Completação

Ao término da perfuração, é necessário colocar o poço em condições de produzir de forma segura e econômica.

l Completação é o conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir água e hidrocarbonetos, ou para injetar fluidos.

Tipos de Completação

Quanto ao posicionamento da cabeça do poço.
– Seca: terra, mar (plataforma fixa ou jack up).
– Molhada (ANM).
l Quanto ao revestimento de produção.
– Poço aberto: (formações consolidadas)
l Vantagens: maior área aberto ao fluxo, redução de custo.
l Desvantagem: falta de seletividade.
– Liner rasgado: (formações inconsolidadas)
l Vantagens e desvantagens similares ao poço aberto.
l Grande aplicação em poços horizontais.
– Revestimento canhoneado.
l Vantagens: seletividade e maior facilidade das operações
de estimulação.
Quanto ao número de zonas explotadas.
– Simples: uma única coluna de produção é utilizada para produzir somente uma zona de interesse.
– Múltiplas: permite produzir ao mesmo tempo duas ou mais zonas diferentes, através de uma ou mais colunas de produção descidas no poço. A grande vantagem é a possibilidade de drenar ao mesmo tempo diversas zonas produtoras, através de um mesmo poço. As desvantagens ficam por conta da maior possibilidade de problemas operacionais, e da maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de elevação.

Fonte: Curso tec. de Petróleo e Gás CTEAD.

O CONCEITO DE SISTEMA PETROLÍFERO

A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de décadas de exploração, que para se encontrar jazidas de hidrocarbonetos de volume significativo era imperioso que um determinado número de requisitos geológicos ocorressem simultaneamente nas bacias sedimentares. O estudo destas características de maneira integrada e a simulação preliminar das condições ótimas para sua existência concomitante, com o objetivo de permitir a diminuição do risco exploratório envolvido nas perfurações de poços, um item de elevado custo, foram consolidados em um único conceito: o de sistema petrolífero (Magoon & Dow, 1994).
Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o funcionamento síncronos de quatro elementos (rochas geradoras maturas, rochas-reservatório, rochas selantes e trapas) e dois fenômenos geológicos dependentes do tempo (migração e sincronismo).

O Sistema Petrolífero Paleo-Mesozóico:

Análises geoquímicas de amostras de rochas Paleozóicas colhidas no onshore de Portugal revelaram que, sedimentos marinhos do Carbónico, aflorando no Alentejo e Algarve, e argilitos negros do Silúrico (ver foto), aflorando no bordo Nordeste da bacia Lusitânica, poderão ter sido rochas geradoras para este sistema petrolífero. Cremos que estas rochas que afloram no onshore se estendem por debaixo das bacias Meso-Cenozóicas, constituindo parte do que, até recentemente, era chamado o soco Paleozóico.

Análises efectuadas nos argilitos negros do Silúrico - a rocha mãe mais promissora - revelaram valores de TOC entre 0,5 e 1,5 %, com algumas amostras atingindo os 4 %, e valores de reflectância média da vitrinite à volta de 0,7 %, o que as coloca bem dentro da janela de óleo. Por outro lado, a análise de sedimentos marinhos do Carbónico apresentaram valores de TOC à volta de 0,5 %. Apesar de uma grande parte destas amostras se encontrar sobre-maturada (overmature), com valores de reflectância média da vitrinite de cerca de 3 %, algumas das amostras mostraram valores de reflectância média de vitrinite entre 1,5 e 2,5 %, o que as coloca na janela de gás - entre o wet-gas e o dry-gas.

Este sistema petrolífero foi recentemente objecto de pesquisa por parte da Mohave Oil and Gas Corporation através das sondagens Aljubarrota. O poço Aljubarrota-2 tinha como objectivo principal a formação de Silves, constituída por rochas terrígenas com capacidade de reservatório e que a Mohave acreditava poder ter acumulações comerciais de gás. O poço não foi um sucesso comercial, apesar de ter encontrado bons indícios de gás neste reservatório, mas teve o mérito de demonstrar o potencial deste sistema petrolífero Paleo-Mesozóico. Este poço testou ainda gás (350 Mcf/dia) nos carbonatos fracturados do Jurássico da formação da Brenha que pode ter sido originado nas rochas mãe Paleozóicas.

