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  • TECNOLOGIAS PARA AVALIAO DE FORMAES

    EM TEMPO REAL

    Raphael Salles da Costa Coelho

    Rio de Janeiro

    Maro de 2014

    Projeto de Graduao apresentado ao Curso de

    Engenharia de Petrleo da Escola Politcnica,

    Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

    parte dos requisitos necessrios obteno do

    ttulo de Engenheiro.

    Orientador: Prof. Paulo Couto, Dr.Eng.

  • ii

    Tecnologias para Avaliao de Formaes em Tempo Real

    Raphael Salles da Costa Coelho

    PROJETO DE GRADUAO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO CURSO

    DE ENGENHARIA DO PETRLEO DA ESCOLA POLITCNICA DA

    UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS

    REQUISITOS NECESSRIOS PARA A OBTENO DO GRAU DE

    ENGENHEIRO DO PETRLEO.

    Examinada por:

    RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL

    MARO de 2014

    ______________________________________________

    Prof. Paulo Couto, Dr.Eng.

    ______________________________________________

    Prof. Virglio Jos Martins Ferreira Filho, D.Sc.

    ______________________________________________

    Prof. Santiago Drexler, M.Sc.

  • iii

    Coelho, Raphael Salles da Costa

    Tecnologias para Avaliao de Formaes em Tempo Real /

    Raphael Salles da Costa Coelho Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola

    Politcnica, 2014.

    XIII, 108 p.: il.; 29,7 cm.

    Orientador: Paulo Couto

    Projeto de Graduao UFRJ / Escola Politcnica /

    Curso de Engenharia do Petrleo, 2014.

    Referncias Bibliogrficas: p. 100 - 107

    1. Avaliao de Formaes. 2. guas Profundas e

    Ultraprofundas. 3. Formation Pressure While Drilling. 4.

    Formation Sampling While Drilling. I. Couto, Paulo. II.

    Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politcnica,

    Curso de Engenharia do Petrleo. III. Ttulo.

  • iv

    Theres various kinds of oil afloat, Cod-liver, Castor, Sweet;

    Which tend to make a sick man well, and set him on his feet.

    But ours a curious feat performs: We just a well obtain,

    And set the people crazy with Oil on the brain.

    Theres neighbor Smith, a poor young man, who couldnt raise a dime;

    Had clothes which boasted many rents. And took his nip on time.

    But now hes clad in dandy style. Sport, diamonds, kids, and cane;

    And his success was owing to Oil on the Brain.

    Cano popular norte-americana. Eastburn, 1864

  • v

    Dedicatria

    Acima de tudo, dedico este trabalho para meus pais, Valria e Paulo, que sempre

    acreditaram em mim, estimulando-me incessantemente com dedicao e pacincia

    interminveis.

    Dedico tambm aos irmos Joo Marcos e Fbio pelas mais inteligentes palavras

    e crticas.

    Dedico igualmente minha tia Rosana, pelos mais oportunos conselhos, e para

    meus avs, Lcia e Geraldo, por todo estmulo e carinho.

    Dedico ainda para os grandes amigos Lucas Dutra, Lucas Almeida, Lucas

    Barreto e Tiago Naurath pela fora e companheirismo.

    Finalmente, dedico este trabalho especialmente para meu av Newton, cuja

    lembrana mais carinhosa estar sempre comigo.

    Sem vocs, certamente eu no teria ido to longe.

  • vi

    Agradecimentos

    Gostaria de agradecer ao Programa de Cursos para Formao de Profissionais de

    Engenharia Civil para o Setor de Petrleo e Gs, PRH 02, da Agncia Nacional do

    Petrleo, Gs Natural e Biocombustveis.

  • vii

    Resumo do Projeto de Graduao apresentado Escola Politcnica/UFRJ como parte

    dos requisitos necessrios para a obteno do grau de Engenheiro do Petrleo.

    Tecnologias para Avaliao de Formaes em Tempo Real

    Raphael Salles da Costa Coelho

    Maro/2014

    Orientador: Prof. Paulo Couto, Dr. Eng

    Curso: Engenharia do Petrleo

    Desde o final dos anos 1970, houve aumento gradativo das operaes de

    explorao e produo de petrleo em guas profundas e ultraprofundas: em 2015,

    estima-se que 33% da produo mundial ser orinda destes projetos. Tendo como

    objetivo auxiliar a viabilizao tcnica e econmica de tais projetos em guas profundas

    e ultraprofundas, as disciplinas de avaliao e caracterizao dos reservatrios de

    petrleo devem receber especial ateno. Em sistemas petrolferos offshore de grandes

    profundidade, trs desafios efetiva avaliao dos reservatrios so considerados

    particularmente crticos: a geomecnica de poos, a complexidade litolgica dos

    reservatrios e a garantia de escoamento dos fluidos produzidos. Com o fim de estudar

    novas tecnologias empregadas para mitigao destes desafios, foram analisados a

    estrutura e o funcionamento das emergentes tcnicas de Formation Pressure While

    Drilling (medio de presses da formao durante a perfurao) e Formation Sampling

    While Drilling (amostragem de fluidos durante a perfurao). Posteriormente, foram

    realizados dois estudos de casos de utilizao prtica destas tecnologias: o primeiro no

    campo de Abu Al-Bukhoosh (Golfo Prsico) e o segundo no campo de Blaabaer (Mar

    do Norte). Procedeu-se com a anlise crtica da aplicablidade destas tcnicas para

    avaliao de reservatrios em projetos brasileiros, a partir da qual concluiu-se que

    Formation Pressure While Drilling tem aplicao extremamente recomendada para

    anlise da litologia e para otimizao de projetos de poos. Por outro lado, a

    apicabilidade do Formation Sampling While Drilling, apesar de de bastante potencial,

    mostrou-se inconclusiva para mitigao de desafios de garantia de escoamento.

    Palavras-Chave: Avaliao de Formaes, guas Profundas e Ultraprofundas,

    Formation Pressure While Drilling, Formation Sampling While Drilling.

  • viii

    Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of

    the requirements for the degree of Engineer

    Formation Evaluation Real-Time Technologies

    Raphael Salles da Costa Coelho

    March/2014

    Advisor: Paulo Couto, Dr. Eng

    Course: Petroleum Engineering

    Since the late 1970s, the petroleum exploration and production operations in

    deepwater and ultra deepwater environments have been gradually increasing: in 2015, it

    is estimated that 33% of the global production will be originated from these projects.

    With the objective of supporting the technical and economical feasibility of such

    projects, the petroleum reservoir evaluation and characterization disciplines must

    receive special attention. On deepwater and ultra deepwater petroleum systems, three

    challenges are considered particularly critic to the efficiency of reservoir evaluation:

    wells geomechanics, complex reservoir lithologies and production flow assurance. In

    order to study new technologies employed to mitigate such challenges, the structure and

    operating details of the emerging techniques of Formation Pressure While Drilling and

    Formation Sampling While Drilling were discussed. Two cases in which those

    technologies have been employed were also studied: one on the Abu Al-Bukhoosh field

    (Persian Gulf), and the other on the Blaabaer field (North Sea). A critical examination

    of the applicability of these technologies to reservoir evaluation Brazilian projects was

    also performed, from which it could be concluded that the Formation Pressure While

    Drilling technique is extremely recommended to the lithological analysis and well

    design optimization. On the other hand, the applicability of Formation Sampling While

    Drilling, even though admittedly potential, was demonstrated to be inconclusive to the

    mitigation of flow assurance challenges.

    Keywords: Reservoir Evaluation, Deepwater and Ultradeepwater, Formation Pressure

    While Drilling, Formation Sampling While Drilling.

  • ix

    ndice

    1. Introduo ............................................................................................................................. 1

    1.1. Motivao ...................................................................................................................... 1

    1.2. Objetivo ......................................................................................................................... 6

    1.3. Organizao do Texto .................................................................................................... 6

    2. Reviso da Literatura ............................................................................................................. 8

    2.1. Geomecnica de Poos ................................................................................................. 8

    2.1.1. Janela Operacional Estreita ................................................................................... 8

    2.1.2. Zonas de Sobrepresso ....................................................................................... 10

    2.1.3. Depsitos de Sal .................................................................................................. 14

    2.2. Sistemas Petrolferos ................................................................................................... 16

    2.2.1. Classificao ........................................................................................................ 16

    2.2.2. Corpos Arenosos Laminares (Sheet Sands) ......................................................... 20

    2.2.3. Depsitos de preenchimento de canal (Channel-fill Complexes) ........................ 21

    2.2.4. Depsitos com Estratificaes Finas (Thin-Bedded) ............................................ 24

    2.3. Garantia de Escoamento ............................................................................................. 26

    2.3.1. Deposio de Parafinas e Asfaltenos .................................................................. 27

    2.3.2. Formao de Hidratos ......................................................................................... 30

    2.3.3. Amostragem de Fluidos ....................................................................................... 31

    3. Tecnologias para Avaliao de Reservatrios de guas Profundas e Ultraprofundas........ 33

    3.1. Formation Pressure While Drilling (FPWD) ................................................................. 35

    3.1.1. Descrio das Ferramentas de FPWD ................................................................. 36

    3.1.2. Funcionamento das Ferramentas de FPWD ........................................................ 39

    3.1.3. Efeito Sobrecarga ................................................................................................ 43

    3.1.4. Teste Tpico para Medio da Presso de Poros ................................................. 46

    3.1.5. Clculo da Mobilidade da Formao ................................................................... 49

    3.2. Formation Sampling While Drilling (FSWD) ................................................................ 54

    3.2.1. Descrio das Ferramentas de FSWD .................................................................. 55

    3.2.2. Funcionamento das Ferramentas de FSWD ........................................................ 57

    3.2.3. Medio das Propriedades dos Fluidos com FSWD ............................................ 60

    3.3. Concluses do Captulo ............................................................................................... 63

    4. Estudos de Caso .................................................................................................................. 64

    4.1. Estudo de Caso 1: Utilizao de Formation Pressure While Drilling no Campo Abu Al-

    Bukhoosh (Abu Dhabi, Emirados rabes Unidos) ................................................................... 64

  • x

    4.1.1. Introduo ........................................................................................................... 64

    4.1.2. Descrio Geolgica ............................................................................................ 66

    4.1.3. Planejamento Operacional .................................................................................. 68

    4.1.4. Execuo .............................................................................................................. 69

    4.1.5. Resultados e Discusses ...................................................................................... 70

    4.1.6. Concluses ........................................................................................................... 74

