OTIMIZAÇÃO DE OBTURANTES E HIDRAULICA DE POÇO PARA AVALIAR RESERVATÓRIO, MINIMIZAR A INVASÃO DE FILTRADO E EROSÃO DAS PAREDES DE POÇO

OTIMIZAÇÃO DE OBTURANTES E HIDRAULICA DE POÇO PARA AVALIAR

RESERVATÓRIO, MINIMIZAR A INVASÃO DE FILTRADO E EROSÃO DAS PAREDES

DE POÇO

Alex T. A. Waldmann, 1Elessandre A. de Souza, 1Laura D. S.de Araujo,1Carlos H. M. de Sá, 1Sérgio C. Junior e 1Luiz W. R. de C. Junior

1

Petróleo Brasileiro S.A.Av. República do Chile, 65 - Centro - Rio de Janeiro - CEP 20031-912

e-mail: awaldmann@petrobras.com.br

RESUMO - A avaliação correta de um reservatório de petróleo é uma atividade de fundamental

importância tanto no que se diz respeito a viabilidade técnico-econômica quanto a definição das estratégias de desenvolvimento de um campo de petróleo. Nesse cenário a invasão excessiva do filtrado de fluido de perfuração no reservatório pode comprometer os processos de avaliação, podendo até inviabilizar o desenvolvimento de um campo de petróleo assim como mascarar as informações dos fluidos e rocha em poços exploratórios. Adicionalmente, em arenitos friáveis a erosão das paredes do poço pode ser uma variável a mais que pode perturbar os processos de avaliação. O presente trabalho mostra a aplicação de um estudo dedicado para a otimização das propriedades do fluido na perfuração de poços da UO-AM, para minimizar os problemas na avaliação de reservatório e arrombamentos de poço. Foram realizados estudos para otimização das propriedades reológicas, de modo a garantir uma reologia plana, otimização da distribuição de tamanho de agentes obturantes com base nas propriedades permoporosas da formação (OBTURANTES) e simulações de limpeza e hidráulica de poços (SIMCARR) para otimização de vazões para minimizar os riscos de alargamento nas áreas de interesse.

Palavras-Chave: Fluido de perfuração, Reologia, Hidráulica de perfuração de poços.

INTRODUÇÃO

Um determinado campo da UO-AM encon-tra-se em fase exploratória, na qual já foram per-furados 3 poços. Com base nas perfurações des-ses 3 poços a geologia alerta sobre dificuldades na avaliação de reservatório e interpretações de perfis que são corridos nos poços. Uma das pos-síveis causas seriam a excessiva invasão de fil-trado de fluido de perfuração e o arrombamento dos arenitos na zona de interesse, conforme mos-tra a figura abaixo que representa o perfil de cali-per da fase de 8.5 polegadas de um dos poços.

Figura 1 – Perfil de Caliper

Para este ano de 2015 mais 2 poços estão no cronograma de perfuração desse campo, por-tanto este estudo inicial apresentado nesse traba-lho apresenta algumas sugestões que podem vir ajudar a minimizar os problemas de arrombamen-to. Para atender essa demanda duas linhas de estudos foram desenvolvidas:

 Otimização da distribuição do tamanho de agentes obturantes com base nas

propri-edades permoporosas do reservatório, para auxiliar no projeto de um fluido que minimize os riscos de infiltração e perda de fluido para formação. Para isso foi uti-lizado o simulador OBTURANTES.

 Otimização das condições de limpeza e hidráulica de poços, para que seja utiliza-da a menor vazão requeriutiliza-da para limpar o poço durante a perfuração das fases de 12.25 e 8.5 polegadas, evitando assim al-tos números de Reynolds e consequen-temente arrombamento. Para isso foi utili-zado o simulador SIMCARR.

METODOLOGIAS

Para correta seleção do tamanho de agen-tes obturanagen-tes é necessário conhecer antecipa-damente a curva de distribuição da garganta de poros ou estimar essas curvas com base nas propriedades permoporosas de reservatório. Essa metodologia é utilizada em um vasto número de trabalhos presentes na literatura.

Seaton et al. Relataram que partículas que possuem diâmetros no range de 1/3 a 1/2 do diâ-metro médio da garganta de poros ajuda a formar um reboco de minimize a invasão de filtrado.

Cargnel & Luzardo mostraram estudos considerando que o melhor tamanho de obturan-tes deve estar entre 1/7 a 1/3 do diâmetro médio da garganta de poros.

