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EEW – 412 : Completação de Poços

Projeto de Completação de Poços

Anderson Rapello dos Santos

Engenheiro de Petróleo Pleno, [email protected] 9978 7986 / 21 3876 1236

Sumário

� Introdução

� Sistemas típicos de produção de explotação de hidrocarbonetos

� Etapas típicas de um projeto de desenvolvimento

� Fluxo de caixa e um projeto de E&P

� Exemplo de projeto de desenvolvimento

� Etapas de um projeto de desenvolvimento

� Conceitos Básicos Gerais

� Definição de Completação

� Tipo de Completação

� Projeto de Completação

� Conceitos Básicos

� Completação Superior

� Completação Inferior

� Estimulação

� Avaliação de Formações

Sistemas de Produção de Petróleo

Etapas do Projeto de Desenvolvimento de um Campo

Fase 1Avaliação

Fase 2Seleção

Fase 3Definição

Fase 4Execução

Fase 5Operação

Portão 1 Portão 2 Portão 3 Portão 4 Portão 5

Identificação da

Oportunidade

Projeto conceitual

Projeto Básico

Projeto Aprovado

Implantação do Projeto

Operação

Etapas do Projeto de Desenvolvimento de um Campo

Projeto Básico

Projeto Executivo

Suprimento

Construção e

Montagem

Comissionamento

Operação

Etapas Típicas de Desenvolvimento de um Projeto de E&P

Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano 5Fase d

e A

valiação

da O

port

unid

ade

Estu

dos d

e

Geolo

gia

e

Reserv

ató

rios

Estu

dos d

e

Via

bilid

ade

Decla

ra

Com

erc

ilid

ade

Desenvolvimento (EPC):

•Elevação e Escoamento

•Poços

•UEP

P

R

O

D

U

Ç

Ã

O

Fonte: OTC 8877

Fluxo de Caixa Típico num Projeto de E&P

Tempo

($)Exploração e Avaliação

Desenvolvimento

Produção

Abandono

Fonte: OTC 8875Fonte: Nepomuceno (1997)

Etapas Típicas de Desenvolvimento de um Projeto de E&P

Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano 5Fase d

e A

valiação

da O

port

unid

ade

Estu

dos d

e

Geolo

gia

e

Reserv

ató

rios

Negocia

ção e

Est.

V

iabilid

ade

Desenvolvimento (EPC):

•Elevação e Escoamento

•Poços

•UEP

P

R

O

D

U

Ç

Ã

OFonte: OTC 8877

Produção Antecipada e Módulos

� Utilizada em Campos Gigantes

� Produção em módulos permite aumentar o conhecimento do campo

antecipando a produção (receita) do campo

� Requer flexibilidade do projeto conceitual

� Adaptar projeto em função da realidade impostas por aumento do conhecimento do reservatório durante o desenvolvimento

� Tipo de Poços (projeto inicial do módulo 1 mostrado anteriomente previa grande # de poços horizontais)

� Redução do risco de desenvolvimento do campo

� Podem ocorrer alterações na locação definitiva de UEP e do arranjo

submarino

� Seleção da UEP deve considerar o reduzido conhecimento do campo

no início do desenvolvimento do módulo

� TLP e Spar permitem redução do projeto de completação mas requerem um maior conhecimento do reservatório e não possuem flexibilidade necessária para permitir mudanças de locação

Exemplo de Projeto de Desenvolvimento

1 A

1.400 m1.600 m

1.800 m 1.900 m

342

1

28 – 31º API

18º API

22º API

18º API


� Poços

� 18 produtores e 10 injetores

� Poços Verticais, Desviados e Horizontais de 600 m

� Estimulação tipo frac pack seletivo

� Gas lift, PDG e TPT em todos os produtores

� Injeção de água do mar para manutenção de pressão

� UEP P52 (SS) + FPSO Br

� 180 000 bpd + 100 000 bpd

� Unidade removedora de sulfato;

1900 m

1800 m

1700 m

FPSO Br

P-52

Arranjo Submarino de Campo Off Shore

Gas Lift Manifold

RHAS – Riser Híbrido Auto-Sustentável

Gas Lift Injection RingWells


� Poços

� 11 produtores e 6 injetores

� Poços horizontais de 1000 m

� Gas lift, PDG e TPT em todos os produtores

� Injeção de água do mar para manutenção de pressão

� UEP: P54 (FPSO)