    4.2. Estudo de Caso 2: Utilizao de Formation Sampling While Drilling no campo

    Blaabaer (Noruega, Mar do Norte) ......................................................................................... 75

    4.2.1. Introduo ........................................................................................................... 75

    4.2.2. Descrio Geolgica ............................................................................................ 76

    4.2.3. Planejamento Operacional .................................................................................. 77

    4.2.4. Execuo .............................................................................................................. 78

    4.2.6. Concluses ........................................................................................................... 84

    4.3. Anlise Crtica: Aplicabilidade de FPWD e FSWD a Projetos Brasileiros ..................... 85

    4.3.1. Aplicabilidade a Campos com Alta Heterogeneidade na Permeabilidade ........ 86

    4.3.2. Aplicaes para Otimizao na Construo de Poos e de Operaes de

    Perfurao ........................................................................................................................... 88

    4.3.3. Aplicabilidade para Garantia de Escoamento ..................................................... 94

    5. Concluso ............................................................................................................................ 98

    6. Bibliografia ........................................................................................................................ 100

  • xi

    Lista de Figuras:

    Figura 1 - Elementos arquiteturais em sistemas petrolferos de guas profundas identificados

    por Richards et al (1998). ............................................................................................................ 18

    Figura 2 - Diagrama de bloco de corpo arenoso laminar (Chapin et al. 1994). .......................... 20

    Figura 3 - Diagrama de depsitos de preenchimento de canais (Chapin et al. 1994). ................ 22

    Figura 4 - Diagramas de bloco representando reservatrios lenticulares com poucas camadas

    de argilas (4a) e com argilas abundantes (4b). ........................................................................... 23

    Figura 5 - Diagramas de bloco de depsitos finamente estratificados. ...................................... 24

    Figura 6 - Viso frontal externa do FPWD StethoScopeTM (Adaptado. Umar et al, 2012). ....... 38

    Figura 7 - Viso lateral externa do FPWD StethoScope (Adaptado. Kelly et al, 2010). ............... 38

    Figura 8 - Ilustrao dos dispositivos internos de um FPWD (Adaptado. Meehan, 2011).......... 39

    Figura 9 - Ilustrao do componente medidor de presso com sensor de cristal de quartzo

    Signature, da Schlumberger (Adaptado. Schlumberger Signature Quartz Gauge Factsheet,

    2013). .......................................................................................................................................... 39

    Figura 10 - Fluxo do fluido de perfurao desviado pelas lminas estabilizadoras. (Ceyhan et al,

    2010). .......................................................................................................................................... 41

    Figura 11 - Manmetro de cristal de quartzo CGQTM (Barriol et al, 2005). ............................... 42

    Figura 12 - Ilustrao do efeito sobrecarga (Adaptado. Atlas Wireline Services, 1987). ............ 44

    Figura 13 - Ilustrao da ferramenta de FSWD e seus quatro mdulos (Adaptado. Galvan

    Sanchez et al, 2012). ................................................................................................................... 56

    Figura 14 - Ilustrao do tanque amostrador. (Adaptado. Galvan Sanchez et al, 2012). ........... 57

    Figura 15 - Esquema eltrico do diapaso piezoeltrico (Adaptado. Reittinger, 2008). ............ 61

    Figura 16 - Localizao geogrfica do campo de Abu Al-Bukhoosh. (Adaptado. Morton, 2011).

    ..................................................................................................................................................... 65

    Figura 17 - Esquema do campo Abu Al-Bukhoosh (Chakravorty et al, 2007). ............................ 67

    Figura 18 - Localizao geogrfica do campo Blaabaer. ............................................................. 75

    Figura 19 - Sequncia estratigrfica da provncia Tampen Spur (Adaptado. Marjanac e Steel,

    1997). .......................................................................................................................................... 77

    Figura 20 - Comparao entre dois cenrios sintticos de perfurao para avaliao de

    reservatrios (Adaptado. Proett et al, 2011). ............................................................................. 84

  • xii

    Lista de Grficos:

    Grfico 1 - Evoluo da produo mundial de petrleo (Adaptado. Ferentinos, 2013). .............. 1

    Grfico 2 - Histrico de produo anual offshore no Golfo do Mxico (Adaptado. EIA, 2009). ... 2

    Grfico 3 - Reservas provadas e campos descobertos em guas profundas e ultraprofundas (Adaptado. Laherrere, 2012). ........................................................................................................ 3

    Grfico 4 - Janela operacional (MWW). ........................................................................................ 9

    Grfico 5 - Reduo do gradiente de fratura com o aumento da profundidade da lmina dgua. (Adaptado. McLean et al, 2010). .................................................................................... 10

    Grfico 6 - Perfis de temperatura ocenica para altas e mdias latitudes. (Adaptado. Vieira, 2013). .......................................................................................................................................... 27

    Grfico 7 - Envelope de fases de reservatrio de guas profundas no Golfo do Mxico. (Adaptado. Amin et al, 2005) ...................................................................................................... 29

    Grfico 8 - Envelope tpico de formao de hidratos. A zona de hidratos representada pela rea azul. (Adaptado. Carvalho, 2010) ........................................................................................ 30

    Grfico 9 - Aplicaes tpicas de tecnologias de Formation Pressure While Drilling no Golfo do Mxico em operaes desde 2004. (Blanco e Turner, 2011) ...................................................... 36

    Grfico 10 - Comparao do comportamento da presso em casos com e sem efeito sobrecarga (Adaptado. Kroken, 2003). ....................................................................................... 44

    Grfico 11 - Resultados em tempo real da ferramenta de FPWD. (Barriol et al, 2005).............. 47

    Grfico 12 - ndice de refrao e porcentagem e reflexo de fluidos amostrados, utilizando interface de safira. (Adaptado. Eiane, 2011) .............................................................................. 62

    Grfico 13 - Resultados dos testes de presso 13 e 14 na formao rabe Superior, campo Abu Al-Bukhoosh. (Adaptado. Poirier-Courtansais et al, 2008). ........................................................ 72

    Grfico 14 - Resultados dos testes de presso 36 e 37 na formao Thamama IV, campo Abu Al-Bukhoosh. (Adaptado. Poirier-Courtansais et al, 2008). ........................................................ 72

    Grfico 15 - Comparao entre resultados enviados em tempo real e armazenados na memria da ferramenta de FPWD. (Adaptado. Poirier-Courtansais et al, 2008). ...................................... 73

    Grfico 16 - Resultados dos testes de presso obtidos com ferramenta de FSWD no campo de Blaabaer (Adaptado. Proett et al, 2011). .................................................................................... 80

    Grfico 17 - Resultados dos testes de temperatura e densidade obtidos com ferramenta de FSWD no campo de Blaabaer (Adaptado. Proett et al, 2011). .................................................... 81

    Grfico 18 - Curvas de contaminao das amostras obtidas com ferramenta de FSWD no campo de Blaabaer (Adaptado. Proett et al, 2011). ................................................................... 82

  • xiii

    Grfico 19 - Janela operacional de um poo no Golfo do Mxico mostrando regresso da presso de poros de 15 a 10 ppg (Adaptado. Blanco e Turner, 2011). ....................................... 90

    Lista de Tabelas:

    Tabela 1 - Testes pr-programados no StethoScopeTM (Adaptado. Kelly et al, 2010). ............. 47

    Tabela 2 - Descrio dos 38 testes realizados por ferramenta de FPWD no campo Abu Al-

    Bukhoosh. .................................................................................................................................... 70

    Tabela 3 - Especificaes operacionais de ferramentas de FPWD. ............................................. 92

  • 1

    1. Introduo

    1.1. Motivao

    Os primrdios da explorao e produo de petrleo em ambientes offshore

    remontam aos fins do sculo XIX, quando o primeiro poo destinado a produo de

    petrleo foi perfurado, em 1891, nas guas do Grand Lake Saint Marys (Ohio, Estados

    Unidos da Amrica) com lmina dgua extremamente rasa, variando entre 5 e 7 ps

    (Sneed, 2011).

    Desde ento, a relevncia dos projetos offshore vem crescendo enormemente,

    especialmente nos ltimos 50 anos: desde 1965, a produo de petrleo oriunda desses

    ambientes saltou de cerca de 1% da produo mundial para 33%, previstos para 2015,

    conforme apresentado no Grfico 1, a seguir.

    Grfico 1 - Evoluo da produo mundial de petrleo (Adaptado. Ferentinos, 2013).

    Com a popularizao das operaes offshore, a indstria petrolfera upstream

    passou a classificar os projetos de acordo com a profundidade de sua lmina dgua:

    tradicionalmente, so considerados projetos de guas rasas aqueles com profundidades

    menores que 500m; os de guas profundas tm profundidades entre 500 e 2000m,

    enquanto os de guas ultraprofundas possuem profundidades maiores que 2000m

    (Weimer e Slatt, 2004).

  • 2

    Realizando-se essa categorizao, pode-se observar no Grfico 1 o notvel

    crescimento dos projetos em guas profundas e ultraprofundas, que desde meados de

    2005 tornaram-se realidade no mundo inteiro, gradativamente aumentando sua

    participao no volume de leo produzido mundialmente: em 2015, prev-se que

    representaro 9% do total produzido. Paralelamente, os projetos executados em guas

    rasas apresentam leve tendncia de queda desde princpios dos anos 2000, declinando

    em termos de produo mundial por conta tanto do esgotamento dos campos

    petrolferos economicamente viveis nesses ambientes, assim como da diminuio de

    novos campos ainda disponveis para explorao.

    As operaes de perfurao em guas profundas foram realizadas de maneira

    pioneira no Golfo do Mxico no fim da dcada de 1970 e, at a metade da dcada

    seguinte, apenas 10% dos projetos nesse ambiente obtinham sucesso econmico e

    geolgico na explorao. Em meados de 2004, a taxa de sucesso desses projetos j havia

    triplicado, efeito dos excelentes resultados no Golfo do Mxico e, principalmente, na

    bacia do Congo, cuja explorao apresentou 80% de sucesso geolgico (Weimer e Slatt,

    2004). J a produo comercial em guas ultraprofundas foi iniciada cerca de uma

    dcada mais tarde, conhecendo grande salto de produo em meados de 2009, conforme

    o Grfico 2, abaixo.

    Grfico 2 - Histrico de produo anual offshore no Golfo do Mxico (Adaptado. EIA,

    2009).

