Perfurao_direcional_aula_3

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PLANEJAMENTO DIRECIONAL 
• Aspectos Importantes Relacionados ao Planejamento Direcional 
• Perfilagem a Cabo (Wireline) e LWD 
 
Objetivos principais – Medir propriedades das formações fundamentais para 
caracterização e avaliação econômica do reservatório. Operação geralmente 
realizada depois que o poço é perfurado. 
Baixa inclinação 
(<50°) 
Perfilagem a cabo 
Alta inclinação 
(>50°) 
Auxílio coluna de perfuração 
+ tool pusher 
LWD 
(logging while drilling) 
Perfilagem em tempo real: parte do BHA de 
perfuração e fornecem várias informações 
 perfis de raios gama, densidade, neutrão, 
sônico e resistividade. Menor tempo de exposição de poço aberto 
Revestimento imediato após perfuração. 
PLANEJAMENTO DIRECIONAL 
• Aspectos Importantes Relacionados ao Planejamento Direcional 
• Completação 
A trajetória do poço deve levar em consideração o tipo de modelo de elevação e o 
escoamento a ser utilizado. 
 
Velocidades de produção muito baixas, ocorrendo em longas seções inclinadas, 
podem apresentar problemas de separação de fases com consequente redução da 
produção do poço. 
 
O planejamento de um poço direcional, (grande afastamento e os designer wells), 
deve considerar o tipo de completação a ser usado, a vida futura do poço e as 
descidas de diversos equipamentos que farão parte desta, além de futuras 
intervenções (perfilagens de produção, métodos de estimulação, abandono do poço, 
entre outros). 
PLANEJAMENTO DIRECIONAL 
• Aspectos Importantes Relacionados ao Planejamento Direcional 
• Vibração 
Análises de 
vibração 
Permitem a localização de possíveis 
ocorrências de falhas por causa das 
vibrações excessivas 
Tipos de vibrações 
• Axial 
• Lateral 
• Torção 
• Fadiga material da coluna 
• Instabilidade da parede do poço - choques 
• Redução da taxa de penetração – vibração axial 
PLANEJAMENTO DIRECIONAL 
• Aspectos Importantes Relacionados ao Planejamento Direcional 
• Desempenho e custo 
Custos - TEMPO 
• Diárias da sonda 
• Aluguel de equipamentos adicionais 
• Logística (barcos, helicópteros, etc.) 
Custos – 
PROFUNDIDDE OU 
COMPRIMENTO 
• Comprimento da coluna de revestimento 
• Quantidade de materiais (cimento, fluido, brocas, etc.) 
Custos - 
RANDÔMICOS 
• Pescarias 
• Controle de poço 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Introdução 
Poço Vertical 
Coluna Perfuração 
Direcional 
• Ganhar; 
• Manter; 
• Perder ângulo. 
Poço Direcional 
 Maiores profundidades medidas; 
 Torques e arrastes elevados; 
 etc. 
Composição • drillpipe - DP; 
• Conjunto de ferramentas – BHA. 
• DP  Transmitir rotação e conduzir fluido de perfuração. 
• BHA  Ditará o tipo de trajetória que o poço seguirá. 
• Tendências de ganho ou perda de inclinação; 
• Posições das linhas neutras de tração e flambagem; 
• Tipo da formação; 
• Ângulo do poço; 
• Tipo de broca; 
• Parâmetros de perfuração (peso sobre broca e rotação) 
• Diâmetros dos componentes da coluna. 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Componentes Básicos da Coluna de Perfuração 
• Drill Collars (DC – Comandos) 
 
• DC  Tubos de perfuração pesados e com grande rigidez – peso sobre a broca. 
• Paredes externas lisas ou em forma de espiral (reduzir contato com a parede do poço). 
 
•Non Magnetic Drill Collar – NMDC  alojar equipamentos de leitura magnética para medições 
direcionais – separar parte magnetizável da coluna (comandos, HWDPs e estabilizadores) de 
parte da composição de fundo que não pode sofrer interferência magnética. (MONEL) 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Componentes Básicos da Coluna de Perfuração 
• Heavyweight Drillpipes (HWDP) 
 
• HWDP  Tubos que têm geralmente o mesmo diâmetro externo dos DP comuns , porém 
com maior espessura de parede. 
 
