Pressoes das Formaçoes

Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.

Pressões das Formações

Luiz Alberto S. RochaEngenheiro de Petróleo, Ph.D.

([email protected])

Rio de Janeiro, Março de 2001


Pressões das Formações(Tópicos)

• Gradiente de Sobrecarga (Overburden)

• Compactação– Calcáreo

– Arenitos

– Folhelhos

• Gradiente de Pressão de Poros– Zonas de Anormalmente Pressurizadas

– Estimativas do Gradiente de Poros


Pressões das Formações(Tópicos)

• Tensões ao Redor do Poço

• Modos de Ruptura de uma Rocha

• Gradientes de Fratura e Colapso

– Fratura

• Métodos Diretos

• Métodos Indiretos

– Colapso

• Estimativas Baseadas em Poços de Correlação


Importância do Conhecimento dos Gradientes das Formações

• Segurança

– Evitar Kicks e Blowouts

• Otimização

– Aumento da Taxa de Penetração

• Qualidade do Poço

– Minimizar danos

• Atingir objetivos

– Minimizar a chance de desmoronamento em poços direcionais

• Aumentar o Lucro


Gradientes de Pressões das Formações

O presente trabalho tem como objetivo indicar os passos para a estimativa dos Gradientes de Pressões das Formações

necessários para se projetar um poço.

Estes gradientes incluem o gradiente de pressão de poros, colapso, fratura e sobrecarga.

Overburden

FraturaColapso

Poros

Pro

fund

idad

e R

elat

iva

a M

esa

Rot

ativ

a

Gradientes de Pressão

Lâmina d’Água


Gradiente de Pressões(Algumas Definições)

• Pressão de Hidrostática - σh

– Pressão devido a coluna hidrostática de um fluido (psi)

• Gradiente de Pressão

– É a relação entre a pressão a uma certa profundidade e esta profundidade (psi/m ou lb/gal)

Na engenharia de poços é muito comum se expressar os gradientes das formações em lb/gal para que esses sejam comparados com a densidade do fluido de perfuração.


Pressão de Sobrecarga(Definição)

– Pressão de Sobrecarga (ou de Overburden) é a pressão a uma certaprofundidade exercida pelo peso total das camadas (incluindo rocha e fluidos) sobrepostas (psi). É calculado pela expressão:

– Gradiente de Sobrecarga a uma certa profundidade é a relação entre a pressão de sobrecarga e esta profundidade.

ZS ovó

=Gradiente de Sobrecarga

Profundidade

gdzz

bov ∫=0ρσPressão de

Sobrecarga Densidade da Formação

ProfundidadeConstante gravitacional


Gradiente de Sobrecarga(Curva Típica)

0

1000

2000

3000

4000

5000

8 10 12 14 16 18 20

Gradientes Refer idos ao Fundo do Mar

( lb /gal )

Pro

fun

did

ad

e R

efe

rid

a a

o F

un

do

do

Ma

r (m

etr

os

)

Normalmente o gradiente de sobrecarga quando referido ao

fundo do mar em poços marítimos, ou a superfície do

solo em poços terrestres, cresce com a profundidade como

mostrado na figura. Seus valores dependerão das densidades das

formações, que por sua vez dependem de vários fatores que

incluem tipo de formaçao, porosidade e tipo de fluidos

contidos nos poros das rochas.


Pressão de Sobrecarga

É função da densidade total das rochas (densidade dos grãos, porosidades e do fluidos contido nos poros) e profundidade.

gdzz

bov ∫=0ρσ

Precisa-se determinar as

densidades das formações

σov


• Medição Direta

– Perfil Densidade• Utilizado para estimar a

densidade das formações

• Corrido nas zonas de interesse

• Normalmente não disponível nos intervalos superficiais

Pressão de SobrecargaMétodos para Determinação da Densidade

• Métodos Indiretos– Correlações para estimar as

densidades das formações baseadas em dados disponíveis. Alguns exemplos são:

• Método Bourgoyne

• Utilizando-se Correlações (AGIP)


Pressão de Sobrecarga Densidade das Formações

Deve-se determinar a

densidade dos três trechos: Ar, Água e Rocha

ρw = 8,5 lb/gal ou 1,03 gr/cm3

Zw = Lâmina d’água

ρb= Densidade das RochasValores tipicos: 1,90 a 2,50 gr/cm3

Z = Profundidade

Água

RochaDensidadedas Rocha

Ar

Densidadeda Água

ρar = zeroZar ou “air gap”

Nível do Mar


Pressão de Sobrecarga Densidade das Formações

Zw ρw

Zb1 ρb1

Água

Rocha

Zso ρb

NM

Zair ρair

Zb2 ρb2

PerfilDensidade

Arbitrado

As densidades do ar e da água podem ser arbitradas

sem grandes consequências. Porém, a insuficiência de dados na

porção superficial rochosa do poço faz com que as

densidades dessas formações tenham que ser arbitradas aumentando-se a incerteza da pressão de

sobrecarga nessas profundidades.


Pressão de Sobrecarga Método Direto para Medição da Densidade das Formações

• Perfil Densidade

– Fornece a densidade das formações

– Normalmente corrido nas zonas de interesse

– Impreciso em poços alargados

– Como é corrido a partir do revestimento de superfície, as densidades das formações superficiais devem ser arbitrados para profundidades onde o perfil densidade não é disponível.


Pressão de Sobrecarga Unidades de Campo

gdzz

bov ∫=0ρσ

metros

metros água,d' Lâmina

gr/cm mar, do água

gr/cm

/ ,422,1

3

3

0

=∆

=

=

=

∆+= ∑

z

gallbz

Z

Z

w

w

b

n

bwwov

ρρ

ρρσ

Discretizando-se a Equação

“O problema se resume na estimativa das densidades das formações”


Pressão de SobrecargaExercício Utilizando o Perfil Densidade

Utilizando os dados da tabela a seguir, calcule o valor da pressão e do gradiente de sobrecarga a 3.048 metros para um poço situado em uma lâmina d’água de 100 metros. Faça também um gráfico do gradiente de sobrecarga versus profundidade total. Assuma o gradiente da água do mar igual 1,03 gr/cm3.


