Poço de petróleo

PlanningEdit

Antes de um poço ser perfurado, um alvo geológico é identificado por um geólogo ou geofísico para cumprir os objectivos do poço.

• Para um poço de produção, o alvo é escolhido para otimizar a produção do poço e gerenciar a drenagem do reservatório.
• Para um poço de exploração ou avaliação, o alvo é escolhido para confirmar a existência de um reservatório viável de hidrocarbonetos ou para aprender a sua extensão.
• Para um poço de injecção, o alvo é seleccionado para localizar o ponto de injecção numa zona permeável, que pode suportar a eliminação de água ou gás e/ou empurrar hidrocarbonetos para poços de produção próximos.

O alvo (o ponto final do poço) será combinado com uma localização superficial (o ponto inicial do poço), e será desenhada uma trajectória entre os dois. Há muitas considerações a ter em conta ao desenhar a trajectória, tais como a distância a qualquer poço próximo (anti-colisão), ou se este poço se vai colocar no caminho de futuros poços, tentando evitar falhas se possível e certas formações podem ser mais fáceis/muito difíceis de perfurar em certas inclinações ou azimutes.

Quando o caminho do poço for identificado, uma equipa de geocientistas e engenheiros desenvolverá um conjunto de propriedades presumíveis do subsolo que será perfurado para atingir o alvo. Essas propriedades incluem pressão do poro, gradiente de fratura, estabilidade do poços, porosidade, permeabilidade, litologia, falhas e conteúdo de argila. Este conjunto de hipóteses é usado por uma equipe de engenharia de poços para executar o projeto da carcaça e o projeto de conclusão do poço, e depois o planejamento detalhado, onde, por exemplo, as brocas são selecionadas, um BHA é projetado, o fluido de perfuração é selecionado e os procedimentos passo a passo são escritos para fornecer instruções para executar o poço de forma segura e econômica.

Com a interação com muitos dos elementos de um projeto de poço e fazer uma alteração em um deles terá efeito sobre muitas outras coisas, muitas vezes as trajetórias e projetos passam por várias iterações antes que um plano seja finalizado.

DrillingEdit

Um esquema anotado de um poço de petróleo durante uma fase de perfuração

O poço é criado perfurando um furo de 12 cm a 1 metro (5 pol. a 40 pol.) de diâmetro na terra com uma sonda de perfuração que gira um fio de perfuração com uma broca acoplada. Após a perfuração do furo, secções de tubo de aço (invólucro), de diâmetro ligeiramente inferior ao do furo, são colocadas no furo. O cimento pode ser colocado entre o exterior do invólucro e o furo conhecido como anel. O revestimento fornece integridade estrutural ao poço recentemente perfurado, além de isolar zonas potencialmente perigosas de alta pressão umas das outras e da superfície.

Com estas zonas isoladas com segurança e a formação protegida pelo revestimento, o poço pode ser perfurado mais profundamente (em formações potencialmente mais instáveis e violentas) com um bit menor, e também com um revestimento de tamanho menor. Os poços modernos muitas vezes têm dois a cinco conjuntos de furos de tamanho subsequentemente menor perfurados um dentro do outro, cada um cimentado com invólucro.

Para perfurar o poço

O invólucro do poço

• A broca, auxiliada pelo peso do cordão de perfuração acima dela, corta a rocha. Existem diferentes tipos de broca; algumas causam a desintegração da rocha por falha compressiva, enquanto outras cortam a rocha à medida que a broca gira.
• O fluido de perfuração, também conhecido como “lama”, é bombeado pelo interior do tubo de perfuração e sai na broca de perfuração. Os principais componentes do fluido de perfuração são geralmente água e argila, mas normalmente também contém uma mistura complexa de fluidos, sólidos e químicos que devem ser cuidadosamente adaptados para fornecer as características físicas e químicas corretas necessárias para perfurar o poço com segurança. As funções particulares da lama de perfuração incluem arrefecer a broca, levantar os cortes de rocha para a superfície, evitar a desestabilização da rocha nas paredes do poço e ultrapassar a pressão dos fluidos dentro da rocha para que estes fluidos não entrem no poço. Alguns poços de petróleo são perfurados com ar ou espuma como o fluido de perfuração.

