resumo PERFILAGEM _ Passei Direto1

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Impresso por Mônica Larissa, CPF 102.560.524-17 para uso pessoal e privado. Este material pode ser protegido por direitos autorais e
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 O teste de formação constitui o método mais direto de avaliação, uma vez que consiste em 
colocar a formação em contato direto com a pressão atmosfera para que produza livremente 
os fluidos que contêm. 
Teste de produção Quando o poço encontra-se revestido, inicia-se uma série de teste de –
duração mais prolongada do que os testes de formação. Exs; teste de formação de longa 
duração (TLD); teste limite do reservatório; teste de esgotamento 
São chamados de teste de produção em função do aproveitamento dos fluidos produzidos 
durante o teste 
Amostra de fluidos – Com as análises realizadas em laboratório de amostras coletadas nos 
poços, é possível determinar propriedades dos fluidos necessárias aos estudos de 
caracterização dos reservatórios. Estas análises são conhecidas como análise PVT (pressão, 
volume, temperatura). 
 Informação de produção as informações da produção e pressão ao longo do tempo –
 constituem uma grande ferramenta de trabalho para avaliação das formações. 
Dados Obtidos :Produção acumulada versus tempo; Pressão de reservatório versus tempo; 
 Produção diária versus tempo; Razão gás-óleo versus tempo; Razão água-óleo versus 
tempo. 
 
Testes de pressão 
 ●A pressão de um reservatório varia consoante as diferentes condições a que está sujeito. 
 ●Quando o reservatório está selado, está em equilíbrio, uma vez que a pressão é a mesma 
em todos os pontos pressão estática original. Quando um poço é colocado em produção de –
teste, ou seja no período de fluxo, dá-se uma queda da pressão na área de influência do 
 poço. Quando o poço é fechado após um período de fluxo, dá-se uma compensação de 
fluidos no interior do reservatório. 
 ●O objetivo dos testes de pressão é identificar os fluidos contidos na formação, verificar a 
recuperação de pressão ao longo do tempo com o poço fechado e a existência de 
depleção(queda de pressão do reservatório), que é indicativa de que o reservatório é 
pequeno. 
●Os testes de pressão podem também ser utilizados para determinar os danos numa 
formação. Fornecem ainda informações sobre as propriedades da mistura de 
hidrocarbonetos 
FUNDAMENTOS DA PERFILAGEM 
 A perfilagem de um poço pode ser feita em diferentes etapas da perfuração. Essas 
 operações são as responsáveis pelas informações mais significativas obtidas durante a 
 perfuração de um poço, e consistem na descida, no interior do mesmo, de ferramentas que 
registram propriedades mecânicas, elétricas, magnéticas, acústicas e radioativas das 
formações. 
 Determinam-se Litologia; Espessuras permeáveis; Porosidade; Prováveis fluidos ; 
Apesar da grande quantidade e da importância das informações fornecidas pelos perfis, sua 
 limitação reside no seu raio de investigação, que se restringe às vizinhanças do poço. 
 
 
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PERFILAGEM A POÇO ABERTO 
●Múltiplos perfis são corridos nos poços, mesmos naqueles testemunhados ou que virão a 
ser testados. 
●Registram características elétricas, acústicas ou radioativas da formação ou dos fluidos. 
 ●Intervalo a ser perfilado: fundo do poço até o intervalo de interesse mais raso. 
●Tipos: litológicos, de porosidade, de resistividade, condições de poço. 
●Perfis de Litologia 
 
Spontaneous Potential - SP:
 ●Mede o potencial eletroquímico em MV; identifica reservatórios, sua espessura e qualidade. 
 
