Aula 3 Avaliação de jazidas e formações

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AVALIAÇÃO DE JAZIDAS E FORMAÇÕES
Aula 03: Contatos dos fluídos. Amostras na avaliação de formações
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Avaliação de jazidas e formações
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Conteúdo da aula
 AVALIAÇÃO DA JAZIDA
 
Características dos contatos gás/óleo e óleo/água.
Reservatórios conectados e não conectados .
Métodos para determinação do contatos dos fluídos.
Uso da perfilagem geofísica de poços.
Método do gradiente de pressão.
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 AVALIAÇÃO DE FORMAÇÕES 
 
Amostras usadas na avaliação das formações: de calhas.
Testemunhos de sondagem.
Amostras laterais.
Amostras de fluidos .
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Determinação dos contatos dos fluídos Gás/óleo e óleo/água
1. I .- Características dos contatos
Os contatos gás/óleo são bem definidos e a zona de transição dessas duas fases é geralmente desprezada.
A zona de gás, no reservatório, composta também com água em estado de vapor; ordem de vinte por cento em termos de saturação.
Zona de transição de óleo para água, a espessura depende da distribuição dos tamanhos de poros; é gradacional, pode ser igual de varias dezenas de metros. Contato abrupto indica reservatório permeável, sendo gradacional é baixa a permeabilidade do reservatório e alta sua pressão capilar.
Parte da figura 8.1 em A.I.Levorsen op.cit em “Saiba Mais”
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1. I .- Características dos contatos
A zona de óleo, no reservatório, é composta também com água livre e água irredutível em estado líquido da ordem de vinte por cento ou mais, em termos de saturação.
Parte da figura 8.1 em A.I.Levorsen op.cit em “Saiba Mais”
Determinação dos contatos dos fluídos Gás/óleo e óleo/água
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Reservatórios conectados e não conectados 
1. II.- Conceituação e importância do seu reconhecimento
Os reservatórios conectados se comportam como vasos comunicantes, apresentam um mesmo nível de contato óleo/agua, e os fluidos estão intercomunicados nos vários reservatórios. 
Nos reservatórios não comunicados os contatos óleo/agua estão em diferentes profundidades e os fluidos não têm essa possibilidade de comunicação, são isolados, independentes.
O conhecimento desta condição dos fluidos, nos reservatórios, é importante para a definição do tipo de completação a ser implantada. Nos reservatórios conectados, todos eles podem ser extraídos a partir de uma única completação.
Avaliação dessas superfícies de contato é essencial para o calculo das reservas e é um dos principais objetivos da Perfilagem e dos Testes de Formação, segundo SELLY R. C., In: Elements of petroleum geology.
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Exemplo de reservatórios conectados e não conectados 
Observar o nível dos contatos óleo/água; no mesmo nível os reservatórios estão conectados I e II.
Figura 8.3 em A.I. Levorsen op.cit. em “Saiba Mais”
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Determinação dos contatos gás/óleo e óleo/água 
1. III .- Métodos para determinação dos contatos expostos nesta aula
Perfilagem geofísica de poço interpretando-se perfis dos métodos elétricos de resistividade e radiométricos artificias: densidade de raios gama e neutrônico.
Gradientes de pressão com medições de pressões realizadas nos testes de formação, permitindo calcular a profundidade dos contatos dos fluidos gás/óleo e óleo/água.
Contatos gás/óleo GOC e óleo/água OWC em mapa de contorno estrutural. Parte da figura 7.10 em R.C. Selley Op.cit em “Saiba Mais”
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Determinação dos contatos gás/óleo e óleo/água 
1. IV .- Método através da Perfilagem Geofísica de Poços.
Contatos óleo e água identificados nos perfis elétricos de resistividade; esses fluidos têm comportamentos antagônicos à passagem da corrente elétrica: elevada resistividade e alta condutividade respetivamente.
