desafios da perfuração de um poço exploratório direcional no pre sal

______________________________ 1 Engenheiro de Petróleo, Consultor - PETROBRAS 2 Engenheiro de Petróleo – PETROBRAS 3 Engenheiro de Petróleo, Consultor – PETROBRAS 4 Mestre, Engenheira de Petróleo – HALLIBURTON

IBP2141_08 DESAFIOS DA PERFURAÇÃO DE UM POÇO EXPLORATÓRIO

DE ALTA INCLINAÇÃO NA ÁREA DO PRÉ-SAL Ivan Alves1, José Pimentel 2, Renato Amaro3, Adriana Hargreaves4

Copyright 2008, Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis - IBP Este Trabalho Técnico foi preparado para apresentação na Rio Oil & Gas Expo and Conference 2008, realizada no período de 15 a 18 de setembro de 2008, no Rio de Janeiro. Este Trabalho Técnico foi selecionado para apresentação pelo Comitê Técnico do evento, seguindo as informações contidas na sinopse submetida pelo(s) autor(es). O conteúdo do Trabalho Técnico, como apresentado, não foi revisado pelo IBP. Os organizadores não irão traduzir ou corrigir os textos recebidos. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, seus Associados e Representantes. É de conhecimento e aprovação do(s) autor(es) que este Trabalho Técnico seja publicado nos Anais da Rio Oil & Gas Expo and Conference 2008. Resumo O presente trabalho vai abordar o desafio de perfurar um poço exploratório de alta inclinação nas espessas camadas de sal, com aproximadamente 2.000m, em águas ultra profundas na Bacia de Santos, importante área de interesse devido às recentes descobertas. Com elevados valores de lâmina d’água e também a alta profundidade dos intervalos de interesse, é necessário avaliar a viabilidade técnica da perfuração de um poço deste tipo. Foi proposta uma geometria de projeto e BHAs (composições de fundo) para as fases de 14 ¾” e 9”. Através do uso de simuladores comerciais, foram avaliadas as respostas em termos de torque e arraste das colunas. Também foram feitas simulações de hidráulica e de arraste para a descida do revestimento de 10 ¾” e do liner de 7”. O trabalho conclui pela viabilidade técnica do projeto que passa a ser uma alternativa viável para o desenvolvimento da área. Abstract This paper analyses a proposed high inclination deep water well in the deep pre-salt area of the Santos Basin, to see its technical viability in terms of torque and drag analysis and also hydraulics. The geometry of the well and BHAs for the build-up and high inclination phases are proposed and the results in terms of drag and torque analysis are presented for the 14 ¾” hole (10 ¾” casing) and 9” hole ( 7” liner). A commercially available simulator was used for the purpose and the proposed well is the shown to be a viable alternative for the development of the area. 1. Introdução Poços horizontais ou de alta inclinação são perfurados normalmente na Bacia de Campos, mas a necessidade de perfurar este tipo de poço na Bacia de Santos apresenta novos desafios. Essa área de interesse encontra-se em águas muito profundas, cerca de 2.200m, e as formações de interesse também, isto é, a cerca de 5.000m de profundidade. Para um poço horizontal ou de alta inclinação, que atravessa uma espessa camada de sal, isto representa novas demandas em termos de torque e arraste e também novas demandas em termos de hidráulica.

Inicialmente, foi proposta uma geometria para o poço, e com as condições de contorno de Santos, avaliou-se o comportamento das colunas de perfuração e também de revestimento com simuladores disponíveis comercialmente. 2. Considerações de Projeto O primeiro desafio de se perfurar um poço de alta inclinação é a escolha da sua geometria. Após o estudo de várias opções, uma série de premissas foram definidas para atingir os objetivos do projeto. A primeira foi a escolha do diâmetro de 14 ¾” para atravessar o maciço de sal e ganhar inclinação até 82 graus. Na seqüência, o revestimento de 10

Rio Oil & Gas Expo and Conference 2008

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¾” é instalado no topo do reservatório. Este revestimento permite a descida da coluna de produção de 6 5/8”, que oferece perdas de carga otimizadas para a produção do petróleo do campo, juntamente com os cabos de PDG. E, após a descida do revestimento de 10 ¾”, a continuação da perfuração do poço com o diâmetro de 9”. A segunda premissa foi adotar um ponto de desvio o mais profundo possível como forma de diminuir os valores de torque e arraste. A adoção de uma taxa de ganho conservadora de 2 graus / 30m também foi de relevante importância, já que não sabemos ainda o comportamento direcional das colunas de perfuração no sal. Com base nessas premissas, foram projetadas as colunas de perfuração, incluindo os conjuntos de fundo (BHA’s) necessários para o ganho de inclinação até 86 graus, e depois manter o ângulo de inclinação neste valor até atravessar totalmente os intervalos de interesse. A figura 1 indica o esquema mecânico e a trajetória traçada com base nas premissas de projeto.

