Resumo para AV1 Tópicos 4 2018-01

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Tópicos Especiais 4 em Engenharia de Petróleo
Resumo para AV1
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Rafael Sathler
Aspectos gerais da completação
Posto de maneira bem simples, a completação nada mais é do que a
conexão do reservatório à unidade de produção na superfície, através da
qual os fluidos produzidos são conduzidos de maneira segura e
eficiente até a superfície.
Uma definição mais abrangente seria a de transformação do esforço de
perfuração em uma unidade produtiva completamente equipada e com
os requisitos de segurança atendidos, pronta para produzir óleo e gás,
gerando receitas.
Aspectos gerais considerados
A preparação do poço para a produção envolve técnicas de isolamento
das zonas produtoras e testes de vazão e pressão do poço.
Dependendo do potencial produtor do reservatório, vinculado às
propriedades petrofísicas da rocha e das propriedades dos fluidos do
reservatório, há necessidade da utilização de técnicas de estimulação
química (acidificação), mecânica (fraturamento hidráulico) ou químico-
mecânica, para se aumentar a produtividade do poço.
Aspectos gerais considerados
Dentre as principais operações de completação, destacam-se a descida
do revestimento de produção, o posterior “canhoneio” (uma carga
explosiva rompe o revestimento e coloca o reservatório produtor em
comunicação com o poço), e a instalação final da cabeça de poço.
A completação deixa o poço preparado tanto para a retirada quanto para
a eventual injeção de fluidos no reservatório, quando necessária.
Todas as operações sempre tem por objetivo permitir a produção
econômica e segura de hidrocarbonetos.
Barreiras de segurança operacional
A integridade do poço é questão dominante em projetos de completação
A indústria de petróleo adota mundialmente a noção da necessidade de
duas barreiras de segurança durante toda a vida do poço: perfuração,
completação, produção, e intervenções para manutenção (workovers).
Adota-se a existência de dois envelopes de contenção, para eventual
vazamento de fluido do reservatório até o ambiente, seja em terra ou mar.
Barreiras de segurança operacional
Qualquer caminho que o fluido produzido flua até o meio ambiente, teria
que atravessar dois conjuntos de componentes - chamados de barreiras
de segurança - que funcionam bloqueando sua passagem.
Tais envelopes contém dispositivos de segurança, barreiras operadas
remotamente, que a qualquer momento podem ser fechadas.
E.G.: a coluna de produção e a válvula de segurança de subsuperfície,
instalada abaixo da árvore de natal, formam o envelope primário.
Barreiras de segurança operacional
Externamente ao envelope primário, o espaço anular entre a coluna de
produção e o revestimento de produção, contando com as válvulas da
árvore de natal e o packer de produção, formam o envelope secundário
de barreiras de segurança.
Packer (obturador) de produção: veda o espaço anular entre a coluna
de produção e o revestimento. Pode ser recuperável ou permanente.
Recuperável - assentamento mecânico (rotação da coluna, seguida de
aplicação de peso ou tração) ou hidráulico (pressurização da coluna)
Aspectos técnicos e operacionais
Quanto aos aspectos técnico e
operacional, deve-se buscar a
otimização da vazão de produção (ou
de injeção) e tornar a completação a
mais permanente possível, ou seja,
aquela que minimize a necessidade
de intervenções futuras para a
manutenção do poço (as chamadas
operações de workover).
