Fundamentos de conclusão de poço

Depois que um poço é perfurado até a profundidade total (TD), avaliado, revestido e cimentado, os engenheiros passam para a fase crítica de conclusão do poço. Esse processo envolve a instalação de equipamentos projetados para otimizar a produção, seja para um poço complexo ou básico. A força motriz por trás de toda estratégia de completação é recuperar o máximo de petróleo possível do reservatório a um custo razoável.

A decisão de concluir um poço para produção ou de obstruí-lo e abandoná-lo como um poço seco depende em grande parte da avaliação da formação (FE) usando registros de-furos abertos. Uma vez que a análise do perfil FE indica potenciais reservatórios comerciais de petróleo ou gás, o revestimento de aço é colocado no poço e o cimento é bombeado atrás dele. Posteriormente, o engenheiro de completação substitui o fluido de perfuração por um fluido de completação – normalmente água doce ou uma salmoura formulada que não{3}}reage com a formação.

O objetivo principal da cimentação é impedir a comunicação entre zonas de produção. Os engenheiros executam um registro de ligação de cimento (CBL) para garantir que a bainha de cimento entre o revestimento e a parede do poço não tenha defeitos. Se existirem lacunas, eles realizam uma operação de cimentação por compressão, perfurando o revestimento em profundidades apropriadas e injetando cimento.

As toras de ligação de cimento podem detectar resultados ruins devido à densidade incorreta do cimento, remoção incompleta da lama, gelificação ou endurecimento prematuro e perda excessiva de fluido da pasta de cimento.

Os engenheiros então perfuram o revestimento e a bainha de cimento em zonas identificadas pela análise FE como favoráveis ​​ao fluxo de hidrocarbonetos. As perfurações são furos feitos através do revestimento, normalmente usando cargas moldadas disparadas de uma pistola de perfuração transportada por cabo de aço, tubulação ou flexitubo. Essas operações geralmente deixam detritos que podem impedir o fluxo do fluido. Para mitigar isso, os engenheiros podem bombear uma solução ácida fraca para dissolver os detritos.

Dependendo do nível de conhecimento sobre a formação, os operadores poderão realizar um teste de poço. Isso geralmente é realizado usando uma válvula de tubo de perfuração conectada à parte inferior de uma coluna de trabalho (tubulação ou tubo de perfuração). A válvula é aberta a partir da superfície e os fluidos do poço fluem através de um separador (um recipiente de superfície que separa óleo, gás, água e fluido de completação). Ao medir as taxas de produção, os operadores obtêm informações úteis sobre o desempenho futuro dos poços e as características dos reservatórios.

Se a formação tiver baixa permeabilidade, os engenheiros podem criar uma fratura hidráulica bombeando água e areia (ou outros materiais como lama) em alta pressão para dentro da formação. A pressão fratura a rocha e a lama é bombeada para as novas fraturas. Quando o bombeamento para e o poço é aberto, a água flui para fora, deixando areia (propante) para manter as fraturas abertas, proporcionando um caminho de alta-permeabilidade para petróleo e gás.

Em formações pouco consolidadas, partículas de areia podem migrar para o poço e obstruir perfurações. Para evitar isso, os engenheiros podem injetar produtos químicos para unir os grãos de areia ou empregar técnicas de controle de areia – incluindo várias telas de areia e sistemas de compactação de cascalho – que bloqueiam o movimento da areia enquanto permitem que o fluido passe livremente.

Conclusão de zona-única:Um obturador veda dentro do revestimento de produção, isolando hidraulicamente a coluna de tubulação do anel acima do obturador. O anel contém fluido de completação com inibidores de corrosão.

Conclusão de várias-zonas:Utiliza pelo menos dois packers para separar zonas de produção. Os fluidos de todas as zonas podem ser misturados ou as zonas superiores podem ser fechadas através de mangas deslizantes até que os operadores determinem que a mistura é ideal.

A tubulação de produção é o canal entre a zona de produção e a superfície. Sua resistência, material, peso por unidade de comprimento e diâmetro interno são determinados pelas taxas de produção esperadas, tipo de fluido, pressão, profundidade, temperatura e corrosividade. As vedações (packers) isolam as zonas de produção dentro do anel do revestimento-da tubulação.

Para poços com múltiplas zonas de produção, os fluidos entram no poço entre os packers superior e inferior e passam através de uma luva deslizante (uma válvula aberta ou fechada mecanicamente usando cabo de aço ou flexitubo) para dentro da tubulação.

Quase todas as completações incluem uma válvula de segurança subterrânea instalada dentro da tubulação, algumas centenas de metros abaixo da superfície. Ele fecha automaticamente o poço se o sistema de controle de superfície estiver comprometido e pode ser fechado manualmente para adicionar uma barreira entre o poço e a atmosfera.

Onde a intervenção no poço é dispendiosa ou problemática, são utilizadas completações inteligentes (ICs). Os CIs incluem sensores remotos de pressão e temperatura permanentes-em tempo real e válvulas de controle de fluxo operadas remotamente em cada formação.

Quando a pressão do reservatório é insuficiente para elevar os fluidos à superfície, os poços devem ser equipados com bombas ou sistemas de elevação de gás:

• Bombas elétricas submersíveis (ESPs):Use rotores e estatores para bombear líquidos para a superfície.
• Bombas de haste (bombas de haste de sucção):Use movimento vertical alternativo para levantar líquidos.
• Elevador a gás:Injeta gás no anel do revestimento; o gás entra na tubulação abaixo da coluna de líquido, reduzindo a densidade do fluido e permitindo a flutuabilidade para levantar os fluidos. O volume de injeção pode ser regulado por válvulas distribuídas ao longo da tubulação.

Em reservatórios-de baixa pressão, água ou gás podem ser injetados através de um poço para empurrar o petróleo através da formação até um poço produtor. Os poços de produção podem ser equipados com dispositivos de controle de fluxo de entrada (ICDs) para gerenciar o volume e a localização do fluxo de entrada de fluido.

Os engenheiros consideram vários fatores ao projetar uma completação: tipo e volume de fluidos a serem produzidos, temperaturas do fundo do poço e da superfície, profundidade da zona de produção, taxa de produção, localização do poço e ambiente circundante. As soluções variam desde completações básicas de-furos abertos (possivelmente sem uma coluna de revestimento de produção) até poços multilaterais extremamente complexos (vários poços horizontais ou-de alto ângulo perfurados a partir de um único poço principal, cada um com sua própria completação).

Os elementos essenciais para uma conclusão ideal incluem análise confiável de elementos finitos, dados de poços compensados ​​e flexibilidade. Com um conhecimento confiável da zona alvo e de como os poços próximos perfuraram e produziram essas formações, os engenheiros muitas vezes podem planejar completações básicas antes da perfuração, embora reconhecendo que nem todos os poços terão desempenho idêntico.

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