� 180 000 bpd

� Unidade removedora de sulfato

P-54

1500 m 1600 m1300 m

Sumário

� Introdução













� Estimulação


Definição do Tipo Completação

� Refletirá em todos a vida produtiva do poço sendo

necessário o projeto planejamento criterioso

considerando aspectos econômicos e

operacionais visando o prolongamento de sua

vida útil

Classificação da Completação

� Quanto ao posicionamento da cabeça de poço

� Completação Seca

� Poços Terrestres e Plataforma Fixa

� Çompletação Molhada

� Poços Submarinos

� Quanto ao revestimento de produção

� Poço Aberto

� Revestimento Rasgado

� Revestimento Canhoneado

� Quanto ao número de zonas de produção

� Simples

� Seletiva

� Dupla

Completação Seca

Os equipamentos de superfície (cabeça de produção e árvore de natal) são instalados apoiados numa plataforma fixa que transmite os carregamentos

para o solo ou fundo do mar

Esquema de Cabeça de Poço na Completação Seca

Poço ao término da perfuração

1. Revestimento de Superfície2. Revestimento de Produção3. Carretel de Revestimento4. Casing Hanger

12

3

Adaptador para Cabeça de Produção

Cabeça de Produção

Completação Molhada

Em lâminas d’água profundas e ultra-profundas, onde seria inviável trazer a cabeça de poço até a superfície, a instalação é feita no fundo do mar, utilizando-se a árvore de natal molhada (ANM).

ANM – Árvore de Natal Molhada

� No caso da ANM Convencional (vertical):

� BAP

� ANM

� Tree Cap

� Capa de Corrosão

� Instalada sobre a BAP

� Permitir acesso e controle do fluxo do poço e para anular e

coluna

� Pode ser vertical ou horizontal

ANM – Árvore de Natal Molhada

ESQUEMA DE VALVULAS DA ANM

DHSV

M1

S1

XO

W2

W1

S2

M2

ÓLEO GÁS

PXO

BAP – Base Adaptadora de Produção

Tree Cap e Capa de Corrosão

� Barreira de Segurança

� Tree Cap instalada sobre a ANM

� Interface hidráulica para a UEP

� Capa de Corrosão Instalada sobre a Tree Cap

� Isolar o fundo do mar

Esquema de Cabeça de Poço na Molhada

Conector H4

Completacao Molhada: TH

ProductionProduction StabStab

AnnulusAnnulus StabStab

Conector Fêmea PDGConector Fêmea PDG

DHSV1 DHSV1 StabStab

TreeTree ConnectorConnector DogsDogs(travam no alojador de alta (travam no alojador de alta pressão da BAP)pressão da BAP)

Bucha de orientaBucha de orientaççãoão

Selos do Selos do ProductionProduction StabStab

DHSV 1

DHSV 2

PDG

ANULAR

PRODUÇÃO

Tipo de Completação (Número de Zonas )

Dupla Simples Seletiva

Poço Horizontal Aberto

Poços isolados e Slender

Afastamento total range:900 a 1250 m

10 juntas Revestimento 9 5/8” em CR 13

Permitindo desvio

Gravel packhorizontal com

extensão de 500 m“One trip”

PDG

Método de elevação: gás lift

Coluna produção 5 ½”CR 13 – área norte

Aço carbono – área sul2 poços com COP 6 5/8”

ANM:Horizontais econvencionais

Poço Vertical Revestido e Canhoneado

Slender

Revestimento CR 13nos intervalos produtores ,

inclusive completações futuras

Frac packseletivo com 2 sliding sleeves

p/ intervalo

PDG

Método de elevação: gás lift

Coluna produção 51/2”CR 13 – área norte ( ANM

cladeada )Aço carbono – área sul

Sumário

� Introdução













� Estimulação


� Investimento necessário

� Localização (mar/terra)

� Tipo de poço (pioneiro, extensão, desenvolvimento, etc)

� Finalidade (produção/injeção)

� Fluidos produzidos (gás não associado, óleo + gás, óleo + água)

� Potencial de produção / injeção

� Número de zonas produtoras

� Método de elevação (surgência / elevação artificial)

� Controle de produção de areia

� Necessidade de intervenções futuras (minimizar)

Principais Aspectos do Projeto de Poço

� Projeto tão simples quanto possível

� Atingir o maior índice de produtividade/injetividade

� Menor custo global (perfuração + completação + workover + abandono)

� Reduzir riscos associados à pescaria

� Melhoria da garantia de escoamento (reduzir risco de formação de

hidrato e parafina)

