completacao de pocos de PeG

EEW – 412 : Completação de Poços
Projeto de Completação de Poços
Anderson Rapello dos Santos
Engenheiro de Petróleo Pleno, MSc
[email protected]
21 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
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
Projeto
Aprovado
Identificação
da
Oportunidade
Fase 1
Avaliação
Projeto
conceitual
Projeto Básico
Fase 2
Seleção
Portão 1
Implantação do
Projeto
Fase 3
Definição
Portão 2
Fase 4
Execução
Portão 3
Operação
Fase 5
Operação
Portão 4
Portão 5
Etapas do Projeto de Desenvolvimento de um Campo
Operação
Comissiona
mento
Construção
e
Montagem
Projeto
Executivo
Suprimento
Projeto
Básico
Etapas Típicas de Desenvolvimento de um Projeto de
E&P
Ano 2
Ano 3
Ano 4
Declara
Comercilidade
Estudos de
Viabilidade
Desenvolvimento (EPC):
Estudos de
Geologia e
Reservatórios
Fase de Avaliação
da Oportunidade
Ano 1
Ano 5
P
R
O
•Elevação e Escoamento
D
•Poços
U
•UEP
Ç
Ã
O
Fonte: OTC 8877
Fluxo de Caixa Típico num Projeto de E&P
Exploração e Avaliação
($)
Desenvolvimento
Produção
Abandono
Tempo
Fonte: Nepomuceno (1997)
Fonte: OTC 8875
Etapas Típicas de Desenvolvimento de um Projeto de
E&P
Negociação e Est.
Viabilidade
Ano 2
Ano 3
Ano 4
Ano 5
Estudos de
Geologia e
Reservatórios
Fase de Avaliação
da Oportunidade
Ano 1
Desenvolvimento (EPC):
P
R
O
•Elevação e Escoamento
D
•Poços
U
•UEP
Ç
Ã
O
Fonte: 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
28 – 31º API
1A
18º API
1.600 m
1.400 m
22º API
1.800 m
18º API
1.900 m
1
4
2
3
Exemplo de Projeto de Desenvolvimento
Poços
18 produtores e 10 injetores
Poços Verticais, Desviados e Horizontais de 600 m
1700 m
1900 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
P-52
FPSO Br
1800 m
Unidade removedora de sulfato;
Arranjo Submarino de Campo Off Shore
RHAS – Riser Híbrido AutoSustentável
Gas Lift Manifold
Gas Lift Injection Ring
Wells
Exemplo de Projeto de Desenvolvimento
Poços
1300 m
1500 m
1600 m
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
P-54
UEP: P54 (FPSO)
180 000 bpd
Unidade removedora de sulfato
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
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.
2.
3.
4.
Revestimento de Superfície
Revestimento de Produção
Carretel de Revestimento
Casing Hanger
Adaptador para Cabeça de Produção
Cabeça de Produção
3
2
1
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
S2
S1
W2
XO
W1
M2
M1
PXO
ÓLEO
DHSV
GÁS
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
Selos do Production Stab
Production Stab
Conector Fêmea PDG
Tree Connector Dogs
(travam no alojador de alta
pressão da BAP)
Bucha de orientaç
orientação
Annulus Stab
DHSV1 Stab
DHSV 2
ANULAR
PDG
DHSV 1
PRODUÇÃO
Tipo de Completação (Número de Zonas )
Dupla
Simples
Seletiva
Poço Horizontal Aberto
ANM:
Horizontais e
convencionais
Poços isolados
e Slender
Coluna produção 5 ½”
CR 13 – área norte
Aço carbono – área sul
2 poços com COP 6 5/8”
Método de elevação: gás lift
PDG
Afastamento total range:
900 a 1250 m
10 juntas
Revestimento 95/8” em CR 13
