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COOPFURNAS Curso de Qualificação em Operações de Produção de Petróleo  SUMÁRIO Capítulo 1 – CONCEITOS FUNDAMENTAIS.......................................................4 1 - Tipos de Rochas 4 2 - Formação do Petróleo 4 3 - Acumulação de Petróleo 5 Capítulo 2 – FASES DA VIDA DE UM POÇO......................................................5 1 - Geofísica 5 2 - Perfuração 6 3 - Perfilagem 6 4 - Avaliação 7 5 - Completação 7 6 - Produção 7 Capítulo 3 – TIPOS DE TESTES...........................................................................8 1 - Teste de Formação 8 2 - Teste de Produção 8 3 - Registro de Preso 9 4 - Perfilagem de Produção 9 5 - Operações Especiais 9 Capítulo 4 – PARÂMETROS DO RESERVATÓRIO............................................9 1 - Porosidade 9 2 - Saturação 10 3 - Pressão da Formação 10 4 - Produtividade 11 5 Permeabilidade 11 6 Dano 11 7 Identificação de Fluidos 12 8 Análise PVT 12 9 Depleção 12 Capítulo 5 – TESTE DE FORMAÇÃO.................................................................13 1 Teste de Formação a Poço Aberto 13 2 Teste de Formação a Poço Revestido 14 Capítulo 6 – EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE......................................14 1 Obturador 14 2 Válvula Testadora 15 3 Registradores de Preso 15 4 Válvula de Circulação Reserva 15 5 Outros Componentes 15 Avaliações de Formações

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de Produção de Petróleo 

SUMÁRIO

Capítulo 1 – CONCEITOS FUNDAMENTAIS.......................................................41 - Tipos de Rochas 42 - Formação do Petróleo 43 - Acumulação de Petróleo 5

Capítulo 2 – FASES DA VIDA DE UM POÇO......................................................5

1 - Geofísica 52 - Perfuração 63 - Perfilagem 64 - Avaliação 7

5 - Completação 76 - Produção 7

Capítulo 3 – TIPOS DE TESTES...........................................................................8

1 - Teste de Formação 82 - Teste de Produção 83 - Registro de Pressão 94 - Perfilagem de Produção 95 - Operações Especiais 9

Capítulo 4 – PARÂMETROS DO RESERVATÓRIO............................................9

1 - Porosidade 92 - Saturação 103 - Pressão da Formação 104 - Produtividade 115 – Permeabilidade 116 – Dano 117 – Identificação de Fluidos 128 – Análise PVT 129 – Depleção 12

Capítulo 5 – TESTE DE FORMAÇÃO.................................................................131 – Teste de Formação a Poço Aberto 132 – Teste de Formação a Poço Revestido 14

Capítulo 6 – EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE......................................14

1 – Obturador 142 – Válvula Testadora 153 – Registradores de Pressão 154 – Válvula de Circulação Reserva 155 – Outros Componentes 15

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Capítulo 7 – EXECUÇÃO DE TESTE DE FORMAÇÃO.....................................16

1 – Seleção dos Equipamentos 162 – Colchão 173 – Fases de um Teste de Formação 174 – Circulação Reversa 17

Capítulo 8 – EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE..............................................18

1 – Cabeça de Fluxo 192 – Mangueiras Flexíveis 193 – Manifold 194 – Separador 19

5 – Tanque de Aferição ou de Armazenamento 196 – Aquecedores 197 – Queimadores 208 – Equipamentos de Pressão 20

Capítulo 9 – AMOSTRAGEM..............................................................................21

BIBLIOGRAFIA....................................................................................................22

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APRESENTAÇÃO

Avaliação de Formações é a etapa dentro da indústria do petróleo que busca informaçõesdas características dos reservatórios, dos fluidos neles contidos e sua capacidade produtivaao longo do tempo.

Abrange os estudos geofísicos, a perfuração dos poços e prossegue durante a vidaprodutiva de um campo produtor até o seu abandono.

Do ponto de vista operacional, existem atividades a cargo tanto da área de geologia(amostra de calha, testemunhagem, testes e perfilagem a poço aberto) como da área deengenharia (testes de formação a poço revestido, testes de produção, registros de pressãoe perfilagem de produção). A integração de todos os dados é que vai permitir uma efetivaavaliação do reservatório em estudo.

O principal objetivo deste texto é apresentar de forma clara e objetiva os principais conceitose atividades relacionadas à avaliação de formações na indústria do petróleo.

Inicialmente serão definidos os termos mais comumente utilizados, não apenas na área deavaliação, mas também na engenharia de reservatórios e outras atividades técnicaspresentes em uma indústria petrolífera. Em seguida, as fases da vida de um poço sãodescritas, com especial ênfase nas suas relações com a avaliação de formações.