Yan et al. sugeriram que as partículas pre-sentes na composição do fluido de perfuração, devem possuir diâmetros variando em um range de 1/3 a 2/3 do diâmetro médio da garganta de poros.

Porém uma das técnicas mais utilizadas na área de petróleo é proposta pelo estudo clássico de Abrans que sugere que se utilizem partículas que possuam diâmetro igual ou maior que 1/3 do diâmetro médio da garganta de poros.

Os resultados a seguir ilustram a saída do programa de otimização de agentes selantes de-nominado OBTURANTES (Waldmann et al., 2012) desenvolvido no CENPES/PDGP/IRF. O principal dado de entrada do simulador são as curvas de garganta de poros. O programa pode ainda estimar a curva de garganta de poros to-mando como base as propriedades permoporo-sas do reservatório caso a curva original não este-ja disponível. O usuário pode ainda escolher o critério de seleção a ser utilizado (Seaton, Yan, Cargnel & Luzardo, Abrans) e a partir do critério escolhido o simulador irá gerar uma curva alvo a ser atingida mesclando-se diferentes distribuições granulométricas.

Ao final da simulação serão apresentadas proporções de misturas de diferentes tamanhos de CaCO3 para sobrepor a curva alvo gerada com

base nas propriedades permoporosas e no critério escolhido.

Simcarr

O SIMCARR é o simulador de hidráulica e carreamento de sólidos utilizado pela PETRO-BRAS para poços verticais, inclinados e horizon-tais auxiliando no projeto de poço e monitoramen-to de operações de perfuração em cenários distin-tos. O simulador tem alguns módulos responsá-veis por otimização de vários parâmetros de per-furação.

O modelo usado no SIMCARR foi proposto por Martins (1990) e considera duas camadas estratificadas, um leito de sólidos e uma suspen-são, para representar o mecanismo de desliza-mento do leito. O modelo permite, além disso, caracterizar o sistema considerando diferentes padrões de escoamento proposto por Iyoho (1980): leito estacionário, leito móvel, suspensão heterogênea e suspensão pseudo-homogênea.

RESULTADOS

Para este presente estudo foram conside-radas as propriedades permoporosas consideran-do consideran-dos diferentes reservatórios, aqui identificaconsideran-dos como reservatório A e reservatório B, detalhado nas tabelas 1 e 2 abaixo.

Tabela 1 – Propriedades permoporosas reservatório 1

Reservatório 1

Prof medida (m) 3160

Prof verticalizada (m) 3080 Permeabilidade absoluta (mD) 2 Porosidade efetiva (fração) 10%

Tabela 2 – Propriedades permoporosas reservatório 2

Reservatório 2

Prof medida (m) 3185

Prof verticalizada (m) 3105 Permeabilidade absoluta (mD) 400 Porosidade efetiva (fração) 20%

Portanto os resultados a seguir mostram uma análise de sensibilidade e a otimização de obturantes para: 2 mD e 400 mD.

Otimização de obturantes - Reservatório 1

Considerando a permeabilidade do reser-vatório de 2 mD e a porosidade de 10% foi possí-vel estimar, com base nessas propriedades, a curva de distribuição de garganta de poros do reservatório. A Figura 2 ilustra o conjunto de dife-rentes agentes obturantes disponível para análise.

Figura 2 – Distribuição de tamanho de partícula dos agentes obturantes utilizados nas simulações.

A Figura 3 ilustra os resultados da otimi-zação. A curva verde representa o alvo a ser atin-gido segundo o critério de Abrans. E a curva azul representa a melhor combinação de distribuição de agentes obturantes para se aproximar da cur-va alvo.

Figura 3 – Resultado de otimização de agentes obturantes para o reservatório 1.

Neste caso como a permeabilidade já é bem baixa, o melhor material a ser utilizado seria somente o 2-44 m, uma vez este material é o que apresenta um conjunto com a menor distri-buição de partícula. Para essa zona especifica-mente não é necessária adição de qualquer outro material obturante.

Otimização de obturantes - Reservatório 2

Considerando a permeabilidade do reser-vatório de 400 mD e a porosidade de 20% foi possível estimar, com base nessas propriedades, a curva de distribuição de garganta de poros do reservatório. Foram considerados os mesmo ma-teriais ilustrados na Figura 2. A Figura 4 ilustra a curva de garganta de poros do reservatório (curva vermelha) e a curva de distribuição de partícula otimizada para esta zona (curva azul).

Figura 4 – Curva de garganta de poros a agentes selantes para o reservatório 2.

