MINICURSO - petroleo.ufrj.brpetroleo.ufrj.br/spetro/2009/spetro_arquivos/material/seg/Controle... · 1 Controle de Areia em Poços de Águas Profundas Lorenzzo Breda Minassa © 2009

MINICURSO

CONTROLE DE AREIA EM POÇOS DE ÁGUAS PROFUNDAS

LORENZZO MINASSA

1

Controle de Areia em Poços de Águas Profundas

Lorenzzo Breda Minassa

© 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 2

Introdução:

FRAC PACKGRAVEL PACK

ESTMz

2


Mecanismos para a produção de areia:

Mecanismos Principais: Falha por cisalhamento – Relacionada ao declínio da pressão nas proximidades do poço.

Falha por tensão – Relacionada normalmente ao incremento da vazão de produção.

Migração de finos – A movimentação de pequenas partículas pela formação pode implicar na redução de permeabilidade, incrementando o arraste e iniciando a produção de areia.


Quais são as consequências:

Segurança do poço.Dano da formação.Erosão dos equipamentos de fundo & equipamentos de superfície.Perda de produção. Colapso do revestimento.Descarte de resíduos & Contaminação ambiental.

3


EFFECT OF SAND FILL IN THE WELLBORE:


Quando deveria ter início o controle da areia?

4


Gravel pack.


CALIBRE (GAUGE) DAS MALHASCALIBRE (GAUGE) DAS MALHAS

Dmin

G

5


Estrutura dos Tubos Telados.

Base pipe

Drainage layers

Filter layer

Outer shroud

Oblique ViewPores visible

Warp wire(yellow)

Weave wires(red and blue)


Estrutura dos Tubos Telados.

6


Condições Iniciais de Operação.

Condições Iniciais Para Operação:Fluido Livre de sólidos.Poço limpo Well Bore Clean Up.Fluid Loss Control Perda zero ou moderada.Dog leg Menor que 6 deg/100ft.Drag Recomendável < 60Klbs

Filter Cake


Planejamento.

WELL PLAN:

7


WELL PLAN:

Planejamento.


WELL PLAN:

Topo da Flambagem @ 1860.48m

Base da Flambagem @ 2453.28 m

Planejamento.

8


Aplicação dos Centralizadores.

5-1/2” x 7-1/4” (OD 7-1/4”)Spir-o-lizer PA4B Casing CentraliserPipe size : 5-1/2”Hole Size: 9-1/2”Unit O.D. : 7-1/4”Length : 8”Material : Zinc Alloy

θ =

Flow Area =

259.4 deg

26.62 sq.in

θ =

Flow Area =

360.0 deg

27.23 sq.in

- Diminuir o Drag Sobre Shroud- Incrementar a área de fluxo


Composição do BHA de Gravel Pack.

1

4

23

5

67

89

1 0

MODULADO TUBOS TELADOSFLDs SERVICE TOOL

9


Modulado de Gravel Pack.

1

4

23

5

67

89

1 0

1. 9 5/8" 47-53.5# 13Cr VBA PACKER2. 7-5/8" 39# 13Cr UPPER EXTENTION3. MCS CLOSING SLEEVE, 6.00" BORE

(15,500lbs Hard to Shift)4. 7-5/8" 39# 13Cr MIDDLE EXTENTION5. INDICATOR NIPPLE, 13Cr - 6.0106. 7-5/8" 39# 13Cr LOWER EXTENTION7. INDICATOR NIPPLE, 13Cr - 5.8008. 7-5/8" 39# 13Cr LOWER EXTENTION9. ADAPTER, 13Cr ( 7 5/8" 39# Hydril 513 x 6 5/8" 24# Hydril 511, B x

P.)10. 6-5/8" MAKE UP SUB

Total Lenght 18.50m (W/ Make Up Sub 20.0m);Max OD 8,310in at the MCS Sleeve (3)Min ID 5,800in at the Indicator Nipple (7)



10




1

4

23

5

67

89

1 0


11


1

4

23

5

67

89

1 0

Total Lenght 18.50m (W/ Make Up Sub 20.0m);Max OD 8,310in at the MCS Sleeve;Min ID 5,800in at the Indicator Nipple;



Fluid Loss Device (FLD).

FS-1

IB-4

FLAPPER VALVE

12


Gravel Pack Service Tool.