Teremos também os principais tipos de testes utilizados na avaliação de poços, assim comooutras operações executadas pela atividade de avaliação. Os principais parâmetros doreservatório, fundamentais para o estudo e o desenvolvimento de qualquer campo depetróleo, são descritos a seguir.

O teste de formação é objeto de um capítulo à parte, por se tratar da principal operação doponto de vista da produção durante a fase de exploração de um campo. Além disso, os

equipamentos utilizados nesse tipo de teste são apresentados separadamente.

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Para um perfeito entendimento da atividade de avaliação dentro do contexto petrolífero énecessário descrever alguns conceitos fundamentais ligados à origem, acumulação eprodução de petróleo.

1- TIPOS DE ROCHASAs rochas podem ser classificadas, de uma forma simplificada, de acordo com os seguintestipos:

• Ígneas: resultam do resfriamento do magma quando expelido para a superfície da terraatravés de atividades vulcânicas (rochas extrusivas ou vulcânicas), ou do resfriamentodo magma em contato com rochas sólidas no interior da crosta terrestre (rochasintrusivas ou plutônicas);

• Metamórficas: originam-se da alteração de rochas existentes sob efeito de açõesquímicas, temperatura e pressão, modificando sua estrutura e composição;

• Sedimentares: formam-se a partir da deposição de grãos oriundos de outras rochas• que foram fragmentadas sob a ação de perturbações tectônicas, chuva, vento, etc.

Esses fragmentos são transportados principalmente pelos rios e mares, e se depositamem seus leitos. Com a superposição de camadas de rochas e aumento da pressão,ocorre a compactação dos grãos. Também podem se depositar entre os grãos,substâncias responsáveis pela sua cimentação. Esse efeito conjunto, de compactação ecimentação, dá origem às rochas sedimentares.

2- FORMAÇÃO DO PETRÓLEO

De acordo com a teoria mais aceita na área, a teoria orgânica, o petróleo teria se formado apartir de matéria orgânica (restos de plantas e animais), incorporada às rochassedimentares.

Grandes quantidades de detritos foram depositadas no fundo dos mares e lagos, juntamentecom os sedimentos. Toda essa massa foi submetida a um soterramento contínuo pelascamadas que foram sobrepostas ao longo do tempo, com conseqüente aumento de pressãoe temperatura. Esse aumento de pressão e temperatura ativou uma série de reaçõesquímicas, algumas inclusive de origem bacteriana, dando origem aos hidrocarbonetos.

Módulo Específico - Avaliação de Formações 4

CONCEITOS FUNDAMENTAIS

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3- ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO

O petróleo encontra-se nos poros ou mesmo em fraturas existentes nas rochas reservatório.Para que se forme uma jazida de petróleo são necessárias as seguintes condições:

• Rocha Geradora: é o sedimento originalmente rico em matéria orgânica;• Migração: o petróleo dificilmente acumula-se nas rochas em que foi gerado.

Naturalmente, ele se separa da água existente nos sedimentos, e tende a subir devido àdiferença de densidade. A compactação dos sedimentos provoca o movimento dosfluidos em direção à rochas permeáveis, com maior porosidade e pressão mais baixa;

• Rocha Reservatório: é a rocha onde se acumula o petróleo. Deve ter boa porosidade,para armazenar os fluidos e boa permeabilidade, para permitir o fluxo dos fluidos nomeio poroso;

• Rocha Capeadora: é uma rocha impermeável que retém o petróleo, impedindo que amigração atinja a superfície;

• Fechamento: para que os hidrocarbonetos se acumulem numa formação é necessárioque exista ali uma espécie de armadilha que os aprisione. As armadilhas, conhecidas naindústria como trapas, são formadas pelo conjunto: rocha capeadora e rochareservatório, de forma a impedir a saída dos fluidos.

CAPÍTULO

É possível afirmar que a exploração e produção de um campo de petróleo passa por diversas fases distintas, que podem levar anos para serem concluídas. O principal objetivodesse capítulo é caracterizar cada uma dessas etapas e mostrar a sua relação com a

avaliação de formações.