Log in process, uma forma comum de estudar a litologia ao perfurar poços de petróleo

• Os “cortes” de rocha gerados são varridos pelo fluido de perfuração à medida que este circula de volta à superfície fora do tubo de perfuração. O fluido passa então por “agitadores” que esticam as estacas do bom fluido que é devolvido ao poço. A observação de anormalidades nos cortes de retorno e o monitoramento do volume ou da taxa de retorno do fluido são imperativos para pegar “chutes” cedo. Um “chute” é quando a pressão de formação na profundidade da broca é maior do que a cabeça hidrostática da lama acima, que se não for controlada temporariamente fechando os evitadores de sopro e finalmente aumentando a densidade do fluido de perfuração, permitiria que os fluidos de formação e a lama subissem incontrolavelmente através do anel.
• O tubo ou fio de perfuração ao qual a broca está ligada é gradualmente alongado à medida que o poço vai ficando mais profundo, aparafusando seções adicionais de 9 m (30 pés) ou “juntas” de tubo sob a kelly ou topdrive na superfície. Este processo é chamado de fazer uma conexão. O processo chamado “tropeçar” é quando se puxa o bit para fora do orifício para substituir o bit (tropeçar para fora), e se volta a entrar com um novo bit (tropeçar para dentro). As juntas podem ser combinadas para um disparo mais eficiente quando se puxa para fora do furo, criando suportes de múltiplas juntas. Um triplo convencional, por exemplo, retiraria tubo do furo três juntas de cada vez e as empilharia na torre de perfuração. Muitas sondas modernas, chamadas “super singles”, tropeçam o tubo um de cada vez, colocando-o em racks à medida que vão.

Este processo é todo facilitado por uma plataforma de perfuração que contém todo o equipamento necessário para fazer circular o fluido de perfuração, içar e girar o tubo, controlar o downhole, remover os cortes do fluido de perfuração e gerar energia no local para estas operações.

CompletionEdit

Plataforma de perfuração moderna na Argentina

Após a perfuração e o revestimento do poço, este deve ser “concluído”. A conclusão é o processo no qual o poço está habilitado a produzir petróleo ou gás.

Em uma conclusão do poço, pequenos furos chamados perfurações são feitos na porção da carcaça que passou pela zona de produção, para fornecer um caminho para o óleo fluir da rocha ao redor para a tubulação de produção. Na conclusão de furos abertos, muitas vezes são instaladas “peneiras de areia” ou um “pacote de cascalho” na última seção do reservatório perfurado e sem cascalho. Estas mantêm a integridade estrutural do poço na ausência do revestimento, enquanto ainda permitem o fluxo do reservatório para o poço. As telas também controlam a migração de areias de formação para tubulações de produção e equipamentos de superfície, o que pode causar desperdícios e outros problemas, particularmente de formações de areia não consolidadas de campos offshore.

Após um caminho de fluxo ser feito, ácidos e fluidos fraturados podem ser bombeados para o poço para fraturar, limpar ou de outra forma preparar e estimular a rocha do reservatório a produzir hidrocarbonetos de forma otimizada para o poço. Finalmente, a área acima da seção do reservatório do poço é embalada dentro da carcaça, e conectada à superfície através de um tubo de menor diâmetro chamado tubulação. Esta disposição proporciona uma barreira redundante contra vazamentos de hidrocarbonetos, além de permitir a substituição de seções danificadas. Além disso, a seção transversal menor da tubulação produz fluidos do reservatório a uma velocidade maior, a fim de minimizar o retorno do líquido que criaria contrapressão adicional, e protege o revestimento de fluidos corrosivos do poço.