Dados para o Problema

P A F M D e n s i d a d e P o r o s i d a d e

T o t a l M é d i a

m e t r o s ( g r / c m 3 )

0 1 ,95 0 ,43

3 0 5 2 ,02 0 ,38

6 1 0 2 ,06 0 ,35

9 1 4 2 ,11 0 ,32

1219 2 ,16 0 ,29

1524 2 ,19 0 ,27

1829 2 ,24 0 ,24

2133 2 ,27 0 ,22

2438 2 ,29 0 ,20

2743 2 ,33 0 ,18

3048 2 ,35 0 ,16

3353 2 ,37 0 ,15

3657 2 ,38 0 ,14

3962 2 ,4 0 ,13

4267 2 ,41 0 ,12

4572 2 ,43 0 ,11

4877 2 ,44 0 ,10

5181 2 ,45 0 ,098

5486 2 ,46 0 ,092

5791 2 ,47 0 ,085

6096 2 ,48 0 ,079

P A F M = P r o f u n d i d a d e A b a i x o d o F u n d o

d o M a r


SoluçãoPV PAFM Delat Z Densidade DensxDesltaZ Soma S

Total x1,422

metros metros metros (gr/cm3) psi psi ppg

0 8,50

100 0 145 8,50

405 305 305 1,95 845 990 14,34

710 610 305 2,02 875 1866 15,411014 914 305 2,06 893 2758 15,94

1319 1219 305 2,11 914 3673 16,32

1624 1524 305 2,16 936 4609 16,64

1929 1829 305 2,19 949 5558 16,89

2233 2133 305 2,24 971 6529 17,142538 2438 305 2,27 984 7513 17,35

2843 2743 305 2,29 992 8505 17,54

3148 3048 305 2,33 1010 9515 17,72

3453 3353 305 2,35 1019 10534 17,883757 3657 305 2,37 1027 11561 18,04

4062 3962 305 2,38 1032 12592 18,17

4367 4267 305 2,40 1040 13633 18,30

4672 4572 305 2,41 1045 14677 18,424977 4877 305 2,43 1053 15730 18,53

5281 5181 305 2,44 1058 16788 18,63

5586 5486 305 2,45 1062 17850 18,73

5891 5791 305 2,46 1066 18916 18,82

6196 6096 305 2,47 1071 19986 18,916500 6400 305 2,48 1075 21061 18,99


Solução

0

1 0 0 0

2 0 0 0

3 0 0 0

4 0 0 0

5 0 0 0

6 0 0 0

7 0 0 0

8 1 0 1 2 1 4 1 6 1 8 2 0

G r a d i e n t e s ( p p g )

Pro

fun

did

ad

e (

me

tro

s)


Pressão de SobrecargaMétodo Indireto para Medição da Densidade das Formações

(Método Bourgoyne)

( ) ρρρ φφflgb

+−= 1

Densidade Total Densidade Matriz

Porosidade Densidade dos Fluidos


eosZoKφφ

−=

“A Porosidade diminui logaritimicamente com o aumento da profundidade”

Pressão de SobrecargaMétodo Indireto para Medição da Densidade das Formações

(Método Bourgyne)

Porosidade naSuperfície dos sedimentos Constante de Declínio

Profundidadeabaixo da superfície dos sedimentos ou do fundo do mar

para poços marítimos

Porosidade


Pressão de SobrecargaPorosidade versus Profundidade

eosZoKφφ

−=

ZK

s

o

=φ

φ0ln

Profundidade abaixoda superfície dos

sedimentos ou fundo do mar para poços

marítimos

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

0,010 0,100 1,000

Porosity

oφ

Dep

th b

elow

mu

d l

ine

(ft)


Pressão de Sobrecarga Método Indireto para Medição da Densidade das Formações (Método

Bourgoyne)

gdzz

bov ∫=0ρσ

eosZoKφφ

−=

( ) ρρρ φφflgb

+−= 1

Desenvolvimento do Método

A expressão da porosidade é substituída na expressão da densidade que por sua vez é

colocada na expressão da pressão de sobrecarga e assim é efetuada a integração.


Pressão de Sobrecarga Método Indireto para Medição da Densidade das Formações (Método

Bourgoyne)

( ) ( )eZZ KZK

ggg soflg

sgwwov

−−−

−+= 1 φρρ

ρρσ

( ) ( )

1

3

,

/,

1422,1

−

−

=

=

=

=

−

−−+=

metrosK

metros

cmgr

psi

KZK

ZZ

eZZ

sw

gw

ov

oflg

sgwwovs

ρρσ

φρρρρσ

“Unidades de Campo”


Pressão de SobrecargaExercício Utilizando o Método de Bourgoyne

Utilizando o Método de Bourgoygne, calcule o valor da pressão e do gradiente de sobrecarga a 3.048 metros para os casos de três poços situados em lâminas d’água de 0, 100 e 1.000 metros respectivamente. Use os dados fornecidos na tabela a seguir e assuma uma densidade média dos grãos igual a 2,60 gr/cm3 e densidade média dos fluidos da formação igual a 1,074 gr/cm3.


Dados para o ProblemaP A F M D e n s i d a d e P o r o s i d a d e

T o t a l M é d i a

m e t r o s ( g r / c m 3 )

0 1 ,95 0 ,43

3 0 5 2 ,02 0 ,38

6 1 0 2 ,06 0 ,35

9 1 4 2 ,11 0 ,32

1219 2 ,16 0 ,29

1524 2 ,19 0 ,27

1829 2 ,24 0 ,24

2133 2 ,27 0 ,22

2438 2 ,29 0 ,20

2743 2 ,33 0 ,18

3048 2 ,35 0 ,16

3353 2 ,37 0 ,15

3657 2 ,38 0 ,14

3962 2 ,4 0 ,13

4267 2 ,41 0 ,12

4572 2 ,43 0 ,11

4877 2 ,44 0 ,10

5181 2 ,45 0 ,098

5486 2 ,46 0 ,092

5791 2 ,47 0 ,085

6096 2 ,48 0 ,079

P A F M = P r o f u n d i d a d e A b a i x o d o F u n d o

d o M a r


Método de BourgygnePorosidade x PAFM

0

500

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

3 0 0 0

3 5 0 0

4 0 0 0

4 5 0 0

5 0 0 0

5 5 0 0

6 0 0 0

6 5 0 0

0,01 0,10 1,00

Porosidade

PA

FM

(m

etro

s)