Permitindo desvio
Gravel pack
horizontal com
extensão de 500 m
“One trip”
Poço Vertical Revestido e Canhoneado
Coluna produção 51/2”
CR 13 – área norte ( ANM
cladeada )
Aço carbono – área sul
Slender
Método de elevação: gás lift
PDG
Revestimento CR 13
nos intervalos produtores ,
inclusive completações futuras
Frac pack
seletivo com 2
sliding sleeves
p/ intervalo
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
Principais Aspectos do Projeto de Poço
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 Direcionadores de um 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)
Projeto de Completação: Visão Geral
Dados de
Reservatórios
Elaboração do
Modelo de Fluxo no
reservatório
•
•
•
•
•
Porosidade
Permeabilidade
Espessura
Contato
Qualidade do Óleo
$
Projeto 1
Avaliação
Econômica dos
Projetos
Projeto 2
Projeto 3
t
Seleção dos Poços
Tipo
Otimização do
Projeto
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
800 M
1000 M
NPV
500 M
10P5I
9P6I
10P6I
10P7I
11P7I
12P7I
13P8I
14P9I
15P9I
Fonte: OTC 1926
Projeto de Completação Visão Geral
Projeto
Conceitual
Análise de
Alternativas de
CA
Análise do Tipo
de Coluna
Dimensionar
Sistema de CA
Análise de
Esforços na
Coluna
Selecionar tipo
do tratamento
Seleção da
Metalurgia
Sequência
Operacional para
Tratamenro
Sequência
Operacional para
Instalação
Projeto de Completação
Avaliar necessidade
de estimulação
ácida
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
SELECIONAR SISTEMA DE CONTENCAO DE AREIA
ANALISE GRANULOMETRICA DO
RESERVATORIO
NAO
NAO E NECESSARIA
CONTENCAO DE AREIA
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
Estado de tensões in situ
σ H
T =  0
 0
0
0 
σ v 
0
σh
0
Equação do Equilíbrio
Modelo de Ruptura
- Mohr Coulomb
- Drucker Praeger
- Lade
- Correlacao com Testes uniaxias
- Correlacao comTestes triaxiais
Tji, j + bi = 0
Modelo de Ruptura
τ max =
2c
1 + sin υ
+ σ 2 =3
sin υ
1 − sin υ
Relação Tensão Deformação
dεij = dε + dε
E
ij
ε ijE =
S ij
2G
dεijP = dλ
+
J1
δ ij
9K
( )
∂f σij*
∂σ
*
ij
Comportamento da Formação:
- Linear Elástico
- Elasto-plástico
- Plástico
P
ij
{
(
f = f σij ,ε
df =
P
ij
)
∂f
∂f
dσ ij +
dε ijP = 0
∂σ ij
∂ε ij
Acoplamento Hidromecanico
Potencial para aumento de BSW
- Dados históricos
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
PROGRAMA DE
TESTEMUNHAGEM
ANALISE EM
EXPLOTACAO
PERFURACAO
PERFILAGEM
LABORATORIO
DEFINIÇAO DA LOCAÇÃO E DO NÚMERO DE POÇOS
EXECUCAO DOS SERVIÇOS
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 POÇOS
TESTEMUNHAGEM DE 3
POÇOS (10 M POR POÇO)
ANALISE REALIZADA
GRANULOMETRICA
PERMEABILIDADE
POROSIDADE
SÔNICO
DENSIDADE NEUTRAO
GAMA RAY
CALIPER
LITOLOGIA
ARGILOSIDADE
TESTE UNIAXIAL
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
T
Efeito de expansão de
fluido em anulares
Tf
confinados
Tt,o
Efeito importante na
Tt,i
avaliação de poços
profundos
Tc,o
Tc,i
Avaliação de Poços HPHT
Th
Avaliação de elementos
tubulares
Condução
2πLk∆T
qk =
 r2 
ln 
 r1 
x
Convecção
qh = hAS (TS − T∞ )
Radiação
q12 =
σ A1 (T14 − T 24 )
1 − ε 2  r1

