A estabilidade de poços em meios contínuos tem sido muito estudada, entretanto pouca atenção foi dada ao que acontece no caso de formações com fraturas. Santarelli et al 1992, pesquisou e reuniu evidências de campo durante diversas tentativas de perfurar a grandes profundidades através de rochas carbonáticas e basaltos intensamente fraturados. Em suas análises, modelos de elementos discretos são usados para modelar as condições de campo e para identificar os mecanismos que causam a instabilidade. Estas instabilidades são provavelmente resultadas das aberturas de comunicação das juntas com o poço e uma invasão subseqüente do fluido de perfuração nestas redes de fraturas.
A perfuração de poços para a exploração e a produção de óleo e gás sob condições críticas sempre revelou uma necessidade de melhor entendimento da instabilidade de poços sob várias condições de carregamento.
As instabilidades do poço são causadas geralmente ou por uma concentração excessiva ou baixa de tensão na parede do poço ou por reações químicas na formação. Solução para estas instabilidades está associada ao aumento da massa específica do fluido de perfuração e/ou mudança do sistema de lama. Entretanto, mesmo que estes métodos possam ser bem sucedido ao perfurar formações intactas, para rochas intensamente fraturadas isso pode não acontecer. Santarelli et al 1992 descreveu estudos
executados a fim de permitir uma segura perfuração em uma formação intensamente fraturada (Figura 2.6). A eficiência das diferentes tentativas em resolver o problema é analisada. O testemunho analisado mostrou que a formação estava intensamente fraturada e quimicamente inerte. Para modelar o problema muitos parâmetros foram inseridos no programa de elemento discreto (UDEC). Os dados teóricos e de campo mostram que o aumento da massa específica do fluido de perfuração tem, em tal caso, um papel negativo na estabilidade do poço.
Pesquisas nesta área usando concepções do meio contínuo (mecânica do contínuo) consideram que o comprimento médio entre as fraturas naturais da rocha é grande o bastante quando comparados aos diâmetros comuns de poços. A aproximação fundamental de tal estudo consiste em aplicar equações elásticas isotrópicas lineares, conhecidas como equações de Kirsch a fim de computar as redistribuições de tensões ao redor do poço através do uso de vários critérios de ruptura por tração ou por compressão e assim calcular ou a pressão de colapso ou a pressão de fraturamento do poço. As várias condições de carregamento que afetam poços durante a fase de perfuração tal como tensões, a eficiência da sustentação do fluido, a poro pressão, etc, foram analisadas em seu estado constante e em aspectos transientes. As várias melhorias foram feitas à aproximação original nos termos de reologia da rocha, dos critérios da falha. Entretanto, as observações do campo mostraram que apesar de seus relativamente pequenos diâmetros, os poços podem também ser afetados pela presença de fraturas naturais no maciço rochoso. Maury and Sanzay 1989, depois de uma longa série de operações, relataram que um poço de gás profundo foi perdido pela pressurização de uma falha que conduziu ao colapso completo do poço.
Analisando as condições existentes ao redor de um poço de óleo durante a fase de perfuração e considerando a presença do fluido de perfuração, os seguintes fatores influenciarão na pressão de colapso e na pressão de hidrofraturamento:
- a anisotropia das tensões in situ; - a poro pressão
- a pressão e o índice de sólidos no fluido de perfuração que formarão o reboco (mud cake);
- diferença de temperatura entre o fluido de circulação e a formação; em geral o fluido mais frio conduz a uma contração e o fluido mais quente conduz a uma expansão da parede do poço;
- a lei de comportamento da rocha que pode incluir componentes elásticos e plásticos, deformação e resistência anisotrópica;
- reações químicas entre certas rochas tais como folhelho e o fluido de perfuração; - outros fatores tais como broca de perfuração, erros de procedimentos, taxas de perfuração, etc.
Todos esses parâmetros foram estudados do ponto de vista experimental, teórico e de implicações práticas por Santarelli et al 1992 o qual apresenta um exemplo de campo ao perfurar formações intensamente fraturadas, o que conduziu aos principais problemas da instabilidade. Em uma segunda parte do estudo de Santarelli et al 1992, um testemunho foi tirado durante uma das várias trilhas laterais e é descrito junto com as análises do laboratório executadas. Após a observação do testemunho, foi usada uma modelagem com elemento discreto (DEM) com o software UDEC a fim compreender os mecanismos que tinham conduzido às instabilidades no poço. O uso de um modelo desenvolvido que estude a circulação do fluido no poço foi apresentado e mostrado como os parâmetros o fluido foram ajustados para minimizar a erosão da parede do poço. Os resultados do estudo de Santarelli et al 1992 foram estendidos com sucesso a diversos outros casos do campo.