0

500

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

3 0 0 0

3 5 0 0

4 0 0 0

4 5 0 0

5 0 0 0

5 5 0 0

6 0 0 0

6 5 0 0

0,01 0,10 1,00

Porosidade

PA

FM

(m

etro

s)

41,00

=φ14

0

1079,2096.6

075,0

41,0ln

ln

−−=

=

=

mx

ZK

so

φφ

e Z Sx 41071,2

41,0−−=φ


Solução do Exercício

( ) ( )( )

−

−−+=

−

−−

−+=

−

−−+=

−

−

−

−

eZZ

eZZ

eZZ

Zx

Zxx

KZK

s

s

s

swov

swov

oflg

sgwwov

41079,2100,318970,353,1

41079,211079,2

41,0074,160,260,2074,1422,1

1422,1

4

σ

σ

φρρρρσ

psi 485.9304841071,2100,3189304870,3

m 048.3 m, 0 m, 048.3

=

−−−=

===

−

e

ZZZxxx

ov

swtotal

σ


Solução do ExercícioPressões de Sobrecarga

−

−−+= −

eZZ Zxs

swov

41079,2100,318970,353,1 σ

psi 485.9304841071,2100,3189304870,3

m 048.3 m, 0 m, 048.3

=

−−−=

===

−

e

ZZZ

xxxov

swtotal

σ

psi 306.9948.241071,2100,3189948.270,310053,1

m 948.2 m, 100 m, 048.3

=

−

−−+=

===

−

e

ZZZxxxx

ov

swtotal

σ

psi 749.7048.241071,2100,3189048.270,3000.153,1

m 048.2 m, 000.1 m, 048.3

=

−

−−+=

===

−

e

ZZZxxxx

ov

swtotal

σ


ExercícioGradientes de Sobrecarga

−−−+= −

eZZ Zxs

swov

41079,2100,318970,353,1σ

ppgx

S

ovsw ZZ

24,18048.31706,0

485.9

psi 485.9 m, 048.3 m, 0

==

=== σ

ppgx

S

ovsw ZZ

90,17048.31706,0

306.9

psi 306.9 m, 948.2 m, 100

==

=== σ

ppgx

S

ovsw ZZ

90,14048.31706,0

749.7

psi 749.7 m, 048.2 m, 1000

==

=== σ048.31706,0

1706,0

x

S

ov

total

ov

Zσ

σ

=

=


Pressão de Sobrecarga Método Indireto para Medição da Densidade das Formações

(Correlação da AGIP)

• Correlação Sônico x Densidade

A falta do perfil densidade é solucionada pela adoção de correlações que determinam a densidade da formação através da utilização de outros perfis. A correlação da AGIP é um exemplo

( )

( )

)sec/(

)sec/(

sec/ 100 200

11,275,2

sec/ 100 95,88

28,3

ftmatrizdatransitodetempo

fttransitodetempo

ft

ft

tt

tt

tt

tt

ma

i

i

i

mai

b

i

i

b

µ

µ

µ

µ

ρ

ρ

=

=

<+

−−=

>−=

∆∆

∆∆∆∆

∆∆


Pressão de Sobrecarga

Tempos de Transito Típicos de Materiais / Fluidos

• Arenito Inconsolidados – 58,6 microseg/pé

• Arenito Semi-consolidado – 55,6 microseg/pé

• Arenito Consolidado – 52,6 microseg/pé

• Cálcareo – 47,6 microseg/pé

• Argila / Folhelho – 167 / 62,5 microseg/pé

• Sal – 55,6 microseg/pé

• Aço (Revestimento) – 57,0 microseg/pé

• Água Salgada – 189 microseg/pé

• Óleo – 218 microseg/pé

• Ar – 916 microseg/pé


Pressão de Sobrecarga Exercício Utilizando a Correlação da AGIP

– Calcule o valor da densidade da formação para 1000, 2000, 3000 metros em um poço que foi perfilado com o perfil sônico.

Dados:

1000 metros TT = 115 microseg/ft TTmat = 167 microseg/ft

2000 metros TT = 95 microseg/ft TTmat = 58,8 microseg/ft

3000 metros TT = 67 microseg/ft TTmat = 62,5 microseg/ft


Solução

( )

( )

)sec/(

)sec/(

sec/ 100 200

11,275,2

sec/ 100 95,88

28,3

ftmatrizdatransitodetempo

fttransitodetempo

ft

ft

tt

tt

tt

tt

ma

i

i

i

mai

b

i

i

b

µ

µ

µ

µ

ρ

ρ

=

=

<+

−−=

>−=

∆∆

∆∆∆∆

∆∆

ft

/fttì

b

it

sec/1,98 95,88

11528,3

sec 167

m 1.000Prof

µρ =−=

=

=

∆

ft

/fì/ftì

bsec/2,49

20095

8,589511,275,2

sec 8,58t sec 95t

m 2.000Prof

mai

µρ =+−

−=

=∆=∆=

ft

/fì/ftì

bsec/2,71

20067

5,626711,275,2

sec 5,62t sec 67t

m 3.000Prof

mai

µρ =+−

−=

=∆=∆=


Pressão de Sobrecarga Influência da Lâmina d’Água

Air Gap = 25 metros

Estimar o Gradiente de Sobrecarga à 3500 metros para cada um dos casos

100

1000

20003000

Sea Level

3500 metros


Gradiente de SobrecargaInfluência da Lamina d’Água

D e p t h L a n d W D 1 0 0 m W D 1 0 0 0 m W D 2 0 0 0 m W D 3 0 0 0 m

( m e t e r )

