Download - Engenharia de Completaçao de Poços
ENGENHARIA DE COMPLETAÇÃO DE POÇOS
O QUE SIGNIFICA COMPLETAR UM POÇO?
COMPLETAÇÃO – TERMINACION - COMPLETION
Prover o poço de todas as facilidades mecânicas, químicas e físico-químicas para permitir a produção ou
injeção de fluidos, sejam eles óleo, gás, água, vapor,misturas e fluidos especiais. A completação de umpoço se inicia após a perfuração do mesmo e pode
ocorrer em toda a vida produtiva do poçoaté o seu abandono definitivo, que pode durar
várias décadas .
AONDE SE ENCAIXA A AONDE SE ENCAIXA A COMPLETACAO COMPLETACAO
DE POÇOS? DE POÇOS?
PERGUNTAR NÃO OFENDE !PERGUNTAR NÃO OFENDE !
– QUANDO COMEÇA A COMPLETAÇÃO ?QUANDO COMEÇA A COMPLETAÇÃO ?
– QUAL O CRITÉRIO QUE ERA UTILIZADO QUAL O CRITÉRIO QUE ERA UTILIZADO PELA PETROBRÁS?PELA PETROBRÁS?
– QUAL O CRITÉRIO UTILIZADO POR QUAL O CRITÉRIO UTILIZADO POR EMPRESAS ESTRANGEIRAS? EMPRESAS ESTRANGEIRAS?
– QUAL O GRANDE OBJETIVO AO SE QUAL O GRANDE OBJETIVO AO SE PERFURAR UM POÇO EXPLORATÓRIO? PERFURAR UM POÇO EXPLORATÓRIO?
– AINDA EXISTE O ENGENHEIRO DE AINDA EXISTE O ENGENHEIRO DE COMPLETAÇÃO ? COMPLETAÇÃO ?
Onde estamos no poço ?
O poço está perfurado ?
Foi revestido ? Como ?
Houve algum teste de formação ?
O poço foi considerado produtor? De quê?
O poço vai ser equipado? Como?
Vai produzir ou será abandonado?
Qual tipo de abandono ? Será completado?
O poço é em terra ou no mar?
Qual a composição de revestimentos?
Qual o fluido de perfuração deixado no poço?
Quais são os equipamentos de cabeça de poço?
Há registros de pressões de fundo?
Qual o tipo de fluido do poço?
O QUE MAIS QUEREMOS SABER?
- Que broncas ocorreram na perfuração?
- Conseguiram obter dados de pressão?
- Como foram as cimentações? Normais?
- Ocorreram pescarias? Peixe no poço?
- Qual o tipo de rocha? Arenito? Carbonato?
- Conseguiram localizar os contatos OA/GO?
Perfilagens. Quais perfis foram corridos?-
- Testemunhagem? Rocha consolidada?
- Alguma análise de fluido recuperado?
Fluido/densidade
canhoneioTubulação de produçãoestimulação
Válvulas
Válvula de segurança
Árvor
e de n
atal
Elevação artificial
Produtos químicos especiais
Obturadores
Juntas de expansão
Suspensor de coluna
Equipamentos de teste
Fluxograma de um poço Concluída
perfuração
Poçoprodutor
ou injetor ?
Efetuar Abandonodefinitivo
Poço serácompletado
logo?
Efetuar abandonoprovisório
Não
Sim
Não
Planejamento operacional
- Produtor / Injetor ?- Zonas Produtoras ?
- Coleta de outros dados .- Análise de informações obtidas
- Revestimento de produção- Intervalos a canhonear
- Testes de formação
Equipar o poço
Poço em Produção / Injeção
Ocomportamento
está legal?
Instalar elevação artificial
- Abrir novos intervalos- Fazer tratamento nas zonas abertas
- Isolar intervalos indesejáveis
Continuar monitoramentodas condições do poço
Prosseguir até o final da vidaprodutiva do poço
1
1
Baixa vazão de óleo ?
Quantidade excessiva de água ?
Preço internacional do petróleo ?
Decisão empresarial
PERGUNTAS IMPORTANTES QUE TEMOS DE SABER
Como o óleo vai sair da rocha-reservatório?
Como o óleo vai chegar à superfície?
Como vamos garantir a produção esperada?
Como o óleo vai chegar ao seu destino final (navio de processo, estação coletora)?
Como vamos manter a produção/injeção ao longo do tempo?
A produção esperada compensará o investimento?
QUEM PARTICIPA DA ELABORAÇÃODE UM PROGRAMA DE POÇO?
- Geólogo
- Engenheiro de Reservatórios
- Engenheiro de Avaliação de Poços
- Especialista em Estimulação
- Especialista em Equipagem
- Engenheiro de Produção de Petróleo
- Especialista em Operações Especiais
- Químico de Petróleo
QUEM (NORMALMENTE) NÃO PARTICIPANESTA FASE:
- Chefes ou Gerentes
- Geofísico exploracionista.
- Físico Químicos ou Pesquisadores
- Companhias de Serviço (Halliburton, Schlumberger, BJ,etc)
- Representantes Técnicos de Equipamentos
ALGUNS EXEMPLOS
Caso Real : Estão fazendo o planejamento da perfuração de um poço pioneiro no Recôncavo Bahiano. E se o poço for produtor, como será completado? Será surgente? Se não, qual o mecanismo de elevação artificial que vai ser utilizado? Neste caso, quais os equipamentos de cabeça de poço que devo adquirir? Qual o revestimento de produção que devo escolher para completar o poço? Alguma implicação quanto ao futuro do poço? E se eu tiver que transformá-lo futuramente em injetor, qual o problema?
Caso Real: Campo com poços de gás de alta produtividade. A UFRJ escolheu a forma de canhonear os poços e decidiu abrir quase todo o net pay do arenito produtor. Assim os poços tem mais de 180 metros de canhoneado ao longo de 5 sub zonas de arenitos de alta permeabilidade e porosidade. Quais as implicações para o futuro do poço? A qualidade da cimentação do liner de produção pode ter influência futura?
