Método Sísmico

O método sísmico é a mais importante das técnicas geofísicas existentes, devido à sua maior acurácia, resolução e penetração em subsuperfície. A sísmica de exploração tem origem na sismologia de terremotos, no início do século 1900. Na década de 1920, a sísmica de refração,

ideal para detecção de domos de sal, começou a ser utilizada. Na década seguinte surgiu a sísmica de reflexão, mais apropriada para mapeamento de outros tipos comuns de estruturas geológicas. Atualmente, a sísmica de reflexão é a técnica mais utilizada pelas companhias de petróleo para escolha de locações de poços exploratórios (TELFORD et al., 1986).

Um estudo sísmico é realizado em três etapas: (1) aquisição de dados; (2) processamento; e (3) interpretação, sendo o resultado materializado em seções sísmicas ou cubos sísmicos, no caso das atuais sísmicas 3D e 4D, ambos em escala de tempo. Em um campo já descoberto, é realizada mais uma etapa: (4) amarração dos dados sísmicos aos dados dos poços perfurados, através de sismogramas sintéticos (perfis de impedância acústica), que permitem converter a escala de tempo (sísmica) em escala de profundidade (poços).

Figura 2.1 – Exemplos de (a) seção sísmica interpretada e (b) amarração poço-sísmica

A Figura 2.1(a) mostra uma seção sísmica onde são marcados refletores e falhas geológicas principais. A Figura 2.1(b) mostra um sismograma sintético de poço, construído a partir do perfil sônico, amarrado à sísmica. Os atributos sísmicos (amplitude, velocidade, fase, etc.) após convertidos em profundidade, são utilizados para extrapolar as propriedades físicas das rochas para todas as células do modelo geológico, baseando-se em correlações com os dados oriundos de poços como testemunhos de rocha (cores) e perfis elétricos e radioativos (logs). 2.2.4 Poços Exploratórios

Poço exploratório é todo poço perfurado com o intuito de descobrir, delimitar ou coletar informações de uma potencial jazida de petróleo. Segundo portaria da ANP N° 75/2000, há seis tipos de poços exploratórios, identificados pelos seguintes códigos que precedem seus nomes oficiais: (1) poço pioneiro, em inglês wildcat (DUARTE, 2011), primeiro poço de um campo; (2) poço estratigráfico, que define a coluna estratigráfica de uma bacia; (3) poço de

extensão, que visa delimitar uma reserva; (4) poço pioneiro adjacente; (5) poço para jazida mais rasa; (6) poço para jazida mais profunda.

O prospecto de um poço exploratório é o produto final de um estudo de exploração, elaborado por geólogos e geofísicos, e seu objetivo é confirmar os indícios de levantamentos anteriores. Os prospectos exploratórios têm grande risco associado, resultando em muitos poços secos (sem hidrocarbonetos). No entanto, uma campanha exploratória não se deve avaliar apenas pelo fator de sucesso dos poços (razão entre o número de poços com hidrocarbonetos e o número total de poços exploratórios), mas também pelo custo do barril descoberto (razão entre o custo da campanha e o volume da reserva incorporada).

De acordo com a legislação brasileira vigente, quando um poço exploratório encontra indícios de hidrocarbonetos, deve ser feita uma notificação de descoberta à ANP, que normalmente está atrelada a uma solicitação de avaliação da reserva descoberta (teste de produção). Caso seja declarada a comercialidade da reserva, deve ser preparado um plano de desenvolvimento da concessão. Também de acordo com a portaria ANP 75/2000, os poços de desenvolvimento são identificados pelos seguintes códigos: (7) poços produtores; (8) poços injetores de fluidos; ou (9) poços especiais (e.g. poços para captação de água).

2.3

Poços

Os poços são as obras de engenharia que melhor representam o upstream, compondo o escopo de grande parte dos projetos de exploração e desenvolvimento da produção. Além de produzir hidrocarbonetos, os poços têm papel crucial no entendimento geológico dos reservatórios de petróleo e da bacia sedimentar, já que permitem coletar dados diretamente da formação. Esta seção trata de aspectos de engenharia de poços de petróleo terrestres (on shore) e está dividida em três tópicos: (1) projeto e execução de perfuração de poços; (2) aquisição de dados; e (3) intervenções em poços.

2.3.1 Perfuração

Os primeiros poços da história da indústria do petróleo foram perfurados à percussão, ainda no século XIX. Com o aumento da profundidade das jazidas exploradas, a perfuração passou a ser executada com sondas rotativas, nas quais a broca é acionada mediante rotação de toda a coluna de perfuração. Está técnica possibilita a construção de poços verticais ou ligeiramente desviados. No entanto, em situações onde não se recomenda a utilização de poços verticais

(descritas por Thomas et al. (2001)), são empregados os poços direcionais ou horizontais, cuja construção é possível através da utilização do motor de fundo (que permite a rotação apenas da broca) bem como das técnicas de monitoramento em tempo real da trajetória do poço: MWD (measurement while drilling) e LWD (log while drilling) (LYONS, 1996).

O projeto de perfuração é baseado num prospecto de poço, exploratório ou explotatório (de desenvolvimento), onde está definida a coordenada de pelo menos um alvo, que corresponde à formação portadora de hidrocarboneto em determinada porção do reservatório. Num projeto de perfuração estão especificados: (a) trajetória do poço, (b) número de fases de perfuração; (c) diâmetro dos revestimentos por fase; (d) fluido de perfuração por fase; (e) pasta de cimento; (f) plano de aquisição de dados (perfis, testes, etc.).