0 0 , 0 0 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2

1 0 1 8 , 9 4 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2

5 0 2 0 , 4 3 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2

1 0 0 2 0 , 6 3 8 , 5 8 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2

2 5 0 2 0 , 7 5 1 5 , 9 4 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2

5 0 0 2 0 , 7 9 1 8 , 3 9 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2

7 5 0 2 0 , 8 1 1 9 , 2 0 8 , 6 2 8 , 6 2 8 , 6 2

1 0 0 0 2 0 , 8 2 1 9 , 6 1 8 , 5 8 8 , 6 2 8 , 6 2

1 2 5 0 2 0 , 8 2 1 9 , 8 6 1 1 , 0 4 8 , 6 2 8 , 6 2

1 5 0 0 2 0 , 8 2 2 0 , 0 2 1 2 , 6 7 8 , 6 2 8 , 6 2

1 7 5 0 2 0 , 8 2 2 0 , 1 4 1 3 , 8 4 8 , 6 2 8 , 6 2

2 0 0 0 2 0 , 8 3 2 0 , 2 2 1 4 , 7 1 8 , 5 8 8 , 6 2

2 2 5 0 2 0 , 8 3 2 0 , 2 9 1 5 , 3 9 9 , 9 5 8 , 6 2

2 5 0 0 2 0 , 8 3 2 0 , 3 5 1 5 , 9 4 1 1 , 0 4 8 , 6 2

2 7 5 0 2 0 , 8 3 2 0 , 3 9 1 6 , 3 8 1 1 , 9 3 8 , 6 2

3 0 0 0 2 0 , 8 3 2 0 , 4 3 1 6 , 7 5 1 2 , 6 7 8 , 5 8

3 2 5 0 2 0 , 8 3 2 0 , 4 6 1 7 , 0 7 1 3 , 3 0 9 , 5 3

3 5 0 0 2 0 , 8 3 2 0 , 4 9 1 7 , 3 4 1 3 , 8 4 1 0 , 3 3


Gradiente de Sobrecarga

Influência da Lamina d’ Água

(WD)

0

5 0 0

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

3 0 0 0

3 5 0 0

4 0 0 0

8 1 0 1 2 1 4 1 6 1 8 2 0 2 2

G r a d i e n t e s ( p p g )

Pro

fun

did

ad

e (

me

tro

s)

Land100 m

1000 m

2000 m3000 m


Pressão de Sobrecarga Importantes Aspectos

• Imprecisão na superfície

• Importante um bom ajuste do método

• É a base para o calculo de outros gradientes– Gradientes de pressão de poros e de fratura são função da do

gradiente de sobrecarga

• Grande Influência da Lâmina d’ Água– Maior a lâmina d’água menor o gradiente de sobrecarga e menor o

gradiente de fratura.


Compactação


Compactação

• É a redução do volume dos sedimentos devido a compressão, na qual o primeiro estágio é marcado pela redução do volume poroso.

• É o resultado do soterramento devido ao peso das camadas localizadas acima.


Compactação

σob

σ H

σh

Elemento de Rocha

“Tensões atuantes sobre um bloco de rocha”

O soterramento aumenta o peso sobre o elemento de

rocha, aumentando também o gradiente de sobrecarga. Por sua vez, duas outras tensões

são geradas pela impossibilidade do elemento

de rocha se expandir. O espaço poroso é reduzido e

fluido contido nos poros tende a escapar.


Compactação Normal

Em um processo de compactação normal, o fluido contido no espaçoporoso escapa a medida que o soterramento aumenta. Neste caso, a

Pressão de Poros fica igual a Pressão Hidrostática do Fluido

Compactação ocorrendo sobre um elemento de

rocha. A preesão de sobrecarga

aumenta com o soterramento das camadas

σ 3obσ 2ob

σ H

σh σ h

σH

Pp = Ph

Fluido Fluido

Pp = Ph Pp = Ph

σ 3obσ 2ob

σ H

σh σ h

σH

Pp = Ph

Fluido Fluido

Pp = Ph Pp = Ph

σ 2ob

σ H

σh σ h

σH

Pp = PhPp = Ph

Fluido Fluido

Pp = Ph Pp = Ph


Compactação Anormal ou Subcompactação

Num processo de compactação anormal, o

fluido não consegue escapar a medida que o soterramento aumenta. Assim, a pressão nos

poros fica maior que a pressão hidrostática

porque parte da pressão de sobrecarga é

transmitida ao fluido da formação

σ 1o b

σ 1H

σ 1h

σ 2ob

σ 2h

σ 2H

Pp = Ph

Fluido Fluido

Pp = Ph Pp > Ph

σ 1o b

σ 1H

σ 1h

σ 2ob

σ 2h

σ 2H

Pp = Ph

Fluido Fluido

Pp = Ph Pp > PhPp = Ph

Fluido Fluido

Pp = Ph Pp > Ph


Compactação das Areias

• Redução da porosidade

• Aumento da densidade e do contato dos grãos

• É função:

– Composição

– Tempo de soterramento

– Temperatura aumenta compactação aumenta

É uma Rocha Permeável


Compactação dos Carbonatos

• Fatores Herdados– Mineralogia original

– Textura

• Fatores Inibidores– Cimentação

• Fatores Dinâmicos– Ambiente deposicional

– Temperatura

– Pressão

RochasCarbonáticas

reagem ao soterramento de

diferentes maneiras dependendo do tipo

e ambiente deposicional.


Compactação dos Folhelhos

• Três estágios de uma Compactação Normal

– Expulsão da água. Porosidade cai de 70-85% para 45%

– Re-arranjo mecânico dos grãos. Porosidade cai para 25%

com expulsão de mais água.

– Deformação mecânica das partículas. Porosidade cai para 10% com expulsão de mais água.

É uma Rocha Impermeável


Compactação(Observações)

• Porosidade cai com o aumento do soterramento.

• Em compactações normais o fluido da formação consegue escapar.

• Rochas carbonáticas são afetadas não só pelo soterramento mas pelo ambiente deposicional

• Folhelhos podem não permitir o escape dos fluidos devido a baixa permeabilidade


Resumo sobre Compactação

• Compactação Normal: Os fluidos das formações escapam a medida que o soterramento ocorre.

• Compactação Anormal ou Subcompactação parte dos fluidos não consegue escapar.

– A porosidade reduzirá menos com a profundidade

– Parte da sobrecarga será transmitida aos fluidos das formações


Gradiente de Pressão de Poros


Pressão de Poros - Pp

• É a pressão do fluido contido no interior dos poros das rochas (psi)

• Gradiente de Pressão de Poros (lb/gal) é a pressão de poros dividida pela profundidade.