1- GEOFÍSICA

Nesta etapa, busca-se informações a respeito das camadas de rochas existentes em umadeterminada região. Normalmente, as pesquisas são realizadas na superfície. Os principaismétodos de pesquisa geofísica são descritos a seguir:

• Gravimetria: as variações no campo gravitacional terrestre podem ser detectadas por instrumentos de altíssima sensibilidade, os gravímetros. Um levantamento gravimétricopode detectar anomalias associadas às diferenças de massa específica das rochas;

• Magnetometria: consiste no registro das distorções do campo magnético. Utiliza comoferramenta o magnetômetro, normalmente por via aérea, permitindo a prospecção devastas áreas com rapidez;

Módulo Específico - Avaliação de Formações 5

FASES DA VIDA DE UM POÇO

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• Sísmica: utiliza a propagação de ondas através da terra. São produzidos abalossísmicos artificiais com explosivos. As ondas emitidas refletem-se em descontinuidadesna subsuperfície e são registradas através de geofones na superfície, sendo medido otempo entre a emissão da onda e o seu retorno. A velocidade de propagação das ondas

mecânicas é função das constantes elásticas e da densidade do meio. Conhecendo-se avelocidade de propagação da onda, teremos as profundidades das camadas refletoras.Esse é o método mais utilizado na exploração de petróleo.

As pesquisas geofísicas fornecem uma idéia dos tipos de rochas existentes, a espessuradas mesmas, deformações na estrutura das camadas e área da bacia sedimentar.Com base nessas informações, é feito um estudo avaliando a possibilidade da existência decondições favoráveis para a geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos na área esua localização. Se o resultado dos estudos for positivo, seleciona-se a área maispromissora da bacia para a perfuração de poços.

2- PERFURAÇÃOAinda que todos os estudos anteriores indiquem a existência de um reservatório de petróleo,somente a perfuração de um poço poderá confirmar a existência do mesmo. Nessa fase,diversos indícios podem ajudar a confirmar a existência de uma formação potencialmenteprodutora de petróleo. Dentre outros, podem ser citados a velocidade de perfuração, asamostras de calha, kicks e perdas de circulação.

Compete ao geólogo o acompanhamento da perfuração de um poço no âmbito da Avaliaçãode Formações, coletando as informações relevantes e interrompendo a perfuração para quesejam executadas operações especiais, como testemunhagens, testes de formação a poçoaberto e perfilagens.

3- PERFILAGEM

A perfilagem de um poço pode ser feita em diferentes etapas da perfuração.

Essas operações são as responsáveis pelas informações mais significativas obtidas durantea perfuração de um poço, e consistem na descida, no interior do mesmo, de ferramentasque registram propriedades mecânicas, elétricas, magnéticas, acústicas e radioativas dasformações.

A análise destas propriedades permite determinar as seguintes informações sobre asdiversas camadas de rochas:

• Litologia;• Espessuras permeáveis;• Porosidade;• Prováveis fluidos;• Saturações dos fluidos;• Condições mecânicas do poço.

Durante a perfilagem, também é possível registrar a pressão estática dos fluidos contidosnos poros de rochas permeáveis e coletar amostras dos mesmos.

Apesar da grande quantidade e da importância das informações fornecidas pelos perfis, sualimitação reside no seu raio de investigação, que se restringe às vizinhanças do poço.

Módulo Específico - Avaliação de Formações 6

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4- AVALIAÇÃO

Esta etapa tem por finalidade determinar o potencial de produção do poço e algumas

características do reservatório.Baseado nas informações obtidas nas fases anteriores, podem ser programados diversostipos de testes, visando obter, entre outros, os seguintes dados:

• Produtividade da formação;• Permeabilidade do reservatório;• Dano;• Depleção;• Tipo de fluido.

5- COMPLETAÇÃOÉ durante a completação que o poço é equipado e colocado em produção. Além disso,durante a vida útil de um poço, diversas intervenções podem ser feitas, visando amanutenção da produção, nas melhores condições possíveis.

6- PRODUÇÃO

É o objetivo principal de toda empresa petrolífera.

Durante a produção, a Avaliação de Formações continua presente através de registros depressão, perfilagens de produção e várias operações especiais, visando obter informaçõesque balizem o estudo do reservatório para a manutenção da produção.Os principais dados obtidos pela Avaliação de Formações ao longo da vida produtiva de umpoço são os seguintes:

• Dados de pressão: registrados através de testes ou registros de pressão, com afinalidade principal de acompanhamento do reservatório;

• Evolução do contato óleo/água: com perfis de produção é possível acompanhar asubida do contato óleo/água;

• Pesquisa de vazamento: novamente com o auxílio de ferramentas de perfilagem épossível identificar vazamentos nos revestimentos;

• Contribuição dos intervalos produtores: quando um poço produz por mais de umintervalo canhoneado, é importante saber qual a contribuição de cada um para a vazãototal. É possível também identificar o tipo de fluido que está sendo produzido em cadatrecho canhoneado.

Módulo Específico - Avaliação de Formações 7

TIPOS DE TESTES

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Os testes de formação e produção são as principais operações de avaliação, utilizadas paraobter as informações necessárias ao desenvolvimento e acompanhamento de campos depetróleo. Teremos aqui uma descrição dessas operações e de algumas outras que tambémfornecem dados importantes para o gerenciamento de reservatórios de óleo e gás.