    No primeiro semestre de 2012, a Petrobras comeou a produzir no Campo de

    Cascade, localizado no Golfo do Mxico, a cerca de 250 quilmetros do estado da

    Louisiana. Denominado Cascade 4, o poo pioneiro localiza-se a uma profundidade de

    aproximadamente 2.500 metros (EBC, 2012). A estatal brasileira tambm destaca-se

  • 3

    pela perfurao e operao de poos na costa brasileira: no campo de Roncador,

    localizado na Bacia de Campos, um de seus poos atingiu a marca de 1.884 metros de

    lmina dgua em 2003; em 2009, no campo de Tupi, comeou a produzir a 2.172

    metros (Petrobras, 2011).

    Outras regies do mundo tambm passam por processos semelhantes de

    popularizao de projetos desse gnero. No Mar da China Meriodinal, operaes de

    perfurao em regies com lmina dgua de 1500 metros comearam a ser realizadas

    no segundo bimestre de 2012 pela semi-estatal chinesa CNOOC (China National

    Offshore Oil Corporation), que investiu cerca de US$ 840 milhes em sua sonda

    CNOOC981 para a perfurao em campos de grande profundidade. Dentre as

    campanhas realizadas por esta sonda, figura, por exemplo, o poo offshore mais

    profundo da China, com 2.454 metros e localizado no bloco 43/11 (China Daily, 2012)

    Em janeiro de 2012, a multinacional indiana ONGC (Oil and Natural Gas Company)

    estabeleceu o recorde de profundidade de lmina dgua para um poo de petrleo,

    atigindo 3.165 metros no bloco KG-DWN-2004/1 (ONGC, 2013).

    Em termos de reservas, os resultados de volume de leo e de gs provados e do

    nmero de campos descobertos reforam a tese de que os projetos em reservatrios de

    guas profundas e ultraprofundas tm enorme potencial de se tornarem cada vez mais

    comecialmente vivies, transformando-se paulatinamente em relevantes plays para a

    indstria petrolfera, conforme apresentado no Grfico 3, a seguir:

    Grfico 3 - Reservas provadas e campos descobertos em guas profundas e

    ultraprofundas (Adaptado. Laherrere, 2012).

  • 4

    O Grfico 3 tambm mostra que mais da metade das reservas provadas at 2010

    foram descobertas aps o ano 2000, demonstrando crescimento das operaes

    exploratrios e as considerveis melhorias nos seus mtodos. Entretanto, apenas 31%

    dessas reservas haviam sido desenvolvidas ou estavam em fase de desenvolvimento at

    2004 e menos de 5% do volume das reservas haviam sido produzidas (Weimer e Slatt,

    2004), comprovando a imaturidade da indstria nas operaes nesses ambientes.

    Tendo como objetivo a auxiliar a viabilizao tcnica e econmica dos projetos

    em guas profundas e ultraprofundas, as disciplinas que atuam na avaliao e

    caracterizao dos reservatrios de petrleo devem receber especial ateno e

    investimentos. Em termos de estimativa de reservas, por exemplo, considerando-se

    todas as incertezas inerentes a estimativa das saturaes dos fluidos (integrao de

    dados de testes de poos, perfis, testemunhos, ssmica e modelagem de reservatrio),

    processos de avaliao de reservatrio incorretamente realizados pode menosprezar ou

    superestimar grosseiramente o volume de leo in place (Demirmen, 2007). Tal erro de

    caracterizao poderia inviabilizar o financiamento de um determinado projeto,

    deixando-se de prosseguir com a realizao da explorao de um campo que seria

    economica e tecnicamente vivel, ou, inversamente, resultar em investimentos em zonas

    com net pays menores do que o estimado (Bennion et al, 2001).

    A avaliao de reservatrios de petrleo trata-se da realizao, durante e/ou aps

    a perfurao de um poo, de uma srie de anlises das caractersticas do reservatrio,

    que so interpretadas de forma integrada e sistematizada. Esse conjunto de anlises tem

    como principais objetivos: a determinao do volume de leo in place (VOIP); o

    planejamento dos planos de perfurao, completao e produo; e o dimensionamento

    do arranjo submarino do campo de petrleo.

    Em sistemas petrolferos em guas profundas e ultraprofundas, trs desafios

    efetiva avaliao dos reservatrios podem ser considerados especialmente crticos: a

    geomecnica de poos, a complexidade litolgica dos reservatrios e a garantia de

    escoamento dos fluidos produzidos.

    Com relao ao primeiro fator, a geomecnica de poos, deve-se considerar que

    em ambientes de guas profundas e ultraprofundas h ocorrncia de zonas

    sobrepressurizadas em baixas profundidades. H ainda a possibilidade de presena de

    camadas de sal e de camadas de formao compactadas, que tornam o ambiente de

    subsuperfcie ainda mais severo e desafiador para as atividades de perfurao,

    completao e estimulao. Alm disso, os gradientes de sobrecarga so reduzidos, o

  • 5

    que diminui dramaticamente a janela operacional durante a perfurao de poos e pode

    causar baixa consolidao dos sedimentos, elevando o risco de perda da integridade dos

    poos e da induo de falhas na formao.

    O segundo fator de alta criticidade causado pela complexa litologia dos

    sistemas petrolferos de guas profundas e ultraprofundas. As formaes nesses

    ambientes apresentam laminaes e reservatrios lenticulares com incluses de argila e

    areia, fatores que diminuem o contraste dos perfis de avaliao. Essa perda de contrates

    tambm ocorre pela ocorrncia de variao da salidade da gua conata.

    Dentro dos estudos referentes determinao das caractersticas reservatrios,

    deve-se realizar, interpretar e correlacionar as anlises de perfis, imagens de poo,

    ssmica, testemunhagem e outros testes de poos a fim de determinar fatores como:

    volume do reservatrio, evoluo geolgica, presena e localizao de falhas e fraturas,

    composio mineralgica, composio e saturao de fluidos, porosidade,

    permeabilidade, efeitos diagenticos e distribuio de presses.

    O terceiro fator diz respeito garantia de escoamento, cujos desafios podem ser

    divididos em dois abrangentes domnios: a qumica de produo e monitorao

    operacional. A qumica de produo trata basicamente da amostragem, anlise e

    caracterizao dos fluidos presentes no reservatrio para previso de possveis desafios

    ao escoamento, como formao de hidratos e parafinas nas linhas de produo. A

    monitorao operacional diz respeito, por sua vez, ao projeto, operao e

    acompanhamento dos sistemas produtivos, levando-se em conta aspectos como corroso

    e eroso das linhas produtivas, produo de leos pesados e otimizao da produo.

    H ainda uma srie de outros desafios, como os relativos s operaes de

    perfurao dos poos: ancoramento de sondas, projeto de poos, desenvolvimento de

    fluidos de perfurao e de cimentao adequados, baixa temperatura e alta presso, alm

    da ocorrncia de correntes turbidticas e de eventos de transporte de massa, so alguns

    dos componentes deste cenrio agressivo.

    Tambm existem desafios que concernem ao planejamento econmico do

    projeto em guas profundas e ultraprofundas. Conforme aumenta-se a profundidade de

    operao e a distncia do continente, os custos operacionais tambm aumentam

    drasticamente: considerando o tempo de vida de um projeto de 20 a 30 anos,

    naturalmente ocorrero desafios operacionais que seriam considerados realtivamente

    simples em projetos onshore ou de guas rasas, mas que se tornam potencialmente

    perigosos para o ambiente em estudo.

  • 6

    A complexidade operacional por conta de todos os fatores supracitados

    refletem-se, finalmente, nos custos de construo de poos (DRILLEX), de

    planejamento e operao de topsides e equipamentos marinhos (CAPEX), de

    desenvolvimento e operao dos campos (CAPEX) e de abandono (ABEX), que por fim

    somam-se aumentando o custo por barril de petrleo produzido.

    A avaliao de reservatrios trata-se, portanto, de um estudo fundamentalmente

    transdisciplinar, envolvendo conhecimentos de geologia, geofsica, petrofsica,

    engenharia de poos, engenharia de reservatrios, engenharia de produo, qumica e

    economia.

    1.2. Objetivo

    O propsito deste trabalho realizar a anlise crtica de duas tecnologias

    emergentes Formation Pressure While Drilling (medio de presses da formao

    durante a perfurao) e Formation Sampling While Drilling (amostragem de fluidos

    durante a perfurao) , utilizadas para a avaliao de reservatrios de guas profundas

    e ultraprofundas, discutindo-se posteriormente a viabilidade de sua aplicao em

    projetos dessa natureza realizados no Brasil.

    De forma mais ampla, buscar-se- contribuir para a obteno mais efetiva de

    dados de reservatrio offshore e avaliao mais realista de suas caractersticas. Sero

    correlacionadas as reas de conhecimento, discutindo-se alternativas tecnolgicas e boas

    prticas para as operaes nesses ambientes, consolidando-se as bases para estudos

    integrados e mais aprofundados que podero, como fim, contribuir com a reduo dos

    custos operacionais na explorao e produo de petrleo.

    1.3. Organizao do Texto

    Para tal, sero discutidas as principais caractersticas desses reservatrios em trs

    abrangentes reas - geomecnica, sistemas petrolferos e garantia de escoamento que

    representam considerveis desafios para a realizao de avaliao de reservatrios em

    ambientes deste tipo.

  • 7

    O funcionamento de duas tecnologias emergentes de avaliao de reservatrios

    Formation Pressure While Drilling (medio de presses da formao durante a

    perfurao) e Formation Sampling While Drilling (amostragem de fluidos durante a

    perfurao) - ser detalhado. Posteriormente, sero realizados dois estudos de casos de

    utilizao em campo destas tecnologias, discutindo-se seus resultados e aplicabilidade

    aos projetos brasileiros.

  • 8

    2. Reviso da Literatura

    2.1. Geomecnica de Poos

    A geomecnica de poos pode ser entendida como um ramo das cincias

    geolgicas que se ocupa do estudo da interao entre rochas, tenses, presses e

    temperatura presentes ou induzidas no subsolo nas cercanias de um poo de petrleo,

    levando em conta caractersticas fsicas, mecnicas e hidrulicas das rochas deste

    ambiente.

    Dentre as principais caractersticas geomecnicas desafiadoras identificadas em

    ambientes de guas profundas e ultraprofundas, sero analisadas a ocorrncia de janela

    operacional estreita, de zonas de sobrepresso e de depsitos de sal.

