura 24: Colares da ferramenta Geo Pilot nas três possíveis posições de desvio...35 Figura 25: Exemplo de composição de uma coluna de perfis no LWD, com sua distância relativa à broca...36 Figura 26: Comparação entre perfis em memória (à esquerda) e em tempo real (à direita)...42 Figura 27: Determinação e transformação em resistividade das leituras de diferença de fase e atenuação de amplitude...43 9
Figura 28: Ferramenta do LWD fazendo a leitura de resistividades...44 Figura 29: Divisão do poço em 16 bin...48 Figura 30: Tela de software de acompanhamento em tempo real contendo os perfis de raios gama, resistividades e imagem...49 Figura 31: Ferramentas azimutais e informações sobre mudança da resistividade...50 Figura 32: Mudança no ângulo de perfuração...51 Figura 33: Coluna de perfuração mantida na zona de interesse...51 Figura 34: Sala de Acompanhamento de LWD e Geosteering Online...52 Figura 35: Disposição dos técnicos envolvidos no acompanhamento de poços com LWD no CSD...53 Figura 36: Tela de software de visualização 2D e 3D de um poço...53 10
1 INTRODUÇÃO As técnicas de perfilagem de poços são fundamentais na indústria do petróleo. Os poços de petróleo sofreram uma grande evolução quanto a sua geometria. No inicio eram verticais e, ao longo do tempo, passaram a ser direcionais, posteriormente direcionais de alto ângulo, até chegarem a ser horizontais. Esse novo arranjo dos poços provocou na indústria o desenvolvimento de novas tecnologias, de forma que os perfis pudessem ser adquiridos nesses poços, tanto em bacias onshore como em offshore. Em perfurações direcionais e/ou horizontais, existe a necessidade de um controle geodirecional durante a perfuração. O processo de perfuração interativa e planejada de um poço, com base em critérios geológicos, é conhecido como Geosteering. Uma nova técnica bastante útil neste processo, que recentemente tem chamado atenção da comunidade científica, é a perfilagem com LWD - Logging While Drilling (Perfilagem Durante a Perfuração), onde a possibilidade de obter dados em tempo real - tais como parâmetros geométricos de poços, propriedades físicas da formação e propriedades mecânicas do processo de perfuração - é a principal diferença entre esta nova técnica e a perfilagem tradicional com cabo elétrico, usualmente conhecida na literatura como wireline (WL) (CHIA et al., 2006). Segundo Munhoz (2009), recentemente a perfilagem durante a perfuração tem sido utilizada com bastante sucesso na substituição dos perfis a cabo convencionais, mesmo em poços verticais, onde esta técnica não seria necessária ou muitas vezes tem sido utilizada em conjunto para obter dados das rochas perfuradas com certa antecipação ou confirmar os dados obtidos, a depender da importância do poço. 11
2 OBJETIVO Este trabalho visa difundir a técnica de perfilagem com LWD, uma tecnologia atual e pouco conhecida no âmbito das universidades brasileiras. Será discutida a sua importância na indústria do petróleo, uma vez que a mesma vem sendo utilizada com ênfase na perfuração de poços exploratórios e explotatórios, nas bacias brasileiras detentoras de 85% das reservas nacionais, tais como Espírito Santo, Campos e Santos. No cenário internacional, essa técnica vem sendo aplicada em todas as grandes bacias produtoras de hidrocarbonetos, tais como Golfo do México, Mar do Norte, Oriente Médio, Angola, Nigéria, etc (PETROBRAS, 2010). 12
3 HISTÓRICO Conforme Hughes (1997), o interesse em realizar perfuração direcional começou em meados de 1929 após se obter medidas do ângulo do poço no desenvolvimento do Campo de Seminole, em Oklahoma, Estados Unidos. Entretanto, em 1930, perfurou-se o primeiro poço direcional em Huntigton Beach, na Califórnia, Estados Unidos, de uma localidade onshore atingindo uma zona de hidrocarboneto offshore. Os estudos teóricos dos fundamentos das ferramentas de perfilagem LWD iniciaram-se no começo da década de 70 por Gouilloud e Levy. Porém, foi em 1972 que esta tecnologia foi utilizada pela primeira vez pelos russos (HONÓRIO, 2007). Quando as ferramentas de LWD foram introduzidas, os operadores as utilizavam como uma última alternativa à sua necessidade de obter informações valiosas do poço, não enxergando o LWD como um substituto do wireline (PAIVA, 2009). Com o avanço tecnológico atual, cada vez mais poços horizontais passam a apresentar viabilidade técnico-econômica, exigindo alternativas à perfilagem a cabo. A perfilagem com LWD possui a vantagem de fornecer diversos parâmetros de rocha logo após a sua aquisição, tornando-se bastante útil (Modificado de COSTA, 2009). 3.1 Telemetria a Cabo (wireline WL) A técnica de perfilagem em poços de petróleo surgiu com os irmãos Schlumberger na localidade de Estraburgo, na França, onde foi corrido o primeiro perfil de resistividade em poço de petróleo, em 1927 (Figura 1). Nascia assim, a técnica de perfilagem utilizando a telemetria a cabo, onde os dados obtidos dos diversos tipos de perfis (elétricos, radiativos, sônicos, etc) durante a perfilagem no poço eram registrados e, ao mesmo tempo, enviados para a superfície através desse cabo elétrico (Figura 2) (SCHLUMBERGER, 1987). Na perfilagem a poço aberto, todos os perfis são obtidos sempre durante a retirada da ferramenta de perfilagem da base do poço para a superfície, a única exceção é a técnica de LWD. 13
No inicio, os poços de petróleo eram basicamente verticais ou apresentavam baixo ângulo com relação a vertical. Com a evolução das técnicas de perfuração, os poços de petróleo, por diversos motivos, passaram cada vez mais a apresentar altos ângulos, acima de 50º (ROCHA et al, 2006). Com esse tipo de geometria de poço, a perfilagem a cabo não consegue atingir o fundo do poço após a perfuração do mesmo, impossibilitando dessa forma o registro das rochas localizadas na base do poço. As companhias de serviço de perfilagem começaram a desenvolver novas técnicas de telemetria de forma a solucionar esses problemas. Figura 1: Primeiro perfil de resistividade obtido no Campo de Pechelbronn em 1927, Estraburgo. Fonte: SCHLUMBERGER, 1987. Figura 2: Caminhão de Perfilagem a Cabo e Cabo de Fibra Ótico utilizado nesse tipo de perfilagem. Fonte: SCHLUMBERGER, 1987. 14