� Otimização da drenagem (antecipação da produção)

Principais Direcionadores de um Projeto de Poço

Projeto de Completação: Visão Geral

Dados de Reservatórios

Avaliação Econômica dos

Projetos

Seleção dos Poços Tipo

Elaboração do Modelo de Fluxo no

reservatório

Otimização do Projeto

• Porosidade• Permeabilidade• Espessura• Contato• Qualidade do Óleo

$

t

Projeto 1

Projeto 2Projeto 3

Otimização do Comprimento dos Poços

� Otimização do comprimento do poços em função do VPL agregado ao projeto:

� Fatores considerados:

� Comprimento do poço;

� Diâmetro das colunas e linhas de produção;

� Número de poços

10P5I 9P6I 10P6I 10P7I 11P7I 12P7I 13P8I 14P9I 15P9I

NP

V

500 M 800 M 1000 M

Fonte: OTC 1926

Projeto de Completação Visão Geral

Projeto Conceitual

Análise de Alternativas de

CA

Dimensionar Sistema de CA

Análise do Tipo de Coluna

Análise de Esforços na

Coluna

Seleção da Metalurgia

SequênciaOperacional para

Instalação

Avaliar necessidade de estimulação

ácida

Selecionar tipo do tratamento

SequênciaOperacional para

Tratamenro

Projeto de Completação

Projeto de Completação Visão Geral

� Definir completação Inferior

� Análise de Alternativas para CA� Liner Rasgado;

� GPH,

� Poço revestido canhoneado

� Seleção de materiais� Compatibilidade com fluido de reservatório

� Dimensionamento do Sistema de CA

� Viabilidade de completação inteligente

� Definir completação Superior

� Tipo de coluna

� Dimensionamento da coluna aos esforços

� Metalurgia da Coluna

� Estratégia de Instalação

� Seleção de materiais

� Compatibilidade com sistemas de interligação a UEP

� Definir necessidade de estimulação

� Estudo de reposta a estimulações

Dados de Entrada do Projeto

� Dados de pressão x tempo

� Pressão estática (Pe), pressão de fluxo no fundo do

poço (Pwf), pressão de fluxo na cabeça do poço,

pressão de fechamento na cabeça do poço, pressão

de saturação (Psat)

� Propriedades do óleo

� uo, API, GOR, dados PVT, teor de asfaltenos,

parafinas e naftênicos, presença de fluidos

corrosivos

� Vazão de produção ou injeção, no tempo.

� Estratigrafia, zoneamento, profundidades, intervalos

produtores, contatos O/A, G/O e G/A, espessuras (net/gross

pay), barreiras, intercalações, falhamentos

Dados de Entrada do Projeto

� Porosidades, permeabilidades

vertical (Kv) e horizontal (Kh) e

saturações de água.

� Compressibilidade total da rocha.

� Temperatura da formação, do poço

em fluxo e/ou estática.

� Temperatura de início de

aparecimento de cristais (TIAC).

� Fator de película (Skin) e razão de

dano.

� IP ou II esperado.

Dimensionamento do Sistema de Contenção de Areia

� Qual é o projeto que deverá ser executado para otimizar a vazão de produção

e garantir a contenção mecânica de areia?

� O dimensionamento e escolha do sistema de controle de sólidos não significa a

exclusão total das partículas de sólidos (no caso areia);

� convivência com pequenos teores de sólidos com diâmetros controlados pode ser

vantajoso do ponto de vista de produtividade;

� O dimensionamento e realizado através da coleta e analise de dados de

testemunhos, perfis e experiência de analistas e projetistas.

Dimensionamento do Sistema de Contenção de Areia

O RESERVATORIO IRA PRODUZIR

AREIA ?

SIM

NAO

NAO E NECESSARIA CONTENCAO DE AREIA

SELECIONAR SISTEMA DE CONTENCAO DE AREIA

ANALISE GRANULOMETRICA DO RESERVATORIO

SELECIONAR O MÉTODO DE CONTENÇÃO DE AREIA

SELECIONAR/DIMENSIONAR GRANULOMETRIA DO AGENTE

DE SUSTENTACAO

SISTEMA DE CONTENCAO SELECIONADO

Previsão da Produção de Areia

Propriedades Geomecânicas:- σH, σh, σv- E, ν, C, α- Correlacoes com LOT, Mini frac

e perfis

Modelo de Ruptura- Mohr Coulomb- Drucker Praeger- Lade- Correlacao com Testes uniaxias- Correlacao comTestes triaxiais