• Peso sobre a broca; 
 Utilizados entre os DCs e DPs para permitir uma mudança 
gradual da rigidez da coluna. 
OBS.: Se há mudança de rigidez brusca dos DPs conectados 
imediatamente acima dos comandos, neste ponto haverá concentração 
de esforços  FADIGA. 
• Efeito da falta de gravidade em fases de grande 
diâmetro – Falta de compressão nos HWDP  
Flambagem  vibração e esforços cíclicos causam 
quebra por FADIGA. 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Componentes Básicos da Coluna de Perfuração 
• Estabilizadores 
 Equipamentos de grande importância para perfuração 
direcional. 
 Elementos de coluna de perfuração com formato 
específico cujas funções incluem: 
• Estabilizar a composição de fundo (BHA); 
• Controlar o desvio do poço; 
•Manter os comandos no centro do poço e reduzir a vibração 
lateral; 
• Prevenir prisão por diferencial de pressão e desgaste dos 
comandos. 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Componentes Básicos da Coluna de Perfuração 
• Percussor de Perfuração (Drilling Jar) 
 Equipamento auxiliar da perfuração utilizado para 
facilitar a retirada da coluna do poço em casos de 
prisão, reduzindo riscos de pescaria. 
 
 Importante em poços direcionais devido o atrito da 
coluna com poço ser mais acentuado que em poços 
verticais. 
 
O jar funciona com a liberação de uma carga de impacto 
que pode ser suficiente para vencer as forças que 
mantem a coluna presa. 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Componentes Básicos da Coluna de Perfuração 
• Sub com Válvula Flutuante (Float Sub) 
 Sub que possui em seu interior uma válvula que só permite o fluxo do fluido de perfuração 
de dentro da coluna para o anular. 
 Evitar que, em caso de desbalanceamento de pressões entre o anular e o interior da coluna, 
haja um fluxo reverso que venha entupir os jatos da broca ou desalojar ferramentas especiais 
de registro direcional. 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Componentes Básicos da Coluna de Perfuração 
• Brocas 
 SELEÇÃO: 
 Tipos das formações a serem atravessadas; 
 Qualidade da limpeza do poço desejada. 
Partes Móveis (roller cone bit): 
Danificam com maior facilidade 
Gama maior de tipos de formações 
de aço, diamantes 
Não móveis (drag bit): 
Grupos  Integral com lâminas 
naturais e diamantes artificiais. 
PDC – Aplicadas em formações macias, 
firmes, não muito duras, não-abrasivas e que 
não sejam pegajosas. 
Tricônica 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
Perfuração Direcional Utilizando •Composições de Colunas para 
Componentes Básicos 
 Componentes básicos para qualquer tipo de poço (vertical ou não) 
HWDP, DC e estabilizadores; 
 
 
 Diferentes posicionamentos dos componentes: 
Levam a diferentes composições de colunas que permitem: 
- Ganhar, manter ou perder ângulo. 
OBS.: Muitas vezes, apenas a experiência adquirida em uma certa área permite que a tendência natural das formações 
guie o poço em determinada direção. 
Tipos Básicos de Composição de Coluna que são utilizados para perfuração direcional e suas 
respectivas funções: 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
Perfuração Direcional Utilizando •Composições de Colunas para 
Componentes Básicos 
Comp. para ganhar ângulo (princípio da alavanca ou efeito Fulcrum) 
Comp. para manter ângulo (coluna empacada) 
Comp. para perder ângulo (princípio do pêndulo) 
Tipos Básicos de Composição de Coluna que são utilizados para perfuração direcional e suas 
respectivas funções: 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
Perfuração Direcional Utilizando •Composições de Colunas para 
Componentes Básicos 
Comp. para ganhar ângulo (princípio da alavanca ou efeito Fulcrum) 
 Efeito alavanca – Promovido pelo 
estabilizador colocado bem próximo da 
broca (NBS – near-bit stabilizer) 
Empurra para o lado alto do poço 
(high side) à medida que o peso do 
BHA curva gradualmente o comando 
adjacente. 
Outros estabilizadores: 
Mais acima para mover 
o ponto de contato da 
coluna com o poço para 
longe da broca e 
permitir taxa de ganho 
de ângulo reduzida. 
Fatores que afetam a taxa de ganho de ângulo: 
 
-Peso sobre a broca (WOB) – O aumento do peso sobrea broca tende a empurrar o ponto de contato da 
coluna com a parede do poço mais para baixo, fazendo com que a taxa de ganho aumente mais rapidamente. 
 