    Entretanto, cabe ressaltar que existem muitos outros desafios inerentes

    geomecnica de poos nesses ambientes que dificultam especialmente as operaes de

    perfurao, como dificuldades de manuteno de reologia adequada para os fluidos de

    perfurao, logstica de transporte de fluidos, transporte de slidos, aprisionamento da

    coluna por presso diferencial (differential sticking) e dano formao (McLean et al,

    2010).

    2.1.1. Janela Operacional Estreita

    A janela operacional utilizada para seleo do peso de fluido de perfurao

    adequado para evitar ocorrncia de colapso (superior e inferior) ou fratura do poo e a

    perda de circulao do fluido de perfurao, garantindo a segurana operacional e a

    preservao da integridade do poo. tambm utilizada, juntamente com margens de

    segurana (margem de riser, air gap e tolerncia ao kick), para determinao da

    profundidade do assentamento das sapatas dos revestimentos.

    Para a determinao da janela operacional, deve-se plotar, ao longo de toda a

    profundidade, os valores de gradientes de presso de poros, de colapso inferior, de

    colapso superior, de fratura inferior e de fratura superior. A janela operacional para o

    peso do fluido de perfurao (MWW Mud Weight Window) ser formada pelos

    valores de gradiente simultaneamente maiores que o gradientes de poros, de colapso

    inferior e fratura inferior, e menores que os gradientes de fratura inferior e colapso

  • 9

    superior (Rocha e Azevedo, 2009). O grfico 4, a seguir, apresenta a MWW para um

    poo terico, com gradiente de poros calibrado por RFT (Repeated Formation Test) e

    gradiente de fratura calibrado por LOT (leak-off test).

    Grfico 4 - Janela operacional (MWW).

    Em ambientes de guas profundas e ultraprofundas, h reduo considervel do

    gradiente de sobrecarga quando comparado aos resultados de poos terrestes ou de

    guas rasas. Isso acontece pois, para uma mesma profundidade medida a partir da mesa

    rotativa, h maior lmina dgua e menor coluna sedimentar nos reservatrios de guas

    profundas. Como a gua marinha menos densa do que os sedimentos - valores tpicos

    so de 8,5 ppg para gua marinha e de 15,9 a 20,9 para sedimentos rochosos (Rocha e

    Azevedo, 2009) -, o peso total da coluna menor quanto maior for a lmina dgua,

    refletindo-se em menor gradiente de sobrecarga.

    O gradiente de fratura diretamente dependente do gradiente de sobrecarga, tal

    que a reduo dos valores de sobrecarga em guas profundas e ultraprofundas causa

    diminuio tambm dos valores de fratura (Salehi e Nygaard, 2011; Falco, 2002.).

    Usualmente, quando no esto disponveis valores de tenses in situ para exata

    determinao exata do valor do gradiente de fratura, pode-se considerar que o mximo

    valor admissvel para peso do fluido de perfurao 90% do valor do gradiente de

    sobrecarga (McLean et al, 2010), valor este que seria suficiente para provocar fratura na

    rocha e causar potenciais perda de fluido para a formao.

    Utilizando-se dessa relao ou mesmo dos valores exatos de gradiente de fratura

    atravs do conhecimento tenses in situ, o aumento da lmina dgua provoca

    diminuio do gradiente de sobrecarga, que por sua vez diretamente causa reduo do

  • 10

    limite superior para peso de fluido de perfurao. Ocorre, portanto, aproximao entre

    os limites superior e inferior para peso do fluido, configurando estreitamento da janela

    operacional. Esta variao pode ser observada no grfico 5, a seguir.

    Grfico 5 - Reduo do gradiente de fratura com o aumento da profundidade da lmina

    dgua. (Adaptado. McLean et al, 2010).

    Pelos motivos explicitados, a ocorrncia de fraturas em reservatrios de guas

    profundas e ultraprofundas inerente s operaes de perfurao, usualmente

    ocasionando problemas de perda de circulao. Este considerado o principal desafio

    operacional encontrado nestes reservatrio: responsvel por cerca de 40% do tempo

    no-produtivo (NPT Non-productive time) das sondas de perfurao, custando

    indstria aproximadamente US$ 800 milhes por ano (McLean et al, 2010; Salehi e

    Nygaard, 2011).

    Para mitigao da ocorrcia de perdas de circulao, a indstria vem

    desenvolvendo um diverso portflio de tecnologias preventivas para previso acurada

    de gradientes de poros e de fratura, fortalecimento do poo (wellbore-strengthening),

    desenvolvimento de reologia de fluidos adequada e simulao de modelos hidrulicos.

    Algumas dessas tecnologias sero apresentadas e discutidas nos prximos captulos.

    2.1.2. Zonas de Sobrepresso

    So consideradas zonas de presso anormalmente altas (ou de sobrepresso) as

    regies de subsuperfcie que apresentam gradiente de presso de poros entre 9,1 ppg e

  • 11

    90% do gradiente de sobrecarga encontrado na regio, enquanto as zonas de alta

    sobrepresso so aquelas onde o gradiente de presso de poros atinge valores maiores

    que 90% do gradiente de sobrecarga (Rocha e Azevedo, 2009). Barriol et al. (2005),

    entretanto, afirmam que as zonas sobrepressurizadas so aquelas cujo gradiente de poros

    supera 8,95ppg. Com fins de simplificao, este trabalho utilizar o termo sobrepresso

    para designao indistinta de gradientes de poros acima de 9,1 ppg.

    Zonas sobrepressurizadas so consideradas tpicas em regies petrolferas

    produtoras (Barriol et al, 2005) e so encontradas em mais de 180 bacias sedimentares,

    sendo geologicamente importantes em 160 delas (Hunt apud Chen e Huang, 1995). Em

    bacias de guas profundas e ultraprofundas do mundo, so especialmente relatadas no

    Golfo do Mxico (Barriol et al, 2005; Sayers et al, 2005; Ostermeier et al, 2000;

    Schuberth e Walker, 2000) e na costa da frica e do Brasil (Rocha e Azevedo, 2009).

    Barriol et al (2005) descreveram os mecanismos de compactao normal e de

    sobrepresso. Na compactao normal em ambientes martimos, a deposio de

    sedimentos inicialmente gera rochas pouco compactadas e pouco consolidadas, com

    porosidade e permeabilidade relativamente altos, havendo, portanto, comunicao entre

    os fluidos da rocha sedimentar com a lmina dgua. Com o prosseguimento da

    deposio sedimentar ocorre compactao, o que causa expulso dos fluidos contidos no

    meio poroso, de maneira a manter o equilbrio de presso entre as zonas conectadas, e

    aumento dos contatos entre os gros.

    Nas zonas de sobrepresso geradas por mecanismos selamento, entretanto, este

    equilbrio de presso no ocorre: h o isolamento das rochas sedimentares permeadas

    por fluidos, que no mais se comunicam com a lmina dgua. Com a subsequente

    deposio sedimentar e compactao gerada pelo aumento da sobrecarga, o fluido

    pressurizado no volume poroso e o contato entre os gros no estabelecido, tal que

    estes gros passam a suportar fluido em presses acima da hidrosttica.

    O trapeamento tambm pode causar sobrepresso quando ocorre

    simultaneamente ao mecanismo de subcompactao: ocorre sedimentao em volumes

    maiores e mais rpidos do que a expulso do fluido contido no espao poroso. Esse

    mecanismo usualmente resonhecido no Golfo do Mxico (Ostermeier, 2000).

    Sobrepresses tambm podem ser causadas por eventos tectnicos, que

    deslocam formaes seladas, originalmente normalmente pressurizadas a determinada

    profundidade, em planos de falhas estruturais. A zona deslocada no bloco levantado,

    estando adequadamente selada, apresentar sua presso original a uma menor

  • 12

    profundidade, sendo a presso de poros, portanto, superior presso hidrosttica

    normalmente encontrada nesta mesma profundidade.

    O mecanismo de deslocamento de falhas tambm pode causar sobrepresso

    atravs transmisso de presso da zona de alta profundidade para uma zona de menor

    profundidade. Este mecanismo pode ser considerado especialmente relevante para os

    reservatrios de guas profundas e ultraprofundas do Pr-Sal brasileiro por ser

    comumente encontrado nas proximidades de domos salinos, cuja asceno e migrao

    provocam distores nas formaes vizinhas, afetando no s a presso de poros, mas

    tambm as presses de fratura e de colapso.

    Outras causas tambm conhecidas para a ocorrncia de sobrepresso em

    reservatrios de guas profundas e ultraprofundas so: a migrao de fluidos atravs de

    falhas, de micro-fraturas naturais e de canais conectantes; ao diagennica; e ao

    humanas (cimentao inadequada, invaso de fluidos de perfurao por perda de

    circulao e fraturamento hidrulico).

    As zonas de sobrepresso, quando presentes em guas profundas e

    ultraprofundas, podem provocar dois relevantes perigos geolgicos (geohazards)

    relacionados migrao de fluidos no poo: influxo de guas rasas (shallow water

    flow) e influxo de gases rasos (shallow gas), que representam altos riscos operacionais e

    financeiros para os projetos de perfurao e completao.

    Operacionalmente, o influxo de guas rasas pode ser considerado mais

    problemtico na seo de revestimentos condutores, j que a perfurao desta seo

    usualmente feita utilizando-se gua marinha como fluido de perfurao e ocorre antes

    da instalao do BOP (blowout preventer) (Schuberth e Walker, 2000). A ocorrncia de

    fluxo descontrolado de gua pode provocar fissuras e eroso no fundo do mar,

    desestabilizando e danificando o template submarino, os equipamentos nele instalados e

    os poos a ele ligados (Hardage e Roberts, 2006). Outra consequncia indesejvel

    ocorre quando o influxo de gua desenvolve-se entre o revestimento e a formao

    causando grandes alargamentos nos poos (washout), o que resulta em isolamento

    inaquado dessas zonas sobrepressurizas nas operaes de cimentao. Este fluxo por

    fora do revestimento tambm pode provocar perda do suporte vertical na parede do

    poo, potencialmente causando flambagem e ruptura do revestimento (Rocha e

    Azevedo, 2009; Schuberth e Walker, 2000). Em casos extremos, pode ocorrer a perda

    completa do poo.

  • 13

    Financeiramente, a ocorrncia de influxo de gua nos poos desses ambientes

    adiciona ao menos US$ 1,6 milho ao custo de cada poo, sendo tais custos

    representativos de aes preventivas e para remediao desta problemtica (Alberty,

    2000).