Foram identificados os mecanismos e as características de instabilidade, demonstrando como as análises de estabilidade dos poços podem ser adaptadas para tratar meios altamente fraturados. Neste estudo foi apresentado primeiro as observações e as evidências de campo que sugeririam um conceito tradicional de como estabilizar um poço, ou seja, como as teorias do contínuo e as práticas normais de engenharia de perfuração podem ser inapropriadas quando a formação for intensamente fraturada. Em particular, Santarelli et al 1992 focalizou em como a fratura natural afeta a redistribuição de tensões ao redor do poço e quais as conseqüências de invasão da rede de fraturas pelo fluido de perfuração em termos de estabilidade de poços. E no fim das análises os fatores que conduziram a estabilização do poço foram identificados.
Foram perfurados dois poços a grandes profundidades e uma série de instabilidades ocorreram, o que conduz a grandes prejuízos. A seqüência na perfuração que é apresentada na Figura 2.6 ocorreu da seguinte forma:
Figuras 2.6 – Parâmetros do fluido de perfuração durante três tentativas para perfurar formações vulcânicas (Santarelli et al 1992).
(i) O poço foi perfurado sem nenhum incidente visível até uma profundidade de aproximadamente 3600m onde então foram encontrados estratos instáveis de argilitos - silicatos. A instabilidade foi resolvida aumentando-se a massa específica do fluido de perfuração base-água para 1.2g/cm3(10,00lb/gal). Paralelamente a viscosidade de Marsh foi aumentada para 80 sec. A uma profundidade de 4000 m inicia-se a formação de rochas carbonáticas e basaltos, e a perfuração torna-se difícil abaixo de 4042 m. Os maiores indícios de instabilidade foram uma grande quantidade de desabamentos, elevados torques e grandes tensões. Para estabilizar as formações, tratamentos clássicos foram usados; a massa específica do fluido de perfuração foi aumentada para 1,26g/cm3 (10,51lb/gal) enquanto a viscosidade de Marsh foi aumentada de 110 sec para 180 sec. Entretanto, a estabilidade do poço tornou-se pior, conduzindo a um abandono do poço e seguindo lateralmente.
Prof (m) Mas. Esp. (g/cm3 ) 1.2 1.3 1.4 1.5 80 100 120 140 3 4 5 6 1.2 1.3 1.4 1.5 60 70 80 90 1 2 3 4 1.2 1.3 1.4 1.5 60 80 100 120 1 2 3 4 Filt. API. (cm3 ) Vis. March. (sec) Mas. Esp. (g/cm3 ) Filt. API. (cm3 ) Vis. March. (sec) Mas. Esp. (g/cm3 ) Filt. API. (cm3 ) Vis. March. (sec) 1ª Tentativa Fluido Base-água 2ª Tentativa Fluido Base-água depois
Fluido Base-óleo
3ª Tentativa Fluido Base-óleo
(ii) A segunda tentativa foi iniciada com um fluido de perfuração base-água de massa específica 1,25g/cm3 (10,42lb/gal) e viscosidade de Marsh de 55 sec. Neste instante o filtrado API tinha sido reduzido para 4cm3 e subsequentemente para 2,5 cm3 depois dos primeiros sinais de instabilidade. A uma profundidade de 4020 m, decidiu-se mudar o fluido para base-óleo pensando no inconveniente das formações contendo minerais de argila que podiam ser a origem das instabilidades. Uma nova massa específica do fluido de perfuração é aumentada para 1,29g/cm3 (10,76lb/gal) a viscosidade de Marsh para 46 sec e o filtrado API foi mantido abaixo de 3.2 cm3. Entretanto, o poço ainda estava instável e a massa específica do fluido foi aumentada para 1,36g/cm3 (11,34lb/gal) e, depois aumentada para 1,45g/cm3 (12,09lb/gal) o que não melhorou em nada a situação. Simultâneo aumento da viscosidade Marsh e diminuição do filtrado API também falhou para resolver o problema e o poço foi perdido mais uma vez.