(12MPW114 – Run In)

1

4

23

5

67

89

10



(12MPW114 – Run In)

1

4

23

5

67

89

10

13



(Setting Tool)


Procedimento Operacional.

Run Screen;Assentar e testar o Packer de Gravel Pack;Efetuar bombeio do Gravel;Reversar;Converter a ferramenta para acidificação;Atuar o mecanismo de controle de perda (Fluid Loss Device)

14



(12MPW114 – Circulação)



(12MPW114 – Circulação)

15



(12MPW114 – Reversa)



16


Calibração do simulador de bombeio.

Inside Workstring Inside WashpipeRate 1 4 bpm Rate 1 4 bpmPressure Drop 1 240 psi Pressure Drop 1 70 psiReynolds Number 1 136984.47 Reynolds Number 1 168511.39Relative Roughness 3.826E-02 Relative Roughness 2.600E-03Pressure Match 232.44 psi Pressure Match 67.86 psiRate 2 6 bpm Rate 2 6 bpmPressure Drop 2 360 psi Pressure Drop 2 140 psiReynolds Number 2 205476.71 Reynolds Number 2 252767.09Relative Roughness 1.360E-02 Relative Roughness 1.666E-03Pressure Match 348.69 psi Pressure Match 135.72 psiRate 3 8 bpm Rate 3 8 bpmPressure Drop 3 550 psi Pressure Drop 3 260 psiReynolds Number 3 273968.94 Reynolds Number 3 337022.78Relative Roughness 8.720E-03 Relative Roughness 2.067E-03Pressure Match 532.74 psi Pressure Match 251.96 psi


Gráficos do bombeio.Inside Workstring Inside Washpipe

Rate 1 4 bpm Rate 1 4 bpmPressure Drop 1 240 psi Pressure Drop 1 70 psiReynolds Number 1 136984.47 Reynolds Number 1 168511.39Relative Roughness 3.826E-02 Relative Roughness 2.600E-03Pressure Match 232.44 psi Pressure Match 67.86 psiRate 2 6 bpm Rate 2 6 bpmPressure Drop 2 360 psi Pressure Drop 2 140 psiReynolds Number 2 205476.71 Reynolds Number 2 252767.09Relative Roughness 1.360E-02 Relative Roughness 1.666E-03Pressure Match 348.69 psi Pressure Match 135.72 psiRate 3 8 bpm Rate 3 8 bpmPressure Drop 3 550 psi Pressure Drop 3 260 psiReynolds Number 3 273968.94 Reynolds Number 3 337022.78Relative Roughness 8.720E-03 Relative Roughness 2.067E-03Pressure Match 532.74 psi Pressure Match 251.96 psi

P U M P IN G P R O F IL E

0 .0

1 .0

2 .0

3 .0

4 .0

5 .0

6 .0

7 .0

8 .0

9 .0

10 .0

11 .0

12 .0

13 .0

14 .0

15 .0

0 .0 0 5 0.00 1 00 .0 0 15 0.0 0 20 0.0 0 2 50 .00 3 00 .00

E lap se d T im e (m in)

Rat

e (b

pm) a

nd H

eigh

t (in

)

0

5 00

1 00 0

1 50 0

2 00 0

2 50 0

3 00 0

3 50 0

4 00 0

4 50 0

5 00 0

5 50 0

6 00 0

6 50 0

Pres

sure

(psi

)

S urfac e P u m p R ate (b pm ) F lu id Los s R ate R eturn R ate (bp m )

B ottom hole P ress ure at H eel (p s i) Form ation F rac tu re P ress ure S u rface T u bin g P ress ure

P U M P IN G PR O FILE

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

11.0

12.0

13.0

14.0

15.0

0.00 50 .00 100 .00 150.00 200 .00 250.00 300 .00 350.00 400 .00

E lap sed T im e (m in)

Rat

e (b

pm) a

nd H

eigh

t (in

)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

Pres

sure

(psi

)

Surfac e P um p R ate (bpm ) Flu id Los s R ate R eturn R ate (bpm )

Bottom hole P res su re at H eel (ps i) Form ation Fracture Press ure Surface T ub ing Press ure

V EL O C IT Y O V ER T HE T O P O F T H E SAND B E D IN T H E H O RIZO NT AL

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

0.00 50.00 100.00 150 .00 200 .00 250.00 300.00 350 .00 400.00 450.00

E lapsed T im e

Slur

ry V

eloc

ity (f

eet/s

ec)

O ve r the T op V e loc ity a t M id P o in t (fe e t/sec )O ve r the T op V e loc ity a t H ee l ( fe e t/se c)O ve r the T op V e loc ity a t R at H o le ( fe e t/se c)O ve r the T op V e loc ity a t T oe (fee t/se c)

Vazão Máxima Retorno - Alfa

Vazão Máxima Retorno - Beta Vazão Mínima Retorno (v=300ft/min)

17


Gráficos do bombeio.