3.2 Telemetria por Tubos Flexíveis (Coiled Tubing) Na indústria de petróleo e gás, Coiled Tubing ou Flex Tubo (Figura 3) referese a tubos flexíveis, normalmente 1" para 3.25" de diâmetro, dispostos em um carretel de grande porte, usado para intervenções em poços de petróleo e gás direcionais, às vezes como tubulação de produção em poços de gás esgotados. O Coiled Tubing é frequentemente utilizado para realizar operações semelhantes às wireline. Essa técnica é ainda bastante utilizada na engenharia de produção para limpeza e/ou bombeamento de produtos químicos para dentro do poço (SILVA, 2008). Figura 3: Operação de perfilagem com o sistema Coiled Tubing. Fonte: HUGHES, 2010. Uma operação de Coiled Tubing é normalmente realizada através da torre de perfuração na plataforma de petróleo (Figura 4), que é usado para suportar os equipamentos de superfície, embora em plataformas sem instalações de perfuração, uma torre autossustentável pode ser usada em seu lugar. 15
Figura 4: Perfilagem com tubos flexíveis. Fonte: SERRA, 2004. As companhias de perfilagem adaptaram esta técnica de Coiled Tubing bastante utilizada em poços de produção, para perfilar poços com ângulo de desvio inferior a 30º, substituindo a perfilagem a cabo, uma vez que esta não consegue atingir o fundo do poço. O tubo flexível é empurrado até o final do poço pelo cabo, auxiliado por pequenos rolamentos colocados na ferramenta de perfilagem de forma a atingir o fundo do poço (Figura 5). O Coiled Tubing pode ser utilizado em qualquer operação de produção ou de exploração em poços de petróleo. Essa técnica ainda é bastante utilizada na perfilagem a poço revestido (SILVA, 2008). Figura 5: Ferramenta de Perfilagem com tubos flexíveis. Fonte: SERRA, O&L, 2004. 16
3.3 Telemetria com coluna de tubos de perfuração (Toolpusher) A perfilagem executada por tubos de perfuração consiste em uma técnica auxiliar de forma que as ferramentas de perfilagem possam atingir o fundo do poço em poços de alto ângulo. Na maior parte das vezes, essa técnica é utilizada quando a técnica por tubos flexíveis se torna inoperante. Após a perfuração do poço, as ferramentas de perfilagem são montadas logo acima da broca (Figura 6), sucedidas pelo restante da coluna de perfuração, a qual possui a função de levar o conjunto de ferramentas de perfilagem até o fundo do poço, ação essa impossível de ser realizada na perfilagem convencional a cabo (SCHLUMBERGER, 1987). A Figura 7 mostra a sequência de operação do toolpusher com os conjuntos de acoplamento do cabo de perfilagem ao sub de entrada lateral. Figura 6: Coluna de perfuração com a sonda de perfilagem logo acima da broca. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002. 17
Figura 7: Conjuntos de acoplamento do cabo de perfilagem ao sub de entrada lateral do toolpusher. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002. Quando a ferramenta de perfilagem atinge o fundo do poço, auxiliado pela coluna de perfuração, é lançado um cabo elétrico por dentro desta coluna, tendo na extremidade um pino de encaixe que, ao atingir a ferramenta de perfilagem no fundo do poço, gera um contato elétrico. Uma vez estabelecido o contato elétrico das ferramentas com a superfície, o registro dos perfis será obtido à medida que a coluna é retirada do poço. Na perfilagem utilizando os tubos de perfuração, o cabo de perfilagem passa de fora para dentro da coluna de perfuração através de uma válvula sub, deixando que o mesmo fique fora da coluna, apenas no intervalo revestido do poço. Essa precaução tem o objetivo de proteger o cabo de perfilagem, já que o mesmo pode ser esmagado pela coluna contra a parede do poço aberto. A primeira operação executada com esse tipo de equipamento foi na bacia Potiguar, em 1989, e ainda é utilizada na Bacia de Campos (SILVA, 2008). 18
3.4 Telemetria por ondas eletromagnéticas (EM) Muito utilizada em poços onshore, esse tipo de perfilagem consiste no registro dos perfis através da emissão de ondas eletromagnéticas do fundo do poço para a superfície (Figura 8). Esta técnica utiliza a coluna de perfuração para levar a ferramenta de perfilagem até o fundo do poço. Os dados registrados pelas ferramentas de perfilagem são transmitidos para a superfície através de uma codificação binária (bits), que serão enviados em frequências moduladas para a superfície. Na superfície, uma antena receptora capta essa frequência e a decodifica, transformando-a em perfis (SCHLUMBERGER, 2011). Esta técnica só é realizada em poços onshore, pois no mar a lâmina d água interfere na obtenção desses registros atenuando os sinais, uma vez que a água do mar é um meio extremante condutor. Não existem registros na bibliografia sobre a utilização desta técnica no Brasil. Figura 8: Telemetria por ondas eletromagnéticas (E-Pulse). Fonte: SCHLUMBERGER, 2011. 19
3.5 MWD - Measurement While Drilling (Tomada de medidas durante a perfuração) Antes da técnica de MWD, os poços direcionais tinham suas inclinações da vertical medidas por meio das ferramentas de Totco, Singleshot e Multishot. Na profundidade onde o poço deve ganhar ângulo são realizadas medidas de inclinação e direção a cada 27m perfurados (três tubos com nove metros cada). Essas medidas eram obtidas utilizando um aparelho denominado Totco, cuja função era dar apenas a inclinação do poço. Essa medida era feita através de um cabo descido por dentro da coluna de perfuração, onde esse aparelho, ao chegar ao fundo do poço, realizava essa leitura, tirando uma foto onde é registrada a inclinação do poço. Esse tipo de medida gerava um acréscimo de tempo muito grande na perfuração, porque era necessário parar a perfuração para realizar esta operação. Posteriormente surgiu o Singleshot, cuja única diferença do Totco era a tomada de direção do poço