Aspectos econômicos
• Investimento necessário;
• Localização do poço (mar ou terra);
• Tipo de poço (pioneiro, extensão, desenvolvimento);
• Finalidade (produção, injeção);
• Fluidos produzidos (gás seco, óleo, óleo e gás, óleo e água)
• Volumes e vazões de produção esperados;
• Número de zonas produtoras atravessadas pelo poço;
Aspectos econômicos
• Possível mecanismo de produção do reservatório;
• Necessidade de estimulação (aumento da produtividade);
• Controle ou execução da produção de areia;
• Possibilidade de restauração futura do poço;
• Tipo de elevação dos fluidos (natural ou artificial);
• Necessidade de recuperação suplementar
Métodos de completação de poços
Os métodos de completação de poços podem variar conforme condições 
geológicas e geográficas encontradas no local de perfuração e extração 
de hidrocarbonetos, especialmente no que se refere à localização:
• Em terra
• Em mar raso
• Em águas profundas
Por conta disso, posicionamento da cabeça de poço, tipo de revestimento 
e número de zonas plotadas, podem variar consideravelmente.
Quanto ao posicionamento da cabeça do poço
A cabeça de poço é constituída de diversos equipamentos que permitem 
a ancoragem e vedação das colunas de revestimento na superfície.
Os equipamentos são:
• a cabeça de revestimento
• o suspensor
• o carretel de revestimento
• a cabeça de produção
• e o carretel de perfuração
Quanto ao revestimento de produção
Pode ser: poço aberto, liner rasgado, revestimento canhoneado.
A poço aberto
Suas principais vantagens são a maior área aberta ao fluxo e a redução
dos custos do revestimento e do canhoneio. Em reservatórios
naturalmente fraturados ela deve ser utilizada para evitar o dano à
formação causado pelo cimento.
A principal desvantagem da completação a poço aberto é a falta de
seletividade, que impede futuras correções quando há produção de
fluidos indesejáveis. como, por exemplo, excessiva produção de gás ou
água nos poços de óleo
Liner rasgado
O liner pode ser descido previamente rasgado, posicionando os tubos
rasgados em frente às zonas produtoras. Embora em desuso nos poços
convencionais, pode encontrar uma boa aplicação em poços horizontais.
Vantagem de sustentar as paredes do poço frente à zona produtora.
Desvantagem do custo adicional.
Revestimento canhoneado
É o tipo de completação mais utilizado atualmente. O poço é perfurado
até a profundidade final e, em seguida, é descido o revestimento de
produção até o fundo do poço, sendo posteriormente cimentado o espaço
anular entre os tubos de revestimento e a parede do poço.
Finalmente, o revestimento é canhoneado frente aos intervalos de
interesse, mediante a utilização de cargas explosivas (jatos), colocando
assim o reservatório produtor em comunicação com o interior do poço.
Revestimento canhoneado
As principais vantagens da completação a poço revestido estão na
seletividade da produção (ou injeção de fluidos) em diversos intervalos
de interesse e na maior facilidade das operações de restauração ou
estimulação. O diâmetro único do revestimento em todo o poço também
evita alguns problemas operacionais.
A principal desvantagem é o custo adicional do revestimento e do
canhoneio, além da possibilidade de dano à formação que a operação de
cimentação pode causar.
Quanto ao número de zonas plotadas
No que se refere ao número de formações ou número de áreas em uma
mesma formação que serão extraídas
Simples
Ocorre quando uma única tubulação (coluna 
de produção) metálica é descida no interior do 
revestimento de produção, da superfície até 
próximo à formação produtora.
Esse tipo de completação possibilita produzir 
de modo controlado e independente somente 
uma zona de interesse
Múltipla
Completações múltiplas permitem produzir ao mesmo tempo duas ou
mais zonas ou reservatórios diferentes, através de uma ou mais colunas
de produção descidas no mesmo poço.
As completações múltiplas são mais econômicas porque permitem
diminuir o número de poços necessários para produzir um determinado
campo.
Múltipla Seletiva
Na seletiva, uma coluna de produção 
apenas é equipada de forma a permitirprodução de duas zonas em conjunto ou 
uma das zonas alternativamente. 
Múltipla Dupla
Na completação dupla, há produção de duas 
zonas de modo controlado e independente, 
através de duas colunas de produção com 
dois obturadores. 
Coluna de produção
Importante componente na engenharia de completação de poços
Única passagem para condução dos fluidos durante a produção de óleo
e gás e para injeção de água e gás.
