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Aulas/1 - Completa��o e Estimula��o de Po�os.pdf PUC-Rio Completação e Estimulação de Poços Marcos Antonio Rosolen 2009 Objetivos do Curso � Desenvolvimento das competências necessárias para o projeto, instalação, operação e monitoramento de um sistema de produção moderno. � Cada componente do sistema de produção será considerada a partir do fluxo no reservatório, completação e estimulação da formação, ferramentas de completação, projeto e especificação das colunas, métodos de elevação artificial, projeto de facilidades de superfície e operação da produção. As técnicas de análise de sistemas serão aplicadas para modelar o desempenho do sistema de produção completo e otimizar o desempenho de cada componente individual. � De especial interesse serão a completação inteligente de poços, fraturamento hidráulico, acidificação, métodos de elevação artificial novos ou recentemente desenvolvidos. Tópicos E-H-EE: PPS ÓLEO bR pp > gSPSP γ,R APIo gSTST γ,R SEPARADOR TANQUE SPSP T,p STST T,p RT Sistema Poço-Reservatório � Fase: � Óleo sub-saturado � Bifásico (saturado) � gás � Área de drenagem (tamanho e forma) � Circular, retangular, outras � Limite externo � Infinito, sem fluxo, pressão constante (influxo de água) � Locação do poço � Centralizado, outra geometria � Orientação e raio do poço, e completação: � Vertical, horizontal, slanted, projetado, multi- ramificado, multi-lateral Vw VHC Vw VHC Bo = Boi Bo = Bop pc V V i ∆=∆ @ Inicial @ Bubble p. Volumetria do Reservatório (caso base) Bw = Bwi Bw = Bwp ct Poço Horizontal Vs. Vertical � Reservatório Espesso: Razão de Permeabilidade Horizontal/Vertical (Anisotropia) é Crucial � Reservatório Delgado: O índice de Anisotropia não é Importante (Favorece Poços Horizontais) Principais Preocupações: � Segurança - � pessoal, meio-ambiente, poço � Preservação do Reservatório � Facilidade de Reentrada no Poço � Operação mais econômica Segurança � Garantir duas barreiras de segurança � BOP e Fluido de Completação � Acompanhar destino de todos materiais e fluidos utilizados ou produzidos pelo poço � Verificar se equipamentos a serem descidos podem ser “pescados”, se necessário � Elaborar planos de contingência � Avaliar o potencial corrosivo dos fluidos Fluidos de Completação � Durante uma operação com sonda, a principal função do fluido é permitir que se trabalhe com o poço aberto na superfície. � Somente é possível quando não há fluxo da formação para o interior do poço � A pressão hidrostática do fluido precisa ser maior ou igual à da formação Ph Segurança � Phidrostática do fluido � P hidrostática = Pest + Povb = 0.1705*ρ*D P em psi; ρ em lb/gal; D em m � Overbalance � CUIDADO!!! � Poços completados em múltiplas zonas � Zonas de gás com long trecho canhoneado 300 psi200 psi GásÓleo Cuidados 1: Reservatórios múltiplos D [m] P [psi] Gradiente de pressão original Zona A – permeabiliddade média Zona B – Alta permeabiliddade – depleta-se mais rápido Zona C – menor permeabiliddade – depleta-se devagar Cuidados 2:Reservatório de gás espessos D [m] P [psi] Gradiente de pressão nornal Gradiente de pressão na zona de gás Preservação do Reservatório � Interação Rocha-Fluido - absorção de fluidos pelo reservatório é o maior responsável por danos de permeabilidade � Inchamento de argilas (reação do fluido com as argilas) � Troca de molhabilidade da rocha � Emulsões � Mudança de saturação � Plugueamento de poros com partículas sólidas Facilitar a Reentrada no Poço � Incluir no projeto da coluna de completação ferramentas com este fim � Nipples de assentamento de ferramentas de arame (plugues, válvulas de retenção) � Ferramentas de desconexão da coluna � Compatibilizar diâmetros internos dos elementos da Coluna com os das ferramentas de arame - não esquecer os eq. superfície Operação mais econômica � O projeto mais barato não é necessáriamente o mais econômico; � Levar em conta a vazão de produção e custos operacionais futuros, incluindo os de intervenções; � Na busca da solução de qualquer problema, ter ciência da progressão de custos: OP. Arame < Flexitubos << Sonda � Escolher o recurso que solucione o problema de forma mais econômica COMPLETAÇÃO Completacao da Zona Produtora Parte Superior da Coluna de Producao Equipamentos de Superficie Fluxograma do Processo de Construção do Poço RESERVATÓRIOS encomenda o poço Projeto de COMPLETAÇÃO Projeto de PERFURAÇÃO Execução da Perfuração COMPLETAÇÃO Engenheiro de Reservatório � Define o objetivo do poço e locação � Informa perfil litológico e profundidades � Informa quantas zonas serão aproveitadas � Estima perfil de produção de O/G/A x t � Sugere mecanismo de elevação artificial � Participa das decisões no projeto do poço Engenheiros de Perfuração e Completação � Completação - define revest. Produção necessário e acompanha projeto de perfuração verificando compatibilidade � Perfuração - Proj. direcional, revestimentos, cimentação, cabeças de revest. � Perf. e Compl. Preparam projeto básico do poço para discussão com Reservatórios � Proj. Perfuração autorizado e dá-se o início das operações de perfuração Execução da Perfuração � Durante a perfuração do poço, eventos inesperados podem ter exigido alterações no projeto de perf. original � Completação - Acompanha o andamento das operações de perfuração, interfere eventualmente na seleção de ações contingenciais e altera o projeto de completação conforme as necessidades Completação � Recebe o poço e inicia o programa de condicionamento do revestimento e demais operações básicas e especiais � Instala coluna de completação � Instala equipamentos de superfície ou de cabeça do poço � Induz surgência e entrega o poço para a produção OperaOperaççõesões bbáásicassicas � Condicionamento do revestimento � Fluido de completação � Avaliação da cimentação � Canhoneio � Compressão de cimento � Indução de surgência � Amortecimento de poços � Abandono de zonas Projeto de Completação � Poço: objetivo e ambiente (on-/off-shore) � Poços exploratórios � Desenvolvimento (produção, injeção, monitoramento) � Reservatório � Fluidos � Pressão e suas variações � Interfaces entre fluidos e suas variações � Número de estratos (camadas) � Características das rochas � Tipo de produção, perfil do poço, isolamento de zonas � Segurança � Poço em fluxo e elevação artificial � Condições operacionais � Estimulação, Medição, Manutenção, outras intervenções Tipos básicos de completação � Poço aberto (somente na zona produtora) � Poço aberto com liner � Revestido, canhoneado � Revestido, canhoneado com tubulação de produção � Geral: Frac, Gravel pack, Acidificação Tubing: funções básicas � Manter a estabilidade da parede do poço � Possibilitar a produção seletiva de fluido ou formação (se necessário) � Mínima restrição ao caminho de fluxo � Garantir a segurança do poço � Permitir o ajuste da vazão de produção � Facilitar reentradas posteriores no poço (medição, manutenção, etc.) inclusive workover Atividades típicas � Bombeio de fluido de completação no poço � Corridas de perfis � Correção de cimentação � Canhoneio � Teste de poço � Tratamento da zona produtora � Instalação de equipamentos (packer, equipamentos de fundo, tubing, cabeça de poço) + equipamento de elevação artificial � Colocação do poço em produção e verificando produtividade � Operações posteriores: medição, manutenção, workover e abandono � Monitoramento do comportamento do poço Classificação de Completações A: conexão formação-poço � Poço aberto � Poço aberto � Liner rasgado � Poço revestido � Revestimento cimentado � Liner cimentado Classificação de Completações B: Tipo de coluna de produção � Única zona � Com tubing e packer � Com tubing sem packer � Múltiplas zonas � Coluna dupla, dois packers de produção � Completação tubing-anular com um packer � Completação seletiva alternativa com possibilidade de controle de circulação � Sem coluna (Tubingless) � Revestimento cimentado � Vários revestimentos de produção cimentados Exemplos de Completação Completação revestida com intervalos canhoneados e coluna de produção (tubing) TubingTubing RevestimentoRevestimento de produde produççãoão ((casingcasing)) PackerPacker E et al: PWC Gravel-pack em poço revestido Gravel-Pack convencional Gravel-Pack convencional Gravel-Pack c/ alargamento Gravel-Pack c/ alargamento GravelGravel TelaTela GravelGravel E et al: PWC Completação dupla AAA BBB 9 5/8-in. 9 