O Sistema Petrolífero Meso-Cenozóico:

Argilitos (paper shales) marinhos de ambiente profundo (ver foto), ricos em matéria orgânica produtora de óleo (oil prone), foram identificados no Jurássico Inferior (Sinemuriano Superior ao Toarciano Inferior - correspondentes à base da formação de Brenha) no Norte da bacia Lusitânica, quer em sondagens, quer em afloramento. Crê-se que o óleo leve, com baixo teor de enxofre, recuperado em testes de produção de curta duração (drillstem tests) nesta área, tenha sido gerado por estas rochas mãe. Análises geoquímicas a amostras do Norte da bacia Lusitânica revelaram espessuras de rocha geradora entre 140 a 190 m, valores de TOC entre 0,2 e 5,8 % e valores de reflectância média de vitrinite entre 0,7 e 2,0 %, o que coloca essas amostras na janela de óleo-gás. Estes argilitos ricos em matéria orgânica parecem ter sido depositados, em espessuras consideráveis nos principais depocentros em ambiente redutor, ao passo que, fora desses depocentros não se encontram ou têm espessuras negligenciáveis. Rochas mãe com aproximadamente a mesma idade e litologia foram encontradas em sondagens realizadas na bacia do Porto; é provável que estas sejam mais ricas e melhor desenvolvidas fora das estruturas.

Na bacia Lusitânica Sul a sequência sedimentar do Jurássico Superior inclui rochas mãe, oil prone, do Oxfordiano Superior. Estas rochas mãe ocorrem como calcários maciços de ambiente marinho profundo e calcários betuminosos costeiros a lacustres, quer em sondagens quer em afloramento, estando estes últimos melhor desenvolvidos nos sinclinais. Análises geoquímicas a amostras do Sul da bacia Lusitânica (Torres Vedras - Montalegre) revelaram espessuras de rocha geradora entre 20 a 110 m, valores de TOC até 3 % e níveis de maturação que variam rapidamente de imaturos a sobre-maturos. Estas rochas da formação de Cabaços (ver foto) são provavelmente responsáveis pelos vários indícios superficiais - exsudações (seeps) e impregnações - observados, assim como pelo óleo encontrado em muitas das sondagens efectuadas nesta bacia. O óleo recuperado em testes de produção de curta duração (drillstem tests) executados em arenitos do Jurássico Superior no poço Moreia-1 terá, provavelmente, sido gerado por esta rocha mãe.



Fonte: http://www.scielo.br/

PERFILAGEM ELÉTRICA

A grande contribuição dos processos elétricos para a exploração de petróleo foi concebida pelo francês Conrad Schlumberger, que começou a trabalhar com Eletro-Resistividade em 1912, sendo um dos pioneiros desse método. Para obter dados acurados das resistividades das diferentes rochas, Shlumberger fez medições em galerias de minas e, em seguida, em poços profundos. Em 1927, ao medir as resistividades das rochas em poço para petróleo na Alsácia francesa, verificou que o método era extremamente eficiente na definição das camadas penetradas, permitindo a obtenção de perfis litológicos acurados que complementavam a simples amostragem do poço. Nascia a técnica da Perfilagem Elétrica de Poços.
A Perfilagem Elétrica foi utilizada extensivamente, pela primeira vez, na área de Baku, na antiga URSS, em 1928, e logo em seguida, na região do Lago Maracaibo, Venezuela. As primeiras perfilagens feitas nos Estados Unidos não foram bem sucedidas. Somente em 1932 voltou a ser utilizada na Califórnia e, no ano seguinte, no Texas, com grande sucesso. Daí em diante, tornou-se indispensável nos trabalhos de exploração para petróleo.
A tecnologia de Perfilagem Elétrica foi uma das maiores contribuições da Geofísica para a exploração de petróleo, permitindo a correlação dos poços com grande acuidade e definindo as zonas portadoras de hidrocarbonetos, evitando a necessidade de constantes testemunhagens (coleta de uma amostra da rocha inteira, não triturada), que encareciam, sobremaneira, os poços. A evolução dos métodos de perfilagem ultrapassou a utilização exclusiva da eletricidade, e a medição de outras propriedades físicas, como a radioatividade e a propagação do som, foi introduzida com sucesso nos poços para petróleo.
Graças ao método descoberto por Schlumberger puderam ser obtidos valores de saturação de óleo ou de água, porosidade e permeabilidade relativa das rochas etc. que permitiram a identificação das potenciais zonas produtoras, sem a necessidade de exaustivos e caros testes de formação, em que o poço é posto em produção temporária, causando desperdício de tempo e de dinheiro. A partir da perfilagem de poços na década de 30, a indústria de petróleo sofreu um enorme impulso, sendo uma das causas do predomínio das grandes companhias de petróleo em detrimento do pequeno explorador independente que, geralmente, não podia utilizá-la devido ao custo elevado.

Fonte: http://www.braintecnologia.com.br/