Rat Hole

SapataVELOCITY OVER THE T OP OF THE SAND BED IN THE HORIZONTAL

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00 450.00

Elapsed T im e

Slur

ry V

eloc

ity (f

eet/s

ec)

Over the Top Velocity at M id Point (feet/sec)Over the Top Velocity at Heel (feet/sec)Over the Top Velocity at Rat Hole (feet/sec)Over the Top Velocity at Toe (feet/sec)

P U M P IN G PR O F IL E

0 .0

1 .0

2 .0

3 .0

4 .0

5 .0

6 .0

7 .0

8 .0

9 .0

10 .0

11 .0

12 .0

13 .0

14 .0

15 .0

0 .00 50 .00 100 .00 150.00 200 .00 250.00 300.00 350 .00 400.00

E lapsed T im e (m in)

Rat

e (b

pm) a

nd H

eigh

t (in

)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

Pres

sure

(psi

)

S urface P um p R ate (bpm) F lu id Los s R ate R etu rn R ate (bpm )

B ottomhole P res su re at H eel (ps i) Form ation Frac tu re P res s ure S urface T ub ing Pres su re

P U M P IN G P R O FIL E

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

1 0.0

1 1.0

1 2.0

1 3.0

1 4.0

1 5.0

0 .0 0 5 0 .0 0 10 0.0 0 15 0 .0 0 2 00 .00 2 50 .00 3 0 0.0 0

Ela p se d T im e (m in )

Rat

e (b

pm) a

nd H

eigh

t (in

)

0

5 00

1 00 0

1 50 0

2 00 0

2 50 0

3 00 0

3 50 0

4 00 0

4 50 0

5 00 0

5 50 0

6 00 0

6 50 0

Pres

sure

(psi

)

Su rfac e P um p R ate (bp m ) F lu id Los s R ate R etu rn R ate (b pm )

Bottom hole P res s ure at H eel (ps i) F orm ation F rac ture P res s ure S u rfac e T ub in g P res s ure


Gravel Pack.

`

Open HoleWash Pipe

Increased friction during Beta wave Ratio: 0.8

Screen

18


Gravel pack.

PROCEDIMENTO OPERACIONAL:

Run Screen;Assentar e testar o Packer de Gravel Pack;Efetuar bombeio do Gravel;Reversar;Converter a ferramenta para acidificação; Atuar o mecanismo de controle de perda (Fluid Loss Device)


Gravel pack.

Convertento a ferramenta para acidificação:

19


Acidificação One-Trip.

Poço # Data

Especialista BJ Número de telefoneLorenzzo Minassa/JocenildoNome da Sonda Número de telefone

SS-60 22-2761-4660Engenheiro Halliburton Número de telefone

Revisado Por Revisado Por

Página

1/2

INICIO FIM DATA

start 5031.70 5090.21 5026.94 -4.76 5096.62 148 x 0.03 7.761 5023.94 5082.45 5026.94 3 5088.86 147 D 2.00 58.352 4965.59 5024.10 4968.59 5026.94 3 2.84 5030.51 145 D 1.79 58.263 4907.33 4965.84 4909.83 4968.59 2.5 2.75 4972.25 143 D 1.31 59.104 4848.23 4906.74 4850.73 4909.83 2.5 3.09 4913.15 141 D 0.29 58.815 4789.42 4847.93 4791.92 4850.73 2.5 2.8 4854.34 139 D -0.40 59.056 4730.37 4788.88 4732.87 4791.92 2.5 3.04 4795.29 137 D -1.31 58.967 4671.41 4729.92 4673.91 4732.87 2.5 2.95 4736.33 135 D -2.34 58.888 4612.53 4671.04 4615.03 4673.91 2.5 2.87 4677.45 133 D -3.12 59.049 4553.49 4612.00 4555.99 4615.03 2.5 3.03 4618.41 131 D -4.04 58.9110 4494.58 4553.09 4497.08 4555.99 2.5 2.9 4559.5 129 D -4.98 58.9711 4435.61 4494.12 4438.11 4497.08 2.5 2.96 4500.53 127 S 3.71 59.0712 4376.54 4435.05 4379.04 4438.11 2.5 3.06 4441.46 125 S 2.72 59.0713 4317.47 4375.98 4319.97 4379.04 2.5 3.06 4382.39 123 S 1.52