Comportamento da Formação:- Linear Elástico- Elasto-plástico- Plástico

Acoplamento Hidromecanico

Potencial para aumento de BSW- Dados históricos

Estado de tensões in situ

Equação do Equilíbrio

Modelo de Ruptura

Relação Tensão Deformação

0, =+ ijji bT

Pij

Eijij ddd εεε +=

( )*

*

ij

ijPij

fdd

σσ

λε∂

∂=

=

v

h

H

T

σσ

σ

00

00

00

( )Pijijff εσ ,=

0=∂∂+

∂∂= P

ijij

ijij

df

df

df εε

σσ

ijijE

ij K

J

G

Sδε

921+=

{

υυσ

υτ

sin1

sin1

sin

232max −

++= =c

Fontes de Incerteza Previsão da Produção de Areia

� Simplificação do Fenômeno Físico

� Mecanismo de Falha (Colapso) do Poço

� Relação Tensão - Deformação

� Propriedades Mecânicas da Formação (n e E) Constantes/Uniformes

� Simplificação do Modelo Matemático

� Modelo Linear Elástico da formação

� Critério de Falha: Mohr-Coulomb; Drucker-Praeger; Lade

� Obtenção das Tensões Principais (por vezes iguais)

� Poço perfeitamente circular

� Obtenção de Dados da Formação

� Dados de resistência da formação

� Obtenção/Correlação das tensões principais

� Permeabilidade em torno das paredes do poço (alteração do estado de tensões)

� Pressão de poros

� Simulação Numérica

� Erros/Incertezas relacionadas à convergência

Fontes de Incerteza na Seleção do Sistema de Contenção de Sólidos

DEFINICAO DO PROJETO

EXPLOTACAO

PROGRAMA DE

PERFURACAO

DEFINIÇAO DA LOCAÇÃO E DO NÚMERO DE POÇOS

SUPONDO PROJETO DE DESENVOLVIMENTO COM:

- 6 POÇOS INJETORES HORIZONTAIS 1000 M 8 ½ POL- 7 POÇOS PRODUTORES HORIZONTAIS 1000 M 9 ½ POL

PERFILAGEM DE 4 POÇOSTESTEMUNHAGEM DE 3 POÇOS (10 M POR POÇO)

EXECUCAO DOS SERVIÇOS

TESTEMUNHAGEM

PERFILAGEM

ANALISE EM

LABORATORIO

GRANULOMETRICAPERMEABILIDADE

POROSIDADESÔNICO

DENSIDADE NEUTRAOGAMA RAYCALIPER

LITOLOGIAARGILOSIDADE

TESTE UNIAXIAL

ANALISE REALIZADA

Curva Granulométrica para Avaliação da CA

Fontes de Incerteza na Seleção do Sistema de Contenção de Sólidos

� Seleção do sistema de contenção baseado nos dados de granulometria da

formação

� Número reduzido de testemunhos

� Pode não ser realizado em todos os poços utilizando poços de correlação

� Não pode ser realizado em toda extensão do poço horizontal

� Analise granulométrica realizada em condições de superfície

� Não considera efeitos de coesão e atrito intragranular

� Correlação de perfis com propriedades geomecânicas

� Extrapolação de propriedades geomecânicas e permoporosas de poços de

correlação para a extensão do poço perfurada

Dimensionamento da Coluna – Esforços Atuantes

� Peso Próprio

� Forças devidos à Pressão dos fluidos

� Forças de reação aos obturadores instalados

� Forças de Impacto

� Forças de tração

� Forças devido aos efeitos térmicos

� Momentos fletores em função dos pontos de engaste

� Expansão de fluidos em anulares

Expansão de Fluido em Anulares

Tf

Tt,iTt,o

Tc,i

Tc,o

Th

T

x

( )∞−= TThAq SSh

∆=

1

2ln

2

r

r

TLkqk

π

� Efeito de expansão de

fluido em anulares

confinados

� Efeito importante na

avaliação de poços

profundos

� Avaliação de Poços HPHT

� Avaliação de elementos

tubulares

( )2

2

1

2

2

1

42

411

1211

−+

−=

r

r

TTAq

εε

ε

σCondução Convecção Radiação

Efeito as Forças Atuantes

� Tensões

� Tensão Axial;

� Tensão Radial;

� Tensão Tangencial;

� Tensão Devido à Torção;

� Tensão Devido à Flexão;

� Deformações

� Deformação elástica;

� Deformação devido a flambagem;