Gamma Ray GR:– 
Mede a intensidade de emissão de raios gama; diferencia folhelhos de arenitos. 
Perfis de Resistividade 
 -zonas saturada com água salgada conduzem melhor a corrente elétrica. 
 -emite um potencial elétrico através da formação e mede a corrente que flui. 
-Arenitos secos possui alta resistividade. 
-Permite calcular saturações dos fluidos: Sw, So e Sg. 
Caliper Mede o diâmetro do poço para identificar desmoronamentos, auxiliar a interpretação 
 quantitativa dos perfis, orientar o assentamento do packer de teste, determinar o volume de 
cimento. 
Perfis de Porosidade 
 -Sônico:DT :Mede o tempo de trânsito de um pulso acústico emitido; quanto menor a 
velocidade, maior a porosidade. 
-Densidade: RHOB Mede o percentual de retorno de uma emissão de raios gama; quanto 
maior a absorção, maior a densidade, menor a porosidade. 
 -Neutrônicos (NPHI): Mede a taxa de captura de neutrons emitidos. Indica o índice de 
hidrogênio da formação. A porosidade está relacionada ao dos fluidos. H
Perfis sônicos: 
O perfil CBL (Controla a Aderência da Cimentação) registra a amplitude em mV, da 
primeira chegada de energia ao receptor que está a três pés. 
A atenuação do sinal depende da resistência à compressão do cimento, diâmetro e 
espessura do revestimento e da percentagem da circunferência cimentada 
 
Exemplos de Perfis 
●Potencial Espontâneo (SP) – mede a diferença entre 2 eletrodos, situados na superfície do 
 poço e em profundidade. Identifica camadas permoporosas e a argilosidade das rochas. 
●Raios Gama (GR) – Mede a radioatividade da rocha, indicando os níveis de argila. 
●Neutrônico (NPHI) – medem a quantidade de nêutrons termais presentes após a excitação 
pelo bombardeio. Indica porosidade, litologia e detecção de óleo e gás.
● Indução (ILD)– Fornece a leitura aproximada de Rt, através de campos elétricos e 
magnéticos. 
●Sônico (DT) – Diferença de tempo das ondas mecânicas na rocha. Estima porosidade, 
 correlação poço a poço, grau de compactação detecção de fraturas. 
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● –Densidade (RHOB) Detecta os raios gama defletidos pelos elétrons nos orbitais dos 
elementos componentes das rochas. Indica a densidade porosidade e identifica zonas de 
gás. 
GERENCIANDO O CAMPO EM PRODUÇÃO 
●Objetivo – Maximizar o lucro do projeto e a recuperação dos hidrocarbonetos 
 ●Administrar fatores internos como mão de obra, fluxo de caixa e estrutura da organização e 
 também fatores externos como acordos com o governo, legislação ambiental, forças de 
mercado 
Gerenciando a subsuperfície 
●Dados adicionais de perfuração e produção são coletados – Descrição da estrutura, 
ambiente de deposição, diagênese e distribuição dos fluidos 
Gerenciando a Subsuperfície 
 • Monitoração do reservatório contendo informações sobre o desempenho do campo. 
 • Ajustamento dos procedimentos de modo a se ajustar o modelo previsto. 
 • Levantamento 3D e 4D de modo a se definir a estrutura e continuidade do 
reservatório, extensão dos falhamentos e areias de reservatórios. 
 • Registro dos dados de testemunhos dos poços de desenvolvimento 
 • Monitoramento das taxas de produção e injeção diária. 
 • Amostras de fluidos retiradas em poços de desenvolvimento. 
 • Medições da pressão do reservatório de modo a se conhecer a continuidade do 
 reservatório e a conectividade das camadas arenosas. Também indica se a política de 
esgotamento do reservatório esta sendo seguida. 
 • Medição da taxa de produção de cada camada através da ferramenta de perfilagem 
 de produção. Determina o fluxo de cada fluido. 
 • Determinação do movimento do contato hidrocarboneto/água. Importante para se 
determinar o deslocamento do reservatório bem como a intrusão de um aquífero. 
DESEMPENHO DO POÇO 
Restrições 
Intervalo de Completação 
●A- Película de Danos - Acidificação 
●B- Película Geométrica - Canhonheio 
●C- Produção de Areia – Isolamento da areia de fundo 
●D- Formação de Crosta – Raspagem Mecânica 
●G- Produção de Fluidos Indesejados – Isolamento da zona contendo estes fluidos 
Tubosde Produção 
●Tamanho e restrição ao fluxo da Coluna de Produção. 
●Produção de Areia 
●Formação de Crosta 
Técnicas de Otimização 
●Atividades de Recondicionamento dos equipamentos 
●Monitoração das taxas de Corrosão 
●Otimização do tamanho dos Tubos de Produção 
●Otimização da Elevação Artificial 
 
