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