além da inclinação, utilizando o mesmo procedimento do Totco. A ferramenta mais moderna dessa modalidade é o Multishot, cuja diferença consiste na maior tomada de medidas obtidas durante a manobra para troca de broca. Enquanto as demais ferramentas tomavam as medidas apenas no fundo do poço, o Multishot fornece a direção e a inclinação ao longo de todo o poço (ROCHA et al., 2006). As técnicas descritas acima para o acompanhamento de uma perfuração direcional, até a década de 70, eram as únicas que existiam no mercado. Ainda hoje são utilizadas em poços onshore face ao baixo custo de uma sonda terrestre quando comparado às sondas marítimas. Surgiu, então, a tomada de medidas de inclinação e direção durante a perfuração através da telemetria por pulsos na lama. Denominada na literatura de MWD (Measurament While Drilling), consiste nos primeiros equipamentos desenvolvidos que permitem acompanhar o ganho de ângulo de um poço sem ter que parar a perfuração ou retirar algo do fundo do poço (Modificado de TOLLESFEN et al., 2007). A tomada de medidas durante a perfuração MWD surgiu com a finalidade de conduzir o poço, controlando basicamente os parâmetros de inclinação, direção e 20
mergulho do poço, visando atingir determinados alvos. A Figura 9 mostra o princípio de funcionamento desta ferramenta. Figura 9: Princípio de funcionamento do MWD. Fonte: SERRA, 2004. 3.6 MWD/LWD O MWD, no inicio, registrava basicamente a direção e a inclinação do poço durante a perfuração, através da telemetria de lama. Caso o poço estivesse fora do rumo, este seria corrigido através dos parâmetros de perfuração. Em seguida, colocaram um perfil de raios gama junto ao MWD, onde passou-se a ter uma ideia da litologia. Logo após, adicionaram uma ferramenta de resistividade e assim por diante, densidade, neutrônico, sônico, ressonância, teste a cabo, etc. Desta forma, surgiu o LWD (Logging While Drilling Perfilagem Durante a Perfuração) - que é um conjunto de ferramentas de perfilagem adaptado para obtenção de registros durante a perfuração. Com o advento da telemetria por pulsos contínuos, foi possível obter uma maior taxa de transmissão de dados e nos anos 80, finalmente, a técnica de LWD foi consolidada na indústria do petróleo, sendo, portanto, um marco na história da 21
perfilagem. Atualmente, taxas de transmissão por pulsos na lama atingem 20bps (bits por segundo) em profundidades até 20000ft (6096m), enquanto que na década de 80 essas operações conseguiam enviar, no máximo, apenas 0.4bps nesta mesma profundidade. Com o contínuo progresso tecnológico, essas ferramentas e técnicas foram se aperfeiçoando e, hoje, praticamente todos os parâmetros de perfilagem obtidos através da perfilagem WL podem ser adquiridos em tempo real durante a perfuração (SCHLUMBERGER, 2011). O termo LWD abrange também a técnica de MWD, já que a leitura e o envio dos dados para a superfície se faz através da telemetria de lama utilizada no MWD. Os sensores de MWD medem as propriedades mecânicas do poço e seus parâmetros geométricos (profundidade, inclinação e azimute), e seus dados são transmitidos por telemetria, em tempo real. Os sensores de LWD propiciam medidas das propriedades físicas das formações, registrando e enviando parte dessas informações para a superfície. O restante dos dados fica gravado em memória e são recuperados apenas quando houver uma troca de broca. Na superfície, os dados em memória serão descarregados para a unidade de computação de perfilagem (SCHLUMBERGER, 2011). 3.7 Telemetria por Tubos Inteligentes (Wired Drill Pipes) A mais nova tecnologia de telemetria que está sendo testada para perfilagem de poços é a técnica de perfilagem através de Tubos Inteligentes (Wired Drill Pipes). Essa técnica está em testes na perfuração de poços no Golfo do Mexico e no Mar do Norte, e consiste na perfuração de poços utilizando tubos de perfuração especiais. Os tubos de perfuração possuem um contato elétrico em ambas as roscas de encaixe que, ao serem enroscados, permitem uma conexão elétrica (figura 10). 22
Figura 10: Wired Drill Pipe: tubos de perfuração com contato elétrico em teste no Mar do Norte e Golfo do México. Fonte: HUGHES, 2010. Com esse tipo de telemetria teremos todas as informações obtidas durante a perfuração, seja de direção, inclinação do poço, como também dos perfis, enviadas para superfície em tempo real através da coluna de perfuração. A coluna terá a mesma função do cabo elétrico utilizado na telemetria a cabo. A única desvantagem apresentada por essa técnica, até o momento, é o custo elevado dos tubos de perfuração com essas características, tornado-a inviável em escala comercial. Os tubos de perfuração, em geral, possuem um tempo de vida útil bastante limitado, por uma série de razões intrínsecas ao processo de perfuração. Existe a possibilidade que esta técnica substitua o LWD em um futuro próximo (ROCHA, 2006). 23
4 Princípio da Telemetria por Pulsos na lama Este sistema baseia-se na transmissão de dados através do fluido de perfuração (lama) no interior da coluna. O conceito de transmissão de dados através do fluido de perfuração foi patenteado em 1929 por Jakosky. Apenas em 1963 um sistema de pulsos na lama (pulso positivo) foi proposto por Arp, desenvolvido pelas companhias Arps Co e Lane Wells. Em 1965 aconteceu a primeira transmissão de dados usando pulsos na lama comercializada pela B. J. Hughes Inc. No início dos anos 70 foram introduzidas as primeiras medidas de trajetória e desvio de poço em tempo real durante a perfuração. As medições são realizadas próximas à broca, onde os dados obtidos são convertidos em códigos binários e enviados para superfície pela telemetria de lama por dentro da coluna, percorrendo em sentido contrário ao fluido de perfuração (lama). Esses dados chegam à superfície sob a forma de pulsos de pressão que serão novamente decodificados em sensores bastante sensíveis (HONÓRIO, 2007). Este processo, conhecido por Telemetria por Pulso de Lama, pode ter o sinal gerado de três maneiras: telemetria com pulso positivo, pulso negativo e pulso contínuo. A seguir, discutiremos como se processa os diferentes tipos de telemetria. 4.1 Telemetria por pulso positivo Os pulsos são obtidos através de um aumento temporário da pressão dentro dos comandos. Uma válvula fica localizada no eixo do transmissor em frente a uma abertura, por onde o fluido circula, possuindo dois modos de operação: aberta ou fechada. Quando fechada, provoca uma restrição ao fluxo de fluido por dentro dos comandos criando um aumento na pressão (Figura 11) (SILVA, 2009). Figura 11: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria de lama por pulsos positivos. Fonte: SILVA, 2009. 24