    Gastos com aes preventivas relacionam-se com a utilizao de cimentos

    especiais, equipamentos de MWD, fluidos de perfurao especiais, obturadores externos

    de revestimento e descidas adicionais de revestimentos. Os custos das aes de

    remediao so relativos compresso de cimento (operaes de squeeze), ao aluguel

    de equipamentos especiais para testemunhagem de fluxo, compra e descida de novos

    revestimentos e, em casos extremos, perda total do poo, com consequente

    necessidade de se perfurar um novo (Alberty, 2000). Adicionalmente, em ambos os

    casos no se pode negligenciar que essas aes provocam aumento do tempo de

    utilizao das sondas de perfurao rig time , elevando gastos com as dirias de

    aluguel destas sondas.

    O influxo de gs raso (shallow gas), entretanto, considerado mais perigoso

    para segurana operacional. Sua ocorrncia comum em profundidades acima do

    assentamento do revestimento de superfcie, zonas nas quais h alta permeabilidade e

    baixo gradiente de fratura (Rocha e Azevedo, 2009), o que causa reduzida janela

    operacional. Esta pequena margem de trabalho para escolha do peso de fluido de

    perfurao em baixas profundidades faz com que a ocorrncia de sobrepresso

    provoque o influxo de gs no poo, causando kicks e potenciais blowouts.

    Operacionalmente, quando h ocorrncia de kicks causados por gs raso, os

    mtodos tradicionais de controle, com fechamento do poo e circulao do kick com

    fluido de perfurao, no podem ser aplicados em baixas profundidades, j que a

    pressurizao causada pelo fechamento da cabea de poo podem induzir o

    fraturamento da parede do poo. A fratura das formaes rasas pode ainda causar

    migrao de gs para a superfcie, provocando um blowout de subsuperfcie

    (underground blowout), desestabilizando o assoalho ocenico e colocando em risco

    estrutural as sondas de perfurao e plataformas de produo assentadas no leito

    marinho (Rocha e Azevedo, 2009; Prince, 1990). Colocando este geohazard em

    perspectiva, relata-se que cerca de um tero dos blowouts j registrados na indstria

    petrolfera ocorreram por conta de influxo de gs raso (Prince, 1990).

    Outra consequncia que deve ser levada em conta por conta de influxo de gs

    raso o elevado fluxo de partculas abrasivas, que no s podem erodir as tubulaes e

  • 14

    os equipamentos submarinos, causando vazamentos e falhas mecnicas, como podem

    provocar seu plugueamento (Prince, 1990).

    Procedimentos adequados e tecnologias para avaliao de reservatrios so de

    extrema valia para identificao e caracterizao de zonas anormalmente pressurizadas

    em guas profundas e ultraprofundas, destacando-se ssmica rasa e perfilagem acstica.

    Algumas destas tecnologias e procedimentos operacionais sero apresentados e

    discutidas nos prximos captulos.

    2.1.3. Depsitos de Sal

    Estruturas de sal so usualmente encontradas em zonas de guas profundas e

    ultraprofundas, sendo reportadas principalmente no Golfo do Mxico, na costa brasileira

    e na costa oeste africana, apesar de terem sido tambm reconhecidas na costa leste do

    Canad, na costa leste da ndia, no sudeste asitico e na costa australiana (Pettingill,

    2006). No Golfo do Mxico, estima-se o volume de hidrocarbonetos em guas

    profundas e abaixo de zonas de sal em 13 bilhes de barris de leo equivalente

    (Fredrich et al, 2003), enquanto no Pr-sal brasileiro o EIA (Energy Information

    Administration) estima as reservas em 50 bilhes de barris de leo equivalente,

    estatsticas que colocam este play em grande destaque no cenrio petrolfero mundial.

    A perfurao em camadas de sal apresenta diversos desafios por conta da

    caracterstica de deformao plstica (creep) de alguns tipos de sais: a taquidrita e a

    carnalita, por exemplo, possuem alta mobilidade e podem fluir plasticamente. Tal

    caracterstica faz com que a migrao de sal distora o campo de tenses em sub-

    superfcie, gerando presses anormalmente altas (conforme discutido anteriormente), e

    cause reduo do dimetro do poo, priso da coluna de perfurao e colapso de

    revestimentos (Chatar et al, 2010; Rocha e Azevedo, 2009; Infante e Chenervet, 1989).

    Entretanto, a taxa de deformao dos sais extremamente varivel, sendo funo de

    profundidade, temperatura da formao, composio mineralgica do sal (incluindo

    contedo de gua e impurezas) e a intensidade das tenses aplicadas nos corpos salinos

    (Israel et al, 2008, apud Chatar et al, 2010). Alm da mobilidade, outra caracterstica

    das formaes salinas a ser levada em considerao na perfurao a sua solubilidade

    em fluidos de base gua.

  • 15

    A existncia de rochas fragilizadas e fraturadas na vizinhana de depsitos de

    sais, denominadas rubble zones, um dos desafios usualmente encontrados durante a

    perfurao nestes ambientes. Estas zonas fragilizadas ocorrem por conta dos

    desequilbrios de tenses causados pela mobilidade das rochas salinas, que altera as

    tenses in situ das formaes vizinhas: uma das modificaes relatadas a tenso

    vertical de sobrecarga deixar ser a principal tanto dentro das formaes salinas, quanto

    nas formaes ao seu redor (Rocha e Azevedo, 2009). As rubble zones podem provocar

    perda de circulao, que, em casos extremos com grande reduo na presso

    hidrosttica, podem causar a migrao do sal para o poo, com consequente diminuio

    no dimetro e possvel priso da coluna de perfurao.

    Os desequilbrios das tenses causados por zonas de rochas salinas tambm pode

    gerar carregamentos no uniformes ao redor da parede dos revestimentos instalados

    atravs das zonas salinas. Em zonas salians onde no h alta mobilidade, entretanto,

    tambm podem ser formados carregamentos no uniformes por conta de possveis

    alargamentos do poo e consequente cimentao irregular. Este tipo de carregamento

    deve ser levado em conta quando do dimensionamento dos revestimentos, tendo em

    vista que considerado o maior causador de colapso de revestimentos assentados em

    zonas salinas (El-Sayed e Khalaf, 1992).

    O alargamento da parede do poo em zonas salinas, causado pela solubilidade

    dos sais em fluidos a base gua, tambm causa outros desafios durante a perfurao.

    Caso haja alargamento excessivo, pode haver reduo da velocidade do fluido no

    anular, prejudicando o carreamento de cascalhos, que podem acumular-se

    excessivamente e provocar a priso da coluna. Caso haja intervalos salinos

    heterogneos, com formaes salinas de diversas solubilidades ou intercalamento com

    outras litologias (folhelhos, calcreos e arenitos, por exemplo), o alargamento da parede

    somente nos intervalos mais solveis pode formar batentes, que tambm provocam

    aprisionamento da coluna de perfurao (Rocha e Azevedo, 2009).

    Por conta de todos estes desafios, a avaliao das formaes petrolferas para

    deteco de potenciais depsitos salinos deve ser realizada para maior segurana

    operacional e diminuio de gastos com perdas de circulao, troca de revestimentos

    colapsados e outras aes de mitigao dos problemas causados pelas zonas salinas.

    Uma adequada avaliao pode identificar as camadas de sal nas fases

    exploratrias atravs de mtodos geofsicos, como ssmica de imagem, modelagem

    geomecnica e previso de presso de poros e, durante a perfurao, atravs de perfis

  • 16

    resistividade, densidade e caliper, e de modificaes na composio nos fluidos de

    perfurao e na taxa de penetrao (Rocha e Azevedo, 2009; Pettingill, 2006).

    2.2. Sistemas Petrolferos

    2.2.1. Classificao

    A indstria frequentemente utiliza dois diferentes parmetros integrados para

    classificao dos sistemas petrolferos de guas profundas e ultraprofundas: a

    profundidade da lmina dgua e a sedimentologia.

    A primeira classificao, mais simples e mais usualmente utilizada pela indstria

    para se referir a este tipo de ambiente offshore, determina que so considerados de

    guas profundas os sistemas petrolferos localizados entre 500 e 2000m de lmina

    dgua, sendo os sistemas de guas ultraprofundas aqueles localizados a profundidades

    maiores do que 2000m.

    A segunda classificao, por sua vez, mais controversa e, para seu completo

    entedimento, deve ser integrada aos conceitos de profundidade da lmina dgua

    apresentados anteriormente. Esta categorizao leva em considerao os processos e

    depsitos sedimentares que originaram o sistema petrolfero localizado em

    profundidades consideradas como guas profundas ou ultraprofundas: nesses ambientes,

    os sedimentos so transportados atravs de processos de fluxo gravitacional e

    depositados no talude das margens continentais, em estruturas de leques submarinos,

    onde so realizadas as principais operaes de explorao e produo petrolfera

    offshore (Weimer e Slatt, 2004).

    O talude superior pode ser caracterizado por canais turbidticos estreitos,

    confinados por barras laterais arenosas e pouco sinuosos (Weimer e Slatt, 2004).

    Possuem depsitos arenosos e carbonticos, gradao normal e inversa, contatos

    estruturais e acamadamentos internos, caractersiticas de correntes turbidticas. O talude

    mdio, onde o gradiente deposicional reduzido, caracterizado por areias finas, siltes

    arenosos e pacotes de lamas siltosas a arenosas depositados em canais erosionais de

    sinuosidade varivel e rotas complexas, sobre os quais h pouca compreenso por conta

    da ao conjunta de gradientes deposicionais variveis, topografia local do assoalho

    submarino e processos sedimentares (Weimer e Slatt, 2004).

  • 17

    Neste trabalho, os termos depsitos turbidticos, sistemas turbidticos e leques

    submarinos sero utilizados como sinnimos para denominar os depsitos sedimentares

    de fluxos gravitacionais em guas profundas, j que estes termos podem ser entendidos

    como diferentes nomenclaturas utilizadas para representar processos deposicionais

    extremamente semelhantes (Weimer e Slatt, 2004).