+
ε1
ε 2  r2
1



2
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
Movimentação
da Coluna
Comprimento
de
Assentamento
Efeito
Pistão
Flambagem
Efeito
Balão
Efeito
da
temperatura
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)
F
σe =
AS
ID
F = RT = σ e AS = σ e
OD
π
(
OD
4
2
− ID 2
)
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
2σtl + Pe Dl = Pi (D − 2l )l
Pi (D − 2t ) − Pe D
σ=
2t
(
Pi − Pe )D
σ=
2t
t
Pe
σ
Pi
σ
OD
Variação da espessura da parede do tubo = 12,5%
Fator de segurança = 1 (tubos novos) e 1,33 (tubos usados)
2σ e t
RPi =
D
1,75σ e t
RPi =
D
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
Escoamento
Transição
Definido a partir do escoamento da
Ajuste numérico da curva entre o
parede interna de um tubo de parede
colapso nos regimes elástico e
espessa quando a tensão tangencial
plástico permitindo obter a mínima
excederá o limite de escoamento do
pressão de colapso para a zoja de
material antes da falha por colapso.
transição plástico-elástico.
Utiliza as equações de Lamé
σc
Curva Real do Colapso
Curva teórica de instabilidade
Escoamento do Material
Escoamento
LE ksi
Plástico
12,44
Transição
20,41
Elástico
26,22



A
 − B − C
Rc = S y 
Plástico
Elástico
 OD 

h



Não depende
Obtido
atravésda
detensão
dados limite
empíricos
de
partir de 2488Étestes
escoamento.
aplicável
realizados
para avaliar
em
tubos
o
semdecostura
falha
de
tubos
aço grau
de
K-55,
Aregime
= 3,181,
B =em
0,0819
eC
= 2852.
N80 e P110.
paredes
finas.
Rc = 7578 psi
OD/t
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
Pressão de flambagem elástic
Pressão (p/σy)
Modelo 4 Rótulas
2E
 u 
Peo = Pe 1 − o  Pe =
1 −ν 2
u

h

 dt



3
Curva de ovalização elástica
Ppc
Curva de colapso plástico
h/dt
(
Ppc = Py − b + 1 + b
2
)
u
u
b = 2 1 −
h  dt



Py = 2
σ yh
dt
Deslocamento (u/dt)
Fonte: SPE 51188
Influência da Ovalização no Colapso dos Tubos
13000
FEM Material 2
FEM Material 1
12000
Timoshenko
Abassian
Pc (psi)
11000
10000
9000
8000
0,20
0,40
0,60
Ovalização (%)
0,80
1,00
Esforços Combinados em Colunas
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
Definição do Material
Propriedades do material
Comportamento: Elástico perfeitamente
plástico
σ
Verdadeira
Corrigida
M’
σyAPI
M
Perfeitamente plástico
E = 30e6 psi
Engenharia
u = 0.29
D0
L0
sy = 80 ksi
Limite de escoamento definido pela API 5 CT
L80: sy ; 0,5 %
P110: sy ; 0,6 %
ε/∆ε
σ
Critério de Falha para materiais dúcteis
Máxima energia de distorção (Von Mises)
σyAPI
σy
Plástica uniforme
0,5
não
uniforme
ε/∆ε
Perfil de Pressão na Coluna e Anular Durante a Produção
VGL Venturi
VGL venturi 16/32 posicionada a 2500 m
Vazão de óleo = 25000 bpd
Vazão de Gás = 180000 sm3/d
Pressão na ANM = 1500 psi
Pressão no TP = 2500 psi
Temperatura na VGL = 57ºC
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
EU
NU
30°
NU, EU
API Buttresss Tubing and Casing – BTC
+3°
+10°
Premium
-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
-3°
15
°
EFEITO CUNHA
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
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
Objetivo
Alterar as características de permeabilidade original da rochareservatório.
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
sim
arenito
Fratura propada
Arenito
ou
carbonato
?
Skin
próximo
a zero
Não
Acidificação para by
passar dano
carbonato
Arenitos
Avaliar
limitações
mecânica
Avaliar
limitações
mecânica
Avaliar
economicamente
Avaliar
economicamente
Tratamento
Ácido
Fratura Propada
Carbonatos
Avaliar
limitações
mecânica
Avaliar
limitações
mecânica
Avaliar
economicamente
Avaliar
economicamente
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
σv
Fratura simples
Fratura simples
σhmin
σhmax
Fraturas:
•Múltiplas
•Forma em T
•Simples
Mínima Tensão Principal
Fonte: Economides
Fratura ocorre vertical
Fratura ocorre horizontalmente
Dimensionamento do Fraturamento
25000 hHP
1,54 milhoões de galões
6,3 milhões de lbm de propante
11 horas
Fonte: Economides e Nolte
Dimensionamento do Fraturamento
Produção
Beneficio
L1
L2
L3
Lucro
Comprimento
Tempo
Comprimento
Volume
Custo
Comprimento
Comprimento
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
2 xf
wf
FCD=
wf k f
kL
Dimensionamento da Fratura
Nprop moderado
Permeabilidade Baixa
Permeabilidade média
Permeabilidade alta
Frac Pack
Nprop elevados
Fraturamento Hidráulico Massivo
Parâmetros de Entrada
Propriedades mecânicas da zona de interesse e
W
adjacentes
E
ν
z
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
σc
2h
p
Equação Básica da Mecânica da Fratura
Fratura com seção
transversal elíptica.
Modelo PKN
(England & Green, 1963)
2(1 −ν ) h
w( f h ) =
π .G
1
∫
fh
f2
∆p.df1
2
h 0
f −f
f 2 .df 2
f −f
2
2
∫
2
2
2
1
resolvendo
Onde :
∆p = pressão líquida (P – σc)
fh = z/h
ν = Coeficiente de Poison
f1 e f2 = variáveis auxiliares
G = Módulo de Cisalhamento
Aplicando perda de carga em dutos elípticos
64µ q
dp
=
dx
π h w3
Onde :
µ = viscosidade absoluta
h = eixo maior
q = vazão de fluxo
w = eixo menor
w( f h ) =
2(1 −ν )h∆p
1 − f h2
G
Equação Básica da Mecânica da Fratura
Dimensionamento da Geometria da Fratura
1/ 5
 Gq 3η 4  4 / 5
L(t ) = 0,6 
t
4 
−
(
1
ν
)
µ
h