Em muitos poços, a pressão natural do reservatório subterrâneo é alta o suficiente para que o óleo ou gás flua para a superfície. No entanto, isto nem sempre é o caso, especialmente em campos esgotados onde as pressões foram reduzidas por outros poços produtores, ou em reservatórios de petróleo de baixa permeabilidade. A instalação de uma tubulação de diâmetro menor pode ser suficiente para ajudar a produção, mas também podem ser necessários métodos de elevação artificial. As soluções mais comuns incluem bombas de fundo de poço, elevação de gás, ou macacos de bombas de superfície. Muitos sistemas novos nos últimos dez anos foram introduzidos para a conclusão do poço. Múltiplos sistemas de empacotamento com portas de fractura ou colares de porta num sistema tudo em um reduziram os custos de conclusão e melhoraram a produção, especialmente no caso de poços horizontais. Estes novos sistemas permitem que os invólucros corram para a zona lateral com a colocação adequada da porta de empacotamento/fractura para uma óptima recuperação de hidrocarbonetos.

ProductionEdit

Um esquema de um poço de petróleo típico a ser produzido por um pumpjack, que é utilizado para produzir o óleo recuperável restante após pressão natural, já não é suficiente para elevar o óleo à superfície

A fase de produção é a fase mais importante da vida útil de um poço; quando o óleo e o gás são produzidos. Nesta altura, as plataformas petrolíferas e as plataformas de trabalho utilizadas para perfurar e completar o poço já saíram do poço e o topo é normalmente equipado com uma colecção de válvulas chamada árvore de Natal ou árvore de produção. Estas válvulas regulam as pressões, controlam os fluxos e permitem o acesso ao poço no caso de ser necessário um trabalho adicional de conclusão. A partir da válvula de saída da árvore de produção, o fluxo pode ser conectado a uma rede de distribuição de tubulações e tanques para fornecer o produto para refinarias, estações de compressão de gás natural ou terminais de exportação de petróleo.

Enquanto a pressão no reservatório permanecer alta o suficiente, a árvore de produção é tudo que é necessário para produzir o poço. Se a pressão se esgotar e for considerada economicamente viável, um método de elevação artificial mencionado na seção de completações pode ser empregado.

P>Poços mais antigos necessitam freqüentemente de obras de revestimento em poços mais antigos, que podem necessitar de tubos de diâmetro menor, remoção de escamas ou parafinas, trabalhos de matriz ácida, ou completar novas zonas de interesse em um reservatório mais raso. Esse trabalho de remediação pode ser realizado com o uso de plataformas de trabalho – também conhecidas como unidades de puxar, plataformas de acabamento ou “plataformas de serviço” – para puxar e substituir a tubulação, ou através do uso de técnicas de intervenção em poços utilizando tubulação enrolada. Dependendo do tipo de sistema de elevação e do cabeçote do poço, um equipamento de haste ou de descarga pode ser usado para trocar uma bomba sem puxar a tubulação.

Métodos de recuperação melhorados como inundação de água, inundação por vapor ou inundação por CO2 podem ser usados para aumentar a pressão do reservatório e proporcionar um efeito de “varredura” para empurrar os hidrocarbonetos para fora do reservatório. Tais métodos requerem o uso de poços de injeção (frequentemente escolhidos de poços de produção antigos em um padrão cuidadosamente determinado), e são usados quando enfrentando problemas com o esgotamento da pressão do reservatório, alta viscosidade do óleo, ou podem até ser empregados no início da vida útil de um campo. Em certos casos – dependendo da geomecânica do reservatório – os engenheiros de reservatório podem determinar que o óleo recuperável final pode ser aumentado aplicando uma estratégia de inundação de água no início do desenvolvimento do campo e não mais tarde. Tais técnicas melhoradas de recuperação são frequentemente chamadas de “recuperação terciária”.

AbandonoEditar

Um poço é dito para atingir um “limite econômico” quando sua taxa de produção mais eficiente não cobre as despesas operacionais, incluindo impostos.