Z

PG

p

p 1706,0=

psi

mlb/gal

Gradiente de Pressão de Poros é normalmente referido à mesa rotativa


Gradiente de Poros• Os gradientes de poros podem ser definidos como normais,

anormalmente altos e anormalmente baixos. Gradientes anormalmente altos podem ser encontrados em várias partes do mundo e são a causa de alguns grandes acidentes. Os gradientes anormalmente baixos também não são raros sendo muito comuns em campos depletados.

• Gradiente Pressão de Poros Normal– 8,34 ppg < Pp < 9,00 ppg

• Gradiente de Pressão de Poros Anormalmente Alto– 9,00 ppg < Pp

• Gradiente de Pressão de Poros Anormalmente Baixo– Pp < 8,34 ppg

Zona de Transição é o trecho de profundidade onde o gradiente de poros passa de normal para anormalmente alto (ou baixo).


Origem das Pressões Anormalmente Altas(Alguns Casos)

• Desequilíbrio de Compactação.

• Diagenesis

• Pressão Diferencial

• Migração de Fluidos


Origem das Pressões AnormaisDesequilíbrio de Compactação

• Durante o processo de soterramento é importante que vários fatores tais como taxa de sedimentação e soterramento, magnitude da permeabilidade e taxa de redução do espaço poroso estejam cuidadosamente balanceados para permitir que os fluidos da formação escapem e portanto permeçam sob pressão hidorstática.

• Em algumas situações, este equilibrio não acontece levando a formação de zonas subcompactadas ou de compactação anormal. Este tipo de mecanismo é um dos mais comuns e o que melhor se presta a previsão e detecção de zonas anormalmente pressurizadas.


Perda Potencial de Volume

Perda Potencial de Volume

Origem das Pressões AnormaisDiagenesis

Montmorilonita antes da diagenese.

Águra liberada migra para as formações

vizinhas.

A desidratação da Montmorilonita e

transformação desta em Ilita faz com que

mais água seja liberada.

A água liberada aumentará o volume de líquidos nos poros

caso não possa ser drenada.

Na seqüência do processo de

compactação esta água recebe também

parte do peso da sobrecarga.

80% Montmori lonita 20% Outros

20% Montmorilonita, 60% Ilita, 20% Outros

10% Montmorilonita, 70% Ilita, 20% Outros

Água


Origem das Pressões AnormaisPressão Diferencial

O mecanismo de geração de pressões anormais por pressão diferenciais pode ser entendido seguindo a

seguinte questão. Qual a pressão em “A”

sabendo-se que a pressão de poros em “B” foi

reportada como normal?

3.000 m

5.000 m

Gas de densidade de

0,8 lb/gal

A

B

3.000 m

5.000 m

Gas de densidade de

0,8 lb/gal

A

B


Resposta• Pressão normal no ponto B (Gpb=8,6 ppg)

– Ppb = 0,1706 x 8,6 x 5000

– Ppb = 7.336 psi

• Pressão no ponto A

– Ppa = Pb - Gradiente do gás x (Zb - Za)

– Ppa = 7.336 - 0,1706 x 0,8 x (5.000-3.000)

– Ppa = 7.063 psi

– Gpa = Ppa/(0,1706 x Za) = 7.063/(0,1706 x 3.000)

– Gpa = 13,8 ppg (Gradiente Anormalmente Alto no Ponto A)


Origem das Pressões AnormaisMigração de Fluidos

Situação onde a migração de fluidos de zonas profundas pressuriza formações em profundidades mais rasas.

Fluxo através de uma falha

geológica

Fluxo através de um

vazamento no revestimento de

um poço abandonado ou em produção

Falha Geológica

Vazamento no Revestimento

Falha Geológica

Vazamento no RevestimentoVazamento no Revestimento

Poço

Abandonado


Pressões AnormaisIndicadores de Zonas Anormalmente Pressurizadas

• Aumento da Taxa de Penetração com a profundidade

• Aumento na quantidade de Gases • Conexão

• Manobra

• Alteração das Propriedades do Fluido de Perfuração• Densidade

• Condutividade

• Temperatura


Pressões AnormaisIndicadores de Zonas Anormalmente Pressurizadas

• Aspecto dos Cascalhos• Desmoronados com aspecto afunilado

• Aumento do Torque e Drag

• Propriedades da Formação• Aumento do Tempo de Trânsito com a profundidade

• Variação da Resistividade com a profundidade

• Densidade

• Poço Fluindo


Aspecto dos Cascalhos

Cascalhos provenientes de

zonas anormalmente pressurizadas

Cascalhos provenientes de

zonas desmoronadas por alívio de

tensões


Gases das Formações

Área do Maranhão Note que o aumento da quantidade de

gases totais neste caso é um indicador da

entrada em uma zona de pressão

anormalmente alta


Condutividade da Lama

Condutividade

Área do Pará

Comportamento Teórico Comportamento Real


Temperatura da Lama

Área do Pará Note que o aumento da inclinação das retas tangentes à

curva de temperatura indicam a entrada em uma zona de pressão anormalmente alta


Tempo de Trânsito

Tempo de Trânsito (microsec/pé) Gradientes (lb/gal)

Sobrecarga

Fratura

Poros

Normal

Tempode

Trânsito

Reta de Compactação

Normal


Pressões AnormaisComportamento de Alguns dos Indicadores em ZAP

Dep

th

Taxa Pen. Temperatura Condutividade T.Trânsito Densidade


Estimativa do Gradiente de Pressão de Poros

• Antes da Perfuração

– Poços de Correlação

– Dados Sísmicos

• Durante a Perfuração

– Expoente D, Sigmalog

• Após a Perfuração

– Perfil Sônico

A estimativa dos

Gradientes de Pressão de

Poros segue o mesmo

princípioda

Linha de Tendência

Normal


Estimativa do Gradiente de Poros“Aspectos Comuns”

• Métodos baseados na compactação normal

• Utilizam linhas de tendência normal (Trend Lines)

• O parâmetro utilizado seguirá uma tendência com a profundidade, desviando desta tendência na presença de zonas anormalmente pressurizadas

• Devem ser utilizados em folhelhos


Estimativa do Gradiente de Poros“Aspectos Comuns”

Pro

fun

did

ade

GpTrend Line

Parâmetro


Estimativa da Pressão de PorosDados Sísmicos e Peril Sônico

(Antes) (Depois)

Pro

fun

did

ade

Gp

Trend Normal

Tempo de Trânsito

totn


Estimativa da Pressão de Poros Dados Sísmicos

Impreciso <==> Vantagem de ser Antes da Perfuração

Perfil Sônico

Mais Preciso <==> Desvantagem de ser Depois ou Durante a Perfuração

O Uso da Linha de Tendência Normal (Trend Line) é um Ponto Fraco deste Método.