Duas ferramentas necessárias: curta penetração e outra de longa penetração para medir resistividade na zona lavada e virgem; medindo filtrado da lama e fluidos originais na zona virgem.
Figura 3.25 em R.C.Selly op.cit em “Saiba Mais”
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Determinação dos contatos gás/óleo e óleo/água 
1. IV .- Método através da Perfilagem Geofísica de Poços.
Zona virgem; presença de óleo; a resistividade elevada permanece constante até a zona de transição descendo gradativamente com aumento da saturação da água conata associada ao óleo.
Corte cut off para determinar parcela da zona de transição considerada como parte da espessura do depósito de óleo; é no ponto médio dos valores extremos medidos da resistividade.
Figura 3.25 em R.C.Selly op.cit em “Saiba Mais”
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Determinação dos contatos gás/óleo e óleo/água 
1.IV .- Através da Perfilagem Geofísica de Poços
Contatos de gás/óleo, zona de transição é desprezada, detectados com precisão com perfis de densidade e neutrônico.
Perfil neutrônico — a presença de gás e hidrocarbonetos da rocha, a leitura será de porosidade baixa nesta zona. O gás, por ser expansivo, reduz a densidade do hidrogênio, quanto mais leve menor a quantidade de hidrogênio na rocha.
Perfil de densidade — os efeitos causados pela presença de hidrocarbonetos leves estão na leitura da porosidade de alta porosidade.
Perfis dos poços — ambos são plotados na mesma coluna, na zona de gás se cruzam, daí a facilidade de sua interpretação.
Figura 3.32 em R C Selly op.cit. E m “Saiba Mais”
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Determinação dos contatos gás/óleo e óleo/água 
1.V.- Método do gradiente de pressão
Pressão de sobrecarga — overburden é a soma dos pesos das rochas e dos fluídos em qualquer profundidade e sua variação é considerada linear com a profundidade tratando-se de bacias sedimentares da ordem de 1 psi/ft.
Pressão de sobrecarga — OP = Pressão dos fluidos PF + Pressão da rocha (grãos e matriz ) GP
A pressão de água, a qualquer profundidade, calcula-se sabendo seu gradiente de pressão {dp/dD} que é 0,4335 psi/ft água pura.
Pw = {dp/dD}w x D (profundidade ) + 14,7 (psi) ± C 
C representa pressões anômalas positivas (sobrepressurizada)ou negativas (subpressurizada) que podem acontecer nos reservatório.
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Determinação dos contatos gás/óleo e óleo/água 
1.V.- Método do gradiente de pressão
Os gradientes de pressão são expressos pelas equações: 
{dp/dD} w = 0,45 psi/ft {dp/dD}o = 0,35 psi/ft {dp/dD}g = 0,08 psi/ft
O método parte do princípio que, no contato óleo/agua, suas pressões são iguais por se tratar de uma interface estática Pw = Po
Testes de formação fornecem medidas das pressões dos fluidos dos reservatórios que permitem avaliar se estão normal ou anormalmente pressurizados, calculando-se o valor da Constante C da equação apresentada.
Torna-se fácil montar as equações para Pw e Po que resolvidas conjuntamente, para a variável profundidade D, obtém-se a profundidade do contato óleo/água, mesmo sem ter sido alcançado na perfuração do poço.
Acompanhe exemplos numéricos consultando L.P. Darke, cap. 1, obra referenciada “Saiba Mais”.
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Determinação dos contatos gás/óleo e óleo/água 
1.V.- Método do gradiente de pressão
Representação gráfica da solução das equações lineares dos gradientes água e óleo para a variável profundidade onde ambas pressões se igualam;
 Acompanhe exemplos numéricos consultando L. P. Darke, cap. 1, obra referenciada “Saiba Mais”.
 Petroleum Reservoir. Corretation&mapping
http://www.slideshare.net/hzharraz/reservoir-mapping
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Determinação dos contatos gás/óleo e óleo/água 
1.V.- Método do gradiente de pressão
Resolução gráfica das equações lineares dos gradientes água e óleo para a variável profundidade. 