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 GERENCIAMENTO DAS INSTALAÇÕES DE SUPERFÍCIE 
 Principais Funções 
 ●Coleta: multiplicando o conjunto de poços produtivos 
●Separação: gás a partir do líquido, água a partir de óleo. 
●Transporte: da plataforma através de tubulação 
 ●Armazenagem: em tanques para encaminhamento para navios-tanque 
Gerenciando Fatores Externos e Internos 
Fatores Externos 
 • Metas de Produção fruto de acordo 
 • Demanda de Mercado 
 • Acordos com Contratantes 
 • Legislação 
 Fatores Internos 
 • Estrutura Organizacional e Mão de Obra 
 • Planejamento e Cronograma 
 • Requisitos de Relatórios 
 • Auditorias e Revisões Críticas 
 • Financiamento de Projetos 
Campos Marginais 
 • Àqueles que operam no limite da produção econômica. Em um cenário de preços de 
petróleo extremamente voláteis, encontraremos campos cujas operações podem 
migrar de não econômicas a econômicas à medida que os preços do barril do petróleo 
aumentem, o que faz viabilizar as operações. 
Campo Maduro 
 • Campo cujo volume de hidrocarboneto já havia sido confirmado, seja em volume 
recuperável ou em tipo de óleo já produzido. Para a empresa que produzirá petróleo 
de um campo maduro, estão afastadas incertezas técnicas referentes ao volume e ao 
tipo de petróleo a ser produzido, entretanto têm um perfil de produção em fase de 
declínio, pois já produziu pelo menos 40% do petróleo recuperável 
GERENCIANDO O DECLÍNIO 
Técnicas de Otimização da Produção em Declínio 
• Perfuração de Enchimento – Para produzir óleo não recuperado. Poços colocados 
entre os de desenvolvimento. 
 • Recondicionamento de Poços – Necessário devido a: dano mecânico, dano de 
formação, avanço da água ou de gás 
 • Recuperação Melhorada de Óleo (EOR) – Pode ser dividida em: Injeção de vapor, 
 combustão no local, deslocamento de fluido miscível, inundação de polímeros 
A-Injeção a Vapor Necessária para reduzir viscosidade do óleo. –
B- Combustão local Idem –
C- Deslocamento de fluido miscível Injetado para deslocar o óleo trapeado. –
D- Água de Inundação com polímeros Os polímeros espessam a água melhorando sua –
varredura 
Descongestionamento da Produção 
 • Tratamento da Água Produzida 
 • Manuseio de Gás – Gerar eletricidade local, reinjeção. 
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Desenvolvimento Incremental 
 • Poços Horizontais de difícil acesso 
 • Desenvolvimento Satélite 
 
COLETA DE DADOS 
 Testemunhagem e análise de Testemunhos 
 • Nos estágios de pré-desenvolvimento amostras de testemunhos podem ser usadas 
 para testar a compatibilidade entre fluidos de injeção e a formação Estabilidade do –
furo de sondagem e probabilidade de falhamento. 
 • No meio da perfuração quando no registro da lama tiver sido identificada a formação 
de interesse for identificada, paralisa-se a perfuração e o conjunto de testemunhagem 
é introduzido. 
Análise dos testemunhos: 
● Análise rotineira porosidade; permeabilidade horizontal de ar; saturação de fluidos; massa –
específica de grãos. 
 ● Análise especial de testemunhos Testes elétricos (saturação e cimentação); –
 permeabilidade relativa; pressão capilar; testes de força. 
● Custos Maior devido ao custo dispendido na plataforma do que nas análise. Estas pode –
levar meses em laboratório. 
 