� Deformação devido a tensões radiais e tangenciais;

� Deformações devido a variação de temperatura;

� Deformação devido a reação do obturador

Efeitos dos Esforços e das Deformações

� No caso extremos pode ocorrer a ruptura da coluna, obturador ou

conexões;

� Deformação plástica da coluna;

� Vazamento das conexões devido a flambagem;

� Flambagem helicoidal, dificultando a passagem de ferramentas a

cabo;

� Deformação que cause vazamento ou desassentamento do packer;

Efeitos dos Esforços e das Deformações

Comprimento de

Assentamento

Efeito Pistão

Flambagem Efeito Balão

Efeito da

temperatura

Movimentação da Coluna

Dimensionamento quanto à tração

� API 5 CT� Tração máxima não deve exceder o limite de escoamento do material� FS = 1,6 (tubos novos) ou 2 (tubos usados)

OD

IDS

e A

F=σ

( )22

4IDODARTF eSe −=== πσσ

Dimensionamento quanto à pressão interna

� Calculada utilizando a equação de Barlow (cilindro de paredes fina)

� OD/t > 15 , OD/t >> 1

� Tensão tangencial na parede do tubo deve ser inferior ao limite de escoamento

� Variação da espessura da parede do tubo = 12,5%

� Fator de segurança = 1 (tubos novos) e 1,33 (tubos usados)

OD

tPe

Pi

σσσσ

σσσσ

( )t

DPtDP ei

2

2 −−=σ( )

t

DPP ei

2

−=σ

D

tRP e

i

σ2=

( )llDPDlPtl ie 22 −=+σ

D

tRP e

i

σ75,1=

Dimensionamento quanto ao colapso

� Tensão de escoamento do material;

� Razão de esbelteza do tubo(D/t);

� Ovalização;

� Tensão residual;

� Isotropia;

� Forma da curva de tensão-deformação;

� Microestrutura.

Dimensionamento quanto ao colapso - API Bulletin 5C3

Curva teórica de instabilidade

Curva Real do Colapso

Plástico Transição

σσσσc

OD/t12,44 20,41 26,22

Elástico

Escoamento do MaterialLE ksi

Esc

oam

ento

Escoamento

Definido a partir do escoamento da parede interna de um tubo de parede espessa quando a tensão tangencial excederá o limite de escoamento do material antes da falha por colapso. Utiliza as equações de Lamé

Plástico

Obtido através de dados empíricos partir de 2488 testes realizados em tubos sem costura de aço grau K-55, N80 e P110.

Transição

Ajuste numérico da curva entre o colapso nos regimes elástico e plástico permitindo obter a mínima pressão de colapso para a zoja de transição plástico-elástico.

Elástico

Não depende da tensão limite de escoamento. É aplicável para avaliar o regime de falha em tubos de paredes finas.

CB

hOD

ASR yc −

−

=

A = 3,181, B = 0,0819 e C = 2852.

Rc = 7578 psi

Dimensionamento quanto ao colapso - API Bulletin 5C3

� Escoamento� Cilindro de paredes espessas (Lamé) , D/t<15

� Regime Plástico

� Transição

� Elástico (D/t>25)

Avaliação de Colapso em Tubos com Ovalização

h/dt

Pressão de flambagem elástic

Ppc

Curva de ovalização elástica

−=u

uPP o

eeo 1

3

21

2

−=

te d

hEP

ν

Curva de colapso plástico

( )21 bbPP ypc ++−=

−=

td

u

h

ub 12

t

yy d

hP

σ2=

Pre

ssão

(p/

σ y)

Deslocamento (u/dt)

Modelo 4 Rótulas

Fonte: SPE 51188

Influência da Ovalização no Colapso dos Tubos

8000

9000

10000

11000

12000

13000

0,20 0,40 0,60 0,80 1,00

Ovalização (%)

Pc

(psi

)

FEM Material 2

FEM Material 1

Timoshenko

Abassian

Esforços Combinados em Colunas

Dimensionamento da Coluna aos Esforços

� Avaliar resistência da coluna de produção/injeção

em função dos esforços de instalação e durante a

vida produtiva

� Modelo considera:

� Trajetória do poço

� Descrição das extremidades (condições de

contorno)

� Efeitos de crescimento de pressão no anular

(APB)