4.2 Telemetria por pulso negativo Pulsos negativos são gerados pela redução de pressão dentro dos comandos. Essa redução de pressão é ocasionada ao abrir uma válvula gerando comunicação entre a coluna e o espaço anular. Parte do fluido no interior da coluna flui para o espaço anular ocasionando decréscimo de pressão. Ao fechar a válvula, a pressão voltará a seu estágio original (Figura 12) (SILVA, 2009). Figura 12: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria de lama por pulsos negativos. Fonte: SILVA, 2009. 4.3 Telemetria por pulso contínuo Esse sistema foi patenteado pela Mobil Oil e é utilizado atualmente pela Schlumberger (ideia adaptada utilizando o conceito de mud siren ). O sistema é constituído basicamente de uma válvula rotatória - o modulador -, que cria uma onda contínua de pressão à medida que o fluido circula no interior da coluna. Os dados podem ser enviados continuamente para a superfície através desse método, alternando-se a fase do sinal e detectando essa mudança na superfície (técnica de modulação por frequência) (Figura 13). Segundo Rennie e Boonen (2007), esse tipo de telemetria permite uma maior taxa de comunicação em comparação aos outros dois sistemas citados anteriormente (positivo e negativo). 25
Figura 13: Princípio de funcionamento do sistema de telemetria de lama por pulsos contínuos. Fonte: KOLTZ et al., 2008. Esta tecnologia de pressão modulada através do fluido de perfuração é, atualmente, bastante utilizada para obtenção de dados em tempo real, pois otimiza o processo de perfuração e dá suporte à tomadas de decisões. Com a chegada desta nova tecnologia, foi possível obter uma maior taxa na transmissão de dados. Tudo isto resulta em um processo de perfuração bastante eficiente e seguro. 4.4 Transmissão e Decodificação dos Pulsos Os diversos parâmetros registrados pelas ferramentas de perfilagem são gravados na memória e parte destes dados é enviada para a superfície, permitindo a tomada de decisões, quanto à navegação do poço na zona de interesse, em tempo hábil. Os dados que serão enviados para a superfície serão convertidos em códigos binários e transmitidos para superfície através do modulador (ou pulser) a uma taxa de, no máximo, 18bps. Na superfície, esses pulsos serão demodulados e convertidos em sinais digitais gerando os perfis (Figuras 14 e 15). 26
Figura 14: Fluxo de informação durante diversas etapas, envolvendo a comunicação da telemetria por pulsos na lama. Fonte: SILVA, 2009. Figura 15: Sistema de transferência de dados das ferramentas no interior do poço à superfície. Fonte: HUGHES, 2010. A conversão dos códigos binários geram um frame ou lista de palavras em uma determinada sequência, que representa a leitura de cada uma das ferramentas de perfilagem como também de dados direcionais do poço (Figura 16). Caso a lista de palavras que geram uma informação tenha 180 bits, levará então 10 segundos para ser toda transmitida a uma taxa de 18bps. Na superfície, dois sensores de pressão bastante sensíveis decodificam esse sinal de variação de pressão em dados digitais (Figura 17) (SCHLUMBERGER, 2011). 27
Figura 16: Sistema de conversão de códigos binários em palavras, enviados através da onda de pressão, por um decodificador na superfície. Fonte: HUGHES, 2010. Figura 17: Sensores de pressão SPT1 e SPT2 na saída da lama. Fonte: HUGHES, 2010. Na Figura 18 é mostrado um desenho esquemático do fluxo de informações recebidas durante a perfuração e a sua conversão em perfis. Os dados obtidos em tempo real podem sofrer uma série de efeitos que atenuam a informação. Esses aspectos estão relacionados às atenuações sofridas pelo pulso de lama quanto a sua amplitude e ruídos, entre outros, que serão abordados no item a seguir. 28
Figura 18: Desenho esquemático do fluxo de informações (perfis) recebidas durante a perfuração. Fonte: KLOTZ et al., 2008. 4.5 Atenuação dos pulsos durante a telemetria Na perfuração de poços utilizando o LWD, uma série de parâmetros é controlada, tais como: taxa de penetração, rotação, peso sobre a broca e vazão das bombas. Todos esses parâmetros podem influenciar a taxa de transmissão dos dados em tempo real. Quando um poço é perfurado muito rápido, pode exceder a taxa de transmissão de dados, atenuando, assim, o sinal recebido na superfície, dificultando a interpretação dos perfis. A atenuação está relacionada à amplitude dos sinais e, muitas vezes, ruídos nos mesmos. Muitas vezes esses problemas podem ser resolvidos com os dados obtidos da memória durante as manobras. No sistema de telemetria por pulsos na lama, o canal de transmissão é o fluido de perfuração presente no interior da coluna de perfuração. Os pulsos de pressão viajam pelo fluido e, portanto, são atenuados ou eventualmente refletidos. Sendo assim, a energia recebida na superfície é apenas uma fração da energia de pulso enviada próximo à broca na profundidade da fase atual. A atenuação é diretamente proporcional à profundidade, frequência do sinal, diâmetro do tubo e condição do fluido, ou seja, a atenuação aumenta de acordo com a quantidade de gases dissolvidos, viscosidade e compressibilidade do fluido (SCHLUMBERGER, 2011). 29