Amostragem Lateral (SWS) 
 • 2 cm de diâmetro e 5 de comprimento na parede do furo de sondagem 
 • Indicam presença de hidrocarbonetos (luz UV) e diferenciam óleo de gás 
 • Importante nas amostras de microfósseis e pólem para análise estratigráfica (datação, 
correlação e ambiente deposicional) 
 
Perfilagem com Cabos 
 • Sonda é baixada no fundo após a coluna de perfuração ser removida e conectada a 
um cabo elétrico. 
 • Com velocidade de 600m/h o cabo é enrolado em bobina para cima e registra 
propriedades como: radiação natural/ GR, resistividade e massa específica da 
formação. 
 • Existem softwares que podem adquirir dos dados em tempo real, isto é durante a 
perfuração 
 • Poços podem ser divididos em 2 grupos para perfilagem; poços de informação e de 
desenvolvimento 
 • – Poços de informação Aquisição de dados que possam comprometer o 
desenvolvimento dos poços 
 • Poços de desenvolvimento – Objetiva a produção e a injeção. 
 • Fator prejudicial à aquisição de dados – Contaminação da formação pelo filtrado da 
lama. 
 
Perfilagem simultânea à Perfuração (MWD) 
 • Atualmente há mescla dos procedimentos com perfilagem a cabo (FEWD rmation – Fo
evalution while driling 
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 • Importância : correlação em tempo real para coleta de pontos de amostragem e 
revestimento; constatação em tempo real e sobrepressões em poços de exploração; 
perfilagem em tempo real para evitar trechos fora do alvo; avaliação em tempo real da 
formação 
 • – Controle de precisão Nem sempre é semelhante ao da perfilagem a cabo. Este é 
 realizado pela medição do cabo enquanto que a medição por LDW/MDW é realizada 
pelo perfurador de acordo com a profundidade perfurada. 
 • Em determinadas ocasiões a diferença pode chegar a vários metros. 
 
Métodos de Avaliação de Formações 
 • Informações Geológicas 
 • Amostras de Calha 
 • Informações da Perfuração 
 • Detectores de Gás 
 • Testemunhagem 
 • Perfis Elétricos 
 • Testes de Formação 
 • Testes de Produção 
 • Amostra de Fluidos 
 • Perfilagem 
 
 MÉTODOS DE AVALIAÇÃO 
Além dos métodos citados, o processo de avaliação das formações pode englobar diversos 
métodos. Estes métodos de avaliação devem ser sempre analisados de forma integrada. 
Entre os métodos mais comuns, podemos citar: 
 ●Informações geológicas – são os métodos de prospecção, análise de afloramento (geologia 
 de superfície), análise hidrodinâmica, aerofotogrametria, gravimetria, magnetometria, mapas 
estruturais, geoestatística aplicada à modelagem de reservatório e outros; 
●Amostra de calha os detritos resultantes da perfuração são coletados e analisados por –
 geólogos, que fornecem avaliação preliminar através de análise litológica e indícios de 
hidrocarbonetos observados. Hoje existem modernos equipamentos que já realizam uma 
análise preliminar das rochas enquanto se perfura o poço; 
●Informações da perfuração o tempo de perfuração e a velocidade de perfuração de uma –
camada do reservatório constituem uma propriedade diagnóstica desta camada. Estas 
variáveis são resultados da composição da rocha, modo de disposição, grau de compactação 
e outras características. 
●Detectores de gás fatores relacionados ao tipo de porosidade, forma do espaço poroso e –
permeabilidade da formação, influenciam a quantidade relativa de óleo e gás na lama de 
perfuração e nas amostras de calha. 
●Testemunhagem um importante processo de avaliação da formação, embora considerado –
caro, é a testemunhagem. São através de amostras testemunhos realizadas durante as 
operações de perfuração, que permitem a investigação de diversas propriedades das rochas 
e de fluidos através de análises petrofísicas em laboratório. 
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●Perfis Elétricos os perfis se constituem de gráficos de como o reservatório responde às –
propriedades elétricas, acústicas, radioativas ou ressonância magnética versus a 
profundidade. Estes gráficos podem fornecer dados qualitativos e quantitativos de 
 parâmetros físicos, tais como resistividade, velocidade de propagação do som, densidade 
das rochas e outros. 
-Os perfis radioativos indicam também a quantidade e os tipos de argila presentes nos poros 
das rochas-reservatório, dando também, alguma indicação sobre o tipo de hidrocarboneto 
presente. 
 - A partir dos dados de resistividade e porosidade, podem-se calcular as saturações de água 
e de óleo nas formações. 
-Equipamentos realizam o perfil do poço enquanto se perfura (comumente chamado de 
 tecnologia LWD / MWD Logging While Drilling e Measurement While Drilling), possibilitando –
 operações de perfuração mais eficientes em função das informações obtidas em tempo real. 
●Teste de formação o teste de formação é na verdade um tipo de completação provisória, –
 pode ser realizado a cabo ou com coluna de teste; constitui o método mais direto de 
 avaliação, uma vez que consiste em colocar a formação em contato direto com a pressão 
atmosfera para que produza livremente os fluidos que contêm. 
Procedimentos 
-Isolar o intervalo testado através de obturadores 
-Estabelecer um diferencial de pressão entre a formação e o interior do poço forçando os 
fluidos a serem produzidos. 
 -Promover, através da válvula de fundo períodos intercalados de fluxo e de estática 
 -Registrar continuamente as pressões de fundo em função do tempo durante o teste 
-A prática atual recomenda, sempre que possível, a realização de teste de formação a cabo 
em substituição ao teste de formação com coluna, em função principalmente dos problemas 
ambientais. 
 ●Teste de produção quando o poço encontra-se revestido, inicia-se uma série de testes de –
duração mais prolongada do que os testes de formação. São chamados de teste de 
 produção em função do aproveitamento dos fluidos produzidos durante o teste. 
 - Podem ser: teste de formação de longa duração (TLD), teste limite do reservatório, teste de 
esgotamento 
 -É efetuado por um aparelho descido no poço por meio de cabo, para tomar medidas de 
pressão e proceder à amostragem do fluido da formação 
 - stragem, a Equipamento “RFT” (Repeat Formation Test) que possibilita, antes da amo
realização de Inúmeros pré-testes com tomadas de pressão. Utiliza duas câmaras para 
amostragens de fluidos.Figura 10- 2: “MDT” (Modular Formation Dynamics Tester) 
 