Caso real: Poço profundo de até 5.200 m. Óleo de 41 API e BHT de 320F. PEst acima de 600 kgf/cm2, Psat de 190 kgf/cm2, Óleo de 0.53% PP de Asfaltenos. Poços anteriores indicaram necessidade de limpeza periódica da coluna e limpeza química com solvente orgânico. Qual o melhor esquema de completação? Quais os outros fatores a considerar? Diâmetro interno dos componentes da coluna? Equipamentos disponíveis para operar dentro de revestimentos extreitos. Facilidades e dificuldades em operar com flexitubo. Injeção de inibidores de incrustação e de deposição de asfaltenos. Liners concêntricos. Outras alternativas.
Ainda Outros ExemplosAinda Outros Exemplos
Campo de Lagoa Parda no ES (MAM): O campo tinha Campo de Lagoa Parda no ES (MAM): O campo tinha um forte “bottom water drive”. Óleo de boa qualidade. um forte “bottom water drive”. Óleo de boa qualidade. Qual o melhor esquema de canhoneio? A distância do Qual o melhor esquema de canhoneio? A distância do Contato OW é importante neste caso? Quais os riscos Contato OW é importante neste caso? Quais os riscos envolvidos para o histórico de produção do Campo? Qual envolvidos para o histórico de produção do Campo? Qual o tipo de elevação artificial recomendada para este caso? o tipo de elevação artificial recomendada para este caso? Quais as implicações para o esquema de completação? Quais as implicações para o esquema de completação? Dá para imaginar o que aconteceu com o campo? O que Dá para imaginar o que aconteceu com o campo? O que será que foi feito em funcao do resultado obtido? será que foi feito em funcao do resultado obtido?
Caso Real 2: Campo de Gás offshore, profundo, de alta Caso Real 2: Campo de Gás offshore, profundo, de alta pressão. Durante a perfuração da zona produtora na fase pressão. Durante a perfuração da zona produtora na fase de delimitação do campo, houve séria ameaça de kick. de delimitação do campo, houve séria ameaça de kick. Discutir opções de completação: tipo de canhoneio, tipo Discutir opções de completação: tipo de canhoneio, tipo de completação, tipo e cuidados no abandono provisório de completação, tipo e cuidados no abandono provisório do poço. Quais outras informações são importantes para do poço. Quais outras informações são importantes para se discutir esta questão e que não foram aqui ainda se discutir esta questão e que não foram aqui ainda mencionadas? mencionadas?
Quanto ao posicionamento da Quanto ao posicionamento da
cabeça dos poços submarinoscabeça dos poços submarinos
Perfuração Completação Árvore Lâmina d’água
On Deck Plataforma Auto-eleváveis (PA) ANC < 100 m
Mudline Sonda de Produção Marítica (SPM) /
Sonda Modulada (SM) ANC < 120 m(ML) PA DO1 < 120 m Semi-submersível (SS) / Navio-sonda (NS) DO2 < 120 m SPM / SM ANC < 150 m SS / NS ancorados DO3 < 120 mGuideline SS / NS ancorados DA < 300 m (GL) SS / NS ancorados DL < 400 m SS / NS ancorados DLL < 600 mGuidelineless SS ancorada GLL < 1000 m(GLL) SS / NS pos.dinâmico (DP) GLL > 600 m
Quanto a localização da Cabeça do PoçoQuanto a localização da Cabeça do PoçoEm terraNo mar
(c)(a) (b)
MÉTODOS DE COMPLETAÇÃO
(a) poço aberto (b) liner rasgado (c) liner canhoneado
COMPLETAÇÃO COMCOMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO REVESTIMENTO
DE PRODUÇÃO CANHONEADODE PRODUÇÃO CANHONEADO
(a) (c)(b)
(a) simples (b) seletiva (c) dupla
Alguns Exemplos de Alguns Exemplos de Coluna de ProduçãoColuna de Produção
Problema 01: Problema 01: Analisar e discutir Projeto de Completação de um Poço (OH /CH) Analisar e discutir Projeto de Completação de um Poço (OH /CH) levando em consideração os seguintes fatoreslevando em consideração os seguintes fatores::
- Gasto com canhoneio do poço;Gasto com canhoneio do poço;
- Controle da produção de gás e água;Controle da produção de gás e água;
- Tempo de completação;Tempo de completação;
- Facilidade do poço ser aprofundado;Facilidade do poço ser aprofundado;
- Facilidade de estimulação seletiva;Facilidade de estimulação seletiva;
- Interpretação dos perfis OH;Interpretação dos perfis OH;
- Dano de Formação;Dano de Formação;
- Cimentação do revestimento;Cimentação do revestimento;
- Métodos para controle de prod de areia;Métodos para controle de prod de areia;
- Zoneamento da produção de óleo/gás;Zoneamento da produção de óleo/gás;
- Recuperação Secundária;Recuperação Secundária;
- Equipamentos de cab de poço;Equipamentos de cab de poço;
- Tipo de Sonda de Intervenção;Tipo de Sonda de Intervenção;
- Erosão na coluna de produção;Erosão na coluna de produção;
- Diâmetro interno e grau do aço do rev anterior;Diâmetro interno e grau do aço do rev anterior;
- Custo da Completação;Custo da Completação;
Problema 2:
Analise os seguintes casos:
1. Campo de Ixtoc – México 1980: Formação carbonática muito espessa a cerca de 3.000 m de profundidade. Alta permeabilidade vertical. Muita dificuldade em conseguir avançar na perfuração do poço ao se atingir o intervalo produtor
devido perda total de circulação e consequente Kick e Blow Out. Pergunta-se: Qual foi a estratégia inicial adotada pelos
engenheiros de completação para poder avaliar a produtividade do poço de maneira segura e representativa?