Com isso, nos fluidos a base de óleo, as ondas transmitidas são mais atenuadas em relação aos fluidos à base de água, devido à maior compressibilidade do óleo em relação à água, considerando uma mesma profundidade. Na Figura 17, mostrada anteriormente, os dois sensores localizados na saída do pulso de lama registram as pequenas variações de pressão geradas pelo pulser em profundidade. O Sensor SPT 1 tem como finalidade filtrar os ruídos, enquanto o sensor SPT 2, localizado mais a frente, mede os valores de pressão sem nenhuma interferência. Entretanto, às vezes, o registro se mostra bastante afetado podendo ser descartado. A correção desse intervalo perfilado, onde a telemetria não forneceu bons dados em tempo real, poderá ser verificada e corrigida com os dados que ficaram gravados em memória (SCHLUMBERGER, 2011). Durante a manobra para troca de broca, a ferramenta de perfilagem será retirada do fundo do poço. Ao chegar à superfície, é feita a desconexão do BHA (Bottom Hole Assembly Montagem da Coluna de Perfuração) e, nesse momento, são descarregados todos dados que foram adquiridos durante a perfuração (RM - Recorded Mode Logs - Registro de Memória). Essa atividade é realizada em, no máximo, uma hora. Os dados RM do LWD, em si, não fornecem as informações em profundidade, mas sim em tempo (PAIVA, 2009). 30
5 Geodirecionamento (Geosteering) Geosteering ou Geodirecionamento significa o controle direcional intencional de um poço baseado nos resultados de medidas de perfis, para manter um poço direcional dentro de uma determinada zona de interesse. Em áreas maduras, pode ser usado para manter um poço em uma seção particular de um reservatório, a fim de minimizar cones de gás ou de água e maximizar a produção econômica do poço. 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 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. Estas técnicas permitiram que apenas a broca fosse rotacionada no fundo do poço, enquanto o restante da coluna de perfuração permanecia sem movimento. Para tal, foram desenvolvidas ferramentas de perfuração defletoras, cujo objetivo é mudar a trajetória do poço, tais como bent sub e whipstock (Figura 19). O bent sub é posicionado entre a coluna de perfuração estacionária e a parte superior do motor. Este procedimento permite que a direção do poço possa ser alterada, sem a necessidade de retirar toda a coluna de perfuração para fora do poço. Outra alternativa de desvio do poço, porém, que demandava mais tempo, era a colocação do whipstock, pois era necessário uma manobra (WELLS, 2006). 31
Figura 19: Ferramentas defletoras bent sub (à esquerda) e whipstock (à direita). Fonte: ROCHA et al., 2006. Na década de 90 surgiu o sistema rotativo denominado Rotary Steerable. 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) (Figura 20). 32
Figura 20: Ferramentas do sistema Rotary Steerable push the bit (A) e point the bit (B). Fonte: ROCHA et al., 2006. No sistema push the bit (Figura 21), 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 pad (Figura 22). 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. Figura 21: Ferramenta push the bit. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002. 33
Figura 22: Abertura e fechamento do pad. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002. O outro método, denominado point the bit, no qual o Geo Pilot (Figura 23) é um dos tipos de ferramentas que realiza este processo e é a única que funciona em poços desmoronados. Neste sistema, 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 (Figura 24) (PORTO, 2009). Figura 23: Ferramenta Geo Pilot realizando o processo do Point the bit. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002. 34
Figura 24: Colares da ferramenta Geo Pilot nas três possíveis posições de desvio. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002. 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. Segundo Silva (2009), o sistema LWD é responsável pela avaliação da formação geológica quando executado em poços exploratórios (verticais). Já em poços horizontais, serve basicamente para auxiliar na condução do MWD e manter o poço dentro da zona de interesse. É através dele que se obtêm propriedades das rochas ou das zonas de interesse. As medidas mais comuns realizadas pela ferramenta LWD são: densidade, porosidade, raios gama, resistividade, neutrônico e sônico (Figura 25). 35
Figura 25: Exemplo de composição de uma coluna de perfis no LWD, com sua distância relativa à broca. Fonte: ROCHA et al., 2006. O fato de obterem-se as medidas LWD em tempo real durante a perfuração do poço, em geral, torna este processo mais rápido e a ocorrência de invasões do fluido de perfuração na parede do poço é reduzida em função do curto espaço de tempo entre a perfuração e a aquisição dos dados, em relação à perfuração com cabo elétrico. Além disso, as medidas LWD são realizadas antes da ocorrência deste e de outros efeitos indesejáveis, como por exemplo, o avanço desordenado da perfuração. A obtenção de dados em tempo real permite a perfilagem de um poço de petróleo sem que haja a necessidade de interromper o processo de perfuração quando o objetivo é manter o poço em uma determinada direção. Por este motivo, este processo atualmente tem tomado destaque, pois reduz o tempo gasto para se realizar uma perfuração, tornando o processo mais ágil e produtivo, substituindo potencialmente a perfilagem a cabo. 5.1 Construção do projeto de poço Modelos geológicos em 2D e 3D são traçados e planejados antecedendo a perfuração do poço, a fim de auxiliar na tomada de decisões ao longo da perfuração, visando atingir objetivos específicos, tais como a descoberta de novas jazidas, uma maior produção de hidrocarbonetos, injeção de fluidos ou outros aspectos técnicos. 36