Figura 1. Esquema mecânico e trajetória A figura 2 mostra os diversos valores de profundidade medida (PM), profundidade vertical (PV), inclinação, azimute e afastamento resultantes. Para efeito deste trabalho, foi escolhida uma direção arbitrária, que será, no caso da perfuração do poço, ajustada para as características geológicas locais da área. Destaque em vermelho para o KOP, ponto de desvio, a 4.054 metros, profundidade medida final de 6.845 metros, ângulos e o dog leg conservador de 2 graus a cada 30 metros.

Figura 2. Detalhamento da trajetória 3. Análise de Torque e Arraste Serão apresentados os resultados das simulações para a coluna de perfuração para a fase de 14 ¾” e de 9”. Serão apresentados também os resultados de torque e arraste para a descida do revestimento de 10 ¾” e liner de 7”. 3.1. Fase 14 ¾” Nas simulações da fase de 14 ¾”, considerou-se para os fatores de fricção os valores de 0,15 para o revestimento e 0,17 para o poço aberto, uma vez que o fluido sintético será utilizado nesta fase de perfuração.


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A figura 3 destaca a utilização do tubo de perfuração de 6 5/8” com comprimento limitado ao BOP devido à restrições em relação a sua gaveta. Em relação ao BHA pode ser observado a opção pelo sistema de perfuração rotary steerble 9 5/8” com broca PDC 14 ¾”, o que deve permitir realizar a seção de build-up com a taxa de ganho de ângulo prevista em projeto (2º/30 m) de forma contínua até atingir o topo do reservatório. A presença de um alargador concêntrico (underreamer) na coluna tem a função de permitir o backreaming caso ocorra o fechamento do sal, fenômeno este que poderia levar à prisão da coluna.

Figura 3. Esquema e coluna de perfuração da fase de 14 3/4” O resultado da simulação da tensão efetiva indicado na figura 4 mostra a limitação da utilização do tubo de perfuração de 5 ½” devido aos limites da manobra de backreaming (curva rosa). Considerou-se um “overpull” de 130.000 lbs nas simulações. Observa-se também os esforços de compressão a partir da entrada da coluna na região de ganho de ângulo, mas mantendo uma margem de segurança em relação a flambagem (curva marrom escura). Destaque para as operações perfurando orientado (curva amarela) e rodando no fundo (curva laranja).

Figura 4. Simulação da tensão efetiva na fase de 14 ¾” 3.2. Fase 9”


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A principal preocupação na análise da fase 9” foi considerar as vantagens e desvantagens da utilização do rotary steerable ou da turbina. Foi utilizado um alto fator de fricção, 0,28 para o revestimento e 0,32 para o poço aberto, devido a alta inclinação da fase e a utilização do fluido base água.

Figura 5. Esquema e coluna de perfuração da fase de 9” O resultado da simulação de tensão efetiva indicado na figura 6 mostra no segundo gráfico que a utilização do rotary steerable tem a vantagem de trabalhar com uma maior margem de segurança em relação à flambagem (curva marrom escura) da coluna de perfuração, em relação à utilização de turbina, já que dispensa a necessidade de perfurar orientado (curva amarela). Por outro lado, a turbina garante uma perfuração mais eficiente em formações de dureza elevada. Hoje, a indústria do petróleo disponibiliza sistemas de perfuração que consistem de uma seção de potência de um motor de fundo de alto torque acoplado a um rotary steerable, com a finalidade de poder contar com maior rotação na broca fornecida pela seção de potência mantendo-se a dirigibilidade no modo rotativo da coluna. No entanto, este recurso não será tratado neste trabalho, em razão de ser uma tecnologia recente, ainda em implantação no Brasil.

Figura 6. Simulação da tensão efetiva – turbina x rotary steerable 3.3. Descida do Revestimento de 10 ¾”


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O resultado da análise de rigidez mostrado na figura 7 indica que não há problema de descida do revestimento de 10 ¾” na fase do poço com ganho de ângulo de 2 graus/ 30 metros. Verifique que os valores de tensão efetiva, ao longo da profundidade, das manobras de descida (curva verde) e subida (curva azul) da coluna estão abaixo do limite de tração dos tubos da coluna de assentamento (curva vermelha).