A partir das pressões dos fluídos medidas nos testes de formação a poço revestido.
 Figura 6.25 em J. Frank et ali op.cit. em “Saiba Mais” 
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Amostras usadas na avaliação das formações
2.- Tipo de amostras
Para a Avaliação das Formações as amostras são colhidas durante a perfuração dos poços e durante os testes de formação; fornecem subsídios indispensáveis no processo de Avaliação das Formações presentes no poço perfurado e que deve-se concluir pela sua condição de “produtor” ou “seco”.
Essas amostras usadas são:
Amostras de calha resultantes da trituração das rochas durante a perfuração;
Testemunho obtido durante a perfuração dos poços em trechos muito específicos;
Amostras laterais das paredes do furo colhidas também não rotineiramente;
Amostras dos fluidos contidos nas rochas reservatórios e recolhidas durante as operações de testes de formação.
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Amostras usadas na avaliação das formações
2.I.- Amostras de calha 
As amostras de calha, chamadas erroneamente de cascalhos, são resultado da trituração das rochas que sofrem pelas brocas tricônicas durante a perfuração.
Essas amostras chegam à superfície transportadas pela lama de perfuração propiciada pela sua propriedade de tixotropia.
Apesar de chegarem à superfície com defasagem de tempo devido à profundidade, elas permitem: 
reconhecer as rochas que vêm sendo perfuradas durante a sondagem do poço;
observar os indícios ou as evidências dos hidrocarbonetos presentes ao longo do poço, visualmente e com uso da lâmpada de luz ultravioleta.
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Amostras usadas na avaliação das formações
2.I.- Os registros a partir das amostras de calha
Propriedades dos grãos: textura, tipo, cor, arredondamento, esfericidade, dureza, tamanho, seleção, minerais acessórios, carbonatos: tipos de partículas, esqueletos fósseis, outras partículas não esqueletos (agregados...), partículas revestidas.
Porosidade: tipos intergranular, fratura, vuggs.
Hidrocarbonetos (detecção): fluorescência natural, solvente, teste acetona, odor, manchas, análises de gás.
Construção de perfis litológicos manuais Strip-Chart ou Strip-Log.
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Amostras usadas na avaliação das formações
2.I.- Amostras de calha/Perfil Litológico Strip-Chart ou Strip-Log 
Descrição das amostras de calha associada à taxa de penetração da broca permitem elaborar o perfil litológico do poço, base do conhecimento da geologia de subsuperfície.
Na figura exemplo desse perfil; a descrição das amostras, em termos percentuais, na coluna central, sofrem contaminação na lama com detritos perfurados.
Na coluna da esquerda, observar no perfil a definição das profundidades com a taxa de penetração, que indica a dureza da rocha perfurada.
Figura 2.2 L. A. S. Rocha em op.cit. em “Saiba Mais” 
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Amostras usadas na avaliação das formações
2.II.- Testemunhos
Amostra de rocha de forma cilíndrica durante a perfuração com testemunhadores (barriletes dupla camisa) acoplados à coluna de perfuração; com brocas diamantadas perfuram apenas uma coroa da rocha preservando sua parte interna de forma cilíndrica (testemunho).
Testemunhos alcançam vários metros de comprimento das rochas reservatórios para melhor conhecimento geológico. Representam custo elevado, requerem alto tempo de sonda.
Informações obtidas com testemunhos são de grande importância na avaliação.
Testemunho é esmeradamente condicionado em caixas plásticas remetidas aos laboratórios após descrição detalhada no campo.
Strip-Chart ou Strip-Log
Fonte: PETROBRAS
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2. II .-Testemunho: cuidados no seu manuseio
Condicionamento de testemunho Fonte: Petrobras
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2. II .-Testemunho: cuidados no seu manuseio
O diâmetro do cilindro de rocha é de 5 polegas e os testemunhadores têm múltiplos de 18 m comprimento.