2.00 m TRUE64.92 m FALSE58.51 m

TOPO DO HOUSING

4296.60

METROS1818

3.72ITEM

TOPO DO BOP

METROSITEM

ESQUEMA

58.5

1 m

6.41

m

0.623.61BASE DA FLAPPER VALVE

1353.404293.61

7.50

TOPO DO BOP

JUNTASTRIP OUT COM O WASH PIPE

SEÇÕES

TOPO DO HOUSINGTOPO DO PACKERBASE DA FLAPPER VALVE

120

POSIÇÃO DO SELO SUPERIOR (C)

SDSSATRE - Beta Version 1.9

ESTÁGIOTOPO DO S.JOINT

SUPERIOR (A)

TOPO DO S.JOINT

INFERIOR (B)

Programa

TEMPO DOS ESTÁGIOSRETIRAR PARA O

PRÓXIMO D - B POSIÇÃO

DO B.PLUG SEÇÕES NO POÇO

PortuguesCOMPRIMENTO DA BASE DO B.PLUG AO TOPO DO SLICK JOINT SUPERIOR =

COMPRIMENTO DO TOPO DO S. JOINT INFERIOR AO TOPO DO S. JOINT SUPERIOR =Ingles

The ATRE is a Beta Version program and all calculations need be check by the operator!

This program was developed to help the Engineers during Acid jobs. Developed by Lorenzzo Breda Minassa - Jan. 2006 - V.Beta1.9.

COMPRIMENTO DA BASE DO GP B.PLUG A BASE DO WP B.PLUG =

DADOS DO POÇO

TOPO DO PACKER 120

1340.00

TABELA DE ACIDIFICAÇÃO

POSIÇÃO DO SELO INFERIOR (D) C - A

( FERRAMENTA ON-TRIP PARA GRAVEL PACK HORIZONTAL E ACIDIFICAÇÃO )

TABELA DE ACIDIFICAÇÃO


Influência da MARV ao ativar a Flapper.Quando no sistema de contenção de areia é utilizada a Flapper Valve com mecanismo Soft Close, a MARV permite o controle da perda de fluido por dentro dos Wash Pipes. Desta forma, no momento da retirada da Prop Sleeve ocorre um choke que leva a restrição do fluxo de perda e conseqüentemente reduz o impacto sofrido pela Flapper de cerâmica quando do seu fechamento.Este sistema pode ser observado em operações de Frac pack Single Zone.

OD = 4.87in

ID = 5in

20


Influência da MARV ao ativar a Flapper.

Lorenzzo Minassa- Halliburton

P P erguntas ?

1


O que é o Frac Pack?HistóricoDefiniçãoProjeto de fraturamento.Geometria do fraturamento.

Frac Pack:


Histórico:• O fraturamento foi inicialmente

empregado para aumentar a produção de poços marginais no Kansas, no final da década de 40 (Figura 1-1). Seguindo uma explosão da prática em meados dos 50 e uma considerável onda em meados dos 80, o fraturamento hidráulico massivo (MHF) cresceu e se tornou a técnica de completação dominante, principalmente para reservatórios de baixa permeabilidade na América Norte.

• Em 1993, 40% dos poços de petróleo novos e 70% dos poços de gás nos Estados Unidos foram fraturados.


• Com a contínua introdução de melhorias na técnica e o advento do fraturamento de formações de alta permeabilidade (HPF), que tem sido chamado de “fracpack” ou variantes, o fraturamento tem expandido seu horizonte de aplicação.

Histórico:

2


Definição:• Frac Pack é um método de estimulação e contenção de areia

que utiliza as vantagens do fraturamento hidráulico, com o um efetivo método de controle da produção de areia.