5/8-in. CasingRevestimento 2 7/8-in. 2 7/8-in. TubingTubing liner tubing revestimento packer E et al: PWC Isolamento Limitado/ Acesso Multilateral - Completação Nível 1 (Produção seletiva) Packer de produção duplo Tubing Válvula de acesso Packer Braço horizontal poço aberto E et al: PWC Completação de poços horizontais, desviados, multi-laterais � Porque Horizontal: � Maior produtividade (maior área exposta) � Menor drawdown � Menor possibilidade de cone de água/gás � Produção de prospectos anteriormente desconsiderados Poço Multilateral objetivando Unidades Geológicas de Fluxo Descontínuas Poço Multilateral objetivando Unidades Geológicas de Fluxo Descontínuas Múltiplos Laterais conforme aplicado em Austin Chalk “interceptar microfraturas verticais” Segmentos de Poço Horizontal em Reservatórios Compartimentados Poço Multilateral Aberto Poço-base, revestido e cimentado Alvo Alvo Perfurando Multilateral Aberto Dyna Drill Alvo Alvo Descendo Whipstock e Packer - Orientando e Assentando Packer Rev. 9 5/8-in. Nipple de Orientação Starter Mill Shear Stud Millable Hose Composite Core Soft-Centered Hollow Whipstock Latch de Ancoramento Packer Multilateral Nipple de Orientação Abrindo janela no revestimento Watermelon Mill Window Mill Broca de set de direcional usado para a perfuração do lateral 9 5/8-in. Casing9 5/8-in. Casing Soft-Centered Whipstock Lateral aberto de 8 1/2-in. MWD Motor Bit Completação de Isolamento Limitado/ Acesso Multilateral Camisa de Acesso Produção conjunta Completação de Isolamento Limitado/ Acesso Multilateral Packer duplo de produção Camisa de Acesso Horizontal Aberto Packer Produção isolada Conjunto de Lavagem de Telas descido em Poço Aberto 9 5/8-in. Rev. Liner Hangers Laterais centralizados Liner Joint Centralizada 8 1/2-in. Poçp Aberto 7-in. Rev. Packer de produção Drillpipe 3 1/2-in. Dual Prepack Screen 6-in. Poço Aberto Sapata com Sub de Vedação Seal Assembly Flapper expansível Washpipe Running Tool Completação Multilateral Avançada 4 1/2-in. Tubing Poço abero 6 1/8-in. Poço abero6 1/8-in. Rev. perfurado 4 1/2-in. Rev. perfurado4 1/2-in. Packers recuperáveis Nipple de orientação Packer Multilateral Latch de orientação Whipstock Conjunto de Alojamento da janela Topo 7-in. Liner 13 3/8-in. Rev Produção conjunta Completação Multilateral Avançada 9 5/8-in. Rev. Packer duplo Durasleeve 7-in. Liner Lateral Camisa de Acesso – Coluna Longa Poço 8 1/2-in. Whipstock e Ratch Latch de orientação Packer Multilateral Nipple de orientação com trava PBR e conjunto de assentamentoGuia de re-entrada Swivel Produção isolada Acesso de Re- entrada para Ferramenta Full-Gauge 9 5/8-in. Rev. Centralized Steel Window Joints Retrievable Diverter Window Bushing 8 1/2-in. Poço Aberto 7-in. Rev. Full-Gauge 7-in. Service Tool Completação Submarina com Trecho Slender e Gravel Pack Horizontal 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” Coluna produção 51/2” CR 13 – área norte Aço carbono – área sul 2 poços com COP 6 5/8” ANM: Horizontais e convencionais MÓDULO 1 – FASE 2 Método de elevação: Gás Lift PDG Completação Inteligente � Sensores � Habilidade de abrir/fechar � Principal aplicação atual: controle de cone (crista) de água Completação Multilateral para separação de fundo e descarte de água E et al: PWC Aspectos Ambientais da Produção de Petróleo Engenharia + Regulação + Ética � Um poço é seguro “se, enquanto razoavelmente executável, não puder haver escape inesperado de fluidos do poço" � “o perigo à saúde e segurança das pessoas" deve ser mantido tão baixo quanto razoavelmente possível Qual seria o maior desastre ambiental em um ano “normal”? � Vazamento de óleo em um acidente? � Blowout? � Contaminação da água por falha no isolamento entre zonas? � Vazamento de instalações de superfície (e.g. H2S) � NORMAS? � Químicos (acidificação, fluidos de frac, fluidos de completação/perfuração, etc.)? � Descarte de água produzida? PWC: capítulos relacionados � Designing Well Completions for the Life of the Field � Horizontal, Multilateral, and Multibranch Wells in Petroleum Production Engineering � Apostila do prof. Flávio sobre Completação Aulas/2 - Tubula��es e equipamentos.pdf Dimensionamento de tubulações Principais passos � Determinar o diâmetro nominal do tubo (capacidade, corrosão) � Grau (corrosão, carga) � Peso nominal (carga) � Tipo de conexão Perrin: WC S Velocidade erosional do fluido (acima da qual a erosão ocorre) � Ve velocidade erosional do fluido , ft/sec � c constante empírica, cerca de 100/125 (ft/s)(lb/ft3)0.5 � ρm densidade mistura gás-líquido, lb/ft3 5.0 m cVe ρ = Isto determina o diâmetro mínimo Componentes de Tensão Axial, Tangencial e Radial Componentes de Tensão Axial, Tangencial e Radial σr σz σθ E at al.: WPC Lei de Hook e Resistência de Materiais � Módulo de Young: proporcionalidade entre tensão e deformação � Tensão: força dividida pela área � Deformação: medida de deslocamento (i.e. elongação) � Limite de escoamento: tração que causa deformação anelástica. É a mais importante propriedade material dos materiais estruturais. � Resistência final: tensão no rompimento Graus API � J-55 (verde, tensão corrosão) � N-80 (vermelho) � L-80 (vermelho e marrom, para H2S) � O número indica tensão de escoamento em 1000 psi � N-80: tensão de escoamento de (mínimo) 80,000 psi � O peso é dado em lbm/ft (ao menos dois pesos: duas espessuras de parede) i.e. 2 3/8 in. 4.60 lb/ft, 5.80 lb/ft Resistência Axial � Max carga axial � Yp = limite de escoamento (psi) � d = diâmetro nominal interno (in) � D = diâmetro nominal externo (in) [ ] py YdDF 224 −= pi σr σz σθ E at al.: WPC Tração Limite no Ar (feet) Safety factor Grade 1.5 1.6 1.75 J-55 10,200 9,600 8,700 N-80, L-80 14,800 13,900 12,700 P-110 20,400 19,200 17,380 ft 900.13L psi 000.80 in 59,2 ft lbf3,9L1,6 :L paraResolver in 59,2]in) 992,2(in) 5,3[( 4 π]d[D 4 π in 0,254 tparede espessura in; 3,5 OD lb/ft; 9,3 peso 1,6; segurança defator 2 22222 = ×=×× =−×=− = Exemplo 3 ½ N-80 (9.3 lb/ft) fator de segurança: 1,6 [ ] py YdDF 224 −= pi Resistência à Ruptura � Max pressão interna � Yp = limite de escoamento (psi) � t = espessura de parede do tubo (in) � D = diâmetro nominal externo (in) = D tY p p 2 875,0 � Max pressão externa no tubo � Colapso de Escoamento (D/t <15) � Colapso Plástico � Colapso de Transição � Colapso Elástico (D/t >25) Resistência ao Colapso Resistência ao Colapso como função de D/tResistência ao Colapso como função de D/t Razão D/t no ID Yp Limite de Escoamento Instabilidade Elástica Teórica Comportamento Real do Colapso Colapso de Escoamento Colapso Plástico Colapso de Transição Colapso Elástico 15± 25± σθ ( ) ( ) − = 2/ 1/2 tD tDYp p Pressão Externa Equivalente de Tubo Submetido a Pressão Interna e Externa Pressão Externa Equivalente de Tubo Submetido a Pressão Interna e Externa ppII po p p = 0= 0 pe iioe ptD pp tD pp +∆= −−= / 2 / 21 Carga em colunas de tubos � Cargas por pressão � Cargas por pressão durante a cimentação, completação, produção e fluidos externos ao revestimento � Cargas mecânicas � Peso � Choques durante manobras � Expansão térmica Movimentos do tubing � Efeito balão � Efeito da temperatura � Sobrecarga durante manobras � Cargas de choques � Cargas de dobramentos Poço Vertical: Efeitos de várias forças Normal Balão Dobra E at al.: WPC Flexão da tubulaçãoFlexão da tubulação � O carregamento compressivo axial resulta em instabilidade. � O tubo verga em busca de uma nova configuração estável. � A configuração encurvada causa o seguinte: � Movimentação do tubing no packer � Concentração de tensão no tubing � Variação na tensão axial em tubings ancorados � Forças de contacto entre tubing e revestimento EC07F34 Tubing em forma de S E at al.: WPC EC07F35 Deformação Helicoidal ou em forma de Espiral doTubing Deformação Helicoidal ou em forma de Espiral doTubing E at al.: WPC Packers Packer de Produção Packer de Produção E at al.: WPC Classificação de Packers � Mecanismo de assentamento, selo, conexão tubing-packer � 1) Packer permanente (perfurável) � Removido por perfuração � 2) Packer recuperável � Assentamento hidráulico (pressurizando o tubing) � Assentamento mecânico (compressão, tração, rotação da coluna, pode requerer wireline) Força resultante no packer (1) fluido no anular 8.6 lb/gal óleo no tubing 6.9 lb/gal “peso tubing (7000 lb)" força pressão anular força pressão tubing Profundidade: 6000 ft Água salgada no anular Packer assentado