Engenharia de Completaçao de Poços
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Apostila de Completacao de Poços muito boa. Ela aborda todos os aspectos de um projeto de Completaçao de poços. Muito boa para quem está estudando ou já trabalha nessa área de Exploraçao e ...

Apostila de Completacao de Poços muito boa. Ela aborda todos os aspectos de um projeto de Completaçao de poços. Muito boa para quem está estudando ou já trabalha nessa área de Exploraçao e Produçao.

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  • Saudações Victor!
    Seu estudante de engenharia química e faço um trabalho de final de curso e vejo que este material poça ajudar para o nosso trabalho que é separação oléo e gás offshore. Ficaria muito agradecido se enviasse este material para o e-mail crantosilva@gmail.com; Um forte abraço!
    Cristiano Antonio.
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  • Ola, sou estudante de petroleo e gas, estou pesquisando apensas processos operacionais de perfuração e completação, poderia me mandar, algo bem ojetivo? agradeço muito, meu e-mail hugo_vidotto@hotmail.com
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  • ola, sou estudante técnico petróleo e gás do senai / ctgás-er natal -rn
    procuro informações e novidades da área para somar conhecimentos.
    Meu e-mail: jairdantas77@hotmail.com
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  • Bom dia, sou Estudante de Engenharia de Petroleo no momento estou a ecrever a tese sobre intervencao em pocos fechados por devido a alto indice de producao de agua e de gas, preciso de conteudo bibliografico sobre este assunto agradecia imenso que ajudassem-me neste sentido. meu email e rosana_cunha88@yahoo.com.br
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  • Boa tarde, sou estudante de engenharia de petróleo e formo ano que vem... Estou pesquisando bastante sobre o tema pois quero fazer meu projeto final em algo nesta área. Você poderia me ajudar de alguma forma? Arquivos, algo parecido, ou sugestões? Abçs... Meu e-mail: mozorio@gmail.com
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Engenharia de Completaçao de Poços Document Transcript

  • 1. ENGENHARIA DE COMPLETAÇÃO DE POÇOS
  • 2. 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 um poço se inicia após a perfuração do mesmo e pode ocorrer em toda a vida produtiva do poço até o seu abandono definitivo, que pode durar várias décadas .
  • 3. AONDE SE ENCAIXA A COMPLETACAO DE POÇOS?
    • PERGUNTAR NÃO OFENDE !
      • QUANDO COMEÇA A COMPLETAÇÃO ?
      • QUAL O CRITÉRIO QUE ERA UTILIZADO PELA PETROBRÁS?
      • QUAL O CRITÉRIO UTILIZADO POR EMPRESAS ESTRANGEIRAS?
      • QUAL O GRANDE OBJETIVO AO SE PERFURAR UM POÇO EXPLORATÓRIO?
      • AINDA EXISTE O ENGENHEIRO DE COMPLETAÇÃO ?
  • 4. 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?
  • 5. 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?
  • 6. 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?
  • 7. PARA QUE QUEREMOS SABER TUDO ISTO ?
  • 8. Para podermos elaborar o programa de completação do poço. Fluido/densidade canhoneio Tubulação de produção estimulação Válvulas Válvula de segurança Árvore de natal Elevação artificial Produtos químicos especiais Obturadores Juntas de expansão Suspensor de coluna Equipamentos de teste
  • 9. Fluxograma de um poço Concluída perfuração Poço produtor ou injetor ? Efetuar Abandono definitivo Poço será completado logo? Efetuar abandono provisório 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 O comportamento está legal? Instalar elevação artificial - Abrir novos intervalos - Fazer tratamento nas zonas abertas - Isolar intervalos indesejáveis Continuar monitoramento das condições do poço Prosseguir até o final da vida produtiva do poço 1 1 Baixa vazão de óleo ? Quantidade excessiva de água ? Preço internacional do petróleo ? Decisão empresarial
  • 10. 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?
  • 11. QUEM PARTICIPA DA ELABORAÇÃO DE 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
  • 12. QUEM (NORMALMENTE) NÃO PARTICIPA NESTA FASE: - Chefes ou Gerentes - Geofísico exploracionista. - Físico Químicos ou Pesquisadores - Companhias de Serviço (Halliburton, Schlumberger, BJ,etc) - Representantes Técnicos de Equipamentos E a moça do cafezinho, onde está ????
  • 13. 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?
  • 14. 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.
  • 15. Ainda Outros Exemplos
    • Campo de Lagoa Parda no ES (MAM): O campo tinha um forte “bottom water drive”. Óleo de boa qualidade. Qual o melhor esquema de canhoneio? A distância do Contato OW é importante neste caso? Quais os riscos envolvidos para o histórico de produção do Campo? Qual o tipo de elevação artificial recomendada para este caso? Quais as implicações para o esquema de completação? Dá para imaginar o que aconteceu com o campo? O que será que foi feito em funcao do resultado obtido?