1- TESTE DE FORMAÇÃO

É utilizado para identificar o potencial da jazida e os fluidos nela contidos, auxiliando adeterminação da viabilidade da produção comercial de um poço.

Consiste, basicamente, no isolamento do intervalo a ser testado através do assentamentode um ou vários obturadores e o controle de abertura e fechamento do poço é feito atravésde uma válvula de fundo.

Durante os períodos de fluxo são feitas medições das vazões de óleo, gás e água ecoletadas amostras representativas dos fluidos presentes no reservatório. A pressão etemperatura do fundo do poço são registradas ao longo do tempo através de sensores.

2- TESTE DE PRODUÇÃO

É um teste sem válvula de fundo. O controle do poço (abertura e fechamento) é feito nasuperfície. A coluna de teste pode ser descida da mesma maneira que em um teste deformação, com registradores acoplados, ou estes podem ser descidos posteriormente. Oteste de produção pode ter uma coluna específica ou a própria coluna de produção pode ser utilizada para esse fim.

A principal característica de um teste de produção é o registro de pressão e temperatura nofundo e as medições e controle do poço na superfície.

Os testes de produção apresentam as seguintes desvantagem em relação aos testes deformação:

• Fechamento na superfície, tornando mais sujeito a vazamentos;• Período excessivo de estocagem e segregação de gás;• Menor segurança devido a ausência de válvula de fundo;

• Necessidade da utilização de colchão até a superfície, implicando muitas vezes narealização de operações demoradas e onerosas de indução de surgência.

3- REGISTRO DE PRESSÃO

É a operação de descida de registradores de pressão a cabo ou com arame para aobtenção de pressões de fluxo ou estática de fundo do poço. Diferencia-se do teste deprodução na medida em que no registro de pressão não são feitas medições de vazão nasuperfície. Nessa categoria estão incluídas as operações de gradiente estático ou dinâmico.

Módulo Específico - Avaliação de Formações 8

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4- PERFILAGEM DE PRODUÇÃO

Consiste basicamente de registros contínuos de fluxo, de densidade de fluido, de pressão e

de temperatura.

5- OPERAÇÕES ESPECIAIS

Dentre outras, podem ser citadas os testes de interferência, contra pressão, injetividade,pulsação, determinação de anisotropia, etc.

Conforme já citado anteriormente, a exploração e produção de um campo de óleo e/ou gásnecessita de informações confiáveis acerca dos parâmetros característicos da rocha efluido, bem como do desempenho ao longo do tempo dos poços produtores e/ou injetores de

um campo. A seguir, serão apresentados e conceituados os principais parâmetros de rocha,fluido e poço utilizados nos estudos de reservatório e que têm como origem as operações deavaliação.

1- POROSIDADE

Os grãos que formam os arenitos têm forma irregular. Devido a essa irregularidade, osarenitos são formados pelos grãos e por espaços vazios, também conhecidos comoespaços porosos. A acumulação dos fluidos ocorre nesses espaços vazios.

Dessa forma, define-se porosidade como sendo a relação entre o volume de vazios (V p) e ovolume total da rocha (Vt), ou seja:

O valor da porosidade nas rochas pode ser obtido através de perfis.

2- SATURAÇÃO

Módulo Específico - Avaliação de Formações 9

φ = V0  . 100 (%)

Vt 

PARÂMETROS DE RESERVATÓRIO

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As rochas reservatório podem possuir três fluidos nos seus poros: óleo (oil), gás (gas) eágua (water). Define-se como saturação de um fluido, a relação entre o volume do fluidocontido na amostra e o espaço poroso. Daí, é possível calcular a saturação dos três fluidosque podem estar presentes em um reservatório:

E a soma das três saturações deve ser igual a 100%.

A saturação dos fluidos também pode ser obtida a partir dos dados de perfilagem a poçoaberto.

3- PRESSÃO DA FORMAÇÃO

É a pressão sob a qual encontram-se os fluidos no reservatório, em condições estáticas.

Normalmente, a pressão da formação corresponde ao gradiente da água salgada aplicado àprofundidade da rocha reservatório:

)(Pr 106,0 2 mofundidademcm

kgf  

 PE  •=

Eventualmente, podem ser encontradas formações onde, devido a condições geológicasespeciais, a pressão da formação pode alcançar níveis muito superiores ao calculadoatravés da expressão acima. Nesses casos, pode-se dizer que a formação possui pressãoanormal.

Normalmente, esse dado é obtido através de testes.

4- PRODUTIVIDADEO índice de produtividade é a relação entre a vazão que o poço fornece e o diferencial depressão em frente à formação produtora.

)(

2

3

cmkgf 

d m

 P 

Q IP 

∆=

com ∆ P dado por PE - PF (pressão de fluxo).