(iii)Na terceira tentativa para perfurar aquelas formações foi utilizado um fluido base- óleo com massa específica de 1,36 g/cm3(11,34lb/gal). Neste último caso a viscosidade de Marsh foi aumentada de 60 sec para 110 sec e o filtrado API foi reduzido até zero sem mudança da massa específica do fluido de perfuração. Então a da massa específica do fluido de perfuração foi reduzida ligeiramente para 1,33 g/cm3 (11,09lb/gal). Apesar das condições difíceis de perfuração o poço foi completado com sucesso.
A seqüência esboçada acima mostrou que, neste caso, sempre que a massa específica do fluido de perfuração foi aumentada, o poço tornou-se menos estável. Os fatores estabilizantes poderiam ser somente a redução do filtrado, aumento da viscosidade ou mudança do sistema de lama.
Durante a tentativa bem sucedida, um testemunho foi tirado de uma profundidade de 4040 m, o perfil caliper mostrou que o testemunho foi retirado de uma profundidade onde o alargamento do poço ocorria e que foi conseqüentemente representativo de uma formação mais problemática. Análises do testemunho revelaram que as formações vulcânicas – basaltos e depósitos calcários – contendo minerais que quase não expandiam e, portanto uma causa químico-física para a instabilidade poderia ser desconsiderada. A importância de troca de fluido base-água para fluido base-óleo pode ser considerada como insignificante como uma primeira aproximação, e esta com certeza foi parcialmente confirmada pela perda do segundo poço com fluido base-óleo.
Observações do testemunho mostraram que a rocha estava intensamente fraturada, com o espaçamento entre fraturas de apenas 5 mm em uma direção e 8mm em outra (Figura 2.7) mas na média de 2,5 a 4cm. A fratura estava ou vazia ou preenchida com calcita e quartzo (Figura 2.8).
Figuras 2.7 – Juntas espaçadas e próximas observadas no testemunho (Santarelli et al 1992).
Figuras 2.8 – Observações de testemunho com uma fratura preenchida por calcita e quartzo (Santarelli et al 1992).
Em muitos exemplos, fraturas estavam claramente infiltradas pelo fluido de perfuração, mas a rocha matriz estava quase impermeável (Figura 2.9).
Figuras 2.9 – Resíduos e sólidos de fluido em uma fratura. (Santarelli et al 1992).
A resistência da matriz rochosa (Tabela 2.1) foi medida diretamente por uma série de ensaios de compressão uniaxial na parte dos testemunhos que estavam intactas. Estes dados foram então extrapolados para o resto do testemunho por uma série de medidas do ensaio de dureza de Brinnel.
Tabela 2.1 – Variação da resistência da matriz rochosa com a profundidade. Adaptado (Santarelli et al 1992).
Profundidade (m) Resistência Estimada (MPa)
4040-4042 80-100
4042-4043 50-70
4043-4044 80-130
As tensões in situ foram estimadas do perfil de poro pressão com a profundidade e das respostas de pressão durante leak-off test executado a várias profundidades impermeáveis ou seja, formações não fraturadas. Nestas análises presumiu-se que a pressão de fraturamento hidráulico corresponde ao começo de não linearidade das pressões versus curva de volume leak-off test poderia ser interpretado pelo uso de elasticidade linear para inferir o valor da máxima tensão horizontal. Esta estimativa é 30,7 MPa para uma máxima tensão in situ efetiva horizontal (σmáx) e 21,2
MPa para a tensão in situ efetiva mínima horizontal (σmin). O perfil da massa específica
dava uma estimativa da tensão in situ efetiva vertical (σv) de 45 MPa.
Uma comparação rápida entre estas tensões in situ e os dados de resistência da Tabela 2.1 tornam evidente que tratando a rocha como um meio contínuo e usando as Equações de Kirsch não conduziriria a uma previsão da grande instabilidade que foi ocorrida no campo. Consequentemente foi feita a modelagem das descontinuidades da rocha a fim de compreender melhor os mecanismos que originam a instabilidade e dessa forma determinar quais eram os seus parâmetros governantes.
De certa forma, a maioria dos métodos numéricos clássicos, elementos finitos e diferenças finitas, por exemplo, podem modelar descontinuidades usando elementos especiais ou “nós” para acomodar deslocamentos cisalhantes. Entretanto estes tipos de modelagem frequentemente apresentam dois tipos de limitações:
(i) as formulações são frequentemente baseadas em deformações pequenas e são, portanto, limitadas para modelagens com grandes deslocamentos que ocorrem ao longo das descontinuidades. Sendo assim, não são confiáveis quando ocorrem deslocamentos maiores que 10% dos comprimentos iniciais das descontinuidades;
(ii) as formulações baseadas em elementos especiais não funcionam quando as descontinuidades se interceptam porque tais métodos não lidam com rotação e separação de blocos.