-Rotação da Coluna – Uma alta rotação causará uma tendência de se perfurar em linha reta, diminuindo o 
ganho de ângulo. Consequentemente, menores rotações da coluna ajudam a aumentar o ganho de ângulo. 
 
-Diâmetro dos Comandos – A rigidez dos comandos é proporcional à quarta potência do seu diâmetro. Uma 
redução pequena no diâmetro externo do comando usado em um BHA de ganho de ângulo aumentará 
consideravelmente a taxa do mesmo. 
 
-Vazão – Altas vazões podem erodir a parede do poço e não permitir que o estabilizador near-bit toque o poço, 
reduzindo, assim, o efeito alavanca. 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
Perfuração Direcional Utilizando •Composições de Colunas para 
Componentes Básicos 
Tipos Básicos de Composição de Coluna que são utilizados para perfuração direcional e suas 
respectivas funções: 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
Perfuração Direcional Utilizando •Composições de Colunas para 
Componentes Básicos 
Comp. para manter ângulo (coluna empacada) 
 Coluna Empacada – Se baseia na idéia de que três estabilizadores em sequência depois da 
broca, separados por pequenas seções de comandos rígidos, farão com que a coluna resista 
diante de uma curva, mantendo a tendência retilínea. 
 BHA utilizado para perfurar seções tangenciais do poço direcional, mantendo, dessa forma, o 
ângulo e a inclinação do poço. 
Tipos Básicos de Composição de Coluna que são utilizados para perfuração direcional e suas 
respectivas funções: 
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
Perfuração Direcional Utilizando •Composições de Colunas para 
Componentes Básicos 
Comp. para perder ângulo (princípio do pêndulo) 
 Característica principal – A não utilização de estabilizador near-bit ou usá-lo com um diâmetro 
menor do que da broca (under gauge). 
A porção do BHA que vai da broca até o primeiro 
estabilizador inclina-se como um pêndulo e, devido ao 
seu peso próprio, pressiona a broca contra a parte 
baixa do poço. 
Fator principal causador do desvio = Força que a 
broca exerce sobre a parte baixa do poço. 
 O comprimento dos comandos após a broca também 
é importante para a existência do efeito pêndulo. 
Distância do Estabilizador até a broca: 
O efeito pendular depende da força 
lateral aplicada na broca e que irá forçá-la 
para a vertical. 
 A força lateral depende do peso dos 
comandos entre o ponto de contato e a 
broca. 
 Esta distância pode ser aumentada 
através do uso de estabilizadores. 
 Existirá um ponto onde o estabilizador 
não irá tocar a parede do poço, agindo 
como se não existisse estabilizador. 
 O ponto de contato será função do 
diâmetro do comando e da distância do 
estabilizador até a broca. 
 Ponto de contato também será função do 
peso sobre a broca sendo aplicado, já que o 
peso tenderá a curvar os comandos, 
movendo o ponto de contato para baixo. 
Parâmetros de perfuração (pendular) 
 
Inicialmente utiza-se um baixo peso sobre a broca para evitar o contato da coluna com o lado baixo 
do poço, o que diminui o efeito pendular. 
 
 Depois de estabelecimento da tendência de perda de ângulo, pode-se aumentar o peso sobre a 
broca para atingir valores desejados de taxa de penetração. 
 
 Em geral, quanto maior for a rotação da coluna, maior a taxa de perda de ângulo. Isto ocorre porque 
estas condições tendem a mover o ponto de contato da coluna de perfuração para cima, permitindo um 
maior comprimento de comando, ajudando o efeito pendular. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Motor de Fundo (Mud Motor) – Motor de Deslocamento Positivo (PDM) 
-Permite a rotação da broca sem girar a coluna; 
- Acionado pela passagem de fluido de perfuração pelo seu interior; 
- Rotação e torque são função da vazão de fluido; 
- Ferramenta fundamental para desvio de poços. 
 