De uma forma simplificada, podemos dizer que melhor é o poço quanto maior for o seuíndice de produtividade. Através de estudos integrados do índice de produtividade com

Módulo Específico - Avaliação de Formações 10

Sw

= Vw  . 100 (%)

Vp 

Sg

= Vg  . 100 (%)

Vp 

So

= V0  . 100 (%)

Vp 

S0 – saturação do óleo.

Sg – saturação do gás.

Sw – saturação da água.

 

.

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gradiente dinâmico é possível determinar qual a pressão na cabeça do poço para umadeterminada vazão antes de se iniciar a operação da plataforma de produção.

5- PERMEABILIDADE

Permeabilidade é definida como sendo a medida da facilidade de movimentação dos fluidosde uma determinada rocha reservatório.

Esse parâmetro também é obtido normalmente através de testes.

A permeabilidade é grandemente influenciada pelo tamanho dos grãos. Normalmente,quanto menores os grãos, menor a permeabilidade.

Outro fator que afeta a permeabilidade é a viscosidade do fluido da formação. Quanto menor 

a viscosidade, mais facilmente ocorrerá o fluxo.Algumas vezes a permeabilidade de uma formação pode ser melhorada nas vizinhanças dopoço através de operações de estimulação.

6- DANO

É uma medida da alteração da permeabilidade nas vizinhanças do poço devidoprincipalmente à invasão de fluidos (filtrado de lama de perfuração ou fluido decompletação).

O dano comporta-se como uma perda de carga localizada, ou seja, é uma restrição queafeta a pressão de fluxo acarretando uma diminuição do índice de produtividade. O seucálculo é importante para avaliar a necessidade de estimulação (acidificação oufraturamento).

A razão de dano (DR) é um valor adimensional.

DR Poço< 1 Estimulado= 1 Sem dano> 1 Danificado

7- IDENTIFICAÇÃO DE FLUIDOS

Quando estamos trabalhando com poços exploratórios, este item assume grandeimportância. O intervalo de interesse pode ter boa porosidade, mas conter água.

A indicação nos perfis pode ser de óleo, mas o mesmo pode possuir alta viscosidade. Alémdisso, o perfil pode indicar óleo, mas o reservatório pode ser portador de água doce.

Módulo Específico - Avaliação de Formações 11

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A identificação da presença de gases tóxicos ou corrosivos, como gás sulfídrico oucarbônico, é de grande importância para o desenho do futuro sistema de produção.

Usualmente procura-se determinar a salinidade, pH, teores de cálcio e magnésio para a

água, grau API e viscosidade para o óleo e densidade e composição para o gás.

8- ANÁLISE PVT

Através da coleta de amostras dos fluidos, é possível determinar, em laboratório,parâmetros de fundamental importância para a engenharia de reservatórios.

9- DEPLEÇÃO

Corresponde à perda de pressão do reservatório devido à produção. Portanto, quando secalcula a depleção é fundamental que a mesma esteja associada ao volume produzido.

Módulo Específico - Avaliação de Formações 12

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de Produção de Petróleo 

Conforme descrito anteriormente, o teste de formação consiste basicamente em isolar ointervalo que se deseja avaliar através de um ou mais obturadores e submetê-lo a umdiferencial de pressão formação-poço para obter fluxo dos fluidos contidos nesse intervalo.O registro de pressão no fundo e as medições de vazão na superfície permitirão ainterpretação dos resultados do teste.

Os testes de formação podem ser classificados como teste de formação a poço revestido outeste de formação a poço aberto. Os testes de formação também podem ser classificadosde acordo com a seguinte nomenclatura: convencionais, onde é utilizado apenas um packer e, consequentemente, há apenas um intervalo de interesse; e seletivo, quando utilizamosmais de um packer isolando um intervalo de interesse dos demais.

1- TESTE DE FORMAÇÃO A POÇO ABERTO

É o teste feito em intervalo não revestido, não importando se o packer está assentado ounão no trecho aberto do poço. Normalmente, este tipo de teste é realizado durante a

perfuração do poço.É importante ressaltar que, nessa operação, normalmente não se dispõe de nenhumainformação de ferramentas de perfilagem. Por conseguinte, não há ainda uma idéia, commaior precisão, da profundidade do topo da zona de interesse, base, possíveis contatosentre fluidos, etc. Portanto, a execução desse teste fica condicionada à ocorrência deindícios de hidrocarbonetos.

O responsável pela realização do teste deve definir o intervalo a ser avaliado e aprofundidade de assentamento do packer, condicionar o poço, caracterizar o fluido contidono poço, compor a coluna de teste e selecionar os registradores e decidir o tipo de colchão.