com 7000 lb “peso no tubing" Injetado óleo com 1000 psi, Pressão de superfície, no tubing (para deslocar ácido) Questão: a injeção desassentará o packer? Se a força net for para cima: o packer será desassentado! Revestimento: (OD: 5 ½ in.) ID = 4.91 in. Tubing OD: 2 3/8-in. (C-75, 4.7 lb/ft) ID = 1.99 in. Menor área circular do revestimento: 18.8 in2 Maior área circular do tubing 2 3/8-in.: 4.4 in2 Menor área circular do tubing 2 3/8-in.: 3.1 in2 Força resultante no packer(2) Menor área circular rev.: 18.8 in2 Maior área circular 2 3/8”: 4.4 in2 Menor área circular 2 3/8”: 3.1 in2 bhp anular : (6,000 ft)(0.45psi/ft) = 2,700 psi bhp tubing: (6,000 ft)(0.36 psi/ft)+ 1,000 psi =3,160 psi (18.8-3.1 in2)(3,160 psi)=49,600 lb (18.8-4.4 in2)(2,700 psi)=38,900 lb 49,600 lb -38,900 lb -7,000 lb = 3,700 lb 8.6 lb/gal água salgada 6.9 lb/gal óleo 7,000 lb tubing wt38,900 lb força pressão anular wt 49,600 lb força pressão tubing A operação de injeção desassentará o packer! Completação - hardware � Revisão � Cabeça de poço � Válvulas de segurança � Tubing � Novo � Dispositivos de controle de fluxo AcoplamentoAcoplamento Nipple de Assentamento Nipple de Assentamento AcoplamentoAcoplamento AcoplamentoAcoplamento Nipple de Assentamento com Acoplamento Nipple de Assentamento com Acoplamento E at al.: WPC Blast JointBlast JointJoint Blast JointBlast Joint E at al.: WPC No-GoNo-Go Dogs de trava Dogs de trava SeloSelo No-GoNo-Go No-Go Nipple de Assentamento e Mandril de Travamento No-Go Nipple de Assentamento e Mandril de Travamento no-go de fundo nipple de assentamento E at al.: WPC Camisa interna Camisa Camisa internainterna AbertaAberta FechadaFechada Sliding Sleeve Sliding Sleeve E at al.: WPC AcoplamentoAcoplamento Nipple Seletivo Nipple Seletivo AcoplamentoAcoplamento Nipple SeletivoNipple Seletivo Sliding SleeveSliding Sleeve PackerPacker Pup JointPup Joint No-Go NippleNo-Go Nipple Sliding Sleeve para Circulação Sliding Sleeve para Circulação E at al.: WPC AcoplamentoAcoplamento Nipple SeletivoNipple Seletivo AcoplamentoAcoplamento Nipple PolidoNipple Polido Sliding SleeveSliding Sleeve Pup JointPup Joint No-Go NippleNo-Go Nipple Sliding SleeveSliding Sleeve PackerPacker Blast JointBlast Joint Nipple PolidoNipple Polido Sliding SleeveSliding Sleeve Blast JointBlast Joint PackerPacker PackerPacker Sliding Sleeve para Completação Seletiva Multi-Zona Sliding Sleeve para Completação Seletiva Multi-Zona E at al.: WPC Travel JointTravel Joint Travel JointTravel Joint E at al.: WPC ConeCone CunhasCunhas ElementoElemento Packer de Produção Packer de Produção E at al.: WPC Insert Valve CapabilityInsert Valve Capability Single-Piece Piston Flow Tube Single-Piece Piston Flow Tube Flapper ValveFlapper Valve SCSSVSCSSV Também disponível com mecanismo de bola E at al.: WPC TSR junta telescó pica Coluna com gravel pack Coluna de produção Sistema de cabeça de poço submarina BOP Árvore de Natal molhada – tipo guidelineless com um módulo de conexão vertical Árvore de Natal Molhada - tipo horizontal Aulas/3 - Dano � Forma��o e �ndice de Produtividade.pdf Mecanismos de Dano à Formação Ref: PWCB Tubing Inflow Performance.doc Mecanismos de Dano z Obliteração dos Espaços Porosos Mecanismos de Migração de Finos Precipitação Química z Dano de Fluidos : Emulsões, Permeabilidade Relativa, Mudança de Molhabilidade z Dano Mecânico (colapso) z Dano Biológico Migração de Finos: Argilas z Dispersão de Argilas z Redução Súbita na Salinidade Sensibilidade à Água Presença de Cátions Redução da Sensibilidade à Água Usar Solução 2% KCl 4NHKNa >> Argilas que Incham •Causam variação na permeabilidade •A argila mais sensível é a smectita •(aumento de volume de até 600 %) •Mecanismo de dano: •Ocupam a garganta dos poros e então incham formando, virtualmente, uma barreira impermeável Diagrama de Inchamento de Argila pelo Método de Difração de Raio-X Conclusão: os íons bivalentes são muito mais efetivos na inibição do inchamento de argila que os monovalentes Scales •Compostos solúveis em água •Precipitam em resposta à variação no pH ou outras condições. •Scales mais comuns: •Carbonato de Cálcio •Sulfato de Cálcio (gipsita) •Sulfato de bário (pode ser radioativo) •Outros: Sulfato de Estrôncio, Scales de Ferro e Cloro Depósitos Orgânicos (1) •Parafina •CH linear, mínimo 16 atomos de C •Ativados por: perda de pressão, temperatura ou perdas das extremidades da cadeia molecular •Ponto de névoa (Cloud point): temperatura na qual os cristais de parafina se formam •Prevenção: manter temperatura acima do ponto de névoa Depósitos Orgânicos (2) •Asfaltenos •Compostos de anéis aromáticos ou naftênicos condensados •Forma: borra escura, como carvão ou em combinação com parafina •Em suspensões coloidais, são estabilizadas por resinas maltênicas •A estabilidade depende da razão asfaltênica •A precipitação de asfalteno pode ser influenciada pela queda de pressão, cisalhamento, ácidos, CO2, etc. Fontes de Dano z Perfuração z Completação z Produção z Injeção Descrição da Filtração através da Superfície A (Fluxo em meio poroso e/ou formação de reboco) z Conceito de coeficiente de filtração z Volume integrado de filtrado: z Largura nominal z Profundidade de penetração t Cu f = tACVf 2= tCw 2= 2/1 2/1/ s sm s m > tC21φ=Δ Penetração de Dano na Perfuração z Conceito de coeficiente de filtração z Volume integrado de filtrado : z Volume de rocha invadido: z Profundidade de penetração: t Cu f = tChrV wf )2(2 π= ( )[ ]22 wwf rrhV −Δ+= πφ Δ 0422 =−Δ+Δ φ tCrr ww del® - �fi rw +�rw fi rw + 4 C�t�fi www rt Crr ++−=Δ φ4 wr 2/1 2/1 min .min/. min . inin > Penetração de Dano na Perfuração Distância: Exemplo de Cálculo z Entrada: z Resolver: 0 2.0 5054.544.522 =×××−Δ××+Δ Δ = 56.4 inch 4.550 2.0 544.54.5 ++−=Δ 0.2 in. 5.4 r hr 50 t )hr/(in.in. 5 w 1/223 = = = = φ C Desempenho do Reservatório (IPR) z Reservatório saturado z (Reservatório de gás), (reservatório bifásico) z Índice de Produtividade Intuitivo z Transiente, permanente, pseudo permanente e fluxo dominado pela fronteira z Representações de IPR para óleo monofásico z O conceito de skin na Engenharia de Produção Definição: Reservatório Saturado de Óleo z Pressão acima do Ponto de Bolha (Bubble Point) no reservatório (mas não necessariamente no poço) z Modo de Produção (regime de fluxo) Transiente (inicial, “comportamento infinito") (Borda c/ Pressão Constante) Permanente (Sem fluxo na borda) Estado PseudoPseudo--permanente permanente Estado dominado pelo limite Sistema Poço-reservatório, Conceito Intuitivo de Índice de Produtividade limite re wfaveei pp qJ −= ,, Vazão de Produção Drawdown (Força Motriz) poço Regimes de Fluxo z Transiente z Estabilizado Comportamento Transiente (Fluxo Infinito) hr em t 23.3log)(log6.162 )( 21010 ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ −⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛+ −= wt wfi rc ktB ppkh q φμμ ⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛ − −≈ ⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛− −= γφμμ π φμμ π 22 4ln )(4 4 )(4 wt wfi wt wfi rc ktB ppkh rc ktEiB ppkh q ...5772.0=γ GammaEuler ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ −⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛+ = 23.3log)(log6.162 21010 wtrc ktB khJ φμμ tD,rw IPR Transiente 1.0<= tAc kt t DA φμ E at al.: PPS Estabilizado z Estado permanente (pressão externa constante) z Estado pseudo-permanente (sem fluxo externo, vazão de produção constante) z Dominado pelo limite (sem fluxo externo, pressão de fluxo constante no poço) Estado Pseudo-permanente Sem fluxo na borda Vazão de produção constante, O tempo de produção é suficiente para estabilizar a forma da distribuição de pressão wfave pp qJ −= )( Estimativa do Tempo para Atingir o Estado Pseudo-permanente )day 35( 43.838)1.0( )8.2)(( )10 356.4)(10 29.1)(7.1)(19.0( hr t md 8.2 )ft10 356.4( acres 100 A 1/psi 10 29.1 cp 7.1 19.0 65- pss 26 5- =××= = ×= ×= = = 0.000264 k ct μ φ 000264.0 ) m mD10 01325.1( ) hr sec3600)( m ft7639.10)( psi Pa754.6894)( sPa cP1000( 2 15 2 2 ⇒ × ⋅ )1.0( 1.0 k Act tAc kt t pss pss t DA φμ φμ = == Estado permanente IPR w e wfe r rB ppkh q ln2.141 )( μ −= Pressão constante na borda, pressão pe w e ss r rB khJ ln2.141 μ = )( ln 2 wfe w e pp r rB khq −= μ π Estado permanente IPR, exemplo Pressão e vazão de produção constantes no poço w e ss r rB khJ ln2.141 μ = psi bbl/D201.0 186.8 1 1.646 3590ln 1 2.141 3590/rr 1.1B