 
Transmitir rotação e torque à broca independente da rotação da coluna. 
•Iniciar trecho de ganho de ângulo (Poços Direcionais); 
•Minimizar desgaste da coluna de perfuração em formações muito duras e garantir o controle da 
verticalidade. 
Principais Componentes: 
Dump Sub/Dump Valve 
 Permitir a passagem de fluido 
 
 
Seção de Potência 
Rotor e estator = Cavidade 
Helicoidal + Fluxo do fluido = Giro 
 
 
Unidade de Transmissão 
Transmitir giro excêntrico do rotor à 
broca ou qualquer outra ferramenta 
abaixo do motor – 
articuladas ou barra 
conectada 
Conexões 
flexível. 
Seção de Rolamento 
seção de 
de conexão 
 Conectada à 
transmissão pelo eixo 
com a broca. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Motor de Fundo (Mud Motor) – Motor de Deslocamento Positivo 
Baixo torque e alta rotação. 
com pino Conectado abaixo de um sub 
inclinado – bent sub. 
Trajetórias: registros de inclinação e direção 
feitos a distâncias determinadas com 
ferramentas de registro simples (magnetic 
single shots) – resultados nem sempre 
satisfatórios. 
 
 
Desvantagens: 
Não permite giro da coluna na perfuração 
Grandes doglegs 
Capazes de uma única BUR 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Sistema Steerable 
- Composição: 
• Motor steerable 
• Ferramenta de medição direcional contínua (MWD) 
- Bent Housing 
• Substituição do bent sub 
• Ângulos mais comuns: 1 a 3° 
• Combinações de ângulo do bent 
housing com diâmetro do motor de 
fundo e do poço – dogleg da 
ferramenta  dogleg severity 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Sistema Steerable 
 
Modos: 
 
•Orientado (sliding)  Motor steerable é orientado da superfície, girando-se a 
mesa rotativa ou o top drive, com acompanhamento da toll face (face da ferramenta) 
no painel de superfície do MWD até que a direção desejada seja obtida. Uma vez 
atingida essa direção, a coluna é simplesmente deslizada poço adentro (sem girá-la), 
mantendo a direção escolhida. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Sistema Steerable 
 
Modos: 
 
•Rotativo  Uma vez que a direção e o âgulo final desejados são atingidos, inicia- 
se o modo rotativo. No modo de perfuração rotativa, a coluna inteira gira da mesma 
maneira que na perfuração comum e a perfuração prossegue adiante. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Sistema Steerable 
• Vantagens Sistema Steerable em relação à perfuração com o conjunto motor e bent sub: 
 
 
 Longos intervalos podem ser perfurados sem a necessidade de manobras; 
 
 Economia de manobras depois que um desvio é efetuado; 
 
 Redução de torque e arraste; 
 
 Redução de risco de prisão tanto por diferencial de pressão quanto por geração de altos 
 
doglegs, uma vez que a coluna fica parada por menos tempo. 
Modo Orientado 
Correção planejada da 
trajetória do poço 
Modo Rotativo Manter a trajetória desejada 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Sistema Steerable 
Perfuração Orientada 
• Desvantagens 
 
 Dificuldade de se deslizar a coluna; 
 
 Dificuldades de se manter a orientação; 
 
 Baixa taxa de penetração; 
 
 Alta tortuosidade; 
 
 Variações de ECD; 
 
 Maiores chances de prisão por diferencial de pressão e por desmoronamento de poço; 
 
 Flambagem da coluna com possível travamento; 
 
 Redução na eficência de limpeza do poço. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Sistema Steerable 
Perfuração Rotativa 
no motor e sensores 
• Desvantagens 
Vibrações: falhas 
MWD; 
 Desgaste maior da broca e da coluna; 
Diâmetro do poço (caliper) irregular, 
dificultando a perfilagem do poço. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Sistema Rotary Steerable 
 Grande vantagem: Permite que a coluna de perfuração gire durante todo o tempo. 
Solução para minimizar os problemas de tortuosidade e viabilizar a perfuraçao de poços de maior 
inclinaçãoe trajetórias mais complexas (designer wells) ou com trechos horizontais mais longos. 
 
• Push the bit  Uma força é aplicada contra o poço para se conseguir levar a broca para a 
 
inclinação e direção desejadas. Exige utilização de brocas com capacidade de corte lateral. 
•Point the bit  A broca é deslocada com relação ao resto da coluna para atingir a trajetória 
desejada (Ex.: Geo Pilot). 
Push The Bit 
•Sistema rotary steerable está se tornando 
muito popular e tudo indica que logo será 
padrão na indústria do petróleo. 
 Escolha deve ser feita com base na disponibilidade das 
ferramentas e na análise do custo versus benefício. 
 