Um projeto de poço é representado por uma figura geométrica da trajetória esperada para o poço. Ele é sempre projetado através de mapas e seções geológicas construídas manualmente ou através de software. Enquanto o poço está sendo perfurado segundo o projeto previsto, novas informações geológicas são obtidas a partir dos registros de lama, MWD e LWD, levando a uma atualização do mesmo. Como o modelo é continuamente atualizado com as novas informações geológicas (avaliação de formação) e da posição do poço (levantamento de desvio do poço), as mudanças começam a aparecer nas subestruturas geológicas, tais como adelgaçamento da camada de interesse e a variação lateral de fácies e falhas com rejeitos inferiores a trinta metros que não foram previstas no modelo geológico inicial, podem levar o projeto de poço a ser corrigido e reformulado durante a perfuração, de forma a atender os objetivos do poço (SCHLUMBERGER, 2002). 5.2 Pré-requisitos para acompanhamento Como pré-requisitos, temos quais os perfis que serão necessários de forma a entender o modelo geológico para a tomada de decisões em tempo real e, principalmente, qual a taxa de transmissão em tempo real satisfatória para essas medidas. São necessárias também as leituras azimutais e medidas de inclinação (ambas o mais próximo possível da broca), um modelo de geosteering representativo do modelo geológico e softwares de modelagem, correlação, visualização 3D, etc. 5.3 Navegação na horizontal Para a navegação na horizontal são necessárias medidas azimutais de perfis que permitam manter o poço dentro da zona de interesse. Estes perfis podem ser de resistividade, raios gama, densidade e neutrônico, de forma que essas informações permitam a tomada de decisões com mais segurança. Para esta navegação são feitos alguns registros que podem ser realizados próximos a broca, em medidas rasas, que permitam identificar a litologia perfurada, ou realizados distantes da broca, que proporcionam, além da identificação da litologia perfurada em medidas rasas, a antecipação da litologia a ser perfurada em medidas mais profundas (look ahead). Ainda temos os registros azimutais, que nos 37
dão a definição da orientação do limite de camadas em relação ao poço e o uso de imagens como definição da atitude das camadas. 5.4 Consolidação do modelo Após a perfuração do poço, o modelo geológico inicialmente previsto será consolidado com os dados obtidos durante a execução do projeto. Neste momento, podemos obter um resultado muito próximo do previsto ou mesmo totalmente discrepante. Para isso, faz-se necessário efetuar ajustes com dados de memória, validar o modelo de tempo real e fornecer subsídios para atualização do modelo geológico do reservatório. Todos estes dados serão incorporados para o desenvolvimento do campo, como também na perfuração de novos poços. 38
6 WL VERSUS LWD As informações lidas pelos processos de aquisição do LWD e do WL são distintas, sendo este o principal motivo das operadoras não considerarem a ferramenta LWD como uma tecnologia que venha a substituir totalmente o WL. As medições são fundamentalmente diferentes, não somente pela forma com que os sensores obtêm as informações, mas, principalmente, como essas informações são transmitidas para a superfície. Para que o wireline apresente as mesmas leituras feitas pelo LWD, são necessários que os efeitos de invasão sejam exatamente os mesmos, algo improvável, pois o perfil wireline sofre mais a invasão que o perfil LWD. A necessidade de correções ambientais também teve papel fundamental na criação do paradigma do LWD presente na indústria petrolífera até hoje. Em certas condições, diferentes ferramentas podem fornecer respostas bem diferentes antes das correções ambientais. As ferramentas são criadas e utilizadas sabendo-se que variações no ambiente irão afetar suas medições. As ferramentas são capacitadas a remover estes efeitos, porém essas correções podem ser aplicadas de forma incorreta ou até nem mesmo aplicadas (Modificado de TOLLESFEN et al., 2007). Para aplicar corretamente as mudanças ambientais no LWD, a fim de compensá-las no poço, deveríamos ter, com exatidão, o conhecimento sobre quais delas podem ocorrer e o seu comportamento no tempo, considerando que mudanças radicais podem ocorrer nas propriedades de um poço, desde sua perfuração inicial até o seu abandono. Por este motivo, estas correções são extremamente difíceis de serem aplicadas. Dependendo da profundidade do poço e sua continuidade na perfuração, o processamento desses dados até sua apresentação final à operadora pode durar até dois dias. Se há dúvidas quanto a qualidade dos dados obtidos pelo LWD, e caso seja possível também correr os perfis a cabo, o operador não deve hesitar em obter esses registro para sanar quaisquer dúvidas. Em situações críticas em que a taxa de transmissão de dados pela telemetria de lama sofre muitas atenuações, e quando os dados de memória do LWD, depois de extraídos, não possibiltem leituras confiáveis, o geólogo responsável pode requisitar a corrida do wireline. (Modificado de TOLLESFEN et al., 2007). 39
Em poços verticais exploratórios de alto custo, o LWD é utilizado a fim de obter informações antecipadas das rochas que estão sendo perfuradas, visando a tomada de decisões antes do término da perfuração do poço. O LWD em seu funcionamento ideal, orientando o geólogo durante sua chegada na zona de interesse de uma formação e campos conhecidos, fornece uma economia de recursos à empresa operadora que torna seu uso fortemente recomendado. O simples fato de fornecer informações ao geólogo para estimar o momento exato de parar uma perfuração por ter chegado de forma satisfatória à zona de interesse, ou alterar a trajetória do poço para um novo trajeto mais otimizado, pode economizar a empresa operadora importantes dias de sonda ou até mesmo otimizar substancialmente a futura produção do poço, feito que wireline nenhum conseguiria oferecer [PAIVA, 2009]. Em linhas gerais, encontram-se na literatura os principais motivos para o qual o LWD é utilizado: Garantia de perfilagem, quando se prevê que, por algum motivo, a perfilagem a cabo não será possível ou será muito prejudicada; Perfilagem LWD apresenta menos efeitos de invasão do filtrado; Geodirecionamento e otimização da eficiência de perfuração; Economia de recursos em poços muito desviados, quando seria necessária a perfilagem utilizando-se tubos de perfuração (drill pipe conveyed logging); Perfis de passagens múltiplas (permite perfilar tanto na descida quanto na retirada da broca do fundo do poço) (Modificado de TOLLESFEN et al., 2007). Mesmo para estas aplicações citadas, a informação usada para a avaliação da formação vem principalmente dos perfis gravados na memória interna na ferramenta RM, os quais são recuperados após a retirada da broca do poço para aquisição e posterior processamento (Modificado de TOLLESFEN et al,. 