md 8.2ft 53 cp 7.1 we ==×= ===== μ μ B khJ kh ss Exemplo: Pressão constante na borda, pressão pe Estado pseudo-permanente IPR ⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛ − −= 4 3ln2.141 )( w e wf r rB ppkh q μ ⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛ − −= 2 1ln )(2 w e wfe r rB ppkh q μ π ⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛ − −= 4 3ln )(2 w e wf r rB ppkh q μ π w e r rB khJ 472.0ln 1 2.141 μ=Sem pressão na borda (e.g. outro poço) Com pressão na borda Com pressão média IPR no estado pseudo-permanente. Impacto da Pressão do Reservatório AOF E at al.: PPS Área de Drenagem Irregular e/ou fator de forma de locação de Dietz ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡= 2 4ln 2 12.141 wArCe AB khJ γμ CA = 31.6 CA = 30.9 ...78107.1 ...577216.0 = = γ γ e constante de Euler Desempenho de Poço Horizontal Desempenho de Poço Horizontal (Joshi-Economides) ⎜⎜⎝ ⎛ ⎟⎟⎠ ⎞ ++⎟⎠ ⎞⎜⎝ ⎛+ ⎪⎩ ⎪⎨ ⎧ ⎪⎭ ⎪⎬ ⎫−+ Δ= )1( ln 2/ )2/( ln2.141 22 aniw aniani H Ir hI L hI L LaaB phkq μ V H ani k kI = 5.05.04 2/ 25.05.0 2 ⎪⎭ ⎪⎬ ⎫ ⎪⎩ ⎪⎨ ⎧ ⎥⎥⎦ ⎤ ⎢⎢⎣ ⎡ ⎟⎠ ⎞⎜⎝ ⎛++= L rLa eH Como facilitar a análise? DJB khJ μ π2= DJB khJ μ2.141= )472.0ln( 1 4 3)ln( 1 w e w e Dpss r r r rJ =− = w e Dss r rJ ln 1= Sempre com pressão de borda Sempre com pressão média re /ft 100+SID240 A/acre JDpss = 75.0)/ln( −we rr Assumir rw = 0.3 ft IPR Monofásico Índice de Produtividade e Skin pssJ m 1= p Pressão média de reservatório (NÃO é a média da pressão entre o poço e o reservatório!!!) Declividade: 1/J NÃO J ! E at al.: PPS IPR e o Conceito de Skin z Relação entre IPR monofásico e o Índice de Produtividade z Origem do conceito de skin z Generalização do skin, formulações equivalentes z Determinação z Incorporação Transiente Estado Pseudo-permanente (Sem Fluxo na Borda) Ou dominado pela borda (Sem fluxo na borda e pressão de poço constante) Estado Permanante (Pressão Constante na Borda) Origem do Conceito de Skin E at al.: PPS Zona de Permeabilidade Alterada Fórmula de Hawkins w s idealwfs r r kh qpp ln 2, π μ=− w s s realwfs r r hk qpp ln 2, π μ=− w s w s s r r kh q r r hk qs kh q ln 2 ln 22 π μ π μ π μ −= w s s r r k ks ln1⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛ −= =− realwfidealwf pP ,, srwr sp idealwfp , realwfp , Definição de s Raio de Poço Efetivo s ww err −=′ ' ln2.141 )( ][ln2.141 )( w e wfe w e wfe r rB ppkh s r rB ppkh q −= + −= μ E.g. Estado Permanente Definição de r’w Desempenho do Estado Permanente com Skin (Óleo Saturado) ][ln2.141 )( s r rB ppkh q w e wfe + −= μ Não há –3/4 Pressão na borda externa Desempenho do Estado Pseudo- Permanente com Skin (Óleo Saturado) ]472.0[ln2.141 )( s r rB ppkh q w e wf + −= μ Há –3/4 Pressão média do reservatório Efeito da Estimulação Representada como Variação no Skin (Exemplo: PSS) ]472.0[ln2.141 )( pre w e wf s r rB ppkh q + −= μ ]472.0[ln2.141 )( post w e wf s r rB ppkh q + −= μ Spost acidificação: → 0 acidificação carbonato : → -2 Fraturamento hidráulico: → -5 Efeito da Estimulação Representada como Incremento (Folds of Increase) no IP post w e pre w e pre post s r r s r r J J + + = 472.0ln 472.0ln Spost acidificação: → 0 acidificação carbonato : → -2 Fraturamento hidráulico: → -5 Componentes do Skin •dano •penetração+slant •canhoneio •pseudo (e.g. não-Darcy, condensado) •+ forma do reservatório e locação do poço: (posterior: estimulação) Elementos do Efeito de Skin (Considerando geometria de poço, canhoneio, etc) CApseudopcd ssssss ++++= ∑+θ A CA C s 62.31ln5.0= mais fácil (será sempre maior) “original” Aulas/4 - Opera��es de Completa��o.pdf Operações de Completação z Avaliação de cimentação z Compressão de cimento (Squeeze) z Canhoneio z Perfilagem de produção Cement Bond Log (CBL) Variable Density Log (VDL) Avaliação da Cimentação Primária z Importância da cimentação z Problemas da cimentação z Propriedades do cimento z O perfil CBL/VDL z Evolução para o CEL z Atualidade: o perfil USL Importância da Cimentação Primária z Isolamento hidráulico das diferentes zonas z Isolamento hidráulico dos diferentes fluidos de uma zona z Integridade do revestimento para as futuras operações z Isolamento térmico Problemas da Cimentação Primária z Remoção do rebôco z Canalização z Perda de filtrado diferenciada z Micro Annulus Propriedades do Cimento z Aderência Cimento x Ferro Cimento x Formação z Resistência ao Cisalhamento z Isolamento Hidráulico z Isolamento ao Gás Resistência do Cimento à Compressão Atenuação Acústica O Perfil CBL/VDL z Perfil Acústico Sinal acústico emitido atravessa o revestimento, o cimento e a formação antes de atingir os receptores z CBL (Cement Bond Log) Registra a amplitude da primeira chegada no receptor mais próximo do emissor (3 ft) z VDL (Variable Density Log) Registra a amplitude de todo o trem de ondas no receptor mais distante do emissor (5 ft) Ferramenta CBL/VDL A 1º Trilha z Raios Gama z Tempo de Trânsito Tr = e * TTa + (IDC – ODL) * TTf / 12 TTa = 57 us/ft (aço) TTf = 185 us/ft (água salgada); 240 us/ft (óleo morto) Salto de ciclo z CCL (Casing Collar Locator) OD (in) Peso (#/ft) Solução Salina Óleo Morto Revestimento Livre (mV) Cimento Classe H RC = 3.000 psi 17.0 0.7 20.0 1.0 23.0 1.0 26.0 1.7 29.0 2.4 32.0 3.3 43.5 2.2 47.0 2.7 53.5 4.0 Comprimento Mínimo para Isolamento com IA = 0,8 (m) P a r â m e t r o s p a r a I n t e r p r e t a ç ã o d e C B L 5 1/2" 7" 1.8 3.3 Tempo de Trânsito do Revestimento Livre (us) AmplitudeRevestimento 9 5/8" 269 286 72 4.6 62310289 332 368 51 A 2ª Trilha z CBL - Cement Bond Log Apresenta a amplitude do primeiro trem de ondas que alcança o receptor. Indica a qualidade da aderência entre o cimento e o revestimento A 3ª Trilha z A representação completa do trem de ondas z Identificação da aderência cimento x formação z Identificação qualitativa da velocidade das formações CBL/VDL - outros parâmetros z Bond Index Razão entre a atenuação da zona pesquisada e a atenuação na zona bem cimentada z Calibração no revestimento livre z Formações Rápidas z Zonas de Gás z Resistência a Compressão Evolução para o CEL z Contém 8 transreceptores defasados em 45º z Transreceptor extra calibrando o tempo de trânsito no fluido z Caliper Acústico z Usa o princípio da ressonância acústica 1ª Trilha z CCL z GR z Caliper Acústico Possibilita verificar local para assentamento de packer Identifica furo no revestimento Identifica ovalização do revestimento z Excentricidade da ferramenta Corrige os demais perfis Indica possibilidade de leituras erradas 2ª Trilha z RB - Rotação relativa da ferramenta Serve para acompanhar canalização no perfil ainda não corrigido z DEVI - Desvio do Poço z CSMX - Resistência a compressão máxima z CSMN - Resistência a compresão mínima z WWM – Impedância acústica normalizada média 3ª Trilha z Mostra por meio de tonalidades se na circunferência do revestimento existe alguma canalização ou região mal cimentada z Na extrema direita fornece indicação se há presença de gás por detrás do revestimento Limitações do CEL z Cimento com CSMN > 500 psi z Poço com desvio < 60º z Fluido no poço não pode ser base óleo z Não tem resolução em zonas de gás z Sem significado em formações rápidas z Sem significado quando houver dois revestimentos Atualidade: o perfil USL z Contém apenas 1 transreceptor na freqüência de 200 a 700 kHz girando a 7.5 rps z Interpreta as 3 primeiras chegadas => elimina a necessidade de calibração em revestimento livre z Não é afetado pelo micro-annulus < 0,1 mm => define-se o macro-annulus z É afetado pelo gás CCL - Perfil Localizador de Conexões z É um dos perfis mais simples - 2 bobinas, uma emissora de campo magnetico e outra receptora z Com o GR, é possível correlacionar uma determinada luva com a profundidade do perfil a poço aberto z Em operações de canhoneio, é imprescindível. É por esta razão que está presente em todos os perfis de avaliação da cimentação Squeeze com packer 1 Squeeze com packer 2 Química do Cimento z Mistura de calcáreo e argila queimada a 1280 ºC z Componentes Principais Aluminato TriCálcio Tempo de pega e resistência inicial Silicato TriCálcio Contribui para a resistência em todos os estágios Silicato DiCálcio Resistência final do cimento Aluminato Férrico TetraCálcio Gipsonita, Sulfatos Alcalinos, Magnésia Aditivos do Cimento z Retartadores z Aceleradores z Dispersantes z Redutor de Perda de Filtrado Cimentação de Superfície z Anular grande diâmetro=> canalização z Formação