• O método consiste em aplicar um elevado diferencial de pressão contra as rochas do reservatório até a sua ruptura. A fratura que é iniciada no poço se propaga pela formação acima da pressão de fraturamento.

• O desenho do fraturamento proporciona intencionalmente desenvolver o Screenout na extremidade da fratura (TIP Screenout), seguir o bombeio contínuo, de forma a abrir e empacotar a fratura, o que leva a formação de um caminho de elevada condutividade (1) .


Lay Out:

Flow line

Kill & Choke Lines

Manifold

POP OFF


Desenvolvimento da fratura:

3





Fratura Horizontal Fratura Vertical

Mínima Tensão Principal


Desenvolvimento da Fratura:Net Pressure é a pressão desenvolvida dentro da fratura menos a pressão de fechamento.

Net Pressure = 2500 psi – 2000 psi = 500psi.

4


Dimensionamento do tratamento:

São três os principais bombeio efetuados durante o tratamento da formação:

O teste de tensão de micro-fratura (“microfrac”).Mini Frac.Bombeio do Fraturamento (Frac Pack).


Teste de Injetividade ou Microfrac:O teste de tensão de micro-fratura (“microfrac”) determina a magnitude da mínima tensão principal in-situ da formação a ser tratada.

A mínima tensão principal in-situ pode ser determinada a partir do declínio de pressão após o término do bombeio, ou do aumento da pressão que ocorre no início do ciclo de injeção.

A pressão de fechamento da fratura e sua pressão de reabertura fornecem uma boa aproximação para esta tensão.


Minifrac:É o mais importante teste efetuado na locação antes do tratamento principal. Tem como função efetuar a calibração do fraturamento.

O minifrac é um teste de bombeio/fechamento que emprega vazões de injeção representativas e volumes de fluido relativamente grandes, na ordem de milhares de galões.

Dentre as informações obtidas num minifrac estão a pressão de fechamento da fratura a pressão líquida (net-pressure), perdas de carga (canhoneio e de vizinhança de poço), e possíveis evidências de contenção de altura da fratura.

5


Minifrac:

O fechamento da fratura é tipicamente determinado de um ou mais tipos de curva de declínio de pressão. As curvas mais populares usadas para identificar a pressão de fechamento de fratura são:• pshut-in vs. t• pshut-in vs. √t• pshut-in vs. função g (e variações)• log (pISIP - pshut-in)

A parte de declínio (falloff) da curva de pressão é usada para se obter o coeficiente de filtração para uma dada geometria de fratura.


Projeto de Fraturamento:O fluido bombeado no início da operação, sem propante, édenominado colchão (pad). Ele inicia e abre a fratura.

Normalmente, 30 a 60% do fluido bombeado durante o tratamento é perdido por filtração; o colchão fornece boa parte desse fluido.

Ele tem ainda por função prover comprimento e abertura suficientes para permitir a entrada do propante.


Projeto de Fraturamento:Após o bombeio do colchão especificado, a concentração de propante é incrementada gradativamente até se alcançar um valor máximo ao final do bombeio.

6


Projeto de Fraturamento:A maioria da perda de fluido ocorre no colchão, próximo àextremidade da fratura. Contudo, alguma perda ocorre também ao longo da fratura, pois os estágios de propante são desidratados durante o bombeio.


Projeto de Fraturamento:Assim que o bombeio é completado e o primeiro estágio de propante alcança a concentração final de 5 ppg, o segundo estágio sofre menordesidratação, mas também termina com a mesma concentração.

Se efetuado corretamente, a fratura terá uma distribuição aproximadamente uniforme de propante no final do tratamento.


Projeto de Fraturamento (w/ TSO):É o programa do tip screenout, ou TSO, o que claramente diferencia o fraturamento de alta permeabilidade do fraturamento massivo convencional.

Os fraturamentos convencionais são projetados para se propagar lateralmente e atingir o TSO no final do bombeio.

No fraturamento de alta permeabilidade o bombeio prossegue após o TSO num segundo estágio que corresponde à inflação e empacotamento da abertura da fratura. Este tratamento de dois estágios é conhecido por frac-pack.

7


Projeto de Fraturamento (w/ TSO):


Lay Out:

Flow line

Kill & Choke Lines

Manifold

POP OFF


Lay Out:1. Instalando o sump packer e

perfurando o revestimento.2. Correr o modulado de Frac.