2007). A seguir serão descritos alguns tipos de perfis bastante utilizados nas perfilagens de poços, seja elas a cabo ou por LWD. Os princípios de obtenção dos dados são os mesmos para qualquer um dos perfis, a única diferença entre eles consiste na forma de obtenção desses dados na superfície. Na perfuração com estas duas ferramentas há, na coluna de perfilagem, perfis de raios gama, resistividade, densidade, neutrônico, sônico, ressonância nuclear magnética e teste de formação a cabo. A seguir, será descrito o principio básico de 40
cada uma destas ferramentas de perfilagem, como também a principal aplicação dos mesmas. 6.1 Raios gama A ferramenta de raios gama é utilizada para medir a radioatividade natural das rochas e constitui um dos perfis mais utilizados na perfilagem em poço aberto e revestido. O perfil de raios gama permite distinguir os folhelhos e/ou argilas dos demais tipos litológicos. A principal vantagem desse perfil reside no fato de ser possível a sua realização por dentro de tubulações (poços revestidos), tornando-se muito útil em trabalhos de completação e restauração dos poços. Sabendo que o perfil de raios gama reflete a proporção de folhelho ou argila de uma camada, pode-se utilizálo com um indicador do teor de folhelho ou argilosidade das rochas. Ele também é usado para detecção e avaliação de elementos radioativos, tais como Urânio, Tório, etc (NERY, 2004). A Figura 26 mostra perfis de raios gama durante a perfuração da terceira fase de um poço a, aproximadamente, 1471 metros. À esquerda, tem-se o perfil obtido após a recuperação dos dados de memória do LWD e, à direita, o perfil obtido em tempo real. Através da comparação dos perfis é possível concluir a perfeita resolução e correlação existente entre os dados obtidos por telemetria de lama e de memória. As principais aplicações dos perfis de raios gama são para correlação geológica, identificação litológica, cálculo do volume de argila, distinção entre reservatório e não reservatório e para auxiliar no geodirecionamento do poço horizontal, associado aos demais perfis de resistividade, densidade e neutrônico. 41
Figura 26: Comparação entre perfis em memória (à esquerda) e em tempo real (à direita). Fonte: HONÓRIO, 2007. 6.2 Resistividade A resistividade expressa a maior ou menor fluidez com que a corrente elétrica atravessa determinado material. São utilizados para determinar a resistividade da formação, identificar zonas portadoras de hidrocarbonetos, definição de contato entre fluidos e cálculo da saturação em água. Na perfilagem a cabo se utiliza, basicamente, dois tipos de ferramentas para se obter a resistividade da formação: Indução e Laterolog. Já no LWD, temos os dois tipos de ferramentas de resistividade, mas estas ferramentas trabalham numa frequência muito maior quando comparada com as de perfilagem a cabo. Os perfis de resistividade mais comuns no LWD são aqueles que, através de ondas eletromagnéticas, mede as variações no comportamento das ondas eletromagnéticas ao passar por diferentes litologias, inferindo, dessa forma, valores de resistividade. A medida de resistividade da formação é feita por ferramentas que trabalham a uma frequência que varia de 100kHz a 10GHz. Nas ferramentas de LWD a 42
frequência mais utilizada é de 2MHz. A medida é obtida através de dois transmissores e dois receptores (Figura 27). Frequências dessa ordem de grandeza, são melhor explicadas pela propagação de uma onda. Assim, a diferença de fase e de atenuação de amplitude da onda entre os receptores são medidas e transformadas em resistividades chamadas de phase shift (diferença de fase) e de attenuation (atenuação de amplitude). Na prática, podem ser usados transmissores múltiplos para obter profundidades diferentes de investigação e compensação para efeito de poço. O comprimento de onda é tal que o poço tem um efeito secundário, mas, em alguns casos, a correção pode ser necessária. Na figura a seguir tem-se uma ferramenta de resistividade e os sinais das ondas eletromagnéticas, com transformação em medidas de resistividade (SCHLUMBERGER, 2002). Figura 27: Determinação e transformação em resistividade das leituras de diferença de fase e atenuação de amplitude. Fonte: SCHLUMBERGER, 2002. 6.3 Densidade e Neutrônico Os nêutrons são partículas destituídas de carga elétrica. Por serem neutras, elas possuem a capacidade de penetrar profundamente na matéria, interagindo elástica ou inelasticamente com os núcleos dos elementos que compõem as rochas. Os perfis neutrônicos medem uma radioatividade induzida artificialmente, por meio de bombardeio das rochas com nêutrons de alta energia ou velocidade. 43