Seu projeto científico e prático pode reduzir a carga de trabalho das
operações de fundo do poço, assegurar a segurança dos poços, e
prolongar o período de intervenção: deve-se evitar qualquer manobra
para troca da coluna de produção por mais de 20 anos após sua descida.
Funções da coluna de produção única
Combinação do canhoneio e completação
Acidificação seletiva por estádios, fraturamento e interrupção de água
Detecção de água de fundo do poço (estágios, medição de pressão, testes)
Circulação completa ou por estágios
Controle de pressão no anular revestimento-coluna
Injeção de inibidor de corrosão pelos packers no topo dos reservatórios
Manobras de pressão, instalação de válvula de segurança anti-erupções
Operação de instalação
O tamanho da coluna de produção e o método de produção são
selecionados e determinados pelo projeto estrutural do poço, encargo da
engenharia de perfuração, com base no revestimento de produção
estipulado.
Operações de produção são limitadas pela dimensão do revestimento de
produção. Portanto, a dimensão racional da coluna de produção deve
ser determinada em primeiro lugar, com base na dimensão mínima
admissível do revestimento de produção.
Tubo de produção
É o componente de maior consumo e custo em uma coluna de
produção. Usado para conduzir a produção desde a formação até à
superfície, ou para conduzir o gas-lift no sentido contrário
A seleção da tubulação a ser empregada num determinado poço leva
em conta o diâmetro interno do revestimento de produção, a vazão de
produção esperada, o tipo de fluido a ser produzido e os esforços
mecânicos a serem suportados.
Packer de produção
O obturador, ou packer, promove a vedação do espaço anular entre o
revestimento e a coluna de produção, em determinada profundidade, e:
- protege o revestimento (acima dele) contra pressões da formação e
fluidos corrosivos;
- possibilita a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de
elevação artificial por gas-lift;
- permite a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de
produção (com mais de um packer).
Packer de produção
Os packers são constituídos por
borrachas de vedação, cunhas, pinos
de cisalhamento para assentamento e
pinos (ou anel) de cisalhamento para
desassentamento.
Podem ser dos tipos recuperável ou
permanente
Camisa deslizante (sliding sleeve)
As camisas deslizantes podem ser utilizadas em completações seletivas,
possibilitando colocar em produção ou isolar zona(s) empacotada(s) por
dois packers.
Possui uma camisa interna que pode ser aberta ou fechada, quando
necessário, através de operações com cabo.
A área de fluxo normalmente é equivalente à seção da coluna de
produção, e destina-se a promover a comunicação anular-coluna ou
coluna-anular.
Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV)
Posicionado cerca de 30 m abaixo da superfície, ou fundo do mar, que
tem a função de fechar o poço em casos de emergência.
Estando dentro do poço, não pode ser danificada por fogo ou colisão, o
que garante a sua operacionalidade nas situações de emergência,
quando efetivamente é necessária. Contem uma mola que tende a
fechá-la, sendo mantida na posição aberta através de uma linha de
controle conectada à superfície, permanentemente pressurizada.
Havendo despressurização dessa linha, a válvula se fecha
Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV)
Dois principais tipos de DHSV (Down Hole Safety Valve):
- as enroscadas na coluna, conhecidas como tubing mounted, que são
montadas diretamente na coluna de produção;
- as insertáveis, ou wireline retrievable, instaladas após a descida da
coluna através de operação com cabo
Mandris de gas-lift
Componentes da coluna de produção para alojar válvulas que
permitirão a circulação de gás do anular para a coluna de produção
Podem ser assentadas e retiradas através de operações a cabo e
destinam-se à elevação artificial por gas-lift.
São excêntricos: as bolsas de assentamento das válvulas na lateral do
mandril só são acessíveis com ferramentas (desviadores) através de
operações com cabo. Assim, os mandris mantêm um diâmetro interno
igual ao dos tubos de produção