    • Caso Real 2: Campo de Gás offshore, profundo, de alta pressão. Durante a perfuração da zona produtora na fase de delimitação do campo, houve séria ameaça de kick. Discutir opções de completação: tipo de canhoneio, tipo de completação, tipo e cuidados no abandono provisório do poço. Quais outras informações são importantes para se discutir esta questão e que não foram aqui ainda mencionadas?
  • 16. Quanto ao posicionamento da cabeça 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 m Guideline SS / NS ancorados DA < 300 m (GL) SS / NS ancorados DL < 400 m SS / NS ancorados DLL < 600 m Guidelineless SS ancorada GLL < 1000 m (GLL) SS / NS pos.dinâmico (DP) GLL > 600 m Quanto a localização da Cabeça do Poço Em terra No mar
  • 17.  
  • 18.  
  • 19.  
  • 20.  
  • 21.  
  • 22.  
  • 23. MÉTODOS DE COMPLETAÇÃO (a) poço aberto (b) liner rasgado (c) liner canhoneado
  • 24.
    • COMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO
    • DE PRODUÇÃO CANHONEADO
    (a) simples (b) seletiva (c) dupla
  • 25. Alguns Exemplos de Coluna de Produção
  • 26.  
  • 27.  
  • 28.  
  • 29.  
  • 30.
    • Problema 01:
    • Analisar e discutir Projeto de Completação de um Poço (OH /CH) levando em consideração os seguintes fatores :
    • Gasto com canhoneio do poço;
    • Controle da produção de gás e água;
    • Tempo de completação;
    • Facilidade do poço ser aprofundado;
    • Facilidade de estimulação seletiva;
    • Interpretação dos perfis OH;
    • Dano de Formação;
    • Cimentação do revestimento;
    • Métodos para controle de prod de areia;
    • Zoneamento da produção de óleo/gás;
    • Recuperação Secundária;
    • Equipamentos de cab de poço;
    • Tipo de Sonda de Intervenção;
    • Erosão na coluna de produção;
    • Diâmetro interno e grau do aço do rev anterior;
    • Custo da Completação;
  • 31.
    • Problema 2:
    • Analise os seguintes casos:
    • 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?
  • 32. 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?
  • 33. CANHONEIO DE POÇOS
  • 34. Tipos de Intervenção Cada Intervenção tem um objetivo. Pode ser a primeira vez que a sonda entra no poço. Pode ser a décima vez ou mais. Temos que classificar cada intervenção de acordo com a sua finalidade. O custo de cada intervenção tem 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?
  • 35.
    • Tipos de Intervenções
    • Investimento
    • Manutenção de Produção
    • Limpeza de Poço
    • Recompletação
    • Restauração
    • Estimulação
    • Abandono
  • 36. Investimentos em um poço: Completação Avaliação Recompletação em nova zona Manutenção da Produção Conjunto 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 zona Restauração Estimulação Avaliação Limpeza Mudança de Método de Elevação
  • 37. 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
  • 38.  
  • 39. Problema 4: De todas as causas de intervenção listadas, enquadrá-las dentro das 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”?
  • 40. 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.
  • 41. Projeto de Completação de Poço Definição do tipo de completação Definição da equipagem do poço Definição dos testes de reservatorio Definição das estimulações do reservatório Tipos de Completação: Poço Revestido com Tubulação de Produção
  • 42. Completação a Poço Aberto Poço Revestido e Canhoneado Com Packer de Produção e Detalhes da vedação do packer com anular
  • 43. 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
  • 44. 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 .
  • 45.
    • Temos:
    • Tubulação de Produção
    • Acessórios de tubulação de produção
    • Mandris para Elevação especial e outras finalidades.
    • Obturadores
      • Recuperáveis e Permanentes
      • Mecânicos e Hidráulicos
      • Simples, duplos ou triplos
    • Fatores que influem na escolha da equipagem:
      • Características do projeto
      • Condições do Poço
      • Considerações e Limitações do material e metal
      • Compatibilidades
    • Exemplos Práticos
      • Caso Real 3 Offshore BS: Incompatibidade com a cabeça do poço
      • Caso de Manati: Limitação da especificação do material
      • Caso de Incrustação Inorgânica: Uso de fibra de vidro ao invés de aço carbono
      • Caso de Caravelas: Limitação do material com o revestimento descido
      • Caso de Incrustação Inorgânica: Limitação do uso de Sliding Sleeve
      • Caso de Coral: Completação monobore e Uso de Flexitubo
  • 46. Definição 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 (Q líquidos ), vazão de gás (Q gás ), determinando-se :
    • a razão gás-líquidos (RGL): quantos m 3 de gás foram produzidos para cada m 3 de líquido aferido. Note que o gás geralmente encontra-se dissolvido no seio do óleo produzido.