    Alm da complexidade desses sistemas deposicionais, com heterogeneidades e

    processos sedimentares por vezes pouco compreendidos, e das dificuldades tcnicas

    inerentes ao estudo de ambientes martmos em grandes profundidades, outro desafio

    para a categorizao quanto sedimentoligia a difcil correlao entre os resultados

    geolgicos de leques submarinos modernos com estruturas semelhantes antigas, cujos

    resultados baseiam-se majoritariamente em observao de afloramentos. Pode-se

    compreender leques submarinos modernos como aqueles cuja geometria e morfologia

    superficial refletem as condies originais de deposio, sendo usualmente encontrados

    no assoalho submarino, enquanto os antigos incluem afloramentos ou estruturas

    deformadas por ao tectnica.

    Mesmo com o reconhecimento de geocientistas desde os anos 1980 da

    necessidade de haver uma classificao unificada para esses sistemas petrolferos, no

    h consenso bibliogrfico quanto terminologia e ao conjunto de dados que deve ser

    analisado e intergrado para obteno de uma categorizao sistemtica e significativa.

    Trs estudos, entretanto, so considerados os mais influentes para a indstria petrolfera

    nesse sentido, realizando classificaes que levam em conta a arquitetura, geometria e

    depsitos: Mutti e Normark (1991); Richards et al. (1998); e Chapin et al. (1994).

    Mutti e Normark (1991) realizaram estudos tendo como fim identificar os

    elementos de sistemas petrolferos turbidticos que podem ser reconhecidos tanto nos

    leques submarinos modernos, quanto nos antigos, propondo assim a criao de bases

    para um modelo unificado de classificao. Os autores compararam as caractersticas

    dos sistemas deposicionais, o estgio do desenvolvimento e as escalas temporal e fsica

    de cada depsito. Para lidar com diferentes tipos de bacias turbidticas, tambm foram

    criadas sub-divises que levam em conta a magnitude da bacia, mobilidade da crosta

    terrestre, efeitos de atividade tectnica e volume sedimentar das reas fonte.

    Foram reconhecidos cinco elementos comuns aos leques submarinos modernos e

    antigos (Mutti e Normark, 1987): canais, lobos, depsitos de transbordamento

    (overbank), feies erosionais marcantes e zonas deposicionais de transio canal-lobos.

  • 18

    Os cinco elementos identificados nos trabalhos de Mutti e Normark, alm de

    suas discusses e recomendaes quanto s metodologias a serem empregadas para

    futuras classificaes dos sistemas petrolferos turbidticos de guas profundas e

    ultraprofundas, serviram como base para os estudos de Richards, Bowman e Reading

    publicados em 1998 e para a classificao proposta por Chapin et al, e Mahaffie, ambos

    publicados em 1994.

    Richards et. al (1998) propem uma abordagem sistemtica em trs estgios para

    realizao da classificao. O primeiro estgio a realizao de um rastreamento na

    bacia, buscando a compreenso do potencial da bacia sedimentar atravs da anlise do

    tipo de aporte sedimentar, dos pontos de entrada sedimentar, dos mecanismos de aporte

    sedimentar e da geometria e topografia da bacia. O segundo estgio a delineao do

    sistema, analisando individualmente dos leques submarinos da bacia com resultados de

    ssmica e do estudo do contexto e da escala deposicional dos elementos. O terceiro

    estgio trata da anlise das caractersticas internas do leque submarino, determinando a

    arquitetura e a modelagem do sistema, utilizando-se de ssmica, e da previso do espao

    poroso (net:gross ratio).

    Com essa abordagem, Richards et. al identificam cinco elementos arquiteturais

    principais: cunhas sedimentares (wedges), canais (channels), lobos (lobes), corpos

    arenosos laminares (sheet sands) e montculos caticos (chaotic mounds). Os elementos

    so sub-divididos de acordo com a presena de cascalho (gravel), areia (sand) e fraes

    finas (mud) e esto apresentados na Error! Not a valid bookmark self-reference., a

    seguir.

    Figura 1 - Elementos arquiteturais em sistemas petrolferos de guas

    profundas identificados por Richards et al (1998).

  • 19

    Chapin et. al (1994) e Mahaffie (1994), por sua vez, desenvolveram uma

    classificao para os reservatrios de leques submarinos formados por arenitos

    turbidticos, sendo baseada fortemente na geometria e arquitetura dos elementos que os

    compem. Para realizao dessa categorizao, os autores utilizaram interpretao da

    geometria observada atravs de resultados ssmicos e das caractersticas dos depsitos

    analisadas atravs de testemunhos e perfilagem realizados em campanhas exploratrias

    na formao Ross, no oeste irlands, e no campo de Mars, no Golfo do Mxico.

    As caractersticas examinadas em subsuperfcie foram ento integradas com

    estudos arquiteturais de afloramentos, observando-se caractersticas como continuidade

    e conectividade dos arenitos, tendo como fim previses mais acuradas da performance

    dos reservatrios e da estratgia de explorao dos campos.

    Essa metodologia levou identificao de trs elementos arenticos principais

    nesses tipos de reservatrios: corpos arenosos laminares (sheet sands); depsitos de

    preenchimento de canal (channel-fill complexes); e depsitos com estratificaes finas

    (thin-bedded channel levee and overbank sediments).

    Tal proposta fundamentalmente baseada na classificao de depsitos

    turbidticos desenvolvida por Mutti e Normark(1987), tal que parte de sua metodologia

    utiliza a comparao entre os leques submarinos modernos (analisados atravs de

    perfilagem e ssmica) e os antigos (observados por afloramentos). Alm disso, os

    elementos arenticos identificados por Chapin et al. e Mahaffie valorizam as

    caractersticas geomtricas dos sistemas petrolferos, permitindo praticidade quando de

    sua categorizao, o que a tornou amplamente aceita e utilizada pela indstria.

    Pelos motivos expostos, essa ser a classificao adotada e analisada neste

    trabalho que servir como base para as discusses propostas a respeito de avaliao de

    reservatrios de guas profundas e ultraprofundas.

    Os elementos da classificao de Chapin e Mahaffie (corpos arenosos laminares,

    depsitos de preenchimento de canal e depsitos com estratificaes finas) sero, a

    seguir, brevemente descritos, levando em conta sua macro-escala (forma e escala

    causados pelos depsitos), meso-escala (tipo e distribuio dos elementos arquiteturais)

    e micro-escala (caractersticas granulomtricas das fcies), conforme proposto por

    Richards e Bowman (1998).

  • 20

    2.2.2. Corpos Arenosos Laminares (Sheet Sands)

    Corpos arenosos laminares constituem a maioria dos reservatrios de petrleo

    turbidticos, possuindo tendncia as mais simples geometrias dentre os elementos

    categorizados por Chapin et. al e Mahaffie: tm boa continuidade lateral e conectividade

    vertical, alta razo de aspecto (razo comprimento/espessura), alta porosodade e

    permeabilidade, alm de feies erosionais (Weimer e Slatt, 2004). A Figura 2

    apresenta um diagrama de bloco que representa esse elemento.

    Figura 2 - Diagrama de bloco de corpo arenoso laminar (Chapin et al. 1994).

    Weimer e Slatt (2004) descreveram as principais caractersticas dessas

    estruturas. Elas so encontradas aps as canalizaes caractersticas da poro proximal

    dos leques submarinos (Richards e Bowman, 1998). So formadas por fluxos

    sedimentares desacelerados pela passagem na poro proximal com fluxo confinado nos

    canais, depositando sedimentos que formam lminas arealmente extensas, alcanando

    dezenas a centenas de quilmetros quadrados.

    A extenso areal funo primariamente da geometria dos confinamentos

    batimtricos da bacia. Em bacias no-confinadas, as estruturas desse tipo tendem a se

    espalhar lateralmente por conta da inclinao da poro proximal canalizada, fazendo

    com que cada camada depositada seja relativamente fina, porm com continuidade

    lateral boa por conta dessa feio laminar (Radovich, 2002). Em bacias confinadas, por

    sua vez, os depsitos tendem a ser mais espessos.

    Tipicamente, as lminas arenosas apresentam espessuras de 3 a 16 metros e

    razes de aspecto superiores a 500:1, muito superiores s encontradas nas estruturas

    canalizadas que as alimentam (30:1 a 300:1) (Weimer e Slatt, 2004).

  • 21

    Como o transporte de sedimentos desde as rochas-fonte at o depsito nos

    leques submarinos relativamente longo, permitindo que esses sedimentos sejam

    razoavelmente selecionados, essas estruturas tipicamente apresentam bons valores de

    porosidade e permeabilidade. Os corpos arenosos laminares predominam em sistemas

    mistos de areia-lama (mixed sand-mud), constitudos 30 a 70% por areia, e em sistemas

    lamosos (mud rich), nos quais a areia representa menos de 30% da composio

    Richards e Bowman, 1998).

    Os elementos arenosos laminares so subdivididos em dois grupos: estratificados

    (layered) e amalgamados (amalgamated), havendo transies entre eles tanto

    longitudinal quanto transversalmente (Weimer e Slatt, 2004). De maneira geral, os

    elementos estratificados possuem baixo valor de razo de aspecto e interstratificao

    (estratificao interna) de camadas de argilitos e arenitos. J os amalgamados possuem

    valor de razo de aspecto maiores, sendo formados por camadas arenticas com rara

    estratificao interna com argilitos e podendo atingir espessuras de 60 a 90 metros.

    2.2.3. Depsitos de preenchimento de canal (Channel-fill Complexes)

    Sistemas petrolferos com depsitos de preenchimento de canal so

    extremamente complexos em sua geometria, morfologia, granulometria e em seus

    processos sedimentares, no havendo muitas caractersticas que possam ser

    consideradas universalmente vlidas para todos os depsitos em canais, gerando

    reservatrios de performance varivel (Slatt e Weimer, 2001).

    Entretanto, por conta de numerosas descobertas de reservatrios lenticulares em

    bacias sedimentres de guas profundas a partir da dcada de 1990 e pelo crescente

    desenvolvimento tecnolgico de ssmica 3D para anlise de sistemas canalizados,

    diversos estudos foram realizados nas ltimas dcadas e conseguiram identificar

    elementos marcantes desses ambientes (Weimer e Slatt, 2004). A Figura 3 apresenta um

    diagrama de bloco que representa de maneira generalista este tipo de elemento.

  • 22

    Figura 3 - Diagrama de depsitos de preenchimento de canais (Chapin et al. 1994).

    Os depsitos de canais em guas profundas podem ter trs distintos processos de

    formao (Mutti e Normark, 1987). O primeiro tipo de processo ocorre por eroso e

    deslizamentos em substratos que possuem baixo ndice de depsitos em diques

    marginais e inundaes, ocorrendo nas pores proximais por conta das altas

    velocidades de fluxo e alta inclinao. Usualmente, refere-se a este tipo de depsito

    como arenitos de canal amalgamado (amalgamated channel sands) (Mayall e OByrne,

    2002).