não-consolidada => caverna z Formações fracas x hidrostática z Baixa vazão de bombeio z Lama de baixa qualidade z Volume do anular é desconhecido Cimentação Primária z Cimentar a sapata do revestimento anterior z Cimentar todas as zonas de interesse z Usar colar de estágio e ECP’s z Girar e reciprocar o revestimento durante a cimentação z Remover o reboco antes de bombear o cimento Correção da Cimentação Squeeze e Recimentação z Poço sem ter produzido Volume de cimento calculado com base no USL e no Caliper Limpar o canhoneio para squeeze Ferramenta de Lavagem de Canhoneio Pistoneio Convencional Pistoneio por Impacto z Poço já produziu Volume de cimento calculado com base no USL, Caliper e histórico de produção de areia deste poço z Recimentação Sempre circular com alta vazão atrás do revestimento para remoção de detritos Objetivos do Squeeze z Correção de Cimentação Primária z Correção de RAO z Correção de RGO z Prover estanqueidade do revestimento z Isolamento/Abandono Técnicas de Squeeze z Injeção Direta Recomendado para mais de uma zona com espaçamento grande entre elas CUIDADO COM CANALIZAÇÕES!!! z Tampão Balanceado Técnica mais comum de squeeze Cauda do packer tem que ser bem dimensionada Permite a circulação imediata to cimento excedente z Recimentação Usada para corrigir canalizações ou ausência de cimentação Utilizar retentor de cimento cortável!!! Recomendações z Aumentar colchões espaçadores em poços com cloreto de cálcio z Deslocamento com a máxima vazão possível z Após posicionar cimento, efetuar reversa de 1,5 x volume da coluna z Pressão da reversa = 0,9 pressão de injetividade z Poços de gás ou alta RGO aguardar pega por 6 horas z Perfil de cimentação só 24 após o squeeze Pastas de Cimento z Baixo Teor de Filtrado z Filtrado Relaxado z Acelerada z Saturada z Térmica z Tixotrópica z Extendida z Aerada z Com Bloqueador de Gás z Expansível Equipamentos de Cimentação z Unidade Motriz z Tanque de Fluido z Bomba Triplex z Manifold de Bombeio z Manifold de Mistura z Misturador z Funil z Pescoço de Descarga z Tanque de Mistura Dimensionamento de compressão de cimento z Geralmente volume requerido é pequeno z Para cada diâmetro do revestimento utiliza-se um valor mínimo de volume de pasta (usual - 7,5 bbl) z Arenito friável tem boa correlação entre volume de areia produzida e volume de cimento injetado z Arenito inconsolidado não mantém esta correlação z Não há como prever o volume necessário para um Calcarenito Squeeze com Tampão Balanceado 1. Calcular o volume de pasta cimento necessário a ser colocado atrás do revestimento 2. Calcular o volume de pasta de cimento que irá ficar dentro do revestimento: (topo do canhoneado – base do canhoneado + 20 m) x capacidade do revestimento. 3. Verificar a altura do tampão de cimento de acordo com a soma dos volumes dos ítens 1 e 2. 4. Calcular o volume de cimento em pó, volume de água e quantidade de aditivos necessários à fabricação da pasta. 5. Adotar um volume de colchão espaçador (geralmente água doce) atrás da pasta de cimento. Geralmente adota-se 1 bbl. Calcular a altura deste colchão dentro do tubing. Adotar esta altura para calcular o volume de água a frente que irá ficar no anular. 6. Calcular a altura do tampão de pasta de cimento com o tubing imerso nele. Com isto determina-se o número de tubos que irão abaixo do packer. Cálculo do Squeeze z Revestimento 7”, 29 lb/pe, coluna 3,5”, 12.9lb/pe z Capacidades: z rev.7” = 0.03826 bbl/pe; tubo 3 1/2” = 0.007347 bbl/pe; Anular = 0.02524 bbl/pe z Estimativa do volume a ser injetado: 0.45 bbl z Comprimento de canhoneados: 35 m (1570- 1535m) z Espera-se que após a injeção, permaneça no rev. cimento desde 1m abaixo canh. até 20m acima. z volume de pasta necessário para isto: [(1+35+20)/0.3048]*0.03826 = 7.03 bbl z Total da Pasta =0.45+7.03 < 7.5 bbl Então utilizar vol. Mín., que p/ rev.7” = 7.5 bbl z Altura da pasta quando a coluna não estiver imersa nela: = [7.5/0.03826 bbl/pe]*0.3048m/pe = 59.8 m z A pasta será deslocada com um volume de água doce a frente e um volume de água doce atrás. z Costuma-se arbitrar o volume atrás em 1 bbl A relação entre o volume do colchão atrás e a frente é igual à relação entre cap. da coluna e cap. do anular. z Capacidades: z tubo 3 1/2” = 0.007347 bbl/pe; Anular = 0.02524 bbl/pe z relação: = 0.02524 / 0.007347 = 3.44 z Colchão atrás = 1 bbl, então a frente = 3.44 bbl z Altura da pasta + colchão de água doce quando a coluna estiver imersa neles: [(7.5+1+3.44)/0.03259 bbl/pe]*0.3048 = 112 m z onde, 0.03259 = 0.02524+0.007347 - cap an+col. z Comprimento da cauda abaixo do packer: 14 tubos ~ 130 m A.T A.F z Determinação da formulação da pasta de cimento. z Para uma pasta de 15.5 lb/gal, tem-se: z Vpasta = 8.94gal/ pe3 de cimento (saco americano), ou 8.94*1.17 = 10.46 gal/ 50 Kg de cimento z Volume de água: 5.35 gal/ pe3 de cimento, ou 5.35*1.17= 6.26 gal de água/ 50 Kg de cimento z Temos então: z quantidade de cimento: z Nsacos= 7.5bbl*(42gal/bbl)/(10.46gal/50 kg de cimento) = 30 sacos de 50 kg de cimento z Volume de água de mistura: z Vagua =30 sacos * 6.26 gal/saco = 187.80 gal Cálculo do Volume de Deslocamento z Volume do colchão de água doce a frente: z Altura do colchão a frente = altura do colchão atras (balanceado) z 1bbl/ 0.007347 bbl/pe = Volume a frente / 0.02524 bbl/pe Volume a frente = 3.44 bbl z Extremidade da coluna posicionada a 1 m abaixo da base do canhoneado - 1571m z Altura do cimento +colchão = 112 m (com a coluna imersa) z Comprimento do deslocamento = 1571-112 = 1459 m z Volume de deslocamento: 1459 / capacidade da coluna de 3 1/2” = z = (1459m /0.3048 m/pe)* 0.007347 bbl/pe = 35 bbl de fluido de completação z Volume da reversa = {(1571 - 130)/0.3048m/pe}/ 0.007347 bbl/pe *1.5 =52 bbl Squeeze com Tampão Balanceado 1. Calcular o volume de pasta cimento necessário a ser colocado atrás do revestimento 2. Calcular o volume de pasta de cimento que irá ficar dentro do revestimento: (topo do canhoneado – base do canhoneado + 20 m) x capacidade do revestimento. 3. Verificar a altura do tampão de cimento de acordo com a soma dos volumes dos ítens 1 e 2. 4. Calcular o volume de cimento em pó, volume de água e quantidade de aditivos necessários à fabricação da pasta. 5. Adotar um volume de colchão espaçador (geralmente água doce) atrás da pasta de cimento. Geralmente adota-se 1 bbl. Calcular a altura deste colchão dentro do tubing. Adotar esta altura para calcular o volume de água a frente que irá ficar no anular. 6. Calcular a altura do tampão de pasta de cimento com o tubing imerso nele. Com isto determina-se o número de tubos que irão abaixo do packer. 7. Descer coluna com obturador e cauda composta do número de tubos calculados no item 6. 8. Efetuar teste de injetividade com a extremidade da coluna 10 m acima do topo dos canhoneados 9. Posicionar extremidade da coluna 1 m abaixo da base dos canhoneados. 10. Bombear o colchão espaçador a frente, a pasta de cimento, e o colchão espaçador atrás. 11. Calcular o volume de deslocamento da pasta de cimento como sendo: (Profundidade da extremidade da coluna – altura do tampão de pasta de cimento calculado no item 6 – altura do colchão de deslocamento calculado no item 5) x capacidade do tubing. Deslocar o volume calculado. 12.Retirar quantidade de tubos para que a extremidade da cauda fique acima do topo do cimento calculado no item 3. 13.Circular reverso, no mínimo, uma vez e meia o volume da coluna. 14.Assentar o packer e efetuar a compressão de cimento até a estabilização da pressão. Usar a técnica da hesitação. 15.Descer a coluna circulando reverso toda a pasta de cimento. 