 Equipamento de última geração com inovações tais como: 
-Amostragem PVT 
-Mini teste de formação 
-Possibilita coletar amostras de fluidos da formação sem contaminação do fluido de 
perfuração. 
 
 
 
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Objetivos do testador a cabo: 
1-Obter a pressão estática dos reservatórios. 
2-Estimar a permeabilidade efetiva dos reservatórios. 
3-Obter os gradientes de pressão estática. 
4-Obter as densidades dos fluidos dos reservatórios. 
5-Identificar os tipos de fluidos. 
6-Determinar contatos entre fluidos. 
7-Detectar a variação dos contatos entre fluidos, após a produção. 
8-Efetuar correlação entre acumulações de um campo de óleo e gás. 
 
 
 Tanto a densidade RHOB quanto a velocidade DT apresentam-se relativamente altas, 
atestando a baixa porosidade desses arenitos, o que indica que estas formações seriam 
 reservatórios de baixa produtividade caso fossem portadores de hidrocarbonetos. 
 Exemplo de perfis mostrando um reservatório comercial de petróleo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Perfis: 
 
 CORRELAÇAO DE POÇOS 
A correlação estratigráfica busca a determinação da continuidade lateral das rochas, ou a 
equivalência espacial entre unidades litológicas em subsuperfície, a partir de informações 
 geológico-geofísicas oriundas de poços tubulares, que atravessam estas rochas. 
● É recomendável a utilização de um grande número de perfis de um mesmo poço, para uma 
melhor interpretação. 
● Permite a definição de estratégias de explotação de um campo petrolífero e a interpretação 
 das continuidades hidráulicas dos reservatórios, bem como auxílio para a construção do 
modelo geológico para os reservatórios, a partir da interpretação do comportamento 
estrutural das diversas camadas em subsuperfície. 
 A correlação estratigráfica pode ser realizada com base em diversos critérios, como: 
 ●Identificação de elementos fósseis; posição relativa na seqüência sedimentar (idade da 
rocha) 
● Textura; relações faciológicas e perfis geofísicos de poço. 
● Normalmente, mas não exclusivamente, a correlação pode ser realizada a partir das 
propriedades físicas registradas nos perfis geofísicos de poço. 
 ●Quanto maior o número de perfis geofísicos envolvidos na correlação, maior será o grau de 
 certeza e melhor será a visualização do comportamento do reservatório ao longo dos perfis. 
 
