Perfuração Direcional

  

A utilização de poços horizontais tem crescido de forma bastante rápida nos útimos anos, e a técnica já é considerada como o padrão utilizado na indústria para poços de desenvolvimento, junto com os poços direcionais.

 

Poços horizontais são poços de petróleo que atingem ângulos próximos de 90º. São muito comuns, pois possibilitam a exposição de grandes trechos de reservatório, aumentando, assim, a vazão de óleo produzido.

 

 A perfuração de poços horizontais sofreu considerável aumento nos últimos anos e hoje, juntamente com os poços direcionais, constitue o padrão utilizado na indústria para poços de desenvolvimento. O aumento da perfuração de poços horizontais é devido a evolução das técnicas de perfuração horizontal além do fato destes poços permitirem o aumento da recuperação total das reservas. O estudo dos testes de pressão e da perda de injetividade em poços horizontais é fundamental para compreender o comportamento de um reservatório produzindo com essa importante ferramenta da indústria petrolífera atual.

 

A partir da década de 1980, o uso de poços horizontais passou a ser mais freqüentena indústria petrolífera, devido ao desenvolvimento de novas técnicas de perfuração ecompletação. No Brasil, a tecnologia de poço horizontal foi utilizada pela primeira vez noano de 1990.

 

    A utilização de poços horizontais nas estratégias de produção tem sido um importante tema de estudo na indústria de petróleo por apresentar vantagens em relação aos tradicionais poços verticais. O interesse na aplicação de poços horizontais tem sido acelerado devido ao melhoramento nas tecnologias de perfuração e completação desses poços, já que os mesmos geram aumento na eficiência e na economicidade da recuperação dos hidrocarbonetos [3]. As principais razões para se perfurar um poço horizontal são[1][2]:

  • Reduzir as quedas de pressão.
  • Reduzir possibilidade de ocorrência de cone de água ou gás, já que a queda de pressão no poço horizontal é menor que aquela que ocorre no poço vertical quando ambos estão produzindo na mesma vazão. 
  • Propiciar maior interceptação das fraturas horizontais em reservatórios fraturados e baixas permeabilidade e porosidade.
  • Viabilizar a exploração de formações fechadas ou que contenham óleo pesado, por aumentar a área exposta ao fluxo. Muitas vezes a exploração desses tipos de formação era considerada inviável comercialmente devido às baixas vazões conseguidas pela técnica de perfuração vertical convencional.
  • Aumentar a eficiência das técnicas de recuperação secundária, já que uma maior área de drenagem pode responder melhor à injeção de vapor ou de água. 
  • Retardar o avanço do contato óleo-água ou gás-óleo.
  • Aumentar a área exposta ao fluxo de hidrocarbonetos.

  • Viabilizar economicamente a exploração de campos offshore, onde o posicionamento das plataformas marítimas de produção é crítico devido às condições adversas do mar.

    Em geral, as vazões de produção de poços horizontais são significativamente mais altas e comparados com poços verticais que passaram por algum processo de estimulação[2]. Uma estimulação pode aumentar a produção de um poço vertical, mas após um determinado tempo, a vazão declina rapidamente.
    No entanto, uma das maiores desvantagens dos poços horizontais em relação aos verticais era o fato de que somente uma zona podia ser drenada por um mesmo poço horizontal, quando a técnica começou a ser implementada. A partir dos primeiros anos da década de 90, essa desvantagem começou a ser reduzida com os poços horizontais sendo usados para drenar múltiplas zonas. Para atingir esse objetivo, basta perfurar a partir de um mesmo poço vertical, vários trechos horizontais em diferentes camadas, como mostra a figura abaixo.
 

    Uma outra solução é cimentar o trecho horizontal do poço e fraturá-lo hidraulicamente, comunicando-se assim diversas zonas ou camadas. Uma outra importante desvantagem[4] dos poços horizontais é que, uma vez atingidos pela água proveniente de um contato óleo/água ascendente, a depender da completação utilizada, terão necessariamente que ser fechados ou transformados em injetores, não sendo possíveis recompletações.

 

Referências

 

  1. Rocha, L. A. S., Azuaga, D., Andrade, R., Vieira, J. L. B., and Santos, O. L. A. (2006). Perfuração Direcional. PETROBRAS. Editora Interciência, Rio de Janeiro.

  2. Leon-Ventura, R., Gonzalez-G., G., and Leyva-G., H. (2000). Evaluation of horizontal well production. SPE International Petroleum Conference and Exhibition in Mexico, 1-3 de fevereiro de 2000, (SPE 59062):1–13.

  3. Joshi, S. D. (1987). A review of horizontal well and drainhole technology. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, TX, EUA, 27-30 de setembro, (SPE-16868):339–365.

  4. Rosa, A. J., Carvalho, R. S., and Xavier, J. A. D. (2006a). Engenharia de Reservatórios de Petróleo. PETROBRAS. Editora Interciência, Rio de Janeiro.