Pressoes das Formaçoes
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Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Pressões das Formações
Luiz Alberto S. RochaEngenheiro de Petróleo, Ph.D.
Rio de Janeiro, Março de 2001
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
• 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)
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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”
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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)
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Pressão de SobrecargaMétodo Indireto para Medição da Densidade das Formações
(Método Bourgoyne)
( ) ρρρ φφflgb
+−= 1
Densidade Total Densidade Matriz
Porosidade Densidade dos Fluidos
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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)
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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”
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
=
=
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
=
=
<+
−−=
>−=
∆∆
∆∆∆∆
∆∆
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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 =+−
−=
=∆=∆=
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Compactação
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Gradiente de Pressão de Poros
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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).
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Origem das Pressões Anormalmente Altas(Alguns Casos)
• Desequilíbrio de Compactação.
• Diagenesis
• Pressão Diferencial
• Migração de Fluidos
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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)
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Aspecto dos Cascalhos
Cascalhos provenientes de
zonas anormalmente pressurizadas
Cascalhos provenientes de
zonas desmoronadas por alívio de
tensões
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Condutividade da Lama
Condutividade
Área do Pará
Comportamento Teórico Comportamento Real
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Tempo de Trânsito
Tempo de Trânsito (microsec/pé) Gradientes (lb/gal)
Sobrecarga
Fratura
Poros
Normal
Tempode
Trânsito
Reta de Compactação
Normal
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Pressões AnormaisComportamento de Alguns dos Indicadores em ZAP
Dep
th
Taxa Pen. Temperatura Condutividade T.Trânsito Densidade
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Estimativa do Gradiente de Poros“Aspectos Comuns”
Pro
fun
did
ade
GpTrend Line
Parâmetro
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Estimativa da Pressão de PorosDados Sísmicos e Peril Sônico
(Antes) (Depois)
Pro
fun
did
ade
Gp
Trend Normal
Tempo de Trânsito
totn
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Estimativa da Pressão de PorosAntes e Após a Perfuração
−−=
t
tGGGG
nnovovP
0
)(
0,3
Overburden Grad. NormalTempo Trânsito
Observado
Tempo Trânsito NormalEaton
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
−
−−+= −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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Casos HistóricosProblemas Durante a Perfuração de
Zonas Anormalmente Altas
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Correlação de CurvasSigmalog
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
Tensões ao Redor de um Poço
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Fluido de Perfuração
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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.
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
• 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
Luiz Alberto S. Rocha, Ph.D.
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
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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
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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
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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
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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.
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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”
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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
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Gradiente de Fratura
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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
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)( GGGG povpFratK −+=
Gradiente de Fratura(Método Tradicional)
Gradiente de Poros
Gradiente de Poros
ConstanteFratura
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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.
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Solução
)( GGGG povpFratK −+=
10,5 10,518,7
0,6
ppg 4,15)5,107,18(6,05,10 =−+=G Frat
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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.
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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
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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
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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)
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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
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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.
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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.
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2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
8 10 12 14 16
Gradientes (ppg)
Pro
fun
did
ad
e (
me
tro
s) Fratura
Colapso
Fluido de Perfuração
Gradientes de Fratura e Colapso
determinados pela a observação
do comportamento
do poço.
Problema
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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.
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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.