2. Campo de Dom João – Bahia 1960 ??. Campo produtor de óleo em arenito consolidado. Profundidade média da zona produtora: 330 m. A engenharia de Reservatório definiu diversas sub zonas de produção. Na época a Petrobrás estava buscando atingir a meta de 200.000 bpd de produção e a filosofia era produzir o máximo
possível. Pergunta-se: O que foi feito nos poços? O que aconteceu com o zoneamento? Foi atingida a meta? O que aconteceu com o espaçamento entre os poços? Quais as
consequências que as decisoes tiveram em relacao ao futuro do campo: em relacao a engenharia de reservatorio? Em relacao a engenharia de completacao? Em relacao ao controle de producao?
3. Campo em Terra – ES. Produtor de arenito nao consolidado. Nao totalmente friavel. Oleo pesado com API <20. Baixa RGO. Precisa elevacao Artificial. Precisa net pay. Decidiu-se fazer injecao de vapor em sistema Huff and Puff. Comente o seguinte: Quais os esquemas de completacao que poderiam ser utilizados: Poco aberto? Revestido? Contencao de areia? Quais as principais preocupacoes do engenheiro em relacao ao método de injecao de vapor?
CANHONEIO DE CANHONEIO DE POÇOSPOÇOS
Tipos de IntervençãoTipos de IntervençãoCada Intervenção tem um objetivo. Pode ser a primeira vez que a sonda entra no poço. Pode ser a décima vez ou mais. Temos que classificarcada intervenção de acordo com a sua finalidade. O custo de cada intervençãotem que sair de uma conta. Pode ser conta investimento ou conta manutenção.Exemplo: Implantação do projeto de produção do campo de Barracuda-Caratinga.
- Investimento: - Definição das locações. Sísmica- Perfuração dos poços de desenvolvimento;- Completação dos poços de desenvolvimento;- Compra e Lançamento de linhas de produçao- Facilidades de produção de hidrocarbonetos. - Facilidades para Injeção de líquidos- Estruturas para produção e injeção de líquidos.
- Manutenção:- Limpeza de coluna devido incrustação inorgânica;- Troca de coluna devido redimensionamento;- Troca de coluna devido troca de classificação do poço (Inj/Prod)- Mudança do método de elevação artificial.
- Exemplos DD- Namorada/noiva/esposa- Carro Novo- Educação para filhos – Investimento?
Tipos de IntervençõesTipos de Intervenções InvestimentoInvestimento Manutenção de ProduçãoManutenção de Produção Limpeza de PoçoLimpeza de Poço RecompletaçãoRecompletação RestauraçãoRestauração EstimulaçãoEstimulação AbandonoAbandono
Investimentos em um poço:Completação AvaliaçãoRecompletação em nova zona
Manutenção da ProduçãoConjunto de Operações realizadas no poço após a
completação inicial, visando corrigir problemas de forma que a produção (ou injeção) de fluidos retorne ao nível normal ou operacional. Podemos dividar as operação de manutenção nas seguintes intervenções:
Recompletação na mesma zonaRestauraçãoEstimulaçãoAvaliaçãoLimpezaMudança de Método de Elevação
Problema 3 – Listar causas geradoras de intervenções
• Baixa produtividade do poço• Baixa Injetividade do poço• Produção Excessiva de Gás (alto RGO)• Produção Excessiva de Água (alto RAO)• Falha mecânica de equipamento no poço
• Quebra de haste de bombeio• Trancamento de motor de fundo• Vazamento em válvula de pé• Vazamento em coluna• Desassentamento acidental do packer• Fechamento da DHSV• Não fechamento da DHSV• Vazamento em linha de controle
• Produção de Areia• Dano em Equipamento submarino por embarcação• Perda de Surgência• Incrustação orgânica ou inorgânica na coluna• Alta pressão no anular.• Controle da pressão estática do reservatório• Zoneamento da produçao/injeção• Instalação de equipamento de elevação artificial• Mudança no objetivo do poço: Produtor vs Injetor• Acompanhamento da elevação do contato OA
Problema 4:
De todas as causas de intervenção listadas, enquadrá-las dentrodas diversas operações de manutenção listadas.
Problema 5:
Estude, reflita e analise os seguintes acontecimentos:
Ao final dê seu comentário. Caso 5.1: Um poço offshore foi completado. Abriu-se o poço para
produção mas não foi feito o controle da pressão no anular.Como consequência, houve o colapso da coluna de produção a aproximadamente 4.000 m. O poço teve que ser fechado cerca de 15 dias após o início da produção.
Perguntas: 1. Como classificaria a intervenção de pescaria que houve para
reestabelecer as condições de produção do poço? Investimento ou manutenção? Por que?
2. Se a coluna de produção era de 4 ½” OD, Grau L 80, peso 12.8 lb/pé, nova, e o fluido de completação no anular tinha peso de 9.2 lb/gal, pergunta-se: qual a pressão mínima que foi atingida no anular da cabeça submarina do poço para que ocorresse o colapso da coluna?
3. O que aconteceu com o engenheiro de completação que estava responsável (também) pelas operações de início de produção do poço?
4. Se a soma das diversas taxas diárias de produção da sonda é de 90.000 U$ e a soma das taxas diárias para Intervenção é de U$50.000 e a restauração do poço como produtor levou 4 meses, qual foi o custo estimado da “falta de atenção”?
Problema 6:
Um poço offshore foi completado para produzir na zona Beta, carbonato. Classifique as seguintes intervenções no campo de acordo com as operações de manutenção da produção:6.1: Zona Beta foi isolada com tampão mecânico.6.2: Zona Alfa D foi canhoneada para produção.6.3 Zona Alfa D foi tratada com xileno e mistura
de ácidos orgânicos.6.4 Zona Alfa D foi isolada com tampão de cimento.6.5 Zona Alfa B foi canhoneada para produção.