O hidrogênio está presente na molécula de água, nos hidrocarbonetos, etc, preenchendo os poros das rochas. Alguns óleos, a depender da sua densidade, têm aproximadamente a mesma concentração do hidrogênio, por unidade de volume, que a água. Já o gás e o condensado apresentam uma concentração de hidrogênio substancialmente menores, fazendo com que esta ferramenta, combinada com a de densidade, se torne um ótimo instrumento na identificação da presença de hidrocarbonetos leves nas rochas reservatório (ELLIS et al., 2003). As ferramentas de porosidade neutrônica e densidade são utilizadas para determinar a existência de poros e quantificar a sua porcentagem, identificar fluidos (em combinação com outros perfis), como também avaliar propriedades mecânicas e análise de estabilidade de poços. A ferramenta Neutrônico responde à presença de hidrogênio. Se não houver hidrogênio na rocha reservatório, o count rate (taxa de contagem) será alto, indicando baixa porosidade. Dentre os usos desta ferramenta podemos destacar a detecção de hidrocarbonetos leves ou gás e litologia, além da porosidade a poço aberto e a poço revestido. Os problemas estão relacionados com o diâmetro do poço, lama/reboco, argilosidade, altas porosidades e altas salinidades. O perfil de densidade registra continuamente as variações das densidades das camadas com a profundidade. A medida da densidade é realizada pelo bombardeio das camadas por um feixe monoenergético de raios gama. A ferramenta de densidade responde à densidade da formação. Quanto mais fluidos/poros houver na formação, maior será a quantidade de partículas que a atravessa (maior count rate). Quanto menor for a densidade do fluido, maior será o count rate. Esta ferramenta, juntamente com o neutrônico, é utilizada para o cálculo da porosidade, litologia e identificação de zonas com presença de hidrocarbonetos (ELLIS et al., 2004). 6.4 Sônico O perfil sônico é aplicado para a determinação das propriedades mecânicas das rochas. Esta ferramenta usa um transmissor de frequência constante, ultrassônica baixa e dois receptores. Um impulso sonoro emitido pelo transmissor 44
propaga-se nas camadas até ativar dois receptores posicionados em distâncias fixas predeterminadas. O equipamento mede a diferença do tempo gasto pelo som (tempo de trânsito) entre os dois receptores, isto é, o inverso da velocidade de propagação entre os mesmos. Antigamente o Sônico era utilizado como uma ferramenta auxiliar na sísmica. Wyllie (1949), estudando a correlação que existe entre o tempo de trânsito e a porosidade, demonstrou que ele poderia ser usado para a determinação da porosidade intergranular das rochas sedimentares. Atualmente, em função dos cálculos mais realistas das porosidades fornecidas pelos perfis radiativos (densidade e neutrônicos), o sônico está retomando as suas origens na indústria do petróleo, como suporte à sísmica. O cálculo da porosidade intergranular e a detecção ocasional de zonas fraturadas e com perda de circulação são alguns usos dessa ferramenta. Como problemas ocasionais, podemos citar a litologia ou matriz desconhecida, presença de hidrocarbonetos, presença de argilominerais, presença de porosidade secundária e a presença de grandes desmoronamentos e/ou rugosidades (RAYMER et al., 1980). 6.5 Ressonância nuclear magnética Os perfis leem Índice de hidrogênio, polarização e relaxamento dos fluidos presentes no espaço poroso da rocha reservatório, onde é possível definir alguns parâmetros desta rocha, tais como porosidade independente da litologia, distribuição de tamanho de poros, volume de água irredutível, índice de permeabilidade, identificação de fluidos e viscosidade do óleo. Esse perfil vem sendo muito utilizado nas perfilagens com LWD no pré-sal brasileiro, porque conseguem definir a porosidade efetiva dos carbonatos com boa precisão, uma vez que os perfis convencionais de porosidade tais como densidade, neutrônico e sônico não conseguem caracterizar a porosidade desses reservatórios (SILVA, 2009). 45
6.6 Teste de Formação a Cabo A ferramenta de teste de formação a cabo possibilita a tomada de pressão a partir de medidas localizadas, obtidas através do isolamento hidráulico realizado com o auxílio de um obturador colocado contra a parede do poço. Esta ferramenta possui uma serie de aplicações, como determinação de pressões da formação, estimativas da permeabilidade e mobilidade, identificação de fluido da formação, determinação de gradientes de pressão e de contatos de fluidos (SILVA, 2009). 46
7 Ferramentas do LWD A perfilagem LWD é constituída por todas as ferramentas utilizadas na perfilagem a cabo, conforme discutido nos capítulos anteriores. A diferença é a forma de obtenção dos dados registrados ao longo da perfilagem. Esse tipo de perfilagem auxilia na obtenção de informações sobre as diversas propriedades da rocha, com a possibilidade de obter estes dados em tempo real. Com estas informações, é possível tomar decisões que ajudem na perfuração horizontal de um poço, mantendo ou conduzindo a broca dentro do intervalo de interesse. A Figura 28 mostra quatro tipos de leituras de resistividade que podem ser registradas ao longo da perfilagem que vão auxiliar na condução da broca dentro da zona reservatório. No caso em questão, as diferentes resistividades permitem perceber que a broca sairá da zona de interesse pela base do poço. Para que tal fato não ocorra, o angulo de perfuração da broca é alterado, baseado nos dados dos perfis. Nesta seção, vamos mostrar a importância das ferramentas azimutais, ferramentas estas que são imprescindíveis na condução de um poço horizontal dentro da seção de interesse, visando o aumento de produção (SCHLUMBERGER, 2002). Figura 28: Ferramenta do LWD fazendo a leitura de resistividades. Fonte: HUGHES, 2010. 47
7.1 Ferramentas Azimutais As ferramentas de perfilagem ditas azimutais são assim denominadas porque possuem, no corpo da ferramenta, uma serie de sensores dispostos ao longo de toda circunferência do poço, que permite situar a coluna de perfuração em relação ao poço que está sendo perfurado. A leitura é feita ao longo de 16 seções, onde cada seção é denominada bin (Figura 29). Através das medidas realizadas nos diferentes setores, a ferramenta sabe onde se encontra no poço, naquele momento, em relação ao norte magnético (VIEIRA, 2009). As leituras de resistividade obtidas em ferramentas azimutais, por exemplo, podem ser convertidas em perfis de imagem, que auxiliam na tomada de decisões durante o geodirecionamento. A Figura 30 mostra os perfis de resistividade e raios gama obtidos ao longo da perfuração com LWD e, ao lado, as imagens geradas a partir das curvas destes perfis. Figura 29: Divisão do poço em 16 bin. Fonte: Site da HALLIBURTON. 48