    O segundo tipo de processo ocorre por agradao de estratos sedimentares em

    depresses nas quais canais e diques sofrem interdigitao (alternncia de deposio),

    sendo mais frequente das pores distais da estrutura. Os canais agradacionais so

    referidos como depsitos de canais-dique marginais (leveed-channel fill) (Mayall e

    OByrne, 2002). No terceiro tipo de processo, ocorrem tanto processos erosionais

    (primeiro tipo) e processos agradacionais (segundo tipo) de maneira simultnea ou

    alternada ao longo da evoluo do depsito (Weimer e Slatt, 2004).

    A complexidade deste tipo de elemento tambm se reflete nas caractersticas

    morfolgicas dos canais, que apresentam muitas propriedades variveis, a contraponto

    de um limitado conjunto de atributos que podem ser considerados vlidos de maneira

    generalizada. A caracterstica morfolgica mais marcadamente varivel para os

    depsitos de preenchimento de canais a forma adquirida por esses canais: podem

    variar de canais relativamente retilneos at canais altamente sinuosos, tal como variam

    os sistemas fluviais entre retilnios, meandrantes, anastomosados e entrelaados.

    Dentre as poucas caractersticas gerais, diversos autores identificaram que os

    depsitos de preenchimento de canais possuem baixas razes de aspecto (10:1 a 300:1)

  • 23

    (Sullivan et al, 2000; Browne e Slatt, 2002; Wills, 1991; Leonard et al, 2000),

    independentemente do tamanho do sistema deposicional (Weimer e Slatt, 2004).

    Uma caracterstica extremamente relevante destes ambientes em termos de

    avaliao de reservatrios usual a formao de reservatrios com geometria lenticular.

    Estes reservatrios foram originalmente formados por depsitos fluviais que foram

    gradualmente sendo superpostos por leques submarinos (Coronado e Ramrez-Sabag,

    2011) e, assim como os demais depsitos de preenchimento de canais, so

    extremamente heterogneos, havendo alternncia irregular entre depsitos arenticos e

    camadas de argilas. Os depsitos arenticos assim formados possuem limitada extenso

    horizontal e vertical, constituindo mltiplos compartimentos pequenos e independentes,

    denominados lentes.

    Em reservatrios lenticulares, h heterogeneidade no volume e na distribuio

    das camadas de argilas depositadas, formando sistemas com sutis diferenas

    arquiteturais. Essas diferenas, entretanto, so fundamentais na determinao da

    performance destes reservatrios. Em sistemas onde as camadas de argilas no so

    abundantes, as lentes de arenitos podem ser interconectadas vertical e horizontalmente

    (Slatt e Weimer, 2001), havendo trechos de alta permeabilidade com fluxo cruzado

    (cross-flow) entre os canais (Hamdi, 2012), conforme pode ser observado na Figura 4a.

    Em sistemas com abundante deposio de argilas, por outro lado, a conectividade entre

    os canais formados mais pobre, podendo causar complexo fluxo no meio poroso e

    ocorrncia de mltiplos contatos de fluidos (Slatt e Weimer, 2001), como se observa na

    Figura 4b.

    Figura 4a. Figura 4b.

    Figura 4 - Diagramas de bloco representando reservatrios lenticulares com poucas

    camadas de argilas (4a) e com argilas abundantes (4b).

  • 24

    2.2.4. Depsitos com Estratificaes Finas (Thin-Bedded)

    Os depsitos com estratificaes finas (thin-bedded) so estruturas complexas,

    sendo formadas principalmente por canais-dique marginais (channel-levee) e por

    margens inundadas (overbank). So marcadamente constitudos por grandes volumes de

    sistemas lamosos e por depsitos de sistemas mistos de areia-lama (Richards e

    Bowman, 1998), estes ltimos promovendo a existncia de areias finamente

    estratificadas, com laminaes e riples, que apresentam excelente porosidade e

    permeabilidade (Weimer e Slatt, 2004). A Figura 5, a seguir, apresenta dois diagramas de

    bloco que representam este tipo de depsito.

    Figura 5 - Diagramas de bloco de depsitos finamente estratificados.

    As estruturas com estratificao fina possuem caractersticas morfolgicas

    associadas aos acmulos sedimentares em margens de canais agregracionais ativos

    (Mutti e Normark, 1987). So formadas por processos de inundao, tal que os

    sedimentos de fina granulometria deslocados por fluxo gravitacionais canalizados

    ultrapassam suas margens laterais, espalhando-se lateralmente, e pela diferena do

  • 25

    volume de sedimentos depositados nos diques marginais: nos diques marginais

    proximais, h maior volume depositado em comparao aos diques marginais distais,

    formando estruturas em cunha (poro proximal espessa em transio com pores

    distais mais finas).

    Weimer e Slatt (2004) descreveram as principais caractersticas observveis nos

    diques marginais proximais e distais. Os proximais possuem como caractersticas

    gerais: volume de areia razoavelmente alto, grandes ngulos de inclinao, direes de

    inclinao variveis, granulometria mais grosseira e riples ascendentes.

    Esses atributos conferem aos diques marginais proximais conectividade vertical

    razoavelmente alta. Os diques distais, por sua vez, possuem menores volumes de areia,

    apresentando granulometria mais fina, alm de menores ngulos de inclinao e

    direes de inclinao uniformes.

    Por conta da complexidade dos processos formadores, que dependem de

    diversos fatores como tempo de deposio e diminuio da velocidade dos fluxos

    gravitacionais ao longo dos canais agregacionais, essas estruturas tambm apresentam

    outros sub-ambientes caractersticos, indicados na Figura 45: ondas de areia (sediment

    waves), depsitos de espraiamento (crevasse splays) e escorregamentos (slides).

    Segundo Weimer e Slatt (2004), outra caracterstica que deve ser considerada

    quando da anlise dos diques marginais a compactao de seus sedimentos. Como os

    diques so estruturas formadas por sistemas lamosos, que possuem fina granulometria,

    so considerados mais sucetveis compactao com o aumento da profundidade. Esse

    um fator de extrema importncia na avaliao de reservatrios offshore, causando

    importantes efeitos na subsidncia do assoalho submarino, na integridade estrutural de

    revestimentos e na reduo da produtividade dos poos.

    Altos graus de compactao j foram observados em reservatrios turbidticos

    em projetos de guas profundas no Golfo do Mxico e no Mar do Norte (Ostermeier,

    2001) e devem ser cuidadosamente considerados quando da anlise de perfilagem e

    ssmica realizados nesses ambientes.

    Por conta dos efeitos de compactao nos sedimentos de diques marginais,

    ocorre reduo considervel da espessura de suas camadas sedimentares, at o ponto em

    que os diques marginais aparecero com espessuras semelhantes quelas caractersticas

    das estruturas de preenchimento de canais (channel-fill complexes) em resultados de

    campanhas de perfilagem e ssmica (Weimer e Slatt, 2004).

  • 26

    Esse efeito pode fazer com que zonas de alta compactao sejam negligenciadas

    quando da avaliao dos reservatrios turbidticos, sendo erroneamente consideradas

    como estruturas canalizadas. Potencialmente, este tipo de avaliao incorreta pode

    provocar consequncias operacionais desastrosas, como falhas estruturais em

    revestimentos de produo incorretamente dimensionados (Da Silva et al, 1990) e de

    diminuio drstica da permeabilidade da rocha reservatrio, por exemplo.

    2.3. Garantia de Escoamento

    Diversos so os fatores que, durante a vida til de projetos de desenvolvimento

    em guas profundas e ultraprofundas, representam desafios para o efetivo transporte dos

    fluidos produzidos desde o reservatrio, atravessando equipamentos e tubulaes

    submarinas, at alcanar as facilidades de processamento.

    A grande lmina dgua promove ambiente de baixa temperatura no leito

    submarino, diminuindo consideravelmente a temperatura interna dos fluidos que

    atravessam tubos submarinos que no possuem adequado (ou nenhum) isolamento

    trmico.

    Este fator ainda pode ser potencializado com a interao destas tubulaes com

    correntes submarinas, que provocam conveco forada e aumentam ainda mais o

    coeficiente global de transferncia de calor. A grande profundidade marinha tambm faz

    com que sejam utilizados longos risers de produo, aumentando a presso operacional

    nos flowlines por conta da coluna hidrosttica.

    Tambm deve se considerar que os fluidos produzidos geram complexo fluxo

    multifsico, composto por leo - comumente pesado e extra-pesado nestes ambientes

    (Camargo et al, 2004) -, gua, gs e sedimentos. Para tais projetos, adicionalmente,

    longos tiebacks submarinos e distncias entre o campo explorado e a costa tambm

    impem desafios operacionais para o transporte e exportao dos fluidos produzidos.

    Dentre os desafios mais usualmente encontrados por conta de tais caractersticas,

    destacam-se a precipitao e o congelamento de parafinas, a precipitao de asfaltenos e

    a formao de hidratos (Golczynski e Kempton, 2006; Camargo et al, 2004; Joshi,

    2001). Entretanto, outros fatores como incrustraes inorgnicas, corroso (quando h

    alto watercut) e eroso (quando h grandes volumes de sedimentos produzidos) das

    tubulaes e equipamentos, alm de estresses mecnicos inesperados causados por

  • 27

    obstruo total ou parcial de tubulaes, no podem ser menosprezados (Wasden,

    2003).

    A adequada utilizao de mtodos de amostragem e avaliao dos fluidos

    contidos nos reservatrios sob tais condies torna-se, pois, imprescindvel para o

    planejamento equilibrado de aes preventivas (como aplicao de revestimentos

    trmicos nas tubulaes submarinas), que aumentam o CAPEX (despesas de capital) do

    projeto, e corretivas (como operaes de pigging e injeo de fluidos), que aumentam o

    OPEX (despesas operacionais).

    2.3.1. Deposio de Parafinas e Asfaltenos

    As parafinas so hidrocarbonetos pesados componentes do petrleo cru, com

    dezoito a sessenta tomos de carbono (C18-C60) em sua composio qumica, e cuja

    principal propriedade a ser considerada para garantia de escoamento em guas

    profundas e ultraprofundas sua solubilidade no petrleo cru: com diminuio da

    temperatura, h reduo da solubilidade das parafinas no leo cru (Guo et al, 2005). Tal

    reduo especialmente relevante para os projetos em questo pois em guas

    profundas, com 500 a 2000 metros de profundidade, o oceano tem temperatura entre 4 e

    10oC para latitudes baixas e mdias, atingindo valores inferiores a 4

    oC para guas

    ultraprofundas, conforme pode ser observado no grfico 6, a seguir.

