Metodi di completamento del pozzo

Nell'industria del petrolio e del gas, la scelta del giusto metodo di completamento è fondamentale per ottimizzare la produttività del pozzo, prolungarne la durata e massimizzare il ritorno economico. La scelta dipende dalle caratteristiche specifiche del giacimento e un sistema ben-progettato deve bilanciare fattori come ridurre al minimo i danni alla formazione, massimizzare l'area di flusso, isolare le zone fluide, controllare la sabbia e consentire interventi futuri.

Ecco una ripartizione delle tecniche di completamento più comuni utilizzate in tutto il mondo:

Questo è il metodo più utilizzato. Un involucro o rivestimento viene fatto passare attraverso il serbatoio e cementato in posizione. Le perforazioni vengono quindi eseguite attraverso l'involucro, il cemento e nella formazione per stabilire canali di flusso. Il suo vantaggio principale è la capacità di perforare selettivamente diverse zone, gestire il cono gas/acqua e facilitare l'isolamento zonale per operazioni come acidificazione, fratturazione e iniezione di acqua.

In questo caso, la sezione del serbatoio viene lasciata scoperta, esponendola direttamente al pozzo. Ciò fornisce l'area di flusso più ampia possibile (pozzo "idrodinamicamente perfetto") ed è spesso utilizzato in formazioni dure e consolidate come serbatoi di carbonato o naturalmente fratturati. Tuttavia, il suo utilizzo è limitato in quanto non consente l’isolamento zonale o un controllo efficace della sabbia e rende difficili gli interventi sulla maggior parte dei pozzi.

Un rivestimento con fessure tagliate con precisione viene posizionato attraverso l'intervallo del serbatoio. Spesso è appeso a un cordone intermedio dell'involucro. Questo metodo protegge il pozzo dal collasso in formazioni deboli consentendo al tempo stesso l'ingresso dei fluidi della formazione. La dimensione della fessura è progettata in base alla dimensione dei grani della formazione per consentire il passaggio della sabbia fine formando al tempo stesso un "ponte di sabbia" stabile per impedire un maggiore afflusso di sabbia.

Questo è il metodo principale per controllare la sabbia nelle formazioni non consolidate. La ghiaia (sabbia di dimensioni ridotte) viene pompata attorno a uno schermo avvolto in filo metallico-nel pozzo per fungere da filtro ad alta-permeabilità. È disponibile in due tipologie principali:

• Pacchetto di ghiaia a foro aperto:​ Utilizzato quando le condizioni geologiche consentono un buco aperto. La sezione del serbatoio è sotto-alesata per creare uno spazio anulare più ampio per il pacco di ghiaia.
• Pacchetto di ghiaia con foro rivestito:​ Il serbatoio è rivestito, cementato e perforato con fori grandi e ad alta-densità. La ghiaia viene quindi pompata tra le perforazioni e lo schermo all'interno dell'involucro.
• Il successo dipende dalla scelta precisa della dimensione della ghiaia (tipicamente 5-6 volte la dimensione media dei grani della formazione), dalla larghezza della fessura del vaglio e dalle tecniche di posizionamento.

• Schermi pre-confezionati:​ La ghiaia è pre-imballata tra due schermi in superficie prima di scorrere nella buca. È più semplice ma meno efficace di un pacco di ghiaia in-situ.
• Schermi in fibra metallica:​ Utilizzare fibre metalliche compresse per creare un filtro. Sono elastici, offrono una certa "auto-pulizia" e sono adatti per pozzi di iniezione di vapore ad alta-temperatura.
• Schermi in ceramica:​ Utilizza grani di ceramica sinterizzata come mezzo filtrante, offrendo elevata robustezza e resistenza alla corrosione.
• Consolidamento della sabbia chimica:​ Una resina o un agente simile viene iniettato per consolidare la sabbia di formazione attorno al pozzo. È meglio per intervalli brevi e singoli.

La scelta dei pozzi orizzontali dipende dalla velocità di costruzione (a corto, medio o lungo raggio) e dalle esigenze di gestione del giacimento. I metodi comuni includono:

• Foro aperto:​ Semplice, utilizzato in formazioni stabili (ad esempio, carbonati).
• Fodera scanalata:Il metodo più comune fornisce il controllo di base della sabbia e il supporto del foro di trivellazione.
• Liner scanalato con packer esterni (ECP):​ Consente l'isolamento zonale all'interno della laterale per la produzione o il trattamento selettivo.
• Fodera perforata:​ Fornisce il massimo livello di controllo zonale per la stimolazione o l'iniezione selettiva.
• Pacchetto ghiaia:​ Tecnicamente impegnativo nei lunghi percorsi orizzontali. Gli schermi pre-imballati vengono spesso utilizzati come alternativa per il controllo della sabbia.

Il processo di selezione è ben-specifico e deve considerare:

• Geologia del serbatoio:​ Arenaria vs. carbonato, consolidamento, presenza di tappo/bordo del gas o acqua di fondo.
• Strategia di produzione:​ Necessità di controllo della sabbia, isolamento zonale, fratturazione, acidificazione, iniezione di acqua o vapore.
• Bene Tipo:​ Verticale, direzionale o orizzontale.

Ad esempio, i serbatoi di arenaria spesso richiedono completamenti rivestiti e perforati per consentire la fratturazione e l'iniezione di acqua. Arenaria non consolidata che richiede punti di controllo della sabbia verso banchi di ghiaia o schermi premium. I serbatoi di carbonato possono utilizzare completamenti a foro aperto a meno che non sia necessario un controllo zonale.

Non esiste un completamento-taglia{1}}adatto-a tutti. Il metodo ottimale integra le caratteristiche del giacimento, gli obiettivi di produzione e i costi del ciclo di vita per garantire un recupero degli idrocarburi sicuro, efficiente e a lungo termine. Man mano che i pozzi diventano più complessi, cresce l'importanza strategica del progetto di completamento. Per informazioni più dettagliate, non esitate a contattare il team Vigor per informazioni più dettagliate sul prodotto.