Para conservação e preservação do testemunho faz-se uso de mangas de alumínio ou de fibra de vidro.
Para preservar os fluidos presentes no testemunho usam-se resinas envolvendo e selando a superfície do testemunho.
Também usa-se processo de congelamento para preservar os fluidos.
Acostuma-se extrair plugs que podem ser selados para conservar os fluidos.
Também utilizam-se traçadores na lama para verificar a extensão da invasão.
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2.II .- Limitações no seu uso de medições nos testemunhos
O testemunho não representa o reservatório como um todo.
Durante seu processo de extração e ao ser transportado até a superfície sofre mudanças de T e P, limitando seu uso para avaliar a saturação dos fluidos.
Os processos de retirada de plug, sua limpeza extraindo óleo, sua secagem para realizar medições em laboratório, mudam suas condições de molhabilidade deixando de representar as condições do furo.
As medidas de resistividade, nos plugs, nas condições ambiente, não representam as condições do reservatório.
As medidas de saturação e pressão capilar feitas em plugs calculando-se valores médios que são tidos como representativos; entretanto, não podem representar os milhares de m³ do reservatório.
Fonte: PETROBRAS
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2. II .- Testemunho: informações petrofísica 
Homogeneidade do reservatório e suas variações verticais. 
Tipo de cimentação dos grãos e a distribuição da porosidade e da permeabilidade.
A presença de hidrocarbonetos detectados com lâmpadas de ultravioleta.
Localização do contato óleo/água.
Presença de fraturas e sua orientação.
Mergulho das camadas.
Detalhamento da estratificação das camadas e das texturas e estruturas sedimentares.
Reconhecimento do ambiente de sedimentação.
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2. III .- Amostras Laterais
PERCUSSION SIDEWALL
ROTARY SIDEWALL
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2. III .- Amostras Laterais 
Amostragem lateral nas paredes do furo contemporiza a não obtenção de testemunhos, não os substituem; fornecem informações mais significativas que as amostras de calha, menos que a dos testemunhos.
Amostradores laterais coletam dezenas de pequenos plugs durante a mesma operação; por percussão (percussion sidewall coring) ou por rotação (rotary sidewall coring) .
Medições realizadas nesses plugs: densidade, porosidade, permeabilidade apresentam diferenças se comparadas com as medições em testemunhos; os valores de porosidade e permeabilidade servem como medição orientativa.
Fonte PETROBRAS
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2. IV .- Amostras de Fluídos
Amostras de fluidos são coletadas durante as operações dos testes de formação a poço aberto e a poço revestido.
Amostras coletadas nas condições de pressão e temperatura do reservatório.
Analisadas no laboratório, fornecem informações sobre os tipos de fluidos, composição, API, RGO, saturação...
Representam a primeira comprovação direta da presença de hidrocarbonetos no reservatório, antes inferida indiretamente pela Perfilagem Geofísica.
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Saiba mais - referências
DARKE. L. P. Engenharia de reservatórios fundamentos.
Porto Alegre: Elsevier Campus, 2014.
DARLING, Toby. Well logging and formation evaluation.
Porto Alegre: Elsevier, 2005.
FRANK, J. et all. Introdução à exploração e produção de
hidrocarbonetos. Porto Alegre: Elsevier. Campus, 2012.
ROCHA, L. A. S e AZEVEDO, C. T. Projetos de Poços de Petróleo.
Rio de Janeiro: Interciência, 2009.
ROSA, Adalberto José et all. Engenharia de reservatórios
de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2006. 
SELLY, Richard C. Elements of petroleum geology. Academic
Press. Elsevier, 1998. 
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VAMOS AOS PRÓXIMOS PASSOS?
 
Espessura da jazida;
Perfilagem usada na avaliação das formações. 
AVANCE PARA FINALIZAR A APRESENTAÇÃO.
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