Em campos on shore, quando não é possível utilizar poços verticais, os dois tipos mais usuais de trajetória de poços direcionais são slant e em “S”, cuja escolha depende das coordenadas do(s) alvos(s) e da base. O poço em “S”, representado na Figura 2.2(c) é utilizado quando há mais de uma zona de interesse em profundidades diferentes. Já o poço slant, mostrado na Figura 2.2(b), é opção quando há apenas um alvo. Quanto maior é o comprimento do trecho direcional, mais caro é o poço, em função do custo do motor de fundo e das ferramentas de controle direcional e do maior tempo de sonda demandado na perfuração (JAHN, 2003).

Figura 2.2 – (a) trajetória do poço em planta, (b) poço slant, (c) poço em “S” e (d) fases da perfuração

O custo do poço também é influenciado pela profundidade do KOP (kickoff point), ponto em que o poço abandona a trajetória vertical e começa a desviar, mostrado na Figura 2.2(b). Quanto mais profundo for o KOP mais barato será o poço, pois, no trecho direcional, mesmo na porção retilínea, é comum a necessidade do motor de fundo para manter a trajetória correta para se atingir o alvo. No entanto, a profundidade do KOP é limitada pelo valor do dog leg (razão entre a mudança de direção do poço e o comprimento do arco percorrido). O dog leg

máximo admissível é de 1º (um grau) a cada 30m, considerando tanto a inclinação i, vista na Figura 2.2(b), quanto a variação de azimute ∆Az, vista em planta na Figura 2.2(a).

A quantidade de fases da perfuração depende da coluna estratigráfica da bacia sedimentar. Em algumas das bacias terrestres brasileiras, os poços considerados rasos (com até 1.500 m de profundidade) são perfurados em duas fases, conforme Figura 2.2(d). Já os poços profundos (com mais de 1.500 m de profundidade) são construídos em três fases, mediante inserção de revestimento intermediário, utilizado quando se atravessa zonas de alta pressão HTHP (high

temperature, high pressure), zonas de baixa pressão onde há perda de circulação, formações

friáveis ou portadoras de fluidos indesejáveis (THOMAS et al., 2001).

O tubo condutor, mostrado na Figura 2.2(d) não é considerado como fase. Ele é cravado à percussão na camada superficial de solo com o intuito de evitar desmoronamento do poço no início da perfuração. Tubos condutores com diâmetro de 20 polegadas atendem a poços com até três fases. O tubo condutor é composto por seções de 12 m de comprimento, soldadas até que seja atingida a profundidade do impenetrável (NEGA). Para a maioria dos tipos de solo, normalmente uma seção de tubo é suficiente.

A primeira fase de perfuração corresponde ao revestimento de superfície, cuja finalidade, no caso do campo estudado, é preservar um aquífero de água potável utilizado para consumo. O diâmetro do revestimento de superfície varia normalmente entre 9 ⅝ e 13 ⅜ polegadas. A sua profundidade varia com a cota do aquífero (entre 50 e 250 m). A segunda e última fase de perfuração corresponde ao revestimento de produção, cuja profundidade vai até o alvo. Seu diâmetro usual corresponde a 7 polegadas (ou 5½ polegadas em poços mais antigos).

Em campos maduros, com o passar do tempo é comum alguns poços apresentarem problemas de integridade do revestimento, em função de corrosão ou desgaste devido ao atrito com as hastes de bombeio. Furos no revestimento dificilmente são detectados e, caso ocorram podem descaracterizar as medições de vazão, pois não há como garantir as zonas de origem dos fluidos produzidos nem tampouco a distribuição de vazões de injeção entre os reservatórios. Problemas dessa natureza podem dificultar ainda mais o ajuste de histórico.

O fluido (ou lama) de perfuração, a partir de suas propriedades reológicas e tixotrópicas, tem a finalidade básica de estabilizar as paredes do poço, lubrificar a coluna de perfuração e a broca bem como trazer os cascalhos de rocha até a superfície. As principais características da lama, especificadas no prospecto do poço, são: (a) densidade, dimensionada de modo a evitar

que haja fluxo indesejado da formação para o poço (kick) ou vice-versa (perda de circulação); (b) salinidade, para evitar o inchamento de argilas; e (c) composição química, à base de água, reduzindo os impactos ambientais, ou à base de óleo, que causa menos dano à formação. O dano à formação (skin) é uma restrição na interface poço-reservatório que provoca queda de pressão adicional quando o fluido produzido entra no poço (BOURDET, 2002). Parte do dano pode ser causada pelo fluido de perfuração, através (1) do filtrado, parte líquida que invade a formação, alterando a permeabilidade relativa ao óleo, e (2) do reboco (mud cake), um filme de partículas sólidas depositadas na parede do poço aberto, funcionando como uma barreira mecânica (CIVAN, 2000). A depender do caso, o dano pode ser removido com ácido ou com solvente, ou transpassado através de canhoneio de alta penetração ou faturamento hidráulico. A cimentação é a etapa final de cada fase de perfuração, cuja finalidade é preencher e vedar o espaço anular entre poço e revestimento, evitando comunicação hidráulica entre reservatórios, aquíferos e superfície e prevenindo impactos ambientais. Além disso, falhas na cimentação podem causar fluxo cruzado entre zonas produtoras por trás do revestimento, dificultando a etapa de ajuste de histórico, já que não há como medir os volumes migrados entre as zonas. A qualidade da cimentação é avaliada durante a completação do poço através dos perfis CBL (cement bond log) e VDL (variable density display), que medem amplitude de ondas acústicas refletidas pela formação e pelo revestimento. A boa aderência entre cimento e revestimento é caracterizada por amplitudes baixas no perfil CBL, enquanto a boa aderência entre cimento e formação é caracterizada pela ausência do sinal acústico do revestimento e pela presença do sinal acústico da formação no perfil VDL (THOMAS et al., 2001).