Projeto de Completação de Poço
Definição do tipo de completaçãoDefinição da equipagem do poçoDefinição dos testes de reservatorioDefinição das estimulações do reservatório
Tipos de Completação:
Poço Revestido com Tubulação de Produção
Completação a Poço Aberto
Poço Revestido e Canhoneado
Com Packer de Produção e Detalhesda vedação do packer com anular
Poço com Contenção de Areia
Poço com Completação Dupla
Projeto de completação utiliza sistema liner top / tie back com conjunto de packer para tamponamento/abandono temporario
Equipagem de Poço:
Nos primordios de 1900, os poços de óleo e gas eram
comumente completados com somente uma coluna de
revestimento cimentado. A medida que reservatórios mais
profundos, múltiplos e de diferentes pressões foram sendo
perfurados, reconheceu-se que o projeto de equipamentos de
fundo deveriam ser alterados para atender as necessidades de
isolamento de zona, seletividade, reentrada em intervalo e
controle de poço.
Hoje os poços convencionais de óleo e gás são completados
com uma variedade quase infinita de dispositivos. A
especificação destes dispositivos dependem da habilidade do
poço em produzir ou injetar fluidos e outros requerimentos
especiais.
Temos:
Tubulação de ProduçãoAcessórios de tubulação de produçãoMandris para Elevação especial e outras finalidades.Obturadores
Recuperáveis e PermanentesMecânicos e HidráulicosSimples, duplos ou triplos
Fatores que influem na escolha da equipagem:Características do projetoCondições do PoçoConsiderações e Limitações do material e
metalCompatibilidades
Exemplos PráticosCaso Real 3 Offshore BS: Incompatibidade com a cabeça do poçoCaso de Manati: Limitação da especificação do materialCaso de Incrustação Inorgânica: Uso de fibra de vidro ao invés de aço carbonoCaso de Caravelas: Limitação do material com o revestimento descidoCaso de Incrustação Inorgânica: Limitação do uso de Sliding SleeveCaso de Coral: Completação monobore e Uso de Flexitubo
Definição dos Testes de ReservatórioDefinição dos Testes de Reservatório
Teste de formação a poço revestido(TFR)
Durante a perfuração de um poço, pode-se (e almeja-se) encontrar indícios de rochas portadoras de óleo e/ou gás, que necessitam ter o seu potencial devidamente avaliado. O teste mais completo é o TFR. É descida uma coluna especial no poço composta de diversos equipamentos, dentre os quais podem ser destacados os registradores de pressão e temperatura, o packer de operação, os amostradores, a válvula para fechamento do poço no fundo, e as válvulas para circulação.O poço é colocado em fluxo, pelo interior da coluna, visto que o packer isola o espaço anular coluna de teste x revestimento do poço: mede-se então na superfície a vazão de líquidos (Qlíquidos), vazão de gás (Qgás),
determinando-se :1.a razão gás-líquidos (RGL): quantos m3 de gás foram produzidos para cada m3 de líquido aferido. Note que o gás geralmente encontra-se dissolvido no seio do óleo produzido.2.a razão gás-óleo (RGO): quantos m3 de gás foram produzidos para cada m3 de óleo aferido);3.o CUT de água: % de água presente no volume de líquidos produzidos. Por exemplo, se um determinado poço produz 100 m3/dia com CUT de 30 %, significa que este poço produz 70 m3/dia de óleo e 30 m3/dia de água). É bastante utilizado também o termo BSW, o qual se refere ao percentual do líquido que está sendo produzido (óleo, água e sedimentos) que é água e sedimentos. Caso o poço não produza sedimentos (areia), BSW e CUT têm o mesmo valor.
Durante o fluxo, os registradores estarão medindo a pressão de fluxo (Pwf) e a temperatura. Note que existe uma Pwf para cada valor de Qlíquidos medida na superfície, somente havendo sentido em referir-se a uma determinada Pwf quando associa-se a esta a sua vazão correspondente razão gás-líquidos. Por exemplo, caso um poço esteja produzindo com uma determinada vazão, com um choke na superfície de 1/2”, ao restringir-se esta abertura do choke para 1/4”, a vazão deverá diminuir e a pressão de fluxo lida no registrador no fundo irá aumentar. Se, ao contrário, abrir-se o choke de 1/2” para 3/4”, a vazão deverá aumentar, e a pressão de fluxo lida no registrador no fundo irá diminuir. Ou seja, quanto menor a abertura do choke, maior a perda de carga observada, o que irá refletir-se também no fundo do poço.
Durante o fluxo, os amostradores de fundo, que descem abertos, são fechados, trapeando amostras dos fluidos produzidos pela formação. Aciona-se então a válvula para fechamento no fundo, iniciando então o período de estática. Nesse período, os registradores estarão medindo um crescimento de pressão: se o poço fosse mantido fechado por um longo período de tempo, esta pressão tenderia à pressão estática do reservatório (Pest). Mas, mesmo que a Pest não seja atingida no período em que o poço foi mantido fechado, técnicas de análise de pressões permitem extrapolar os valores lidos e determinar a Pest extrapolada.Ao final do TFR, as válvulas para circulação são abertas, permitindo o deslocamento do óleo e gás da coluna por fluido de completação, amortecendo então o poço, permitindo a posterior retirada da coluna de teste com segurança.O índice de produtividade (IP) é um parâmetro que indica de forma simples e direta o potencial de um determinado poço:
O IP representa quantos m3/dia de líquidos podem ser produzidos para uma diferencial de pressão de 1 kgf/cm2 aplicado à formação. Por exemplo, se um determinado poço tem um IP de 10 (m3/d)/(kgf/cm2), significa que ele é capaz de produzir 10 m3/d para cada diferencial de pressão de 1 kgf/cm2 aplicados à formação. Se for imposto um diferencial de pressão de 20 kgf/cm2 , este poço produzirá 200 m3/d.Similarmente, o índice de injetividade (II) representa quantos m3/dia de fluidos podem ser injetados para um diferencial de pressão poço-formação de 1 kgf/cm2.