A camisa da closing sleeve e corrida aberta e alinhadacom o Weldman o que possibilita a passagem do fluidopor dentro do tubing, diminuindo o efeito de swab.

3. As unidades selantes com o Top Snap sãoencamisadas no packer.Após teste do Top-Snap a esfera é lançada paraassentar o packer,aguarda-se queda. Pressuriza-se a coluna lentamente até 3000 psi em incrementos de 500 psi. Drena-se a pressão e testa-se o travamento do packer com 20 klbs de overpull e 40 klbs de slack-off.

4. Libera-se a setting tool.Com 10Klbs de Slack off testa-se a vedação do anular, contra o PKR e a MARV que é corrida fechada. Aplicando-se over-pull os pinos do Clutch Locator sãocisalhados e a x-over tool é liberada.

8


Lay Out:

N

Pick upweight10Klbs

Slack of weight to Frac pack

NNNNNNNNNNN

S

Pull the string 2,5m by Indexline to put in

reverseposition.N

S

R

2,5 m MARV fechada ao passar pela

base da ClosingSleeve.

Com BOP aberto, rompe-se a esfera com 4190psi na coluna.Pode-se ter início ao bombeio de desengraxante.


Descrição da 12MPW102 (Run In Position)


Clutch Locator (12OO2905):

PINADO NO PACKER COM 69720lbs (14 PINOS DE 4980lbs) – MAX 16 pinos

9


Setting Tool 12MPW62:

AREA DO PISTÃO = 21.74in / 4 PINOS DE 5000lbs CADA

SISTEMA ANTI-ROTACIONAL COM CASTELOS CONECTADOS NO PACKER


Selos 12P97356:

A função dos selos na ferramenta é de promovervedação, resistência a tração e dimensionamento.


Inner Tube (12P99006):

Resistênte a erosão, fornece caminho para o fluido durante o bombeio e isola o fluido do anular (retorno) do fluidobombeado

10


Solid High Rate X-over Weldment 12P99706:

• Resistênte a erosão, fornece caminho para o fluidobombeado e para o retorno. • Fornece resistência a tração para a ferramenta.


Maximum Tool Ratings – EDS - 12MPW102:


Descrição da MARV:

A MARV é uma válvula de controle de perda dotada de um sistema de Collet, Bypass e Flow Tubes, que complementa a funcionalidade da ferramenta de serviço.

11


Descrição da MARV:

Os Flow Tubes de ID = 0.434in são dimensionados de forma a viabilizar a perda de carga, levando em consideração o diferencial de pressão que será aplicado na MARV quando em operações de reversa.


Descrição da MARV:O disco de ruptura é dimensionado e testado na

oficina da Halliburton com 80% de seu limite nominal, de forma a garantir a operacionalidade do disco de pressão a ser utilizado.

A seleção do disco de ruptura segue o TechnologyBulletin CPS-103 de forma a garantir o teste de pressão do Packer com menor margem de segurança de 1.1.


Funcionamento da MARV:

A MARV encontra-se internamente ao conjunto de contenção, como parte integrante da ferramenta de serviço.Descida aberta nas operações de Gravel Pack e fechada para as operações de Frac pack. O Collet externo, com 6.24in de diâmetro, é próprio para efetuar interferência em diâmetros de 6in. O collet da MARV necessita do mínimo overpull de 8300lbs para efetuar movimentação e 11400lbs para efetuar o colapso e movimentação para dentro da interferência de 6in.

12


Descrição da 12MPW102 (Frac Position)


Descrição da 12MPW102 (Reverse Position)


Dinâmica do Fraturamento: 1)

A maioria dos tratamentos é bombeada usando ferramentas de Frac-pack na posição de “circulação” com a válvula do anular fechada na superfície (Operação em Live Anulus).

Isto permite monitorar pelo anular a pressão de fundo do poço (pressão do anular + hidrostática) e desta forma em tempo real acompanhar o progresso do tratamento.

13


Dinâmica do Fraturamento:2)

Quando não há evidência do TSO planejado no registro de pressão em tempo real, os últimos estágios do tratamento podem ser bombeados a uma vazão reduzida para induzir o tipscreenout.