f 

 (1 −ν ) µq L 
w(0, t ) = 3

G


3  Gq 3 µL 
∆Pw =


h f  (1 −ν )3 
Onde:
η=
V fratura
Vinjetado
1/ 4
1/ 4
Modelo PKN
Fratura em Poço Direcional
Condições Mecânicas do Poço
{
1. SOT 3 1/2"EU com 8 pinos x 481 psi
7. STV DB 2,87” no topo do mandril do TSR a 3171,5 m
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)
8. Packer HHL 51A4 STD 4 ½ EU a 3181,6 m
RO210
9. Topo do mandril com Perfil F 2,81 a 3356,26 m
10,2 m
RO310
3258,5 a 3268,5 m
280 kgf/cm2 a – 3325 m
IP = 20,5 m3/d/kgf/cm2
RO410
RO320
3284 a 3307 m
243 kgf/cm2 a – 3254 m
IP = 34 m3/d/kgf/cm2
Packer Inflável
+
Tampão de cimento
RO420
16,8 m
1,5 m
RO430
RO330
3225 a 3363 m
246 kgf/cm2 a – 3297 m
IP = 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
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
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
Para a planta
Volume de fluido de completação no poço (COP
~200 bbl + Anular ~300 bbl)
Recuperar plug FMH (FDB) no topo do TH
MGL
PDG
TSR/STV
Induzir surgência
Despressurizar DPR alinhado para planta de
WT
Em paralelo iniciar injeção de N2 para anular
Packer
via linha de HCR 1”, descarregando fluido do
anular até MGL
Prosseguir com N2 lift até BSW < 1%
Realizar Avaliação de Formação
Planta de Teste
70
Tempo médio de operação: 40 houras
60
Horas
50
40
Well 1
Well 2
Well 3
30
20
10
0
Descarreando anular e WT
Limpando formação
(BSW<1)
Total
43%
57%
Descarreando anular e WT
Limpando formação (BSW<1)
Exemplo de Sequência Operacional
Well
Testing
Retrieving GR
valve
Pressões, psi
4700
4500
4300
Tempo
N2 fluido através
da VGL
MGL
Fechando choke
na superfície
PDG
TSR/STV
Packer
Pressões, psi
5000
4000
Ppdg
Ptpt
3000
2000
1000
Tempo
Esvaziando DPR
Pressurizando DPR para SL
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