Estimativa da Pressão de PorosAntes e Após a Perfuração

• A estimativa dos gradientes de pressão de poros é uma das parte mais importantes no assentamento das sapatas dos revestimentos.

• Vários métodos estão disponíveis na indústria do petróleo. Os resultados obtidos por eles variam de área para área.

• O presente curso abordará em detalhe apenas um método.


Estimativa da Pressão de PorosAntes e Após a Perfuração

−−=

t

tGGGG

nnovovP

0

)(

0,3

Overburden Grad. NormalTempo Trânsito

Observado

Tempo Trânsito NormalEaton


Exercício

Os valores do perfil sônico foram registrados para um poço perfurado em uma lâmina d’água de 1,000 metros conforme mostrado na tabela. Estime o gradiente de pressão de poros para esse poço nas profundidades de 2.000, 2.500, 3.000 e 5.000 metros. Utilize a correlação de Bourgoyne para o calculo da sobrecarga. Assuma a porosidade superficial e a constante de declínio como sendo 0,41 e 2,71 x 10-4 m-1 respectivamente.


Dados do ExercícioD e p t h De l ta T

1 2 0 0 1 6 5

1 2 5 0 1 5 8

1 3 0 0 1 5 5

1 3 5 0 1 4 8

1 4 0 0 1 4 9

1 4 5 0 1 4 5

1 5 0 0 1 4 2

1 5 5 0 1 4 1

1 6 0 0 1 4 9

1 6 5 0 1 4 0

1 7 0 0 1 3 8

1 7 5 0 1 3 7

1 8 0 0 1 3 5

1 8 5 0 1 3 3

1 9 0 0 1 3 2

1 9 5 0 1 2 6

2 0 0 0 1 2 3

2 0 5 0 1 2 5

2 1 0 0 1 2 4

2 1 5 0 1 2 1

2 2 0 0 1 1 8

2 2 5 0 1 1 9

2 3 0 0 1 1 5

2 3 5 0 1 0 5

2 4 0 0 1 0 4

2 4 5 0 1 1 0

2 5 0 0 9 9

D e p t h De l ta T

2 5 5 0 9 3

2 6 0 0 9 2

2 6 5 0 8 9

2 7 0 0 7 6

2 7 5 0 8 5

2 8 0 0 7 7

2 8 5 0 8 1

2 9 0 0 7 5

2 9 5 0 7 4

3 0 0 0 7 8

3 0 5 0 7 6

3 1 0 0 8 0

3 1 5 0 7 7

3 2 0 0 8 1

3 2 5 0 7 8

3 3 0 0 8 2

3 3 5 0 7 9

3 4 0 0 8 5

3 4 5 0 8 0

3 5 0 0 9 0

3 5 5 0 8 9

3 6 0 0 8 7

3 6 5 0 9 5

3 7 0 0 9 6

3 7 5 0 9 8

3 8 0 0 1 0 0

3 8 5 0 1 0 5

D e p t h D e l t a T

3 9 0 0 9 9

3 9 5 0 1 1 0

4 0 0 0 1 0 2

4 0 5 0 1 1 0

4 1 0 0 1 0 5

4 1 5 0 1 1 5

4 2 0 0 1 0 8

4 2 5 0 1 0 6

4 3 0 0 1 0 5

4 3 5 0 1 0 3

4 4 0 0 1 0 2

4 4 5 0 1 0 1

4 5 0 0 9 9

4 5 5 0 1 0 0

4 6 0 0 1 0 1

4 6 5 0 1 0 2

4 7 0 0 1 0 3

4 7 5 0 1 0 4

4 8 0 0 1 0 5

4 8 5 0 1 0 6

4 9 0 0 1 0 7

4 9 5 0 1 0 8

5 0 0 0 1 0 9


1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

10 100 1000

Tempo de Transito (microsec/ft)

Pro

fun

did

ad

e (

me

tro

s)

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

10 100 1000

Tempo de Transito (microsec/ft)

Pro

fun

did

ad

e (

me

tro

s)

Traçado do Trend


−

−−+= −eZZ Zx

sswov

41079,2100,318970,353,1σ

psi 749.7048.241071,2100,3189048.270,3000.153,1

m 048.2 m, 000.1 m, 048.3

=

−

−−+=

===

−

e

ZZZxxxx

ov

swtotal

σ

Solução


Estimativa da Pressão de Poros Durante a

Perfuração(Expoente D)

=

D

D

h

o

PSB

N

TP

106

12log

60log

Expoente D Diâmetro de Broca

Rotação da Broca

Taxa de Penetração

Peso Sobre a Broca


Estimativa da Pressão de PorosDurante a Perfuração

=

DDGG

o

nnP

Grad. Normal

Expoente DNormal

Expoente D Observado

Muito afetado pelos parâmetros de

perfuração e por mudanças litológicas


Exercício

• Os valores do expoente “d” foram calculados para um poço perfurado em uma lâmina d’água de 250 metros conforme mostrado na tabela. Estime o gradiente de pressão de poros para esse poço na profundidade de 5.000 metros.