IPm dia
kgf cm
Q
P PLIQUIDOS
EST WF
3
2
/
/
O índice de produtividade (IP) é um parâmetro que indica de forma simples e direta o potencial de um determinado poço:
Teste de produção (TP)
É semelhante ao TFR, porém o fechamento do poço ocorre na superfície, não existindo a necessidade de uma coluna especial para o teste. Os registradores, tipo Amerada, são descidos e posicionados no fundo do poço com arame.O fato de fechar-se o poço na superfície faz com que a pressão lida nos registradores de fundo seja influenciada significativamente pela compressibilidade dos fluidos produzidos dentro do poço, gerando o efeito conhecido como estocagem. Quanto maior for o volume do poço, maior também será o efeito da estocagem (esta na verdade é uma das razões de se utilizar o fechamento no fundo nos TFR’s, diminuindo o volume da câmara de estocagem). O TP exige um tempo maior de fechamento do poço, quando comparado com um TFR, e técnicas especiais para a interpretação das cartas de fundo. Quando a formação possui transmissibilidade muito elevada, não existem diferenças significativas no tempo de estocagem para TFR e TP.
Registro de pressão (RP)É feito somente o registro da pressão de fundo, sem, contudo, fazer as medições de vazão.
Medição de produção (MP)É feita somente a medição da vazão (e seus parâmetros, tais como BSW, RGO, etc.), sem, contudo, haver registro de pressão.
DEFINIÇÕESDEFINIÇÕES
TFR TPTFR TP QO M3/D; QG M3/DQO M3/D; QG M3/D RGO M3/M3RGO M3/M3 RGL M3/M3RGL M3/M3 BSW %BSW % IP M3/D/KGF/CM2IP M3/D/KGF/CM2 PWFPWF P ESTP EST P EST EXTRAPOLADAP EST EXTRAPOLADA API API K, DANOK, DANO
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
VÁLVULADE TESTE
P & T PACKER
VÁLVULA DECIRCULAÇÃO
AMOSTRADOR
Composição para Teste de Formação
Problema 7: Um poço offshore foi testado visando obter dados de pressão estática da formação, permeabilidade e dano. Os resultados do teste foram
ss seguintes: Vazão de teste: 550 m3/dia em abertura de ½ pol; RGO 105m3/m3; Pressão Estática: 300 kgf/cm2; pressão de fluxo estabilizada na abertura de ½”pol: 297.5 kgf/cm2: Pergunta-se:
• Qual o IP do poço?
• Como caracterizaria este IP? Baixo, médio, alto, muito alto.
• Qual deve ser o dano de formação neste poço? Por que?
• Há necessidade de ser programar uma acidificação ou fraturamento?
• Traçar a reta do IP do poço (pressão de fundo vs vazão).
• Qual a máxima vazão teórica que o poço poderia produzir?
• Por que esta máxima vazão nunca é atingida?
• Se o poço for completado com sistema de contenção de areia, o que acontecerá com o IP?
• Pode acontecer do eng de avaliação desconfiar do resultado do poço e achar que o IP está alto demais? Neste caso, quais os erros que poderiam ter sido cometidos?
Estimulações do Estimulações do ReservatórioReservatório
It has been observed in laboratory experiments as well as in the field that an acoustic source was able to stimulate the flow of oil through a porous medium. This observation has triggered oil companies to develop a new acoustic tool for the stimulation of oil wells. However, the mechanism responsible for the increase in flow rate is not understood. Therefore, various mechanisms, amongst which peristaltic transport, which might have induce additional flow have been investigated. By means of a mathematical model the increase of flow rate has been predicted, as well as its dependence on the various parameters like reservoir properties, acoustic frequency and power.
Problema 8: Estimulação de Poços
Listar e comentar algumas perguntas básicas que devem ser feitas ao se programar uma estimulação de um poço.
• Qual a litologia do reservatório?• Qual o fluido que pretende-se produzir?•O poço é injetor ou produtor?•Qual a produção atual e qual a produção esperada?•O poço é em terra ou no mar?•O poço é de desenvolvimento ou exploratório?•Foi feito um teste de formação para se avaliar as propriedades da rocha?•Existe algum ensaio PVT do fluido a ser produzido?• Já foi feita testemunhagem do reservatório? Tem resultados?•Qual a composição mineralógica da Rocha reservatório?•Quanto capital o proprietário do poço tem para gastar?• O fluido a ser produzido tem algum tipo de contaminante?•Como está a composição mecânica do poço?
•Coluna•Packer•Cabeça do poço•Fluido no anular•Canhoneio
•O poço fica em área isolada? •O poço é surgente ou tem elevação artificial?•Qual a profundidade do reservatório? •O poço é HPHT?•Que tipo de sonda vai ser instalada no poço?•Vai ter sonda no poço ou tratamento diretamente pela AN?•Tem algum barzinho próximo para passar o tempo se a coisa atrasar?•Como está o acesso ao poço?
Completação de poçosCompletação de poços
Projeto de poçoProjeto de poço
Fluidos de completaçãoFluidos de completação
Etapas de uma CompletaçãoEtapas de uma Completação
Organogramas SugeridosOrganogramas Sugeridos
Projeto de Completação de um Projeto de Completação de um PoçoPoço
O projeto de completação de um poço se inicia praticamente durante os estudos de perfuração do mesmo, pois sempre tem que se contar com a possibilidade do poço vir a ser produtor.
Fatores importantes a considerar no projeto de perfuração:
→Qual o revestimento de produção que vai ser descido? Qual a relação com o revestimento intermediário?
→Qual o fluido de perfuração que será utilizado na perfuração da zona produtora?
→Qual o tipo/pressão (especificação) da cabeça de produção?
→Qual o wellhead system a ser utilizado? É padronizado?
→O projeto dos revestimentos contempla zonas de interesse secundário?
→Zonas não convencionais a serem atravessadas?