É comum que o programa de perfuração do poço preveja em que zonas ou profundidades

aproximadas serão realizados testes de formação a poço aberto.

As operações realizadas com packer assentado no poço aberto envolvem maiores riscos deprisão de ferramentas devido à permanente possibilidade de desmoronamento, o que levaestes testes a serem curtos. Prestam-se principalmente para a identificação do fluido daformação, evitando, desta forma, uma descida desnecessária de revestimento para posterior avaliação se o intervalo for portador de água, por exemplo.

Já as operações executadas com o packer assentado no revestimento não sofrem esse tipode problema, permitindo a obtenção de resultados mais completos acerca dos parâmetrosda formação.

2- TESTE DE FORMAÇÃO A POÇO REVESTIDO

Módulo Específico I - Avaliação de Formações 13

TESTE DE FORMAÇÂO

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Os testes de formação a poço revestido permitem uma melhor seleção do intervalo a ser testado e maior segurança durante as operações.

Os principais objetivos de um teste desse tipo são:

• Identificação dos fluidos contidos na formação;• Medição de pressões (no fundo e na cabeça do poço);• Medição das vazões (óleo, gás e água);• Determinação da produtividade;• Estimativa da permeabilidade;• Cálculo da razão de dano;• Coleta de amostras de fluido para análise PVT;• Estimativa de depleção.

É possível também encontrarmos testes com os seguintes objetivos:

• Interferência de poços vizinhos;• Determinação de barreiras de permeabilidade e limites do reservatório;• Determinação do teor de areia;• Avaliação da eficiência da estimulação.

São denominados equipamentos de sub-superfície o conjunto de ferramentas descido nointerior do poço através de uma coluna de tubos com o objetivo de possibilitar as condiçõesnecessárias ao teste de formação a poço revestido. A princípio, pode-se dizer que umacoluna de teste é composta por quatro elementos principais, que serão descritos a seguir.

1- OBTURADOR

O obturador, ou packer , é a ferramenta responsável pelo isolamento entre o intervalo a ser testado e a coluna de fluido no interior do poço. Após o assentamento do packer e aberturada válvula testadora, a pressão da coluna hidrostática não mais atuará sobre a formação,permitindo o fluxo de fluidos da formação para o poço.

2- VÁLVULA TESTADORA

É uma válvula de fundo, posicionada acima do  packer , com a finalidade de abrir e fechar opoço durante o teste para os períodos de fluxo e estática, respectivamente.

Módulo Específico I - Avaliação de Formações 14

EQUIPAMENTOS

DE SUB-SUPERFÍCIE

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Permite um fechamento rápido próximo à formação testada, evitando estocagem excessiva.

É descida no poço na posição fechada, possibilitando que a coluna fique vazia ou que sejapreenchida (total ou parcialmente) por um colchão, de modo a se obter um diferencial de

pressão formação-poço desejado. Em caso de emergência, funciona também como válvulade segurança para fechamento rápido do poço no fundo.

3- REGISTRADORES DE PRESSÃO

Os registradores de pressão são fundamentais em um teste de formação, visando atender adois objetivos básicos, que são a determinação da conclusividade mecânica do teste e oregistro da pressão de fundo ao longo do tempo, dados fundamentais para a determinaçãodos parâmetros característicos da formação.

Através da distribuição de registradores ao longo da coluna de teste, internamente (abaixo eacima da válvula testadora) e externamente é possível verificar, após a retirada da coluna,se o  packer assentou, se a válvula abriu ou se houve algum entupimento. Assim, pode-seanalisar rapidamente a necessidade de repetição do teste por falha mecânica.

4- VÁLVULA DE CIRCULAÇÃO REVERSA

A circulação reversa é realizada ao final da avaliação, e seus objetivos principais são:

• Segurança: promove a remoção, do interior da coluna de teste, dos fluidos produzidosdurante o mesmo, permitindo que essa retirada seja feita sem a poluição da área da

sonda e sem riscos para a segurança;• Permite a homogeneização do fluido no poço, removendo também o fluido trapeado

durante o teste, abaixo do packer .

5- OUTROS COMPONENTES

Diversos outros equipamentos são utilizados conjuntamente com as quatro partes principaisdescritas anteriormente visando atender a condições específicas, tais como:

• Tipo de sonda (flutuante, posicionamento dinâmico, fixa, etc.);

• Condições mecânicas do poço (direcional, temperatura e pressão de fundo, etc.);• Tipo de formação (friável, fechada, portadora de gases tóxicos, etc.);• Objetivos do teste (tipo de amostragem, identificação do fluido, etc.);• Outras condições (econômicas, técnicas, etc.);

Entre esses outros equipamentos, temos:

• Tubos perfurados;• Percursor hidráulico;• By-pass;• Junta de segurança;

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de Produção de Petróleo 

• Slip-joint;• Amostrador de coluna;• Árvore submarina de teste;• Válvula de retenção;• Válvula de segurança;• Válvula lubrificadora.