Dados do Exercício

Prof D e x p Prof D e x p

m e t r o s m e t r o s

2469 1,52 4084 1,12

2743 1,55 4115 1,12

2926 1,57 4176 1,07

3078 1,49 4206 1,00

3170 1,58 4237 0,98

3261 1,60 4267 1,00

3322 1,61 4328 0,91

3383 1,57 4389 0,86

3444 1,64 4450 0,80

3505 1,48 4511 0,86

3536 1,61 4541 0,80

3596 1,54 4572 0,90

3688 1,58 4633 0,82

3718 1,67 4663 0,87

3749 1,41 4694 0,92

3871 1,27 4724 0,87

3932 1,18 4785 0,80

3962 1,13 4938 0,80

4023 1,22 5120 0,65


Solução

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

0,50 0,70 0,90 1,10 1,30 1,50 1,70 1,90

Expoente "D"

Pro

fun

did

ad

e (

me

tro

s)

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

0,50 0,70 0,90 1,10 1,30 1,50 1,70 1,90

Expoente "D"

Pro

fun

did

ad

e (

me

tro

s)

ppg 2,1880,0

75,134,8

=

=

=

G

DDGG

P

o

n

nP

Traçado da “Trend Line”

Z = 5.000 mdo = 0,80dn = 1,70


Casos HistóricosProblemas Durante a Perfuração de

Zonas Anormalmente Altas


Detecção de Zonas com Pressões Anormais

O exemplo a seguir mostra um poço offshore perfurado na área do Pará. O parâmetro utilizado para detectar e estimar zonas de pressão anormalmente altas foi o sigmalog, que é similar ao expoente “D”. Note que por volta de 3.000 metros a curva do sigmalog muda de tendência indicando a presença de uma zona de alta pressão.


Início da Zona de Alta Pressão

Calcareo

Folhelho

Kick

Sigmalog normalizado para reduzir os efeitos

devido a variações de litologia, parâmetros

de brocas, etc.

3613 m

Zona de Perda de Circulação

Pressão de Poros

Lama

Poço Submarino Poço Submarino

Sigmalog“crescimento indica pressão

normal”

Poros


Correlação de CurvasSigmalog


Tensões ao Redor de um Poço


Tensões ao Redor de um Poço

• De um modo geral uma tensão é o resultado da aplicação de uma força sobre uma área e podem ser dividida em três componentes e de acordo com o sistema de coordenadas utilizado:

– Sistemas coordenadas mais comuns na Engenharia de Poços

• Cartesiano

• Cilíndrico


Estado de Tensões (Tensões In Situ)

“Tensões atuantes sobre um bloco de rocha”

σ ov

σH

σh

Rocha

Z

x

y

z

xy

As tensões in situ originam-se na maioria das vezes como

resultado da pressão de sobrecarga atuando sobre um

elemento de rocha como mostrado na figura. Esta

tensão atuando neste ambiente confinado gera por

sua vez duas outras componentes normalmente horizontais que podem ser

iguais ou não.


Estado de Tensões

“Tensões atuantes ao redor do poço”

Fluido de Perfuração

σ ov

σ Hσ h

In SituStresses

r

σ z

σ θ

σ r

Poço Vertical

z

θ

A perfuração do poço altera o estado de tensões

na sua vizinhança. As tensões geradas ao redor do poço são funções de

vários fatores que incluem as tensões in situ,

as propriedades das rochas e a pressão dentro

do poço. A pressão exercida pelo fluido de

perfuração não restabelece o estado original de tensões.


Estado de Tensões“Tensões atuantes ao redor do poço”

σ ob

σ H σ h

In SituStresses

σ z

σ θ

σ r

Poço Inclinado


σ ovrz

θ

A inclinação e a direção de um poço podem levar a situações desfavoráveis quanto instabilidade das

paredes do poço. Em algumas situações a

perfuração de um poço direcional ou horizontal pode ser mais estável do que a perfuração de um

poço vertical.


Tensões ao Redor do Poço

Poço Vertical Poço Horizontal

σ ov

σ Hσ h

σ ov

σ H

σ h

A figura mostra uma representação esquemática do estado de tensões atuando em um poço vertical e em um horizontal. Se um estado plano de tenões é

assumido as tensões ao longo do eixo do poço não são consideradas.


O Estado de Tensões Atuante Podem Levar a Deformação do Poço

σ H

σ h

σ H

σ h

σ H σ h

Deformação do Poço

σ h

σ H

σ h

σ H


• O poço altera o estado de tensões original.

• O fluido de perfuração não repõe o estado inicial de tensões in situ.

• O Estado de Tensões é função da:– Inclinação do poço,

– Fluido no interior do poço

– Tipo de rocha

– Pressão de poros

– Tensões in Situ

Estado de Tensões ao Redor do PoçoImportantes Aspectos


Modos de Ruptura de uma Rocha(Compressão)

A figura representa uma amostra de rocha sendo submetida a um estado de tensão compressivo e crescente. Neste caso, a amostra irá se deformar até um ponto em que uma ruptura irá ocorrer. Diz-se então que a rocha

rompeu por compressão.

cba σσσ 111<<

aσ 1

σ 2 σ 2

bσ 1

σ 1

σ 2 σ 2 σ 2

aσ 1Amostra Rompida

σ 1

cσ1

σ 2

σ 1

cσ1

σ 2


Modos de Ruptura de uma Rocha(Compressão ou Colpaso)

A figura representa de forma esquemática um poço e as tensões atuantes em suas paredes. Note que a deformação das paredes do poço poderá levar a seu colapso. Caso isso aconteça, pedaços

da formação irão se precipitar para dentro do poço podendo levar a prisão da coluna de perfuração com sérias consêquencias econômicas. Este modo de ruptura por tensões

compressivas é chamada falha por colapso e é normalmente é causada por insuficiência de peso de fluido de perfuração.

Poço Intacto Poço Deformado Colapso das Paredes do Poço


Modos de Ruptura de uma Rocha(Ruptura por Tração ou Fraturamento Hidráulico)

A figura representa esquemáticamente um poço. Note que suas paredes na verdade estão plenas de pequenas fissura de comprimento limitado que podem permitir que o fluido de

perfuração entre nelas. O excesso de pressão exercida pelo fluido de perfuração pode fazer com que essas fissuras se extendam causando o que chamamos de fratura da formação. Esse

modo de ruptura é causado por tensões de tração e podem levar a sérios problemas tais como severas perdas de circulação.

Poço Intacto

Microfissuras na vizinhaça da

parede do poço

PmPm

PmPm

Microfissuras sendo extendida pela ação da pressão dentro do

poço


Modos de Ruptura de uma Rocha(Ruptura por Tração ou Fraturamento Hidráulico)

A figura mostra de maneira esquemática a propagação de um fratura partindo da parede do poço e em duas direções opostas. De um mdo geral se observa que essa propagação se dá perpendicular a menor tensão atuante e na direção da maior tensão.