16.Testar revestimento. Caso o teste seja falho retornar ao item 7. Canhoneio Diâmetro Revestimento Diâmetro Revestimento Damaged Zone Diameter (Caused by Drilling) Damaged Zone Diameter (Caused by Drilling) Geometria de Poço CanhoneadoGeometria de Poço Canhoneado RevestimentoRevestimento Bainha de CimentoBainha de Cimento Diâmetro zona esmagadaDiâmetro zona esmagada Diâmetro canhoneioDiâmetro canhoneio Comprimento do Canhoneio (do Cimento até o final Do Canhoneio) Comprimento do Canhoneio (do Cimento até o final Do Canhoneio) Espaço entre Canhoneios (Depende da Densidade de jatos) Espaço entre Canhoneios (Depende da Densidade de jatos) Diâmetro de Entrada do Furo no Revestimento Diâmetro de Entrada do Furo no Revestimento ϕ = Ângulo de Fase ϕ = Ângulo de Fase E at al.: PWC Canhão e Conjunto Explosivo Canhão e Conjunto Explosivo Canhão Carga Explosiva Cordão Detonante Detonador E at al.: PWC Detonadores para Sistemas de Canhoneio Detonador a Quente Detonadores para Sistemas de Canhoneio Detonador a Quente CápsulaCápsula Plug Isolado Plug IsoladoCabosCabos IsolamentoIsolamento Carga de IgniçãoCarga de Ignição EspoletaEspoleta CargaCarga Cabo ponte (1 ohm)Cabo ponte (1 ohm) E at al.: PWC Cápsula de canhoneioCápsula de canhoneio ExplosivoExplosivo LinerLiner RevestimentoRevestimento E at al.: PWC Carga “Deep-Penetrating” (DP) (1 of 5) Carga “Deep-Penetrating” (DP) (1 of 5) AA FormaçãoFormação t = 0t = 0 RevestimentoRevestimento FluidoFluido CanhãoCanhão Liner CônicoLiner Cônico E at al.: PWC Carga “Deep-Penetrating” (DP) (3 of 5) Carga “Deep-Penetrating” (DP) (3 of 5) CC Jato Penetra Canhão Jato Penetra Canhão Últimos Estágios do Liner Colapsado Produz Slug Retardado Últimos Estágios do Liner Colapsado Produz Slug Retardado t = 9 x 10t = 9 x 10--66 secsec E at al.: PWC Carga “Deep-Penetrating” (DP) (5 of 5) Carga “Deep-Penetrating” (DP) (5 of 5) EE Jato Estendido Penetra Formação Jato Estendido Penetra Formação t = 2 x 10t = 2 x 10--55 secsec E at al.: PWC Canhoneio – Zona Danificada CimentoCimentoCimento RevestimentoRevestimentoRevestimento Resíduos da cargaResíduos da cargaResíduos da carga Zona pulverizadaZona pulverizadaZona pulverizada Zona de grãos esmagadosZona de grãos esmagadosZona de grãos esmagados Zona Compactada (com Permeabilidade danificada Pelo canhoneio, kc) Zona CompactadaZona Compactada (com Permeabilidade danificada(com Permeabilidade danificada Pelo canhoneio, Pelo canhoneio, kkcc)) Permeabilidade original, k PermeabilidadePermeabilidade original, original, k k Permeabilidade alterada, kd PermeabilidadePermeabilidade alterada, alterada, kkdd Canhoneio E at al.: PWC densidade, ângulo de fase e abrangência na formação Definições z Densidade de Tiros z Fase z Diâmetro do Furo z Penetração z folga entre carga e parede do revest. z Centralização 1 ft de um poço aberto de 8 ½” equivale a um canhoneio de 4 tiros/ft, 90º fase, 12” de penetração Cuidados no Canhoneio z Desligar o Rádio da Sonda (não é crítico atualmente) z Manter volume de segurança nos tanques (1,5 volume do poço) z Nível de fluido no poço visível e estático z Análise prévia do perfil de cimentação. Atenção às longas canalizações z Utilizar e Testar o BOP de cabo z Retirar o canhão lentamente para evitar pistoneio z Verificar nº de tiros disparados e geometria do disparo Variáveis de Skin no Canhoneio E at al.: PPS Componentes de Skin no Canhoneio (Karakas & Tariq) wbVHp ssss ++= Fluxo plano Convergência vertical Efeitos de poço Cálculo do Hs )( ln θw w H r rs ′= ⎪⎩ ⎪⎨ ⎧ ≠+ == 0)( 0 4)(' θ θθ θ perfw perf w lra l r Cálculo de Vs V H perf perf D k k l h h = ⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛ += H V perf perf D k k h r r 1 2 b D b D a V rhs 110 −= 21 log araa D += 21 brbb D += Cálculo de wbs wperf w wD rl rr += wDrc wb ecs 21= Três Tipos Principais: z Overbalanced (canhão de revestimento, fluido, altas cargas, múltiplas direções) z Underbalanced pelo tubing (menores cargas) TCP (Tubing Conveyed Perforation) z Extremo overbalanced (surge) Canhoneio Underbalanced E at al.: PPS Técnica de Canhoneio Extreme Overbalanced Canhão preferido: Hollow steel carrier TCP permitem maior BHP Aplica-se pressão ao gás A energia do gás força a coluna de líquido contra os túneis de canhoneio 1-15 segundos Esquema de Extreme Overbalanced Surging Petitjean et al., SPE 30527 Nitrogênio Fluido de Fraturamento 4 - 8000 psi Disco de Ruptura Zona Danificada Orientação de fratura Dees J M, SPE 30342 σmax σmax Canhoneio overbalanced Canhoneio underbalanced OPERAÇÕES EM POÇO z Medição Na cabeça do poço (monitoração) No tubing (perfilagem de produção) No fundo do poço (PTA) z Manutenção Na cabeça No tubing e seus equipamentos No fundo do poço e na conexão poço-formação z Workover Falha de equipamento Modificações nas condições de produção Restauração ou modificação da conexão poço-formação Troca do objetivo do poço Pescaria z Estimulação Perfilagem de Produção Supervisão e Monitoramento de Reservatório z Encontrando problemas mecânicos de poço (Vazamentos, Canais, etc.) z Analisando a Eficiência da Completação/Tratamento z Diagnosticando Problemas de Fluxo no Reservatório (Breakthrough, Cone, Zonas Absorvedoras, etc.) z Monitorando Perfis de Injeção e Produção z Determinando Características do Reservatório (Testando Pressão Transiente – Vazões por Camada/Pressões, Limites, etc.) z Entradas de Simulação de Reservatório (Vazões, Pressões, etc.) Problemas de Poço que Requerem Correção Os Perfis de Produção podem ser usados para auxiliar na identificação da maioria destes problemas.. Perfil de Fluxo por Camada Flowmeter usado para Perfil Qualitativo de Produção ((RefRef. 3). 3) Se conhecemos a vazão total Se conhecemos a vazão total de fundo, podemos calcularde fundo, podemos calcular a contribuição individual dea contribuição individual de cada zona.cada zona. Perfil de Densidade de Fluido ((RefRef. 3). 3) Se conhecemos a densidade Se conhecemos a densidade do fluido, podemos estimardo fluido, podemos estimar que fases estão fluido paraque fases estão fluido para o poço no intervalo produtor.o poço no intervalo produtor. Perfil de Temperatura Diagnóstico de Respostas Porque se deve correr perfis de temperatura constantemente? Indicação de Entrada de Gás em Perfis de Temperatura e Densidade de Fluido A redução da densidade do fluido e da temperatura adjacente à Zona B indica influxo de gás efeito J-T Tipos de Ferramentas de Perfilagem de Produção z Ferramenta Flowmeter z Registrador de Pressão de Alta Resolução (Testes de Pressão Transiente) z Ferramenta Densidade de Fluido (absorção raos gama ) z Gradiomanometer (gradiente de pressão) z Ferramenta Capacitância de Fluido (medida de constante dielétrica) z Ferramenta Temperatura z Ferramenta Ruido z Perfil Traçador Radioativo z Perfil Corrosão do Revestimento z Perfil Thermal Decay Time (TDT) – Monitoramento de Saturação Flowmeter Full-Bore Spinner A ferramenta FBS tem uma vantagem sobre a ferramenta CSF pois não é exposta diretamente às condições de poço enquanto é descida ou retirada do poço. Calibração de Flowmeter In-situ (Downhole) Spinner RPS (sentido horário) Velocidade da ferramenta (descida é positiva), v m/s fluido ferramenta Q=Avintercept Diâmetro interno D = 7 cm Determinar vazão in-situ, q 1) Vtool= 1.0 m/s (baixo): RPS= 9.32 (horário) 2) a) Vtool= 1.0 m/s (baixo): RPS= 9.32 (horário) b) Vtool= 2.0 m/s (cima): RPS= 5.87 (anti-horário) 3) a) Vtool = 1.0 m/s (baixo): RPS= 9.32 (horário) b) Vtool= 0.8 m/s (baixo): RPS= 8.71 (horário) c) Vtool= 1.5 m/s (cima): RPS= 3.14 (anti- horário) d) Vtool= 2.0 m/s (cima): RPS= 5.87(anti- horário) Efeitos de Poços Desviados e Fluxo Multifásico na Resposta de Flowmeter Flowmeters operam bem em poços verticais com fluxo monofásico, MAS, não funcionam muito bem para: - Poços de baixa vazão - Poços bombeados - Poços desviados - Fluxo multifásico Teste de Poço z Teste Estabilizado (Backpressure, Flow after flow) Medida direta do IP (se várias pwf, então IPR) z Análise transiente de pressão: Decomposição de IP em k & s Referências z PWCB – Perforating z PWCB – Cement-Sheet Evaluation z PWCB – Remedial Cementing z Operações de Completação do prof. Flávio. Aulas/5 - Controle de Areia.pdf Controle de Areia Referências: PWCF: Sand Stabilization and Exclusion PWCF: Water Control Controle de Areia z Exclusão de Areia Telas Liner Ranhurado Gravel Packing Consolidação de Resina z Controle de Areia Redução de Fluxo Poços Horizontais Frac&pack Válvula de Superfície Erodida por Produção de AreiaVálvula de Superfície Erodida por Produção de Areia E at al.: PWC Tipos Comuns de Completação Gravel Pack E at al.: PPS Colocação do Gravel a Poço Aberto E at al.: PPS Projeto de Gravel e Tela Distribuição de Tamanho de Grão E at al.: PPS Correlação de Saucier (1974) ( ) 5050 6or 5 fg DD = 50min, 667.0 gg DD = 50max, 5.1 gg DD = Exemplo de Dimensionamento de Gravel E at al.: PPS Desempenho de Gravel Pack z Queda de pressão pelo gravel pack z Da queda de pressão pode-se calcular skin rw perfurado rcsg revestimento Queda de Pressão Gravel Pack p/ Óleo Breggs: Otimização da Produção 55.0 7 42 214 2 2 1047.1 1020.9 4.282 G G p ooG G pG oo G oGoGgp k rN LBB rNk LBA qBqAp ×= × ××××= ×× ××= +=Δ − β ρβ μ ENTRADA: L: rw-rcsg (ft) N: num de canh (SPF x Espessura canh) rp : raio canh (ft) kG: perm gravel md qo BOPD, μo cp, Bo resBBL/STBρo : lbm/ft3 dens óleo SAÍDA: psi Exemplo Queda de Pressão Gravel Pack 2 2 242 2414 42 214 4 55.0 7 55.0 7 22 179.086.1 179.0 0208.0 128.04525.11006.41020.91020.9 1006.4 000,45 1047.11047.1 86.1 0208.0000,45 128.025.18.04.2824.282 N q N qp NNrN LBB k NNrNk LBA oo gp p ooG G G G pG oo G ×+×=Δ =× ××××××=× ××××= ×=×=×= =×× ×××=×× ××= −− ρβ β μ rw= 6 in. Rev I.D.: 8.92 in. L = 6 - 8.92/2 = 1.54 in.