    Grfico 6 - Perfis de temperatura ocenica para altas e mdias latitudes. (Adaptado.

    Vieira, 2013).

  • 28

    Para grandes profundidades, a temperatura ocenica pode tornar-se mais baixa

    do que a Temperatura Inicial de Aparecimento de Cristais (TIAC) das parafinas. Apesar

    da TIAC variar de acordo com a quantidade parafnica e com o histrico trmico do

    fluido (Ferreira e Cardoso, 2011; Rnningsen, 2006), as baixssimas temperaturas no

    assoalho ocenico destes ambientes fazem com que, caso no haja adequado isolamento

    trmico, haja nucleao de cristais parafnicos, que saem de soluo e precipitam nas

    paredes internas das tubulaes. Operacionalmente, o isolamento trmico ou

    equipamentos de aquecimento das paredes dos tubos devem ser dimensionados para

    manter os fluidos ao menos 3oC acima da TIAC experimentalmente determinada para os

    fluidos produzidos (Camargo et al, 2004).

    Outra propriedade a ser analisada para leos altamente parafnicos o ponto de

    fluidez (pour point): esta a temperatura a partir da qual o leo cru deixa de fluir por

    conta da grande deposio de parafinas e da formao de gis parafnicos no-

    newtonianos, causadas pela reduo da temperatura a valores abaixo da TIAC (Guo et

    al, 2005).

    J os compostos asfaltnicos, assim como os parafnicos, apresentam tendncia a

    flocular e depositar-se nas tubulaes submarinas em grandes lminas dgua por conta

    das variaes de temperatura, presso e composio que o leo cru sofre durante a

    produo, desde as condies de reservatrio at os flowlines de produo e demais

    equipamentos submarinos. Os asfaltnicos, de cor preta ou marrom escura, podem ser

    definidos como compostos do leo cru solveis em tolueno ou, mas insolveis em

    benzeno n-pentano ou n-hexano; tambm so hidrocarbonetos de alto peso molecular.

    A deposio de aslfaltenos tambm se relaciona com sua solubilidade no leo

    cru. Durante a produo, variaes de presso e temperatura, alm de modificaes na

    composio do leo cru (com operaes de gas lift ou sada do gs de soluo), podem

    causar supersaturao dos asfaltenos, provocando precipitao e deposio destes

    compostos nos sistemas de produo submarinos (Guo et al, 2005).

    Em exemplo de envelope de fases fluidas de um reservatrio em guas

    profundas, mostrando os limites de temperatura e presso para formao e deposio de

    parafinas e asfaltenos, apresentado no grfico 7.

    A deposio de parafinas e asfaltenos nas paredes das tubulaes submarinas

    potencialmente danosa para os sistemas produtivos. Ela provoca reduo do dimetro

    interno disponvel para o fluxo de leo, causando uma obstruo parcial que eleva a

    perda de carga do fluxo e induz a ocorrncia de estresses mecnicos nas tubulaes

  • 29

    submarinas. Em casos severos de deposio, pode haver obstruo completa do fluxo

    nas tubulaes, interrompendo a produo e gerando elevados gastos financeiros: a

    remediao de tubulaes submarinas em guas profundas e ultraprofundas

    completamente obstrudas pode gerar custos na ordem de milhes de dlares (Guo et al,

    2005), alm dos prejuzos causados pelos hidrocarbonetos que deixaram de ser

    produzidos.

    Grfico 7 - Envelope de fases de reservatrio de guas profundas no Golfo do Mxico.

    (Adaptado. Amin et al, 2005)

    Tambm so relevantes os efeitos da formao de gis parafnicos em operaes

    de fechamento (shutdown): com longas paradas do fluxo, pode haver resfriamento da

    linha de fluxo abaixo do ponto de fluidez e, assim, formao de fortes gis parafnicos.

    Consequentemente, nas operaes de reabertura dos sistemas submarinos, a fora do gel

    pode tornar invivel a retomada do fluxo de leo cru.

    A correta amostragem e anlise fsico-qumica das caractersticas dos

    hidrocarbonetos que saturam os reservatrios so atividades necessrias durante a

    avaliao dos reservatrios. Tornam-se, pois, indispensveis para o dimensionamento

    dos sistemas submarinos e planejamento de aes preventivas e corretivas que garantam

    o escoamento destes fluidos de maneira a assegurar operaes seguras e

    financeiramente favorveis para os projetos de explorao.

  • 30

    2.3.2. Formao de Hidratos

    Hidratos de gs so estruturas cristalinas formadas pelo aprisionamento de

    molculas de gs leve (metano, etano, propano, dixido de carbono e cido sulfdrico,

    por exemplo) em estruturas reticulares compostas por molculas de gua interligadas

    atravs de fortes ligaes de hidrognio (Guo et al, 2005). Ocorrem em condies de

    baixas temperaturas e altas presses, caractersticas comuns em ambientes de guas

    profundas e ultraprofundas, gerando estruturas cristalinas com propriedades

    semelhantes s do gelo (Sloan, 1998, apud Guo et al, 2005).

    Nestas extremas condies de temperatura e presso, o gs e gua presentes no

    fluxo das linhas submarinas pode entrar na zona de formao hidrato, apresentado no

    grfico 7. A zona de formao de hidratos varivel, dependendo de fatores como

    composio dos fluidos e salinidade da gua. Dentro desta regio, h a formao de at

    trs tipos de estruturas de molculas de gua (Guo et al, 2005): no tipo I, h 46

    molculas de gua e uma cavidade; no tipo II, h 136 molculas de gua, com 8 ou 16

    cavidadesque possuem at dezesseis cavidades; e no tipo H, menos comum, h 34

    molculas de gua, organizadas hexagonalmente e com cavidades de tamanhos variados

    (Ferreira e Cardoso, 2011). Estas cavidades so posteriormente ocupadas por gases

    leves, formando os primeiros cristais de hidratos. Estes agregam-se e crescem por

    adsoro (Makogon, 1997, apud Guo et al, 2005), formando estruturas slidas que

    podem obstruir completamente as linhas submarinas e interromper o fluxo da produo.

    Grfico 8 - Envelope tpico de formao de hidratos. A zona de hidratos representada

    pela rea azul. (Adaptado. Carvalho, 2010)

  • 31

    Assim como no caso da deposio de parafinas e asfaltenos, deve-se realizar

    adequada amostragem e anlise composicional dos fluidos durante a avaliao dos

    reservatrios, assim garantindo o escoamento em toda a linha e equipamentos

    submarinos e promovendo correto dimensionamento dos mtodos preventivos e

    corretivos: sub-dimensionamentos podem facilitar a formao de hidratos (alm da

    deposio de compostos parafnicos e asfaltnicos), enquanto super-dimensionamentos

    com isolamento trmico, por exemplo, podem causar gastos desnecessrios na ordem de

    milhes de dlares (Guo et al, 2005).

    2.3.3. Amostragem de Fluidos

    A amostragem de fluidos do reservatrio o conjunto de atividades, realizadas

    aps a perfurao da zona de interesse do reservatrio, que retira amostras

    representativas dos fluidos do reservatrio que, durante testes de poo e produo, sero

    transportados atravs das tubulaes e equipamentos submarinos at a facilidade de

    produo. essencial para identificao das caractersticas composicionais dos fluidos

    que permeiam o reservatrio e de suas saturaes, assim colaborando para quantificao

    dos riscos associados garantia de escoamento.

    A adequada amostragem dos hidrocarbonetos e gua conata deve quantificar: a

    composio dos fluidos; o potencial para deposio de compostos parafnicos e/ou

    asfaltnicos; a energia necessria para restabelecimento do fluxo de leo cru nas

    tubulaes aps operaes de shutdown e gelificao do leo; e o potencial de corroso,

    de eroso, de deposio de compostos inorgnicos e de formao de hidratos, causados

    pelas caractersticas da gua conata (Guo et al, 2005). Deve-se garantir que a amostra

    seja trazida para superfcie com suas propriedades inalteradas, com a menor quantidade

    de contaminao possvel.

    Assim sendo, a amostragem de fluidos no fundo dos poos perfurados em guas

    profundas e ultraprofundas apresenta diversos desafios operacionais. Inicialmente, deve-

    se destacar que poos exploratrios podem no alcanar os aquferos, tal que as

    caractersticas da gua conata so frequentemente estimadas a partir de poos vizinhos,

    o que eleva as incertezas para o planejamento de tcnicas de garantia de escoamento

    (Guo et al, 2005).

  • 32

    Outro desafio usualmente encontrado em zonas de grande lmina dgua o fato

    de o baixo gradiente de sobrecarga gerar formaes pouco consolidadas (Jackson et al,

    2009; Halliburton Case Study, 2012). Essa caracterstica faz com que, durante os

    procedimentos de amostragem no fundo do poo, frequentemente haja fluxo de gros de

    areia e de outros slidos juntamente com os fluidos do reservatrios para dentro da

    ferramenta de amostragem. Tal influxo no s contamina as amostras, mas tambm

    plugueia e erode os equipamentos de amostragem, podendo causar necessidade de se

    interromper o procedimento e de ser realizar inmeras tentativas de amostragem at a

    obteno de uma amostra adequada, reduzindo a eficincia operacional e aumentando os

    custos com aluguel de sonda (Jackson et al, 2009).

    Alm do posto, o longo trajeto dentro do poo dificulta que a amostra seja

    trazida at a superfcie com suas caractersticas originais de presso e temperatura

    inalteradas.Tambm deve-se destacar que em grandes profundidades, a garantia de que

    as amostras no sero contaminadas com fluidos de perfurao e slidos acima de

    valores mximos desafiadora: em perspectiva, algumas operadoras definem valores

    to baixos como 5% para mxima contaminao aceitvel para estas amostras,

    conforme ser posteriormente discutido no estudo de casos 2 (Proett et al, 2011).

    Desta maneira, a realizao eficiente de procedimentos de amostragem de

    fluidos para projetos de guas profundas e ultraprofundas essencial para a avaliao

    das principais caractersticas dos fluidos destes res


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