 
 Push the bit: 
•Melhor desempenho em formações de dureza média (aplicação 
de esforço lateral); 
•Formações friáveis e que são “lavadas” pelo fluxo de fluido de 
perfuração resultam em calibres mais largos do que a broca, e os 
dispositivos que empurram a coluna de perfuração contra a parede 
do poço não encontram apoio e se mostram ineficazes. 
 
 
Point the bit: 
•Ferramentas mais complexas em sua construção, aumentando 
riscos de falhas; 
• Necessita de uma parte de seu corpo que não gire durante a 
perfuração para permitir uma referência quanto ao toll face. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Sistema Rotary Steerable com Motor de Fundo 
 
• Causas: 
 
 Afastamento  Fricção da coluna de perfuração + capacidade das bombas (perdas de carga) 
Potência fornecida pelo top drive (vencer fricção da coluna) 
Vibração torsional (stick slip). 
• Problemas: 
 
Redução da taxa de penetração até o ponto que não se consegue perfurar mais; 
 
Possíveis danos a equipamentos; 
Aumento do risco de quebra da coluna de perfuração com a perda de ferramentas de LWD/MWD 
dentro do poço. 
SOLUÇÃO  Rotary Steerable + Motor de Fundo 
 
Aumentar a potência mecânica na broca sem majorar o torque na superfície. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• Turbina 
 Classificada como motor de fundo. 
 
 Princípio de funcionamento diferente do motor de fundo de 
deslocamento positivo. 
 
 Semelhança com centrífuga ou bomba axial. 
 
 Composta por uma seção de potência, onde se encontram o 
conjunto estator/rotor e uma seção de rolamentos. 
 
 Os PDM são compostos por hélices ou lâminas que giram à 
medida que o fluido de perfuração é combeado através delas. 
Obs1.: Atualmente, as turbinas também já são do tipo steerable – Possuem o bent 
sub incorporados nelas. 
 
Obs2.: Melhorias conseguidas pelos conjuntos broca e motores de fundo de 
deslocamento positivo fazem com que o uso de turbinas, hoje, fique restrito a 
poucas aplicações. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• LWD (Logging While Drilling) e MWD (Measurement While Drilling) 
 Sensores no BHA – Análise de propriedades dos fluidos e das rochas e registro de direcional 
durante a perfuração. 
Montagem e calibração dos sensores no BHA 
Sensores de LWD e MWD 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• LWD (Logging While Drilling) e MWD (Measurement While Drilling) 
 
 LWD – Conjunto de sensores: 
 
• Raios Gama  Identificar a argilosidade das formações; 
 
• Resistividade  Identificar o tipo de fluido contido nos poros das rochas; 
 
• Sônicos e de Densidade Neutrão (perfis radioativos)  Indicam a porosidade da rocha; 
 
• Ressonância Magnética  Identificam e tipificam os fluidos contidos na rocha (água, gás, óleo); 
 
• Testes de pressão  Fazem tomadas de pressão em pontos de interesse para identificar trechos do 
 
reservatório que estão com pressão original ou depletados. 
• MWD – Conjunto de sensores: 
 
• Responsável pelo registro direcional que dirá a inclinação e direção azimutal do poço. 
EQUIPAMENTOS ESPECIAIS DA 
PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
• LWD e MWD 
 
 Objetivos geológicos sejam atingidos 
 
 Colisões sejam evitadas 
 
 Identificação de doglegs e dogleg severity 
Posicionamento correto de sidetracks e 
multilaterais 
Bússola magnética, inclinômetro e câmera fotográfica 
Dentro do Monel 
Direção magnética + inclinação e orientação tool face 
Disco de filme individual 
Não sofre influência magnética – Investigar dentro do revestimento 
Bússola giroscópica em vez de um equipamento magnético 
GEOSTEERING 
 Aumento da complexidade dos poços como resultado da necessidade da indústria de petróleo de 
maximizar os intervalos produtores perfurados dentro dos reservatórios. 
 Técnica de navegação 
Baseia-se na utilização de ferramentas 
defletoras (motor ou rotary steerable) 
equipadas de um conjunto de LWD 
localizados próximos da broca 
Permite um controle da trajetória do 
poço em tempo real e identificar tipos de 
formação, porosidade e fluidos contidos 
nos poros das rochas.