A modelagem de elemento discreto, conhecido como MED, foi proposto e desenvolvido para resolver estas dificuldades. O estudo apresentado por Santarelli et al 1992 foi feito no software UDEC por este parecer ser o mais adequado ao estudo do comportamento de maciço rochoso intensamente fraturado e por este software considerar interação entre a rocha e o fluido nas suas análises.
No UDEC, o fluxo de fluido é acoplado ao comportamento mecânico do maciço rochoso como uma variação da pressão na junta que modificará as forças no bloco e assim a abertura da junta, que por sua vez modificará a queda de pressão ao longo da mesma.
Uma seção de deformação plana 2D, ortogonal ao poço vertical, Figura 2.10, foi estudada. A geometria da junta foi sugerida por algumas observações de testemunho (Figura 2.10).
Figura 2.10 – Geometria do modelo – Pm é a sobre pressão do fluido, D o diâmetro do poço 8 ½”, e1 espaçamento de 4cm e e2 espaçamento de 2,5cm.
(Santarelli et al 1992).
Parâmetros físicos que foram ou medidos diretamente no testemunho para uma rocha intacta ou estimadas para as juntas, são dados na Tabela 2.2. Devido a uma grande resistência uniaxial do material, os blocos foram considerados como elástico linear, enquanto que as juntas foram consideradas como elasto-plástica utilizando o critério de Mohr Coulomb. Foi também definido que o trabalho fosse em termos de tensões efetivas, o que significa que as tensões efetivas exercidas pelo fluido dentro do poço ou a sobre pressão de fluido, são as diferenças entre a pressão do fluido e a poro pressão da formação.
Tabela 2.2 – Parâmetros usados durantes as simulações. (Adaptado Santarelli et al 1992).
Propriedade Valor Unidade
Rocha intacta
Módulo de elasticidade 30 MPa
Coeficiente de Poisson 0,3 -
Juntas
Rigidez normal 106 MPa/m
Rigidez cisalhante 105 MPa/m
Coesão 0 MPa
Ângulo de atrito 30 (º)
Permeabilidade equivalente 10-7 m/sec
Massa específica da água 960 kg/m3
Módulo volumétrico 2000 MPa
Viscosidade dinâmica 0,289 cP
Vários autores demonstraram que a inclinação da junta em nas direções da tensão in situ desempenha um papel importante.
Para os cálculos hidráulicos assume-se que somente o filtrado do fluido, essencialmente água, flui nas fraturas, e isto conduziu à estimativa das propriedades hidráulicas contidas na Tabela 2.2. Deve-se notar que por causa das instabilidades numéricas potenciais, somente condições de fluxo em regime permanente foram consideradas neste modelo. Foram feitos dois tipos de cálculos, correspondendo a dois casos extremos cujas conseqüências mecânicas foram descritas em termos de estabilidade de poço em uma rocha não fraturada.
O primeiro caso é aquele onde o reboco do fluido tem baixa permeabilidade. Em tal caso, a sobre pressão do fluido é concentrada na parede do poço e sem fluxo do fluido ocorrendo em direção à formação. A poropressão dentro da formação é então uniforme e um cálculo mecânico simples é suficiente. Esta análise é considerada como um tipo de análise do fluido não-penetrante.
O segundo caso é aquele onde o reboco do fluido tem um desempenho hidráulico ruim, ou seja, o reboco do fluido tem uma permeabilidade grande quando comparado à formação e a sobre pressão conduz o fluido para a formação. Um cálculo hidromecânico acoplado deve então ser executado, cálculo esse que é relativamente simples para o caso de regime permanente. Esta análise é considerada como um tipo de análise do fluido penetrante.
Em ambos os casos, a seqüência de modelagem era o seguinte: o conjunto de blocos sem escavação foi primeiro consolidado sob a influência das tensões efetivas in situ. O poço foi então escavado suprimindo os blocos apropriados, e a sobre pressão do fluido é aplicada no bloco na parede do poço em condições limites. Os cálculos foram então executados até o equilíbrio alcançado ou mecanicamente ou hidromecanicamente. O último parâmetro que foi assumido e que tem um grande impacto nos resultados dos modelos são as sobre pressões do fluido que são aplicados ao fluido com uma dada massa específica. Cálculos foram então conduzidos para massas específicas do fluido de perfuração 1.12, 1.20, 1.25, 1.30, 1.40, 1.70, 2.00 g/cm3. Os resultados foram então analisados para dois aspectos diferentes do problema que serão apresentados:
(i) O primeiro aspecto é a maneira em que as descontinuidades naturais da rocha afetam a distribuição de tensões ao redor do poço;
(ii) O segundo aspecto é a invasão potencial nas juntas pelo fluido de perfuração, ou seja, o potencial de invasão do filtrado.