CAPÍTULO

Ao final da perfuração de um poço, com base na integração dos dados de geofísica,perfuração, perfilagem a poço aberto, é decidida a programação do mesmo. Caso nãoexistam intervalos de interesse, o poço é abandonado. Do contrário, é feita a programaçãopara descida do revestimento e, se for o caso, o programa de avaliação, onde são definidosos intervalos a serem testados e a definição dos objetivos a serem atingidos.

1- SELEÇÃO DOS EQUIPAMENTOS

Uma vez definidos os intervalos de teste e os objetivos a alcançar, é necessário selecionar os equipamentos compatíveis com as condições de trabalho previstas, ou seja, acomposição da ferramenta de teste, a tubulação e os equipamentos de superfície.

Essa escolha é feita baseada em:

• Tipo de Sonda de Avaliação: se modulada, de produção terrestre, convencional, deprodução marítima, navio-sonda, de posicionamento dinâmico, etc.

• Condições Mecânicas do Poço: profundidade do intervalo e lâmina d’água, tipo e pesodo fluido de amortecimento, revestimento, etc.

• Características do Reservatório: transmissibilidade, possível produção de areia,presença de gases tóxicos, tipo de fluido, viscosidade do óleo, pressão e temperatura defundo e de superfície.

• Outros: normas de segurança, limitações econômicas, disponibilidade de equipamentos,etc.

2- COLCHÃO

As finalidades do colchão são as seguintes:

• Diminuir o impacto provocado sobre a formação pela diferença de pressão entre aformação e o interior da coluna, quando da abertura da válvula testadora;

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EXECUÇÃO DE TESTE

DE FORMAÇÃO

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• Evitar colapso dos equipamentos e da coluna no interior do poço.

Os fluidos normalmente utilizados para o colchão são: água, fluido de perfuração oucompletação, diesel ou nitrogênio.

3- FASES DE UM TESTE DE FORMAÇÃO

O teste de formação é composto por cinco fases descritas a seguir.

3.1- Primeiro Fluxo

A função do primeiro fluxo é, basicamente, limpar a câmara abaixo da válvula de teste dosfluidos estranhos à formação e criar um diferencial de pressão suficiente para permitir adeterminação da pressão estática do reservatório na etapa posterior.

3.2- Primeira Estática

O objetivo fundamental desta fase período é medir a pressão inicial da formação.

3.3- Segundo Fluxo

O objetivo do segundo fluxo é colocar o reservatório em produção durante um certo períodode tempo.

O tempo de medição de vazões depende dos objetivos do teste e de outros fatores, taiscomo problemas mecânicos, comportamento do fluxo, etc.

A partir do comportamento das pressões de fundo e das medições de superfície é possívelobter parâmetros que irão caracterizar o reservatório.

É fundamental durante esta fase período caracterizar adequadamente os fluidos produzidos,bem como coletar amostras dos mesmos para posterior análise em laboratório. Além disso,para que as características do reservatório que está sendo avaliado possam ser determinadas, as seguintes medições devem ser efetuadas durante esse período:

• Vazão dos fluidos produzidos de forma estabilizada;• Pressão e temperatura do fundo e na cabeça do poço, no separador e outras instalações

de superfície;

• Densidade do gás e do óleo produzidos;• BSW e teor de areia.

3.4- Segunda Estática

É o período do teste normalmente utilizado para caracterização do reservatório. Ainterpretação combinada dos dados do segundo fluxo e da segunda estática permite obter:

• Pressão estática da formação após a produção de um certo volume de fluido durante o

segundo fluxo. Esse valor pode ser comparado ao obtido durante a primeira estáticapara verificar a ocorrência de depleção;

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CAPÍTULO

8

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• Demais parâmetros do reservatório, tais como produtividade, dano, transmissibilidade,permeabilidade, raio de investigação, etc.

3.5- Outras OperaçõesUm teste de formação pode ter sua programação usual alterada a fim de permitir arealização de outras operações. Entre elas, podem ser citadas: amostragem de fundo,determinação do teor de areia em maiores vazões, estimulação, gradientes de pressão etemperatura, etc.

4- CIRCULAÇÃO REVERSA

A circulação reversa deve ser feita após o término do teste, antes do início da retirada dacoluna do poço

 

São denominados equipamentos de superfície aqueles instalados na cabeça e locação do

poço. Suas principais funções são:

• Controle do fluxo;• Separação de fases;• Medição de pressões;• Medição de vazões;• Armazenamento de fluidos;• Descarte de fluidos;• Obtenção de amostras.