Os resultados apresentados na Figura 4 mostram a composição de agentes obturantes otimizada segundo o critério de Abrans. Os resul-tados obtidos apontam para uma distribuição con-tendo 10% do agente obturante CaCO3 2-44

mi-crons e 90% do CaCO3 fino.

Como as zonas são próximas e os resul-tados obtidos para atendê-las são distintos, o ide-al é que se tenha uma distribuição otimizada para atender aos dois cenários.

A Figura 5 ilustra a distribuição de obtu-rantes otimizada para o reservatório 2 aplicada no cenário do reservatório 1. Os resultados mostram uma distribuição que não é a ideal, porém é uma solução possível uma vez que se encontra dentro dos ranges de critério de seleção citados acima. Portanto, do ponto de vista de logística e das

ope-rações envolvendo fluidos, esta distribuição pode-ria ser aplicada para atender aos dois cenários.

Figura 5 - Distribuição de obturantes otimizada para o reservatório 2 aplicada no cenário do reservatório 1.

Otimização da hidráulica de poço

Fase 12.25 polegadas

Os resultados das simulações realizados com o SIMCARR para a fase de 12.25 mostram que não são observados maiores problemas de limpeza e hidráulica.

Para as simulações foi considerada uma taxa de penetração média de 7 m/h, partículas com diâmetro de 0,22 polegadas, poço vertical e fluido com propriedades descritas na figura a abaixo.

Figura 6 - Propriedades do fluido de perfuração.

Os resultados mostram que nessas con-dições é possível perfurar a fase de 12.25 com vazões de 350 a 400 gpm sem problemas de lim-peza. Essa combinação de reologia e vazão gera numero de Reynolds laminares, que minimizam as chances de alargamento. As Figuras 7 e 8 ilus-tram os resultados de limpeza e hidráulica obtidos com as simulações.

Figura 7–Resumo dos resultados de hidráulica

Figura 8 – Resumo dos resultados de limpeza

Fase 8.5 polegadas

Os resultados das simulações realizados com o SIMCARR para a fase de 8.5 polegadas também mostram que não são observados maio-res problemas de limpeza e hidráulica. Para es-sas simulações foi considerada uma taxa de pe-netração média de 15 m/h, partículas com diâme-tro de 0,15 polegadas, poço vertical e fluido com reologia descrita na Figura 6 e com densidade de 9,1 lb/bbl.

Os resultados mostram que é possível perfurar a fase de 8.5 polegadas com vazões rela-tivamente baixas 250 a 300 gpm e valores baixos de concentração de sólidos e bons valores de razão de transporte, conforme ilustra a Figura 9 abaixo.

COMENTÁRIOS FINAIS

O uso do simulador OBTURANTES auxi-lia na sistematização de critérios de dimensiona-mento de agentes obturantes para que se possa chegar a um fluido adequado para minimizar as perdas por infiltração. Assim como o uso do SIMCARR auxilia nas definições de vazões míni-mas para perfuração de cada fase levando em contas os parâmetros de limpeza e hidráulica.

Os resultados mostram as distribuições granulométrica otimizadas para cada cenário de estudo:

 Reservatório 1: somente o uso do carbo-nato micronizado seria suficiente, uma vez que nesse cenário baixos valores de porosidade e permeabilidade são obser-vados.

 Reservatório 2: a melhor distribuição su-gerida aponta para uma mistura entre o carbonato micronizado (10%) e o carbo-nato fino (90%).

Os resultados otimizados com o simula-dor SIMCARR mostram que é possível perfurar a fase de 12.25 com vazões entre 350 e 400 gpm, sem maiores problemas de limpeza de poço, mi-nimizando assim os riscos de arrombamento. Pa-ra fase de 8.5 polegadas vazões de 250 a 300 gpm foram otimizadas para minimizar os riscos de arrombamento.

Resultados mostram que a utilização de uma mistura entre o carbonato micronizado (10%) e o carbonato fino (90%), particularizados para o reservatório 2, pode ser utilizada para atender as propriedades permoporosas do reservatório 1. Que, eventualmente, poderia ser utilizado por questões de logística e operacionalização.

Os fatores que definem a dinâmica de tamponamento de garganta de poroso são com-plexos e requerem estudos contínuos para aten-der os diferentes cenários de aplicação. O softwa-re vem sendo desenvolvido para que possa aten-der a outras demandas, como por exemplo, otimi-zar a composição de fluidos em cenários de perda de circulação em zonas fraturadas.

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