    • a razão gás-óleo (RGO): quantos m 3 de gás foram produzidos para cada m 3 de óleo aferido);
    • o CUT de água: % de água presente no volume de líquidos produzidos. Por exemplo, se um determinado poço produz 100 m 3 /dia com CUT de 30 %, significa que este poço produz 70 m 3 /dia de óleo e 30 m 3 /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.
  • 47. Durante o fluxo, os registradores estarão medindo a pressão de fluxo (P wf ) e a temperatura . Note que existe uma P wf para cada valor de Q líquidos medida na superfície, somente havendo sentido em referir-se a uma determinada P wf 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.
  • 48. 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:
  • 49. O IP representa quantos m 3 /dia de líquidos podem ser produzidos para uma diferencial de pressão de 1 kgf/cm 2 aplicado à formação. Por exemplo, se um determinado poço tem um IP de 10 (m 3 /d)/(kgf/cm 2 ), significa que ele é capaz de produzir 10 m 3 /d para cada diferencial de pressão de 1 kgf/cm 2 aplicados à formação. Se for imposto um diferencial de pressão de 20 kgf/cm 2 , este poço produzirá 200 m 3 /d. Similarmente, o índice de injetividade (II) representa quantos m 3 /dia de fluidos podem ser injetados para um diferencial de pressão poço-formação de 1 kgf/cm 2 . O índice de produtividade (IP) é um parâmetro que indica de forma simples e direta o potencial de um determinado poço:
  • 50. 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.
  • 51. 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.
  • 52. DEFINIÇÕES
    • TFR TP
    • QO M3/D; QG M3/D
    • RGO M3/M3
    • RGL M3/M3
    • BSW %
    • IP M3/D/KGF/CM2
    • PWF
    • P EST
    • P EST EXTRAPOLADA
    • API
    • K, DANO
  • 53. Composição para Teste de Formação
  • 54.
    • 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?
  • 55. Estimulações do Reservatório
  • 56. 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.
  • 57.  
  • 58.  
  • 59.
    • 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?
  • 60. Completação de poços Projeto de poço Fluidos de completação Etapas de uma Completação Organogramas Sugeridos
  • 61. Projeto de Completação de um Poço
    • 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?
  • 62. 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.
  • 63.  
  • 64.  
  • 65. Certo 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.
  • 66. Fluidos de Completação
  • 67. 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 Fraturamento Fluido de Gravel Pack Packer Fluid Funções: Facilitar o deslocamento de um fluido tratado a um ponto do poço Remover sólidos do poço Controlar a pressão da formação produtora.
  • 68. Fatores a Considerar na Seleção de um Fluido: Densidade: overbalance de 100-200 psi Teor de sólidos Características de Filtrado Inchamento de argilas Alterações de molhabilidade da rocha Emulsões Perda de Filtrado (fluid loss) reduzir a perda excessiva de fluido para formação Aplicar uma tensão hidráulica para arenitos inconsolidados Uso de CaCO3 e Resinas solúveis Características reológicas Capacidade de circulação e elevação de cascalhos Cuidados com o dano devido aos agentes viscosificantes Controle de Corrosão Limite máximo aceitável é 0.05 lb/ft2/ano de metal exposto Facilidade de mistura, estocagem, circulação Economicidade Segurança pessoal Toxidade
  • 69. Dano de Formação e Fluido de Completação: Remoção Completa de Sólidos Controle 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
  • 70. Agentes Químicos Utilizados Viscosificantes: Goma guar HPG Goma Xantana HEC CMC Tensoativos Controladores de Corrosão Inibidores de Inchamento de Argilas Controladores de Filtrado Bactericida
  • 71. GRÁFICOS E TABELAS Redução de Produtividade e Injetividade Devido Invasão de Fluido
  • 72.  
  • 73. Argilo Minerais nos grãos da Rocha Reservatório
  • 74. Redução de Permeabilidade de um pacote de areia com 10% de Montmorilonita e a variação de Salinidade do Fluido
  • 75. Efeito da Penetração do Canhão e a produtividade Efeito do Teor de Sólidos
  • 76.  
  • 77.  
  • 78. FÓRMULAS
  • 79.  
  • 80.
    • 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
  • 81. 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 estava muito 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?
  • 82.
    • 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?
  • 83.  