A seguir, será descrito cada equipamento.

1- CABEÇA DE FLUXO

É colocada sobre a extremidade da coluna de teste, servindo como uma ligação entre acoluna de teste e os demais equipamentos de superfície. Eventualmente coloca-se sobre acabeça de teste outros equipamentos para operações com arame ou com nitrogênio.

2- MANGUEIRAS FLEXÍVEIS

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EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE

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Possibilitam uma conexão versátil entre a cabeça de teste e o manifold e entre este e aslinhas de superfície.

3- MANIFOLD

É um equipamento que permite o controle das condições de fluxo na superfície através derestritores de fluxo (chokes). A função dos chokes é evitar que as altas pressões origináriasdo poço danifiquem os equipamentos de superfície ou que alterações nas condições desuperfície interfiram nas condições de fluxo no interior do poço e na formação.

O manifold  também possui pontos destinados à conexão de manômetros ou outrosequipamentos para acompanhamento da pressão na cabeça (montante e jusante do choke).

4- SEPARADOR

Tem como finalidade separar as fases líquida e gasosa do fluido produzido pelo poço.

Há dois tipos fundamentais de separadores:

• Bifásicos: separam o gás e o líquido (óleo e água);• Trifásicos: separam o gás, o óleo e a água.

5- TANQUE DE AFERIÇÃO OU DE ARMAZENAMENTO

É utilizado para medir a vazão de líquido de modo a aferir os valores do medidor de vazão

do separador de teste e armazenar a fase líquida do fluido produzido pelo poço paraposterior descarte.

6- AQUECEDORES

Se o óleo produzido for de alta viscosidade é recomendável utilizar um aquecedor, visandoobter melhores condições de queima e viabilizar medições. Esse problema torna-se maiscrítico em poços com lâmina d’água profunda, devido ao forte resfriamento sofrido pelo óleoao atingir a profundidade do fundo do mar.

O aquecedor, nesses casos, também aumenta a eficiência da separação água-óleo.

Porém, na maior parte dos casos, o aquecedor é utilizado em testes realizados em poços degás, com o objetivo de evitar a formação de hidratos.

Hidratos são compostos cristalinos formados pela reação da água com os componentes dogás natural. O gás natural normalmente é saturado de vapor d’água nas condições dereservatório. A descompressão e o resfriamento do mesmo, no caminho entre o reservatórioe os equipamentos de superfície, provoca a condensação de parte dessa água, podendocriar condições para a formação de hidratos.

Geralmente os pontos críticos são na superfície, em estrangulamentos. As principaiscondições para a formação de hidratos são as seguintes:

• Presença de água livre;

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• Baixa temperatura;• Alta velocidade;• Alta pressão;• Agitação.

Por outro lado, para evitar a formação de hidratos recomenda-se o aquecimento ou ainjeção de produtos químicos, como metanol ou glicol.

7- QUEIMADORES

Tem como finalidade o descarte dos fluidos produzidos pelo poço através da queima,evitando qualquer tipo de poluição da locação.

8- EQUIPAMENTO DE PRESSÃO

Quando se executam operações com cabo ou arame no decorrer de testes de formação oude produção, é necessário que se trabalhe com o conjunto chamado equipamento depressão, cuja finalidade é garantir vedação acima da cabeça de teste. a, limitaçõeseconômicas, disponibilidade de equipamentos, etc.

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Amostragem consiste na coleta de uma amostra representativa dos fluidos presentes noreservatório. Essa amostra é utilizada para análise PVT, onde são determinadas diversaspropriedades dos fluidos, tais como pressão de saturação, viscosidade e compressibilidade.

Essas propriedades servem como base para diversos estudos utilizados nodesenvolvimento da produção do campo, tais como:

• Estimativa das reservas de hidrocarbonetos;• Definição do programa de desenvolvimento do camp;• Estimativa do fator de recuperação;• Planejamento do tipo de completação;• Planejamento do sistema de elevação;• Projeto da planta de processo;• Projeto do sistema de produção;• Seleção do mecanismo de recuperação secundária.

As amostras podem ser obtidas no fundo do poço ou na superfície. Quando coletadas nofundo do poço, é necessário descer um amostrador a cabo no interior da coluna de teste. Aoperação na superfície é feita através da coleta simultânea de amostras de óleo e gás noseparador de teste. O fluido do reservatório é reconstituído em laboratório mediante arecombinação das amostras na proporção adequada, exigindo fluxo estabilizado e mediçõesprecisas de óleo e gás durante a operação.

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AMOSTRAGE

M

CAPÍTULO

9

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BIBLIOGRAFIA

BEZERRA, M. F. e NUNES, C. F. Operações de Avaliação de Formações. Petrobras, 1988.

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