Figura 7. Análise da descida do revestimento de 10 ¾” 3.4. Descida do Liner de 7” Observa-se no primeiro gráfico da figura 8 que os tubos da coluna de assentamento de 5 ½” (21 lb/ft), a partir do KOP, tem alto valor de compressão (50.000lbs) acima do limite de flambagem, quando considera-se um arraste extra de 10.000 lbs além do fator de fricção. No segundo gráfico da mesma figura também observa-se alto valor de compressão (50.000lbs), porém, abaixo do limite de flambagem, quando considera-se o uso de liner hanger rotativo (15rpm) para reduzir a fricção da coluna, além de um arraste extra de 18.000 lbs. No terceiro gráfico, foram adicionados 2.200 m de tubos de 6 5/8” (41 lb/ft), na coluna de assentamento, na região do ganho de ângulo. O resultado também mostra alto valor de compressão, porém, abaixo do limite de flambagem, considerando-se o uso de liner hanger rotativo para reduzir a fricção da coluna, além de um arraste extra de 56.000 lbs.

Figura 8. Análise da descida do liner de 7” O resultado da análise de torque, durante a descida do liner de 7”, pode ser visto na figura 9. A simulação indicou a necessidade de atenção especial em relação aos valores de make-up torque das conexões do revestimento. Neste caso, considerou-se o valor de 11550 lbfxft. Notar que a operação rodando o liner fora do fundo (curva azul clara) está próxima ao limite de torque (linha vermelha).

10.000 lbs18.000 lbs

56.000 lbs


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Figura 9. Análise de torque na descida do liner de 7” 4. Análise de Hidráulica Nas análises de hidráulica, considerou-se duas bombas NAT 12-P-160 HP triplex com pressão máxima de 7.500 psi e camisas de 5 ½” no sistema e uma na booster. 4.1. Fase 14 ¾” Para a fase de 14 ¾”, onde ocorre o ganho de ângulo no sal, optou-se pela utilização de um fluido sintético de 11 ppg com a reologia indicada na figura 10. O resultado da simulação da perda de carga mostrado na mesma figura garante uma boa margem de vazão de bombeio. A curva verde representa a perda de carga no anular, a azul clara na broca, a preta na coluna e a azul escura é o somatório de toda a perda de carga no sistema.

Figura 10. Simulação da perda de carga na fase de 14 ¾”


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Para uma taxa de penetração de 7 m/h e uma taxa de bombeio de 900 gpm, o segundo gráfico da figura 11 mostra a mínima vazão necessária para a limpeza total do poço nas simulações de limpeza do poço na fase de 14 ¾”. A utilização da booster garantiu a limpeza do riser, sendo que aproximadamente 10% do cascalho permaneceu no poço (gráfico 3), com 2,7” remanescentes no leito (gráfico 4).

Figura 11. Limpeza do poço na fase de 14 ¾” 4.2. Fase 9” Um fluido drill in de 9,8 ppg com a reologia indicada na figura 12 foi utilizado nas simulações de hidráulica da fase 9”. O primeiro gráfico da figura 12, que mostra a simulação utilizando-se turbina, indica uma maior perda de carga em relação ao segundo gráfico, mas devido à elevada capacidade das bombas, não é um fator limitante.

Figura 12. Simulação da perda de carga – turbina x rotary steerable 5. Conclusão


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O projeto é viável, porém, recomenda-se a utilização de tubos de perfuração de 6 5/8” acima do BOP, de liner hanger rotativo e centralizadores especiais para reduzir o atrito durante a descida do liner de 7”; além de uma atenção especial em relação ao gerenciamento de cargas na torre e subestrutura da sonda. O desafio de se construir uma seção de ganho de ângulo inteiramente dentro do sal, até uma inclinação próxima da horizontal, é encarado com tranqüilidade em razão do desempenho obtido em cenários de águas ultra profundas onde as formações são pouco consolidadas e apresentam grau de dificuldade para construção da trajetória até maior do que aquilo que se espera para as rochas salinas. 6. Referências ROCHA, L. A. S., ANDRADE, R., AZUAGA, D., VIEIRA, J. L. B, SANTOS, O. L. A. Perfuração Direcional, Rio de

Janeiro, Interciência, 2006. THOMAS, J. E., organizador, Fundamentos de engenharia de petróleo, Rio de Janeiro, Interciência, 2004. LANDMARK/ HALLIBURTON, Compass Training Manual, EUA, 2003. LANDMARK/ HALLIBURTON, Wellplan Manual, EUA, 2003.

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