Projeto de Completação de Poços

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EEW – 412 : Completação de Poços
Projeto de Completação de Poços
Anderson Rapello dos Santos
Engenheiro de Petróleo Pleno, MSc
anderson.r.santos@petrobras.com.br
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
Fase 1
Avaliação
Fase 2
Seleção
Fase 3
Definição
Fase 4
Execução
Fase 5
Operação
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
Comissiona
mento
Operação
Etapas Típicas de Desenvolvimento de um Projeto de 
E&P
Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano 5
F
a
s
e
 
d
e
 
A
v
a
l
i
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ç
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d
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O
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C
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e
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 AvaliaçãoDesenvolvimento
Produção
Abandono
Fonte: OTC 8875
Fonte: Nepomuceno (1997)
Etapas Típicas de Desenvolvimento de um Projeto de 
E&P
Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano 5
F
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s
e
 
d
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A
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V
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d
e
Desenvolvimento (EPC):
•Elevação e Escoamento
•Poços
•UEP
P
R
O
D
U
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
1 A
1.400 m 1.600 m
1.800 m 1.900 m
34
2
1
28 – 31º API 
18º API 
22º API 
18º API 
Exemplo de Projeto de Desenvolvimento
� 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 Ring
Wells
Exemplo de Projeto de Desenvolvimento
� 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 
� 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. Revestimento de Superfície
2. Revestimento de Produção
3. Carretel de Revestimento
4. Casing Hanger
1
2
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 95/8” em CR 13
Permitindo desvio
Gravel pack
horizontal com 
extensão de 500 m
“One trip”
PDG
Método de elevação: gás lift
Coluna produção 5 ½”
CR 13 – área norte
Aço carbono – área sul
2 poços com COP 6 5/8”
ANM:
Horizontais e
convencionais
Poço Vertical Revestido e Canhoneado
Slender
Revestimento CR 13
nos intervalos produtores , 
inclusive completações futuras
Frac pack
seletivo com 2 
sliding sleeves
p/ intervalo
PDG
Método de elevação: gás lift
Colunaprodução 51/2”
CR 13 – área norte ( ANM 
cladeada )
Aço carbono – área sul
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
� 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 2
Projeto 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
N
P
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
Sequência
Operacional para 
Instalação
Avaliar necessidade 
de estimulação 
ácida
Selecionar tipo 
do tratamento
Sequência
Operacional 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
P
ij
E
ijij ddd εεε +=
( )
*
*
ij
ijP
ij
f
dd
σ
σλε
∂
∂
=










=
v
h
H
T
σ
σ
σ
00
00
00
( )Pijijff εσ ,=
0=
∂
∂
+
∂
∂
=
P
ij
ij
ij
ij
dfdfdf ε
ε
σ
σ
ij
ijE
ij K
J
G
S δε
92
1+= {
υ
υ
σ
υ
τ
sin1
sin1
sin
2
32max
−
+
+=
=
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 POÇOS
TESTEMUNHAGEM DE 3 
POÇOS (10 M POR POÇO)
EXECUCAO DOS SERVIÇOS
TESTEMUNHAGEM
PERFILAGEM
ANALISE EM
LABORATORIO
GRANULOMETRICA
PERMEABILIDADE
POROSIDADE
SÔNICO 
DENSIDADE NEUTRAO
GAMA RAY
CALIPER
LITOLOGIA
ARGILOSIDADE
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,i
Tt,oTc,i
Tc,o
Th
T
x
( )
∞
−= TThAq SSh






∆
=
1
2ln
2
r
r
TLkqk
pi
� 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
4
2
4
11
12
11






−
+
−
=
r
r
TTAq
ε
ε
ε
σ
Condução 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
ID
S
e A
F
=σ
( )22
4
IDODARTF eSe −===
pi
σσ
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
t
Pe
Pi
σσσσ
σσσσ
( )
t
DPtDP ei
2
2 −−
=σ
( )
t
DPP ei
2
−
=σ
D
tRP ei
σ2
=
( )llDPDlPtl ie 22 −=+σ
D
tRP ei
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 Material
LE ksi
E
s
c
o
a
m
e
n
t
o
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
h
OD
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
Cur va de ovali zação elá st ica






−=
u
uPP oeeo 1
3
21
2






−
=
t
e d
hEP
ν
Curva de colapso plástico
( )21 bbPP ypc ++−=  −= tduhub 12 tyy d
h
P
σ
2=
P
r
e
s
s
ã
o
 
(
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 (%)
P
c
(
p
s
i
)
FEM Material 2
FEM Material 1
Timoshenko
Abassian
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
D
0
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
�
L
0
Perfil de Pressão na Coluna e Anular Durante a Produção
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
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°
NUNU
EUEU
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 
� 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 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 parao poço
Skin
próximo 
a zero
sim
Acidificação para by
passar danoarenito
Fratura propada
Avaliar 
limitações 
mecânica
Avaliar 
economicamente
Arenito 
ou 
carbonato
?
carbonato
Avaliar 
limitações 
mecânica
Não
Avaliar 
limitações 
mecânica
Avaliar 
economicamente
Arenitos Carbonatos
Avaliar 
limitações 
mecânica
Avaliar 
economicamente
Avaliar 
economicamente
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 hHP
1,54 milhoões de galões
6,3 milhões de lbm de propante
11 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
kw
FCD ff=
2 xf
wf
Dimensionamento da Fratura
Nprop elevados
Permeabilidade média
Permeabilidade alta
Permeabilidade Baixa
Npropmoderado
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
σσσσc
p
(England & Green, 1963)
Onde :
� fh = z/h
� f1 e f2 = variáveis auxiliares
Equação Básica da Mecânica da Fratura
∫∫
−
∆
−
−
=
2
0
2
1
2
2
1
1
22
2
22 ..
.
)1(2)(
f
f h
h ff
dfp
ff
dff
G
hfw
h
pi
ν
resolvendo
( ) ( ) 2112 hh fG
phfw −∆−= ν
Fratura com seção
transversal elíptica.
Modelo PKN 
Aplicando perda de carga em dutos elípticos
3
64
wh
q
dx
dp
pi
µ
=
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)( th
Gq
tL
f 







−
=
µν
η
4/1)1(3),0( 




 −
=
G
Lq
tw
µν
4/1
3
3
)1(
3






−
=∆
ν
µLGq
h
P
f
w
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
RO310
3258,5 a 3268,5 m
280 kgf/cm2 a – 3325 m
IP = 20,5 m3/d/kgf/cm210,2 m
16,8 m
RO320 
3284 a 3307 m 
243 kgf/cm2 a – 3254 m
IP = 34 m3/d/kgf/cm2
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
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 
H
o
r
a
s
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
Tempo
1000
2000
3000
4000
5000
P
r
e
s
s
õ
e
s
,
 
p
s
i
Ppdg Ptpt
4300
4500
4700
P
r
e
s
s
õ
e
s
,
 
p
s
i
Tempo
Esvaziando DPR Pressurizando DPR para SL
Fechando choke 
na superfície
N2 fluido através
da VGL
Retrieving GR 
valve
Well 
Testing
MGL
PDG
TSR/STV
Packer
Bibliografia
� Nepomuceno, F.. Tomada de Decisão em Projetos de Risco na Exploraçãode 
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