Fatores Importantes a considerar em outras áreas:
Previsão de produção do poço
Existência de múltiplos reservatórios
Mecanismo de manutenção de pressão do reservatório
Necessidade de recuperação secundária
Necessidade de estimulação
Necessidade de contenção de areia.
Frequência de intervenção
Necessidade de elevação artificial
Disponibilidade de equipamentos especiais
Condições mercadológicas para fornecimento de
equipamentos
Logística da unidade de completação. Ex. Capacidade de
guindaste
Preços internacionais de produtos e serviços.
Certo Errado DependeCerto Errado Depende
O geólogo de desenvolvimento sugeriu alterar o intervalo a ser canhoneado no poço;
O Projeto de investimento do campo previa um Opex total de 1.23 MMM U$ e um CAPEX de 700 MM U$ que seria dispendido ao longo dos 5 anos do projeto.
Programou-se um fraturamento hidráulico para aumentar o IP do poço de gás em 15 vezes. A permeabilidade do arenito foi calculada em 0.01 md.
O coordenador de produção do campo quer aumentar a produção de 12.000 bpd para 18.000 bpd e solicitou a ampliação do intervalo canhoneado.
O poço foi completado sem contenção de areia e agora está produzindo areia. O eng de produção fechou o poço. O poço vai ser abandonado. O campo todo pode estar comprometido.
Fluidos de CompletaçãoFluidos de Completação
Definição: Fluido de completação é o fluido que é colocado em frente a uma formação produtora enquanto são realizadas operações como amortecimento do poço, limpeza de fundo, tamponamento, contenção de areia,canhoneio, etc. Além do fluido de completação podemos ter também:
Fluido de FraturamentoFluido de Gravel PackPacker Fluid
Funções: Facilitar o deslocamento de um fluido tratado a um ponto do poçoRemover sólidos do poçoControlar a pressão da formação produtora.
Fatores a Considerar na Seleção de um Fluido:
Densidade: overbalance de 100-200 psiTeor de sólidosCaracterísticas de Filtrado
Inchamento de argilasAlterações de molhabilidade da rochaEmulsões
Perda de Filtrado (fluid loss)reduzir a perda excessiva de fluido para formaçãoAplicar uma tensão hidráulica para arenitos inconsolidadosUso de CaCO3 e Resinas solúveis
Características reológicasCapacidade de circulação e elevação de cascalhosCuidados com o dano devido aos agentes viscosificantes
Controle de CorrosãoLimite máximo aceitável é 0.05 lb/ft2/ano de metal exposto
Facilidade de mistura, estocagem, circulaçãoEconomicidadeSegurança pessoalToxidade
Dano de Formação e Fluido de Completação:Remoção Completa de SólidosControle da Perda de Filtrado
Tipos de Fluidos
Petróleo Óleo cru Oleo Diesel
Fluido Aquoso Salino
Água salgada de formação Água do Mar Salmouras Misturadas
NaCl – 2 a 5%KCl – 2%CaCl2
Outros:
Brometo de Cálcio
Brometo de Zinco
Formiato de Sódio
Agentes Químicos Utilizados
Viscosificantes:Goma guarHPGGoma XantanaHECCMC
Tensoativos
Controladores de Corrosão
Inibidores de Inchamento de Argilas
Controladores de Filtrado
Bactericida
GRÁFICOS E TABELAS
Redução de Produtividade e Injetividade Devido Invasão de Fluido
Argilo Minerais nos grãos da Rocha Reservatório
Redução de Permeabilidade de um pacote de areia com 10% de Montmorilonita e a variação de Salinidade do Fluido
Efeito da Penetração do Canhão e a produtividade
Efeito do Teor de Sólidos
FÓRMULASFÓRMULAS
Alguns Preços Unitários (atualizados)
•Fluido de Completação 10 lb/gal – 29 R$/bbl
•Packer Fluid – 10 lb/gal – 41 R$/bbl
Alguns Preços Unitários (em dólares/bbl – desatualizados nov 2003)
•Fluido de injecao – NH3Cl 6.55 •Fluido viscoso a base bentonita 2.83•Fluido viscoso a base de goma xantana 30.70•Fluido viscoso a base de HPG 20.69•Fluido viscoso a base de HEC 18.29•Fluido de combate a perda Tcalc 85.67•Fluido CaCl 2 10 ppg 41.10•Fluido CaCl2 11.6 ppg 65.29
Problema 09 – Caso Real
Poço offshore, LDA 800m. Após gravel pack e a liberação da Crossover tool, o poço começou a beber e o anular baixou drasticamente, sem visualização. Tentou-se encher o poço com FC, sem êxito. Tentou-se encher o anular com água do mar, sem êxito. Observou-se o comportamento do anular do poço por 30 minutos e resolveu-se tirar a coluna com a crossover tool. A coluna foi retirada sem problemas. Como o anular estavamuito baixo, decidiu-se descer uma bucha de teste para vedar no BOP e permitir a fabricação de um volume maior de fluido. A bucha tinha 13 pol de diâmetro externo. Ela topou a +/- 480m e nao conseguiu descer. O riser de perfuração é de OD 20”,K-55, com ID 18.73”. Pergunta-se:
• Atualmente isto não acontece mais nas ferramentas de GPack. Qual o melhoramento que houve?
• O que será que aconteceu com o poço do problema 9?
• Analise matematicamente o problema levando em consideração o peso da agua do mar e a especificação do riser.
• Por que o poço começou a beber desesperadamente após o GPack?
• Qual a solução que foi dada ao problema?
• Estime aos custos de hoje (U$230.000/dia) o custo do problema?
Problema 10
O Químico de fluido fez o cálculo da densidade necessária para o fluido de completação a ser utilizado com base nos seguintes dados;
-Poço Offshore, HPHT, LDA 150m, Sudeste do Brasil- Temperatura Estática de fundo – 320 F- Temperatura no sea bed 16C- Pressão estática da formação: 600 kgf/cm2 a PV 5.250 m- Delta P sugerido: 200 psi overbalance--Sal Utilizado: CaCl2
O canhoneio foi feito através de tubulação devido a profundidade do mesmo. Após o canhoneio, houve crescimento da pressao na cabeça e o poço teve que ser amortecido com circulação. O químico de fluido levou um esporro do chefe. Pergunta-se:
-O que houve no poço?