 Princípios básicos da estratigrafia, utilizados pelos geólogos nas correlações 
estratigráficas: 
Princípio da Superposição. Na fase de deposição ou de acumulação dos sedimentos, a 
camada superior é mais jovem que a subseqüente. 
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 Princípio da Horizontalidade dos Estratos. Nas acumulações dos sedimentos, os sedimentos 
 tendem a se depositar em camadas aproximadamente horizontais. 
Princípio da Continuidade Lateral. Existe uma continuidade lateral das camadas e 
desenvolvem-se até que uma superfície preexistente as intercepte. 
Princípio da Intersecção. Quando uma rocha é truncada por outra, a rocha mais antiga é a 
 que está sendo truncada, enquanto que a mais nova é a que trunca esta. 
Princípio da Inclusão. No caso de uma rocha conter os fragmentos de outra, ela será mais 
nova que a rocha que se constitui destes fragmentos. 
Princípio do Uniformitarismo. O presente é a chave do passado. Todos os fenômenos físicos 
que ocorrem hoje são os mesmos que ocorreram no passado, não variando a intensidade. 
Através deste princípio, os geólogos buscam explicações mais convincentes e concretas dos 
fenômenos que hoje persistem na terra. 
Princípio do Atualismo. As leis naturais que regem os fenômenos geológicos no presente, 
são as mesmas que agiram no passado, mas sua intensidade e configuração mudam com o 
tempo. 
Princípio da Sucessão Faunística. Cada espécie fóssil viveu por um determinado tempo, não 
podendo reaparecer jamais após sua extinção. Conhecido o tempo de existência de uma 
 espécie, as rochas que apresentam esses fósseis tem a mesma idade de formação dos 
fósseis. 
 Princípio da Identidade Paleontológica ou Zoneamento paleontológico. Consiste em admitir 
que um conjunto de estratos de mesmo conteúdo paleontológico é de mesma idade que 
 outro conjunto de estratos que contenha o mesmo conteúdo paleontológico. 
Princípio da Correlação. Mostra que a equivalência estratigráfica é materializada em mapas 
geológicos locais, regionais e mundiais. 
 Lei da Sucessão de Fácies ou Lei de Walther. Estabelece que as fácies que sobre jazem 
outras concordantemente em uma sequência vertical devem ter sido adjacentes lateralmente 
quando da deposição. 
 Princípio da Continuidade. A natureza não dá saltos, é contínua no tempo e no espaço. 
 
●Os critérios geofísicos se referem principalmente ao conceito de eletrofácies,onde os perfis 
de poço registram as diferentes propriedades físicas das rochas (litologia, mineralogia, 
natureza e importância dos fluidos, textura, acamamento, distribuição do tamanho do grão e 
mergulho dos estratos) encontradas durante a perfuração de um poço. 
 ●Essas medidas (radioatividade natural, potencial expontâneo, densidade, porosidade, 
resistividade e sônico) definem para cada camada uma eletrofácie, expresso pelo caráter das 
curvas registradas, e podem ser usados em correlação. 
● Feita esta classificação em cada perfil de poço selecionado pelo intérprete, os perfis serão 
 agrupados, e obedecendo a conceitos geológicos fundamentais da estratigrafia, inicia-se o 
que chamamos de correlação manual. 
● Para a correlação de poços com os perfis geofísicos são utilizados normalmente a 
comparação das formas das curvas do potencial espontâneo (SP) e das curvas de 
 resistividade, como os melhores métodos de correlação 
●As respostas dos perfis (elétrico, nuclear, acústico, dipmeter, etc.) que indicam os aspectos 
quantitativos, bem como, qualitativo representam, portanto, os elementos componentes das 
eletrofácies. Conhecendo-se assim estas relações fundamentais das respostas das várias