� Efeito de curva de pressão e temperatura ao longo

da coluna, anular e tempo

� Definir solicitações máximas em função dos

critérios de projeto adotados

Exemplo de Condição de Instalação e Produção

� Colapso � Teste de Estanqueidade da Coluna com 5000 psi

� Pressão Interna� Teste de estanqueidade do anular com 5000 psi

� Bombeio com 5000 psi na cabeça

� Tração� Overpull de 120 klbf

� Descida da Coluna no Poço � Vazamento da coluna de produção

� Produção� Gás Lift a 2400 m� Vazão de Gás: 180000 M3/d� Pressão de GL = 2200 psi� VGL Venturi de 16/32

� Condições de Fluxo

� Fluido� Óleo com RGO = 60 m3/m3� Vazão de produção = 250000� API do óleo = 27º

D0

Perfeitamente plástico

Definição do Material

� Propriedades do material

� Comportamento: Elástico perfeitamente

plástico

� E = 30e6 psi

� u = 0.29

� sy = 80 ksi

� Limite de escoamento definido pela API 5 CT

� L80: sy ; 0,5 %

� P110: sy ; 0,6 %

� Critério de Falha para materiais dúcteis

� Máxima energia de distorção (Von Mises)

0,5

σy

σσσσ

ε/∆εε/∆εε/∆εε/∆ε

σσσσ

ε/∆εε/∆εε/∆εε/∆ε

M’ M

Engenharia

Verdadeira

Corrigida

σyAPI

�

Plástica uniforme

não uniforme

σyAPI

�

L0

Perfil de Pressão na Coluna e Anular Durante a Prod ução

VGL venturi 16/32 posicionada a 2500 mVazão de óleo = 25000 bpdVazão de Gás = 180000 sm3/dPressão na ANM = 1500 psiPressão no TP = 2500 psiTemperatura na VGL = 57ºC

VGL Venturi

Resultados na Envoltória de Esforços Triaxiais

Definir a Conexão que será utilizada na coluna

� Conexão compatível com esforços durante instalação e vida produtiva do

poço

� Conexão compatível com fluido produzido

� Definições API (ISO 11960:2004) – jan 2006

� Tubing

� Tubo colocado dentro de um poço servindo para produzir ou injetar fluidos

� Casing

� Tubo descido da superfície e destinado a revestir as paredes de um poço perfurado

� Conexão

� União roscada de componentes tubulares

� Luva

� cilindro roscado internamente para unir dois comprimentos de tubos roscados

Tipos de Conexões

� API com Rosca Redonda

� API Buttresss Tubing and Casing – BTC

� Premium

30°

NUNUEUEU

NU, EUNU, EU

+3° +10°

-3° +10

°

Principais Diferenças

� Vedação

� API: não veda gás e vaza a partir de determinadas pressões

� Premium: vedação á gas e mesma resistência de pressão que o corpo do tubo

� Selo metal-metal

� Roscas Premium são internal flush

� Roscas Premium possuem, pelo menos, a mesma resistência a

tração que o corpo do tubo

EFEITO CUNHA

15

°

-3°

Seleção de Materiais

� Enfraquece os tubos ao ponto de não mais resistir aos esforços para que foi projetado

� Tipos de corrosão mais severos:� H2S� Cl-� H2

� Falha súbita e catastrófica

Seleção de Materiais – Fluxograma geral

pp = pressão parcial

Operações com SL: recuperação GR Valve

Sumário

� Introdução













� Estimulação


Objetivo

� Alterar as características de permeabilidade original da rocha-

reservatório.

� Aumentar a produtividade de poços produtores de óleo e/ou gás

� Aumentar a injetividade dos poços injetores de água para

descarte ou recuperação secundária

� Possibilidades de estimulação :

� Fraturamento hidráulico

� Acidificação de matriz

� Fraturamento ácido

Seleção de Poços Candidatos

Estimulação é alternativa para o poço

Skinpróximo a zero

sim

Acidificação para bypassar danoarenito

Fratura propada

Avaliar limitações mecânica

Avaliar economicamente

Arenito ou

carbonato?

carbonato


Não



Arenitos Carbonatos




Tratamento Ácido

Fratura Propada Fratura Ácida

Fraturamento Hidráulico

� Pressurizar formação até obter ruptura

por tração

� Ruptura ocorre na parade do poço

� Fratura é propagada pelo bombeio do

fluido de fraturamento

� Fratura é mantida aberta através do

agente de sustentação (incorporado ao

fluido) de alta permeabildiade

� Ao final do bombeio fratura se fecha sobre

agende de sustentação mantendo aberto

canal de alta permeabilidade

Por quê fraturar?

� Modificar o padrão de fluxo reservatório-poço.