- Qual deve ter sido a causa do crescimento inesperado da pressão na cabeça?
- Qual o peso do fluido que o químico calculou e utilizou?
-Qual o peso do fluido que deveria ter utillizado?
-Quais os sais que ele poderia ter utilizado para a fabricação do fluido?
FASES DE UMA COMPLETAÇÃO
Fases da CompletaçãoFases da Completação
Instalação dos equipamentos Instalação dos equipamentos de segurança para controle do de segurança para controle do poço ( BOP )poço ( BOP )
Condicionamento do Condicionamento do revestimento de produçãorevestimento de produção
Avaliação da qualidade da Avaliação da qualidade da cimentaçãocimentação
Canhoneio da zona de interesseCanhoneio da zona de interesse Avaliação da formação Avaliação da formação
(opcional)(opcional) Instalação da coluna de Instalação da coluna de
produção até suspensor de produção até suspensor de colunacoluna
Fases da CompletaçãoFases da Completação
Instalação da árvore de natal Instalação da árvore de natal convencional (ANC) ou convencional (ANC) ou molhada (ANM)molhada (ANM)
Indução de surgênciaIndução de surgência– N2 N2 lift lift (injeção de gás pelo (injeção de gás pelo
anular)anular)– Flexitubo (injeção de gás / Flexitubo (injeção de gás /
nitrogênio diretamente pelo nitrogênio diretamente pelo interior da coluna)interior da coluna)
– BCS (bombeio centrífugo BCS (bombeio centrífugo submerso) submerso)
Abandono de Poço após Abandono de Poço após PerfuraçãoPerfuração
Poço Poço abandonado abandonado com tampões de com tampões de cimento após cimento após perfuraçãoperfuração
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
FLUIDO DEPERFURAÇÃO
FLAPPERVALVE
TAMPÃO DECIMENTO
Condicionamento do Condicionamento do RevestimentoRevestimento
Corte dos Corte dos tampões de tampões de cimento e cimento e substituição do substituição do fluido de fluido de perfuração pelo perfuração pelo de completaçãode completação
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
BROCA
DRILL PIPE
RASPADOR
CONDICIONADORDE TOPO LINER
Avaliação da Avaliação da Cimentação PrimáriaCimentação Primária
inferir a inferir a existência ou existência ou não de não de intercomu-intercomu-nicações entre nicações entre os intervalos os intervalos de interesse de interesse
isolamento de isolamento de zonas de gás, zonas de gás, óleo e águaóleo e água
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
CIMENTAÇÃOPRIMÁRIA
FLUIDO DECOMPLETA-ÇÃO
CBL/VDL/GR/CCL
R2 (5 pés)
CCL
EMISSOR
R1 (3 pés)
GR
Avaliação da Avaliação da Cimentação Primária Cimentação Primária
(perfil sônico)(perfil sônico)
COMPOSIÇÃO
FLUIDO
REVESTIMENTO
CIMENTO
FORMAÇÃO
Canhoneio daCanhoneio daZona de InteresseZona de Interesse
Colocar a Colocar a formação formação produtora em produtora em contato com o contato com o interior do poço interior do poço revestidorevestido
TiposTipos– à caboà cabo
– TCP (à coluna)TCP (à coluna)
– através da através da coluna coluna ((through through tubingtubing))ÁGUA
GÁS
ÓLEO
CANHÃO
CABOELÉTRICO
JATOS
CCL
Tipos de CanhoneioTipos de Canhoneio
Convencional (à cabo)
TCP (à coluna) Through Tubing
Avaliação das Avaliação das FormaçõesFormações
Teste de Teste de Formação a Formação a poço Revestido poço Revestido (TFR)(TFR)
Teste de Teste de Produção (TP)Produção (TP)
Registro de Registro de Pressão (RP)Pressão (RP)
Medição de Medição de Produção (MP)Produção (MP)
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
VÁLVULADE TESTE
P & T PACKER
VÁLVULA DECIRCULAÇÃO
AMOSTRADOR
Avaliação das Avaliação das FormaçõesFormações
*parâmetros medidos**parâmetros medidos* Pressão Pressão
estática da estática da formação (Pformação (PEE))
Pressão de Pressão de fluxo (Pfluxo (Pwfwf))
Vazão do poço Vazão do poço (Q)(Q)
Razão Razão gás/líquido gás/líquido (RGL)(RGL)
Razão gás/óleo Razão gás/óleo (RGO)(RGO)
Viscosidade do Viscosidade do fluido (fluido ())ÁGUA
GÁS
ÓLEO
VÁLVULADE TESTE
P & T PACKER
VÁLVULA DECIRCULAÇÃO
AMOSTRADOR
Avaliação das Avaliação das FormaçõesFormações
*parâmetros calculados**parâmetros calculados* PermeabilidadPermeabilidad
e da formação e da formação (k)(k)
Índice de Índice de produtividade produtividade ou injetividade ou injetividade do poçodo poço
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
VÁLVULADE TESTE
P & T PACKER
VÁLVULA DECIRCULAÇÃO
AMOSTRADOR
wfE
líquidos
PP
QIP
Instalação da Coluna de Instalação da Coluna de ProduçãoProdução
Instalação da Instalação da cauda de cauda de produção e produção e retirada da retirada da coluna de coluna de trabalhotrabalho
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
CAMISADO TSR
STANDING VALVE +NIPPLE R
MANDRILDO TSR
Retirada do BOP e Retirada do BOP e Instalação de ANMInstalação de ANM
Componentes Componentes da ANM:da ANM:– Base Base
adaptadora de adaptadora de produção produção (BAP)(BAP)
– Suspensor de Suspensor de colunacoluna
– ANMANM
– Capa da ANM Capa da ANM (TREE CAP)(TREE CAP)
– Mandril das Mandril das linhas de fluxo linhas de fluxo (MLF)(MLF)
Indução de surgênciaIndução de surgência
Diminuição da Diminuição da hidrostática hidrostática permitindo permitindo produção do produção do poçopoço
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
ANM’s D03, DL, DA, LA, GLLANC e
ANM’sD01, D02
Poço em produção comPoço em produção comgas liftgas lift
Pressão Pressão disponível x disponível x pressão requeridapressão requerida
Elevação Elevação artificial = artificial = aumento de aumento de vazão = vazão = diminuição da diminuição da pressão requeridapressão requerida
Maior IP = maior Maior IP = maior vazão para vazão para mesmo mesmo P (Pe-P (Pe-Pwf)Pwf)ÁGUA
GÁS
ÓLEOPWF
PE
VÁLVULAS DEPRESSÃOFECHADAS
VÁLVULA DEORIFÍCIO
Fluxogramas SugeridosFluxogramas Sugeridos
Concluídaperfuração
Poçoprodutor
ou injetor?EfetuarAbandono
definitivo
Poçoserácompletado
logo?Efetuarabandono
provisório
Não
Sim
Não
Planejamentooperacional
- Revestimento deprodução- Intervalos a canhonear
- Testes deformação
Equiparo poço
PoçoemProdução/Injeção
Ocomportamento
está legal?