Obviamente, isso requer a obtenção de dados confiáveis de pressão de fundo e comunicação direta com o operador da unidade de fraturamento



Perto do final do tratamento, a vazão de bombeio é reduzida para níveis similares aos usados nas operações de gravel-pack e a válvula do anular éaberta para iniciar a circulação.

Assim, a adição de propante e os volumes de pasta devem ser cuidadosamente medidos para assegurar que existe uma quantidade suficiente de propante na coluna para posicionar o gravel pack (ou seja, para evitar o sobredeslocamento do propante na fratura).


Dinâmica do Fraturamento:

6.010 in0.090 in

12 (in*1000)9.15 m

15.00 ft/s25.00 bpm

11.8%

0.26 m

0.42 ft/s

OUTPUT DATA

MAXIMUM FLUID VELOCITY =

INPUT DATA

h

Fluid Velocity Through 9.15 m Screens Legth

Potential Damage Area (h) @ 25 bpm

SCREEN OD =WIRE THICKNESS =SCREEN GAUGE =

Open area of filter

PUMP RATE =

SCREEN LENGTH =

14


Dinâmica do Fraturamento:



Por outro lado, se um tratamento de HPF embucha prematuramente (ou seja, com propante na coluna), a ferramenta de serviço pode ser movida para a posição “reversa” possibilitando a circulação do excesso de propante.



O movimento da ferramenta de serviço da posição de squeeze/circulação para reversa pode criar um efeito abrupto de drawdown instantâneo, e deve ser feito cuidadosamente para evitar o pistoneiode material instabilizado da formação para o túnel de canhoneio e anular.

A MARV evita esta tendência e protege a formação contra este efeito.

15

Lorenzzo Minassa- Halliburton

P P erguntas?


ESTMZ™ System:

Enhanced version of Halliburton’s successful Single-Trip Multiple Zone (STMZ™ ) gravel pack systemAccomplishes the same tasks as stack

packing, but in one trip.

Design RequirementsFull 10,000 psi system pressure ratingFull IsolationPump rate of 45 bbl/minTreat 5 intervals (5 specific ramps)400,000 pounds of proppant per intervalCumulative total of 2,000,000 pounds proppantProppant type – 16-30 high strength sintered bauxite


Today’s Featured Challenge

SISTEMA ESTMZTAREFA TEMPO (1 ZONA) 4 ZONAS 4 ZONAS

Condicionamento do Poço 24.0 h 24.0 h 24.0 hInstalar Sump Packer c/ Wire line 4.0 h 4.0 h 4.0 hCanhonear zona de interesse 18.0 h 72.0 h 24.0 hMontar conjunto de fraturamento 8.0 h 32.0 h 18.0 hDescer conjunto de fraturamento 12.0 h 48.0 h 12.0 h

Encamisar/ assentar packer (Incluindo montagem da cabeça e linhas) 4.0 h 16.0 h 10.0 hbombear desengraxante 4.0 h 16.0 h 4.0 hMontar e testar linhas de superfície 12.0 h 48.0 h 18.0 hMarcar as posições da ferramenta 1.0 h 4.0 h 4.0 hEfetuar bombeio do TI. 3.0 h 12.0 h 12.0 hEfetuar bombeio do MINI-FRAC 3.0 h 12.0 h 12.0 hDimensionar o fraturamento 6.0 h 24.0 h 24.0 hEfetuar o bombeio do Frac Pack 3.0 h 12.0 h 12.0 hReversar. 2.5 h 10.0 h 10.0 hQuebrar as linhas de superfície 5.0 h 20.0 h 8.0 hFechar e testar a FLD 1.5 h 6.0 h 6.0 hRetirar a ferramenta de serviço 6.0 h 24.0 h 6.0 hTOTAL EM HORAS = 117.0 h 384.0 h 208.0 hTOTAL EM DIAS = 4.9 Dias 16.0 Dias 8.7 Dias

100 % 54 %

SISTEMA DE FRATURAMENTO SELETIVO EM LIVE ANULUS COM A 12MPW102

16


ESTMZ TM Multizone Completion Methodology

VIDEO

Close MCS

Documents

MINICURSO - petroleo.ufrj.brpetroleo.ufrj.br/spetro/2009/spetro_arquivos/material/seg/Controle... · 1 Controle de Areia em Poços de Águas Profundas Lorenzzo Breda Minassa © 2009