O limite econômico para poços de petróleo e gás pode ser expresso usando estas fórmulas:

Campos de petróleo:
E L o i l = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\i} {EL}_{oil}={\i1}frac {\i}{\i}{\i}{\i1}{\i1}{NRI}}vezes (1-{T})}

Campos de gás:
E L g a s = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {EL}_{gas}={\i1}frac {WI}}{NRI}}{NRI}}times (1-{T}){NRI}}

E L o i l {\i}_oil {EL}

é o limite económico de um poço de petróleo em barris de petróleo por mês (bbls/mês).
E L g a s {EL}_{gas}}

is a gas well’s economic limit in thousand standard cubic feet per month (MSCF/month).
P o , P g {\displaystyle {P}_{o},{P}_{g}}

are the current prices of oil and gas in dollars per barrels and dollars per MSCF respectively.
L O E {\displaystyle {LOE}}

is the lease operating expenses in dollars per well per month.
W I {\displaystyle {WI}}

working interest, as a fraction.
N R I {\displaystyle {NRI}}

net revenue interest, as a fraction.
G O R {\displaystyle {GOR}}

gas/oil ratio as SCF/bbl.
Y {\displaystyle {Y}}

condensate yield as barrel/million standard cubic feet.
T {\displaystyle {T}}

impostos de produção e de corte, como uma fração.

Quando o limite econômico é aumentado, a vida útil do poço é encurtada e as reservas provadas de petróleo são perdidas. Ao contrário, quando o limite econômico é reduzido, a vida do poço é aumentada.

Quando o limite econômico é atingido, o poço torna-se um passivo e é abandonado. Alguns poços abandonados são posteriormente obstruídos e o local é recuperado; no entanto, o custo de tais esforços pode estar nos milhões de dólares. Neste processo, a tubagem é retirada do poço e as secções do poço são preenchidas com betão para isolar o caminho de fluxo entre as zonas de gás e água, assim como a superfície. A superfície ao redor da cabeça do poço é então escavada, e a cabeça do poço e o revestimento são cortados, uma tampa é soldada no lugar e depois enterrada.

No limite econômico ainda há muitas vezes uma quantidade significativa de óleo irrecuperável no reservatório. Pode ser tentador adiar o abandono físico por um longo período de tempo, esperando que o preço do petróleo suba ou que novas técnicas de recuperação suplementares sejam aperfeiçoadas. Nesses casos, serão colocados tampões temporários no fundo do poço e fechaduras presas à cabeça do poço para evitar adulterações. Há milhares de poços “abandonados” em toda a América do Norte, esperando para ver o que o mercado vai fazer antes do abandono permanente. Muitas vezes, as disposições do arrendamento e os regulamentos governamentais geralmente exigem um abandono rápido; a responsabilidade e as preocupações fiscais também podem favorecer o abandono.

Em teoria, um poço abandonado pode ser reentrado e restaurado à produção (ou convertido em serviço de injeção para recuperação suplementar ou para armazenamento de hidrocarbonetos no fundo do poço), mas a reentrada muitas vezes se revela difícil mecanicamente e cara. Tradicionalmente têm sido utilizados tampões de elastómero e cimento com diferentes graus de sucesso e fiabilidade. Com o tempo, podem deteriorar-se, particularmente em ambientes corrosivos, devido aos materiais a partir dos quais são fabricados. Os tampões de ponte convencionais também têm taxas de expansão muito pequenas, limitando a sua utilização em poços com restrições. Alternativamente, os tampões de alta expansão, como os empacotadores insufláveis, não têm a capacidade de pressão diferencial necessária para muitos poços abandonados, nem fornecem uma vedação estanque ao gás. Foram desenvolvidas novas ferramentas que facilitam a reentrada, estas ferramentas oferecem maiores taxas de expansão do que os tampões de ponte convencionais e maiores taxas de pressão diferencial do que os empacotadores infláveis, ao mesmo tempo que fornecem uma vedação estanque a gás com classificação V0, que o cimento não pode fornecer.