  • 84. FASES DE UMA COMPLETAÇÃO
  • 85. Fases da Completação
    • Instalação dos equipamentos de segurança para controle do poço ( BOP )
    • Condicionamento do revestimento de produção
    • Avaliação da qualidade da cimentação
    • Canhoneio da zona de interesse
    • Avaliação da formação (opcional)
    • Instalação da coluna de produção até suspensor de coluna
  • 86. Fases da Completação
    • Instalação da árvore de natal convencional (ANC) ou molhada (ANM)
    • Indução de surgência
      • N2 lift (injeção de gás pelo anular)
      • Flexitubo (injeção de gás / nitrogênio diretamente pelo interior da coluna)
      • BCS (bombeio centrífugo submerso)
  • 87. Abandono de Poço após Perfuração
    • Poço abandonado com tampões de cimento após perfuração
  • 88. Condicionamento do Revestimento
    • Corte dos tampões de cimento e substituição do fluido de perfuração pelo de completação
  • 89. Avaliação da Cimentação Primária
    • inferir a existência ou não de intercomu-nicações entre os intervalos de interesse
    • isolamento de zonas de gás, óleo e água
  • 90. Avaliação da Cimentação Primária (perfil sônico)
  • 91. Canhoneio da Zona de Interesse
    • Colocar a formação produtora em contato com o interior do poço revestido
    • Tipos
      • à cabo
      • TCP (à coluna)
      • através da coluna ( through tubing )
  • 92. Tipos de Canhoneio Convencional (à cabo) TCP (à coluna) Through Tubing
  • 93. Avaliação das Formações
    • Teste de Formação a poço Revestido (TFR)
    • Teste de Produção (TP)
    • Registro de Pressão (RP)
    • Medição de Produção (MP)
  • 94. Avaliação das Formações *parâmetros medidos*
    • Pressão estática da formação (P E )
    • Pressão de fluxo (P wf )
    • Vazão do poço (Q)
    • Razão gás/líquido (RGL)
    • Razão gás/óleo (RGO)
    • Viscosidade do fluido (  )
  • 95. Avaliação das Formações *parâmetros calculados*
    • Permeabilidade da formação (k)
    • Índice de produtividade ou injetividade do poço
  • 96. Instalação da Coluna de Produção
    • Instalação da cauda de produção e retirada da coluna de trabalho
  • 97. Retirada do BOP e Instalação de ANM
    • Componentes da ANM:
      • Base adaptadora de produção (BAP)
      • Suspensor de coluna
      • ANM
      • Capa da ANM (TREE CAP)
      • Mandril das linhas de fluxo (MLF)
  • 98. Indução de surgência
    • Diminuição da hidrostática permitindo produção do poço
  • 99. Poço em produção com gas lift
    • Pressão disponível x pressão requerida
    • Elevação artificial = aumento de vazão = diminuição da pressão requerida
    • Maior IP = maior vazão para mesmo  P (Pe-Pwf)
  • 100. Fluxogramas Sugeridos Concluída perfuração Poço produtor ou injetor ? Efetuar Abandono definitivo Poço será completado logo? Efetuar abandono provisório Não Sim Não Planejamento operacional - Revestimento de produção - Intervalos a canhonear - Testes de formação Equipar o poço Poço em Produção / Injeção O comportamento está legal? Instalar elevação artificial - Abrir novos intervalos - Fazer tratamento nas zonas abertas - Isolar intervalos indesejáveis Continuar monitoramento das condições do poço Prosseguir até o final da vida produtiva do poço 1 1 Baixa vazão de óleo ? Quantidade excessiva de água ? Preço internacional do petróleo ? Decisão empresarial - Produtor / Injetor ? - Zonas Produtoras ? - Coleta de outros dados . - Análise de informações obtidas
  • 101.  
  • 102.
    • 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 completação
    • do poço.
    • Efetuar teste de injetividade para determinar o II.
    • Assentar o packer.
    • Instalar o BOP
    • Correr perfil para verificar aderência do cimento
    • Conectar a linha de injeção na árvore de natal do poço.
    • Avisar ao Técnico da Estação que o poço está pronto.
    • Testar o BOP
    • Apertar o Top Swivel do Counter Balance.
    • Descer a coluna de injeção
    • Condicionar o revestimento de produção com broca e raspador
    • Fazer teste de injeção com a bomba da própria sonda.
    • Enroscar no topo da coluna o Suspensor de Tubulação
    • Canhonear a zona de injeção;
    • Trocar o fluido de completação e deslocar Packer Fluid p/anular.
    • Descer broca e raspador e condicionar revestimento.
    • Instalar Árvore de Natal
    Problema 11
  • 103. Problema 12 Analise as seguintes situações:
    • 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
    • .
  • 104. Problema 12 - Cont 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.
  • 105. Problema 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 :
  • 106. Problema 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