σσhmin

σσHMAX

σσhmin

σσHMAX


Gradiente de Pressões

• Pressão do Fluido de Perfuração - Pm– Pressão hidrostática no interior do poço devido ao fluido de

perfuração

• Pressão de Fratura - σf

– Pressão no interior do poço que causa a fratura da formação.

• Pressão de Colapso - σc

– Pressão no interior do poço que causa o colapso (desmoronamento)das paredes do poço.


Modos de Ruptura

Ruptura à Tração ==> Fratura“Uma fratura se abre e se estende”

Ruptura à Compressão ==> Colapso“O poço se deforma podendo ter seu diâmetro

reduzido”ou

“Partes de rochas caem dentro do poço causando alargamento do mesmo”


Gradientes de Fratura e Colapso

• Gradiente de Fratura

– Métodos Indiretos

• Baseado nas Tensões ao Redor do Poço

– Método Direto

• Teste de Absorção

• Gradiente de Colapso

– Comportamento do Poço


Gradiente de Fratura


Tensões de Fratura

mínimatensãoaigualéfratura

depressãoaqueaquiseAssume

PPK

P

PK

pph

p

ph

)(

)(

)(

K"" a

igual é efetivas tensõesas entre relação

a que se-assume ametodologi Nesta

max

max

−

+−=

−

−=

σσσσ

Pressão de Fratura

Pressão de Poros

Tensão Máxima

As modernas teorias para a estimativa do gradiente de fratura se baseiam em relações vindas da mecância das rochas, as quais dependem do prévio conhecimento

das tensões atuando na área e das propriedades mecâncias das rochas. Porém, relações mais simples como a mostrada abaixo ainda são muito empregada na

indústria do petróelo.

pp PPKF +−= )(maxσ


)( GGGG povpFratK −+=

Gradiente de Fratura(Método Tradicional)

Gradiente de Poros

Gradiente de Poros

ConstanteFratura


Exercício

• Um poço estava sendo perfurado a uma profundidade de 4.500 metros. Os gradientes de poros e de sobrecarga foram reportados igual a: 10,5 e 18,7 ppg, respectivamente. Sabe-se que a relação entre as tensões de sobrecarga e a menor tensão horizontal é igual 0,60. Calcule o gradiente de fratura para esta profundidade.


Solução

)( GGGG povpFratK −+=

10,5 10,518,7

0,6

ppg 4,15)5,107,18(6,05,10 =−+=G Frat


Gradiente de Fratura(Método Direto)

• Teste de Absorção (Leak off Test)

– Objetivo: Determinar a densidade de lama equivalente que a formação abaixo da sapata suporta e também verificar as condições de isolamento da cimentação do revestimento.

– Teste onde o poço é pressurizado até se atingir o a absorção ou o gradiente de fratura.

– Normalmente é feito após a descida do revestimento.


VolumeP

ress

ão Volume(Bbl)

Pressão(Psi)

V 1 P1

V 2 P2

V n Pn

Pa

VolumeP

ress

ão Volume(Bbl)

Pressão(Psi)

V 1 P1

V 2 P2

V n Pn

Pa

Dh

Gf ra t

D f ra t ρm u d

Dh

Gf ra t

D f ra t ρm u d

Gradiente de FraturaTeste de Absorção

equifrat

frat

amudequi

D

P

ρρ

ρρ

=

+=

1706,0Assume-se o gradiente de fratura igual a densidade

equivalente


Gradiente de FraturaExercício sobre Teste de Absorção

• Um teste de absorção foi realizado em um poço que tinha as seguintes características:

– Prof. do poço = 3230 metros

– Prof. da sapata = 3200 metros

– Densidade do fluido de perfuração = 12,4 ppg

– Tabela de Volume x Pressões do teste


Volume x Pressões do Teste de Absorção

Volume Pressão

Bb l psi

1,0 310

1,5 460

2,0 640

2,5 810

3,0 1000

3,5 1150

4,0 1350

4,5 1400

5,0 1450

5,5 1400

6,0 1350

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0

V o l u m e ( B b l )

Pre

ss

ão

(p

si)


Solução

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0

Volume (Bbl)

Pre

ss

ão

(p

si)

ppg

x

D

P

equifrat

equi

frat

amudequi

87,14

32001706,0

13504,12

1706,0

==

+=

+=

ρρ

ρ

ρρ


Gradiente de Colapso

• O gradiente de colapso, por indicar o grau de estabilidade de um poço, é de grande importância na perfuração de poços direcionais.

• Seu cálculo é difícil pois envolve o conhecimento de vários parâmetros difíceis de serem adquiridos.

• A analise do comportamento de poços de correlação pode ser de grande valia.


Problema• Um poço apresentou as seguintes características durante

a sua perfuração:– Desmoronamentos a 2.400 e 3.000 metros. O peso do fluido de perfuração

foi elevado para 11,0 ppg e o problema desapareceu em ambas profundidades.

– Ameaças de fechamento a 3.500 e 4.500 metros, resolvido com o aumento do peso do fluido para 12,0 ppg e 13,0 ppg, respectivamente.

– Os teste de absorção efetuados indicaram valores de 12,0, 13,5 e 15,0 ppg a 2.500, 3.600 e 4.700 metros, respectivamente.

– Surgira o peso de fluido de perfuração para um poço a ser perfurado a cerca de 2 km de distâcia.


2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

8 10 12 14 16

Gradientes (ppg)

Pro

fun

did

ad

e (

me

tro

s) Fratura

Colapso


Gradientes de Fratura e Colapso

determinados pela a observação

do comportamento

do poço.

Problema


Observação Final

A estimativa dos gradientes das formações é um dos passos chaves para um projeto de poço seguro e econômico. Assim, toda a atenção deve ser dada para a coleta de dados e correlações a serem utilizadas em uma determinada área.


Gradientes de Pressões das Formações

σ ov

σ H σ h

In Situ Stresses

Overburden

FraturaColapso

Poros

Pro

fun

did

ade

Gradientes de Pressão

Gradientes necessários para se projetar um poço.

Documents

Pressoes das Formaçoes