� O fluxo passa a ser linear na fratura

� Radial nos pontos mais distantes;

� Promove maior área de reservatório exposta ao fluxo;

� Ultrapassar regiões danificadas próximas a parede do poço

� Atingir áreas de melhores características permo-porosas;

� Conectar zonas hidraulicamente isoladas;

� Conectar fraturas naturais do reservatório

Forma da Fratura

Fratura Vertical Fratura Vertical Longitudinal Fratura Vertical Transversal

Regimes de Fluxo na Fratura Vertical

Linear

Bi-Linear

Linear na formação

Fluxo de Transição

Fluxo de Transição Fluxo Pseudo Radial

Morfologia da Fratura

Mínima Tensão Principal

Fratura ocorre horizontalmenteFratura ocorre vertical

σσσσhmin

σσσσhmax

σσσσv

Fratura simples

Fratura simples

Fraturas:•Múltiplas•Forma em T•Simples

Fonte: Economides

Dimensionamento do Fraturamento

25000 hHP1,54 milhoões de galões6,3 milhões de lbm de propante11 horas

Fonte: Economides e Nolte

Dimensionamento do Fraturamento

Beneficio

Volume Custo

L1

L2

L3

Comprimento

ComprimentoComprimento

Comprimento

Tempo

Lucro

Produção

Parâmetros Básicos

� FCD = função condutividade adimensional

� wf.kf = condutividade da fratura (abertura x permeabilidade)

� k = permeabilidade da formação

� L = comprimento de fratura

� Em termos Gerais:

� Para reservatórios de baixa permeabilidade é indicada uma fratura

de pequena abertura e grande comprimento;

� Para reservatórios de alta permeabilidade é indicada uma fratura de

grande abertura e pequeno comprimento

kL

kwFCD ff=

2 xf

wf

Dimensionamento da Fratura

Nprop elevados

Permeabilidade média

Permeabilidade alta

Permeabilidade Baixa

Nprop moderado

Frac Pack

Fraturamento Hidráulico Massivo

Parâmetros de Entrada

� Propriedades mecânicas da zona de interesse e

adjacentes

� E

� ν

� Estado de tensão in situ

� Parâmetros de reologia e filtração do fluido;

� Permeabilidade do pacote de agente de sustentação;

� Condições mecânicas do poço

� Tubulação

� Canhoneados

� Cimentação

W

2h

z

σσσσcp

(England & Green, 1963)

Onde :

� fh = z/h

� f1 e f2 = variáveis auxiliares

Equação Básica da Mecânica da Fratura

∫∫ −∆

−−=

2

02

12

2

11

222

22 ..

.

)1(2)(

f

f h

hff

dfp

ff

dff

G

hfw

hπ

νresolvendo

( ) ( ) 2112

hh fG

phfw −∆−= ν

Fratura com seçãotransversal elíptica.

Modelo PKN

Aplicando perda de carga em dutos elípticos

3

64

wh

q

dx

dp

πµ

=

Onde :

� µ = viscosidade absoluta

� q = vazão de fluxo

� ∆p = pressão líquida (P – σc)

� ν = Coeficiente de Poison

� G = Módulo de Cisalhamento

� h = eixo maior

� w = eixo menor

Equação Básica da Mecânica da Fratura

5/4

5/1

4

43

)1(6,0)( t

h

GqtL

f

−=

µνη

4/1)1(

3),0(

−=G

Lqtw

µν

4/1

3

3

)1(

3

−=∆

νµLGq

hP

fw

injetado

fratura

V

V=η

Modelo PKNDimensionamento da Geometria da Fratura

Onde:

Fratura em Poço Direcional

7. STV DB 2,87” no topo do mandril do TSR a 3171,5 m

8. Packer HHL 51A4 STD 4 ½ EU a 3181,6 m

9. Topo do mandril com Perfil F 2,81 a 3356,26 m

RO410

RO420

RO430

1,5 m

Packer Inflável +

Tampão de cimento

RO210

1. SOT 3 1/2"EU com 8 pinos x 481 psi

2. pup joint 3 1/2"EU + XO 4 1/2"EU CX x 3 1/2"EU PI

3. PKR HHL 9 5/8" 4 1/2"EU (P = 2500 psi, T = 72 klbf )

4. XO 3 1/2"EU CX x 4 1/2""EU PI

5. 2 pup joints 3 1/2"EU

6. TSR 4305 3 1/2"EU sapata EORH 5 3/4" com 3 pinos (~19 klbf){

Condições Mecânicas do Poço

RO3103258,5 a 3268,5 m

280 kgf/cm2 a – 3325 mIP = 20,5 m3/d/kgf/cm2

10,2 m

16,8 m

RO320 3284 a 3307 m

243 kgf/cm2 a – 3254 m

IP = 34 m3/d/kgf/cm2

RO3303225 a 3363 m246 kgf/cm2 a – 3297 mIP = 104 m3/d/kgf/cm2

Acidificação da Matriz

� Injeção de uma solução ácida pressão de bombeio abaixo da pressão de

fratura da formação;