= 0.128 ft diâmetro canh: 0.5 in. rp= 0.5/2 in. = 0.0208 ft kG= 45 Darcy= 45,000 mdμo = 0.8 cp Bo =1.25 resBBL/STBρo = 45 lbm/ft3 N é número total, qo é BOPD, Δp é psi Exemplo - Queda de Pressão z 4000 BOPD z 4 SPF e 30 ft de intervalo canhoneado psi 260 120 4000179.0 120 400086.1 2 2 =×+×=Δ gpp Questão z Como se calcularia o skin? z Que informação adicional é necessária? Típico fluido de Gravel packing HEC (40 -65 lbs/1000 gal) z + fácil de quebrar z + não produz reboco z + fácil de viscosificar com fluido alta densidade Quantidade de areia necessária z Anular entre a tela e o revestimento z Rathole z Canhoneios Telas •Tela sem gravel para baixas vazões de produção •(Ou liner ranhurado) •Gravel packed •Prepacked Tela (Stratapack) Frac & Pack damaged zone damaged zone Gravel Pack Frac&Pack canhoneios gravel packed, comunicação, dano adicional F&P (HPF) Rationale z Aumento do Índice de Productividade z Melhor comunicação entre reservatório e poço z Ultrapassa dano de formação z Reduz drawdown z Aumenta o back-stress na formação z Reduz migração de finos e produção de asfalteno z Reduz cone de água inferior Dano de Poço z O dano nas proximidades do poço é causado por: Migração de finos Processos de perfuração/completação Processo de produção z A profundidade de dano pode se estender a dezenas de metros Mecanismo de Controle de Areia de F&P z Direto Back-Stress (Prevenção) Filtro + pacote (Exclusão) z Indireto Maior IP -> Menor Drawdown (Prevenção) Maior área -> Baixo Fluxo Areal (Prevenção) Aspectos Operacionais z Alta filtração de fluido z Projeto de tip screenout é essencial z Fratura empacotada e larga (na ordem de polegadas) z A pressão de fraturamento sobe rapidamente durante o período de empacotamento z Exclusão de Areia Telas Liner Ranhurado Gravel Packing Consolidação de Resina z Controle de Areia Redução de Fluxo Poços Horizontais Frac&pack Controle de Areia Consolidação de Areia Consolidação In-Situ com Resina Espaços Porosos Aberto ao Fluxo Consolidação In-Situ com Resina Espaços Porosos Aberto ao Fluxo Steps da Consolidação In-Situ com Resina para Sistema Endurecedor Externo Steps da Consolidação In-Situ com Resina para Sistema Endurecedor Externo Condicionador de Formação CondicionadorCondicionador de Formaçãode Formação Overflush Solução Endurecedora OverflushOverflush Solução Solução EndurecedoraEndurecedora Solução EspaçadoraSolução Solução EspaçadoraEspaçadora Resina Mix ResinaResina MixMix E at al.: PWC Aplicação de Pasta de Areia ResinadaAplicação de Pasta de Areia Resinada Propante c/ Resina Líquida durante Deslocamento Propante c/ Resina Líquida Propante c/ Resina Líquida durante Deslocamentodurante Deslocamento Propante c/ Resina Líquida Preenchendo Revestimento e Canhoneio Propante c/ Resina LíquidaPropante c/ Resina Líquida Preenchendo Revestimento e Preenchendo Revestimento e CanhoneioCanhoneio Bainha de CimentoBainha de CimentoBainha de Cimento RevestimentoRevestimentoRevestimento FormaçãoFormaçãoFormação E at al.: PWC Grãos de Areia Consolidados - Remoção da Areia no Revestimento Grãos de Areia Consolidados - Remoção da Areia no Revestimento Propante Resinado Consolidado Propante Propante Resinado Resinado ConsolidadoConsolidado Coluna de corteColuna de corteColuna de corte CimentoCimentoCimento Limpar poço, removendo excesso de propante resinado Limpar poço, removendo excesso Limpar poço, removendo excesso de propante resinadode propante resinado E at al.: PWC Frac & Pack damaged zone damaged zone Gravel Pack Frac&Pack canhoneios empacotados, comunicação, dano adicional F&P (HPF) Rationale z Aumento do Índice de Productividade z Melhor comunicação entre reservatório e poço z Ultrapassa dano de formação z Reduz drawdown z Aumenta o back-stress na formação z Reduz migração de finos e produção de asfalteno z Reduz cone de água inferior Dano de Poço z O dano nas proximidades do poço é causado por: Migração de finos Processos de perfuração/completação Processo de produção z A profundidade de dano pode se estender a dezenas de metros Mecanismo de Controle de Areia de F&P z Direto Back-Stress (Prevenção) Filtro + pacote (Exclusão) z Indireto Maior IP -> Menor Drawdown (Prevenção) Maior área -> Baixo Fluxo Areal (Prevenção) Aspectos Operacionais z Alta filtração de fluido z Projeto de tip screenout é essencial z Fratura empacotada e larga (na ordem de polegadas) z A pressão de fraturamento sobe rapidamente durante o período de empacotamento Controle de Água (Conformance) Controle de ÁguaControle de Água z Estimativa de produção de água Quanto é aceitável? Mecanismos de produção z Desenvolver estratégia de “defesa” Técnicas de prevenção Técnicas de tratamento Projeto de tratamento Retorno esperado Tipos de tratamento Formulação e projeto de volumes Estratégia de implementação z Estimativa de produção de água Quanto é aceitável? Mecanismos de produção z Desenvolver estratégia de “defesa” Técnicas de prevenção Técnicas de tratamento Projeto de tratamento Retorno esperado Tipos de tratamento Formulação e projeto de volumes Estratégia de implementação Instalações de Superfície de Vazão Limitada Instalações de Superfície de Vazão Limitada z Capacidade de estocagem: volume, peso z Taxas de transporte disponíveis z Regras de descarte Max taxa de descarte Regras de separação z Taxas do separador z Capacidade de estocagem: volume, peso z Taxas de transporte disponíveis z Regras de descarte Max taxa de descarte Regras de separação z Taxas do separador Efeito da Produção de Água no Óleo Deixado para Trás (Bypassed) Efeito da Produção de Água no Óleo Deixado para Trás (Bypassed) z Engenharia: Mecanismos de reservatório da produção de água podem resultar em blocos de óleo “bypassado”. z Economia: Tratamentos de correção, substituição de tubulações, tratamentos de scale, etc. podem ser muito caros. Podem resultar e, abandono prematuro. z Engenharia: Mecanismos de reservatório da produção de água podem resultar em blocos de óleo “bypassado”. z Economia: Tratamentos de correção, substituição de tubulações, tratamentos de scale, etc. podem ser muito caros. Podem resultar e, abandono prematuro. Problemas Relacionados à Produção de Água Problemas Relacionados à Produção de Água z Taxas de corrosão z Taxas de produção de areia z Taxas de deposição de scale z Taxas de corrosão z Taxas de produção de areia z Taxas de deposição de scale Mecanismos Relacionados à CompletaçãoMecanismos Relacionados à Completação z Vazamento no revestimento Seleção de coluna Instalação de coluna Curva 2 z Cimentação canalizada Cimentação primária deficiente Curvas 1 e 2 z Completação na água Baixa qualidade ou interpretação de dados Curva 1 z Vazamento no revestimento Seleção de coluna Instalação de coluna Curva 2 z Cimentação canalizada Cimentação primária deficiente Curvas 1 e 2 z Completação na água Baixa qualidade ou interpretação de dados Curva 1 Mecanismos Relacionados ao Reservatório Mecanismos Relacionados ao Reservatório z Água de fundo (Bottomwater) Subida do contacto água-óleo (WOC) Curva 3 z Quebra de barreira Depletando pressão da zona de óleo Barreira fraca Altas pressões de drawdown Curva 2 z Água de fundo (Bottomwater) Subida do contacto água-óleo (WOC) Curva 3 z Quebra de barreira Depletando pressão da zona de óleo Barreira fraca Altas pressões de drawdown Curva 2 Cone de águaCone de água PoçoPoço ConeCone WOCWOC OriginalOriginal E at al.: PWC Water CrestingWater Cresting PoçoPoço CristaCrista WOCWOC OriginalOriginal E at al.: PWC Canalizando em Alta PermeabilidadeCanalizando em Alta Permeabilidade Permeabilidade Homogênea Linhas de fluxo da água Alta Permeabilidade Área lavada Área íntegra Área lavada Área íntegra Fo nt e de á gu a Prevenindo Problemas de Produção de Água Relacionados à Completação Prevenindo Problemas de Produção de Água Relacionados à Completação z Completação adequada