Até as redistribuições de tensão ao redor do poço são preocupantes. Santarelli et al 1992 comparam os resultados obtidos para massas específicas do fluido de perfuração típicas de 1.2 e 1.7 g/cm3. Para ambos os casos, a influência da geometria das fraturas nos resultados são enfatizados. Somente o caso onde o reboco do fluido é praticamente impermeável que foi analisado.
Para baixas massas específicas do fluido de perfuração (1.2 g/cm3) correspondente a uma sobre pressão de fluido de 8 MPa, as direções das tensões principais ao redor do poço tendem a coincidir com o conjunto de fraturas, e não com as direções de tensão in situ. Entretanto, para massas específicas do fluido de perfuração maiores, 1.7 g/cm3, por exemplo, correspondem a uma sobre pressão do fluido de 28 MPa, e isto pode ser explicado pelo fato de que neste último caso, a sobre pressão no poço é similar à tensão in situ efetiva mínima, cancelando o seu efeito.
As razões atrás do alinhamento de tensão principal com as direções da fratura tornam-se claras quando se estuda a abertura das juntas. (Figura 2.11).
Figura 2.11– Abertura de juntas para massa específica do fluido de perfuração de 1.2 g/cm3 (10,00lb/gal).(Santarelli et al 1992).
A Figura 2.11 mostra as aberturas de juntas seguindo estritamente as direções da fratura os quais são de certa forma, responsáveis pelo “grau de liberdade” do sistema. É importante notar que estas aberturas de juntas não são conectadas ao poço, e assim não podem ser invadidas pelo fluido de perfuração. A razão para tal fenômeno é que a concentração de tensão próxima à parede do poço pressiona todas as fraturas, que são consequentemente fechadas. A Figura 2.12 mostra que, aumentando a massa específica do fluido de perfuração para 1.7g/cm3 (14,18lb/gal) reduzirá fortemente a abertura da junta e que tal redução será quase completa para certas orientações, por exemplo, 20º e somente parcial para outras (70º).
Figura 2.12 - Abertura de juntas para massa específicas do fluido de perfuração de 1.7 g/cm3 (14,18lb/gal)(Santarelli et al 1992).
A anisotropia do fechamento da parede do poço foi também estudada como uma função da orientação das fraturas. (Figura 2.13)
Figura 2.13 – Taxa anisotrópica de deslocamento na parede versus orientação do bloco (Santarelli et al 1992).
Sendo A, a taxa anisotrópica de deslocamento da parede calculada como sendo a taxa do deslocamento radial na direção de σmáx sobre o deslocamento radial na direção
de σmin, ambos os deslocamentos sendo calculados na parede do poço. Aplicando as
Equações de Kirsch o resultado de A é 2.15. A Figura 2.12, entretanto, revela que o valor de A é bastante similar para todas as orientações de blocos, exceto para 45º. Neste caso, os dois conjuntos de juntas a 45º levam facilmente para movimentos cisalhantes que ocorrem ao longo das juntas provocando um total movimento de blocos para dentro do poço. (Figura 2.14).
Isto poderia ser possível para um bloco isolado e que se destacasse da parede e daí criasse um início de breakout. O breakout resultante seria então orientado paralelamente à direção de σmáx, por exemplo, 90º, o que é esperado para uma formação
sem fratura. Ainda, para valores elevados de massa específica do fluido de perfuração, por exemplo, 1.7 g/cm3 (14,18lb/gal) tais fenômenos quase desaparecem (Figura 2.14). Consequentemente tais mecanismos de instabilidade são incompatíveis com as observações de campo, porque nas observações de campo o aumento da massa específica do fluido de perfuração causava problemas de instabilidade.
Figura 2.14 – Deslocamento cisalhante ao longo da junta para uma orientação de bloco de 45º e massa específica do fluido de perfuração de 1.2 e 1.7 g/cm3. A espessura da linha representa um deslocamento de 60µµµµm.
Além disso, nenhuma das tensões calculadas foram suficientes para produzir