� Dissolução de dano causado por substâncias solúveis em ácido;

� Dissolução de cimento e componentes carbonáticos da rocha;

� Retorno da permeabilidade original da rocha danificada ou

� Aumento da permeabilidade de arenitos com intercalações de carbonatos

� Tipos de tratamento:

� tratamentos matriciais em carbonatos e arenitos;

� limpeza de canhoneados obstruídos;

� limpeza e lavagem de colunas de produção;

� fraturamento ácido em rochas carbonáticas

� canal de alta condutividade promovido pela dissolução da rocha em ácido.

Acidificação da Matriz

� Combinações de ácido clorídrico e fluorídrico

� HCl a 15% obtido a partir do HCl 33%

� Mud Acid Regular (12% HCl + 3% HF)

� Ácidos orgânicos :

� Mais comum : ácido acético

� Aditivo mais crítico na acidificação

� Inibidor de corrosão função da composição do ácido e temperatura

� Recuperação do ácido feita logo após o final do bombeio

� Cuidados operacionais (toxicidade, poluição)

� Não funciona bem em formações de permeabilidade muito baixa

� Atua numa região limitada ao redor do poço : danos rasos

� O volume de ácido necessário para remoção de danos muito profundos é

anti-econômico.

Sumário

� Introdução













� Estimulação


Avaliação de Formações

� Teste de Produção (TP)

� Medição de vazão de fluidos;

� Razão Gás-Líquidos ( RGL ): m3 gás produzido / m3 líquido aferido;

� Razão Gás-Óleo ( RGO ): m3 gás produzido / m3 óleo aferido;

� BSW - Basic Water and Sediments: % água e sedimentos / % líquido total.

� Registro de Pressão ( RP )

� determinar a pressão estática do reservatório;

� Teste de Formação a poço Revestido ( TFR )

� Teste realizado com ferramentas especiais que registram a pressão de fundo

durante períodos de fluxo e de fechamento do poço.

Exemplo de Sequência Operacional

MGL

PDG

TSR/STV

� Recuperar plug FMH (FDB) no topo do TH

� Induzir surgência

� Despressurizar DPR alinhado para planta de

WT

� Em paralelo iniciar injeção de N2 para anular

via linha de HCR 1”, descarregando fluido do

anular até MGL

� Prosseguir com N2 lift até BSW < 1%

� Realizar Avaliação de Formação

Packer

Volume de fluido de completação no poço (COP ~200 bbl + Anular ~300 bbl)

Para a planta

Planta de Teste

0

10

20

30

40

50

60

70

Descarreando anular e WT Limpando formação (BSW<1)

Total

Hor

as

Well 1

57%

43%

Descarreando anular e WT Limpando formação (BSW<1)

Tempo médio de operação: 40 houras

Well 2

Well 3

Exemplo de Sequência Operacional

Tempo1000

2000

3000

4000

5000

Pre

ssõe

s, p

si Ppdg Ptpt

4300

4500

4700

Pre

ssõe

s, p

si

Tempo

Esvaziando DPR Pressurizando DPR para SL

Fechando choke na superfície

N2 fluido atravésda VGL

Retrieving GR valve

Well Testing

MGL

PDG

TSR/STV

Packer

Bibliografia

� Nepomuceno, F.. Tomada de Decisão em Projetos de Risco na Exploração de

Petróleo (1997). Tese de Doutorado UNICAMP.

� OTC 8875 (1998): Roncador Field Strategy Explotation

� OTC 8877 (1998): Roncador Field: A Rapid Development Challenge in Ultra

Deep Water

� SPE 51188

� OTC 1926 (2008): Roncador Field Development: Reservoir Aspects and Well

Development Strategy

� Economides et al. Petroleum Well Construction

� Economides e Nolte. Resevoir Stimulation

projeto de completação de poços - saviesa.org.br de pocos de... · produtores, contatos o/a, g/o...

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