Boa cimentação primária Tubulação adequada às condições z Projeto de workovers para adequar a completação Teste de pressão Fluidos de completação compatíveis z Completação adequada Boa cimentação primária Tubulação adequada às condições z Projeto de workovers para adequar a completação Teste de pressão Fluidos de completação compatíveis Prevenindo Cone e Crista (1 de 2)Prevenindo Cone e Crista (1 de 2) z Vazão de bombeio < crítica z Completação Locação do intervalo completado Comprimento do intervalo completado Densidade de canhoneio z Fraturamento Drawdown “pontual” para “linear” Melhor se altura da fratura << comprimento Poço horizontal multi-fraturado z Vazão de bombeio < crítica z Completação Locação do intervalo completado Comprimento do intervalo completado Densidade de canhoneio z Fraturamento Drawdown “pontual” para “linear” Melhor se altura da fratura << comprimento Poço horizontal multi-fraturado Prevenindo Cone e Crista (2 de 2)Prevenindo Cone e Crista (2 de 2) z Barreiras artificiais Redução de kv/kh Instaladas no contacto antes do poço entrar em produção z Completações duplas z Barreiras artificiais Redução de kv/kh Instaladas no contacto antes do poço entrar em produção z Completações duplas OilOil zonezone WaterWater zonezone E at al.: PWC Poços Horizontais para Prevenir ConePoços Horizontais para Prevenir Cone z Um dos principais objetivos da tecnologia de poços horizontais z Dissipa a pressão de drawdown abaixo do comprimento da seção horizontal z Pode produzir crista z Um dos principais objetivos da tecnologia de poços horizontais z Dissipa a pressão de drawdown abaixo do comprimento da seção horizontal z Pode produzir crista Prevenindo Comunicação de Fratura entre Injetor e Produtor Prevenindo Comunicação de Fratura entre Injetor e Produtor z Obstrução da fratura Manter injetividade/ produtividade aceitável Requer alta força-gel z Orientação do poço z Obstrução da fratura Manter injetividade/ produtividade aceitável Requer alta força-gel z Orientação do poço AA--1010 AA--0101 FF--0101 AA--0202 AA--0606 AA--0707 = Orientação da Fratura = Orientação da Fratura Completando para Isolamento de Zona Futuro Completando para Isolamento de Zona Futuro z Melhor tipo de tratamento previsto: mecânico ou químico z Requer ferramentas específicas Isolamento mecânico : packers assentados slickline Isolamento químico: sliding sleeves z Melhor tipo de tratamento previsto: mecânico ou químico z Requer ferramentas específicas Isolamento mecânico : packers assentados slickline Isolamento químico: sliding sleeves 4 1/24 1/2--in. in. TubingTubing AHR AHR PackerPacker SlidingSliding SleeveSleeve 77--in. in. RevestRevest.. Poço Multilateral Completado para Acomodar Reinjeção ao invés da Elevação da Água Produzida E at al.: PWC Tratamentos para Reduzir a Produção de Água z Caracterização apropriada do problema z Projeto apropriado de tratamento z Bombeio do tratamento efetivo Tipos Gerais de Tratamento z Selantes de zona O fluxo nos intervalos tratados é completa e permanentemente interrompido. Os caminhos de fluxo são fisicamente obturados. z Agentes redutores de permeabilidade O fluxo nos intervalos tratados é reduzido. Alguns caminhos de fluxo são completamente obturados. Todos os caminhos de fluxo são parcialmente bloqueados. z Modificadores de permeabilidade relativa Tratamentos de Poço Disponíveis (1 de 4) z Tampões Mecânicos z Tampões de Areia Fundo de poço vertical Combinação de cimento e gelificante z Cimento Base-água Base-óleo z Silicatos externamente ativados Solução de silicato Reage instantaneamente com ativador externo Tratamentos de Poço Disponíveis (2 de 4) z Silicatos internamente ativados Ativado por pH e temperatura Ajuste de pH superfície: ácidos fracos ou fortes Ajuste de pH in-situ: degradação com ácidos fracos z Sistemas monoméricos Polimerização in-situ a gel altamente viscoso Sistemas ativados pelo pH Fenol/formaldeido Resorcinol/formaldeido Iniciação de radical livre Base-acrilamida/degradação p/ oxidação Aminoacrilato/degradação térmica Tratamentos de Poço Disponíveis (3 de 4) z Sistemas poliméricos reticulados Soluções poliméricas com reticuladores Polímeros Tipo Dimensionamento Reticulação Orgânica vs. metálica Taxa com dado reticulador Reticuladores Orgânico ou metálico Formação de reticulador in-situ por desencapsulamento ou reação Tratamentos de Poço Disponíveis (4 de 4) z Modificador de permeabilidade relativa de superfície ativa Adsorve à superfície da rocha Não espessa in-situ Sistemas usado: Poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas Copolímeros aminoacrilato Misturas surfactante-álcool z Espumas Solução de polímero reticulável contendo gás Mobilidade in-depth Técnicas de Bombeio z Bullhead z Seletivo com packer z Injeção dupla z Isoflow Injeção “Bullhead” Seletividade com packer Injeção de fluido pelo tubing Injeção de fluido pelo anular Injeção com flexitubo Injeção flexitubo Injeção Tubing Aulas/6 - Acidifica��o.pdf 1 Acidificação e Fraturamento Ácido Referências: PWCB: Well Stimulation ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ pi < pf FRATURAMENTO ÁCIDO pi > pf ACIDIFICAÇÃO FECHADA DE FRATURA (CFA) inicialmente pi > pf ; depois pi > pf 2 Acidificação de Matriz z Formação Carbonato restauração adicional Arenito de permeabilidade z Poço Danificado carbonato e arenito Não danificado carbonato Fraturamento Ácido z O ácido é injetado a vazão suficientemente alta para gerar a pressão necessária para fraturar a formação. z A dissolução diferencial (etching) ocorre conforme o ácido reage quimicamente com a face da fratura. z As áreas onde a rocha foi removida se tornam canais altamente condutivos após o fechamento da fratura. z Geralmente sem agente de sustentação. 3 Fraturamento Ácido z Abertura “Ideal” z Permeabilidade ideal (unidades coerentes) z kfw realistas da relação de Nierode e Kruk (tensão de embedment da rocha) fraturadaÁrea dissolvida rocha de Volumewi = 12 wk 2 id = Nierode e Kruk z Entrada Abertura ideal wi (in.) Tensão de embedment da rocha Srock (psi) Tensão de confinamento σ (psi) z Saída kfw em md-ft psi 20,000 S if 10)ln28.08.3( psi 20,000 S if 10)ln3.19.13( 1047.1 rock 3 2 rock 3 2 47.27 1 1 2 >×−= <×−= ×= = − − − rock rock i C f SC SC wC eCwk σ 4 Número de Frac Ácido z Número de propante z Número de frac ácido z A partir disto, o processo de otimização é o mesmo. r ff prop kV hxwk N )(4= )(,1 ffaw hxwV = r ff acidfrac kV hxwk N ))((4 , = )(,1 fpropw hxwV = Acidificação de Matriz 5 Estequiometria da reação ácido-mineral z Carbonato: z Arenito: OHCOCaClCaCO2HCl 2223 ++→+ O2HSiFSiO4HF 242 +→+ 624 SiFH2HFSiF →+ Estequiometria Argilas em Arenitos z Reação principal: 19 HF + NaAlSi3O8 + 3 HCl → 3 H2SiF6 + AlF2+ + Na+ + 8 H2O + 3Cl- z Reação secundária: H2SiF6 + 6 NaAlSi3O8 + 18 HCl → 6 Na+ + 6 AlF2+ + 18 Cl-+ 18 H2SiO3 + SiO2⋅2H2O 6 Estequiometria versus Cinética z A estequiometria indica a razão de substâncias reagentes z Sentido único: o equilíbrio é deslocado para a direita de forma que a estequiometria determina o estado final z A cinética indica a rapidez em que isto ocorre (dependência de concentração e temperatura, ordem e Arrhenius) z Difusão e advecção são processos físicos adicionais envolvidos no transporte Arenito 7 Termos de acidificação de arenito z Tubing pickling – limpa a tubulação z Preflush – dissolve carbonato antes do tratamento principal z Principal – dissolve partículas de silício z Overflush- desloca o HF para longe do poço Leonard Kalfayan A: Exemplo de tratamentos em arenitos A-3 GULF COAST PERFORATION DAMAGE REMOVAL Stage Fluid Volume 1. Wellbore cleanout Xylene +5% EGMBE 25 gal/ft 2. Acid -preflush 10% HCl 75 gallft 3. Main acid 9% HCl + 1-1.5% HF 75 gal/ft 4. Overflush 7% NH4Cl + 5% EGMBE 150 gal/ft 5. Diverter Nitrogen (N2) foam 6. Repeat steps 2-4 as necessary. Acid additives: corrosion inhibitor, iron control agent, mutual solvent (5% EGMBE), water wetting surfactant, nonemulsifier (optional) 8 Leonard Kalfayan A: Exemplo de tratamentos em arenitos A-2 GULFCOAST ACID/FINES-FIXING TREATMENT IN GRAVEL-PACKED WELLS Stage Fluid Volume 1. Preflush Xylene 20 gal/ft 2. Water diverter Xylene + surfactants 10 gal/ft 3. Preflush Xylene 10 gal/ft 4. Foam spacer Foam (service co. -specified) 400 gal/ft 5. Diverter Foam diverter pill –(70% quality) 6. Acetic preflush 10% aceticetic + 5% NH4Cl
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