Instalarelevação artificial
- Abrirnovosintervalos-Fazertratamentonaszonasabertas
- Isolarintervalosindesejáveis
Continuarmonitoramentodascondições dopoço
Prosseguiratéo finaldavidaprodutiva dopoço
1
1
Baixavazão deóleo ?
Quantidadeexcessiva deágua ?
Preçointernacional do petróleo ?
Decisãoempresarial
- Produtor/Injetor?- ZonasProdutoras?
- Coleta deoutrosdados.- Análise deinformaçõesobtidas
Considere que um poço em terra foi perfurado e será completado para injeção de água de formação. Tente colocar em ordem todas as atividades que deverão ser realizadas para a
completaçãodo poço.
1. Efetuar teste de injetividade para determinar o II.2. Assentar o packer.3. Instalar o BOP 4. Correr perfil para verificar aderência do cimento5. Conectar a linha de injeção na árvore de natal do poço.6. Avisar ao Técnico da Estação que o poço está pronto.7. Testar o BOP8. Apertar o Top Swivel do Counter Balance. 9. Descer a coluna de injeção10. Condicionar o revestimento de produção com broca e raspador11. Fazer teste de injeção com a bomba da própria sonda.12. Enroscar no topo da coluna o Suspensor de Tubulação13. Canhonear a zona de injeção;14. Trocar o fluido de completação e deslocar Packer Fluid p/anular.15. Descer broca e raspador e condicionar revestimento.16. Instalar Árvore de Natal
Problema 11
Problema 12Problema 12Analise as seguintes situações:
1. Um poço foi testado e apresentou um II de 20 m3/dia/kgf/cm2 e dano de 4.0. Dados: Pressão Estática: 320 kgf/cm2 a 3.000m. Fluido de Injeção água do mar. Pressão na cabeça: 1.600 psi. Pergunta-se:
• Qual a máxima vazão que foi obtida durante o teste?
• Se a vazão de projeto era um mínimo de 5.000 m3/d e a pressão máxima na bomba é de 2.000 psi, o eng. de reservatório está satisfeito?
• Quais as soluções que podem ser utilizadas para aumentar a injetividade do poço? Tem influência a litologia da rocha reservatório?
- Estimulação ácida- Fraturamento Hidráulico- Recanhoneio/ampliação do canhoneio- Pistoneio por impacto
.
Na reunião para análise do problema, um dos participantes sugeriu que se utilizasse um fluido mais adensado como fluido de injeção. Esta idéia foi boa?
Vai resolver ou vai complicar mais ?
Outra sugestão de um químico foi adicionar um tensoativo para reduzir a perda de carga do fluido com a coluna de produção. Comentar.
Outra sugestão foi retirar a coluna de injeção e trocá-la por outra de maior diâmentro, reduzindo, assim, a perda de carga e permitindo uma maior utilizaçao da disponibilidade de potência da bomba. Comentar.
Outra idéia foi fazer um tratamento com injeção de bactericida para matar os bichinhos que poderiam ter formado uma colônia nos perfurados e assim a injetividade estaria comprometida. Comentar.
Problema 12 - ContProblema 12 - Cont
Problema 13Problema 13
Um campo foi desenvolvido em ambiente offshore
com LDA de 150 m com somente 3 poços de
produção. A pressão estática original era da ordem de
620 kgf/cm2 e a pressão de saturação de 190 kgf/cm2.
API
do óleo de 40. Estava prevista a produção de 3.000
m3/d do campo.
No entanto, a produção foi menor que a prevista e a
depleção do campo também. Ao final de 3 anos, a
produção total era 1.000 m3/d e sub zonas haviam
sido abandonadas por produção antecipada de água.
Os poços não foram equipados com elevação artificial.
Pergunta-se:
Problema 13 ContProblema 13 Cont
Comente algumas causas que poderiam ter causado este péssimo comportamento do campo:
» Deficiência do Aquífero» Breakthrought bem antes do previsto» Deposições orgânicas » Deposições Inorgânicas» Aumento brusco da RGO» Perda de algum poço devido problemas
operacionais» Redução do API do óleo ao longo do tempo» Formação de emulsões na coluna (O+W)
Considerando que os poços não foram equipados com dispositivos para elevação artificial e o campo é offshore, comente como aumentar a produtividade do campo.
Estimulação dos poços Instalação de dispositivos de elev
artificial Auto Gas Lift Iniciar recuperação secundária Auto injeção de água da formação