Dados do Downhole

Um perfurador interage com a interface de perfuração NOV. (Fonte: NOV)

Avisado é forearmed, um ditado que é particularmente verdadeiro quando se trata de perfuração em águas profundas. Os perfuradores marítimos dependem cada vez mais de tecnologias de dados de poços existentes e novas para tomar decisões em tempo real e manter as operações seguras.

Poços e reservatórios complexos, combinados com o alto custo e o risco das operações offshore, impulsionam a necessidade de acesso a dados abrangentes do poço, e as empresas de serviços atendem à chamada.

Uma das mais novas tecnologias para obter informações sobre o poço minimiza o uso de tempo de sonda para operações de telefonia fixa para ajudar os operadores a aumentar a eficiência operacional e, ao mesmo tempo, diminuir o custo da construção do poço.

Ron Balliet, campeão mundial de ressonância magnética da Halliburton, disse que o serviço Xaminer Magnetic Resonance (XMR) representa uma "revolução na resolução de formação".

O serviço XMR usa um sensor downhole classificado em 35.000 psi e 350 graus Fahrenheit para fornecer medições de ressonância magnética nuclear (NMR) e fornecer dados de formação, incluindo caracterização de fluidos 2D e 3D, classificação de tamanho de poro de carbonato, análise não convencional e permeabilidade. De acordo com a empresa de serviços, a XMR pode adquirir cerca de oito vezes mais dados com menos da metade do poder dos sensores tradicionais e pode ser implantada em quase todos os ambientes de registro aberto.

Alguns reservatórios são compostos de camas finas, por isso os operadores querem uma resolução vertical nítida e tamanhos de poros extremamente pequenos não são incomuns, por isso é necessário fazer medições rapidamente. A redução da abertura das antenas e o encurtamento do espaçamento inter-eco são recursos de design empregados para melhorar a resolução de pequenos poros e melhorar a resolução vertical.

Balliet disse que a ressonância magnética ajuda a destacar os reservatórios que melhor produzem e são mais comerciais, mostrando não apenas a delineação do reservatório, mas também a diferenciação de petróleo, gás e água.

Um único sensor é adequado para todas as aplicações e tamanhos de furos de 5 a 20 polegadas a 17 1/2 polegadas, disse Balliet. Pode registrar três vezes mais rápido que a tecnologia existente da Halliburton, acrescentou.

O XMR adquire a informação do reservatório em uma única passagem, e pode fazer o log up e down de um poço. Os operadores podem adquirir uma grande quantidade de informações de RMN em uma viagem.

O serviço XMR da Halliburton pode adquirir cerca de oito vezes mais dados com menos da metade do poder dos sensores tradicionais e pode ser implantado em quase todos os ambientes de registro aberto. (Fonte: Halliburton)

O software que executa e controla o sensor, bem como o NMR Studio, o software de análise da Halliburton para dados de ressonância magnética nuclear, foram desenvolvidos em paralelo com a ferramenta. Balliet disse que os algoritmos são todos novos.

“Esta é uma plataforma única que se ajusta a esse sensor e foi projetada para essa finalidade. O software de análise fornece controle de qualidade e vários tipos de análises de RMN ”, disse ele.

Os produtos de inversão fornecem detalhes sobre o volume de óleo, o volume de gás e a viscosidade do óleo, disse ele. Juntos, o software prepara o palco para alimentar todos os dados em várias plataformas de análise integradas, disse ele.

O Xaminer estava há mais de cinco anos em construção e foi usado para registrar vários poços de 9 mil metros de profundidade no Golfo do México. Um dos desafios revelados durante o teste de campo foi como implantar melhor o sensor para mantê-lo contra a parede do poço.

Outra dificuldade no desenvolvimento do sensor foi “domar a interferência entre sensores”, disse Balliet. A solução veio na forma de uma série de filtros que impedem outros sensores de telefonia celular de interferir com este e vice-versa, acrescentou.

A Halliburton comercializou o serviço no 3T 2018.

A empresa de serviços implantou o sensor em um poço de 25.700 psi e 31.860 pés no Golfo do México bem com temperaturas de 340 graus Fahrenheit em 2.100 metros de água. Um registro de RMN desse poço com a tecnologia existente pode levar de 24 a 30 horas, disse Balliet, mas mesmo registrando a queda e realizando um registro de seguro na saída, o Xaminer cortou esse tempo pela metade.

“A operadora acha que esses são os melhores dados de RMN que eles já tiveram”, disse ele.

A Halliburton implantará o sensor globalmente no 1T 2019.

Monitoramento de pressão contínua
Com a complexidade dos reservatórios e a construção de poços, combinados com os altos custos de trabalho offshore e exigências regulatórias, as operadoras estão buscando maneiras de monitorar continuamente a integridade da barreira de cada poço.

O método convencional tem sido verificar a integridade em intervalos especificados, fechando o poço, adiando a produção. Uma alternativa ao monitoramento periódico é um método contínuo com uma solução de vida útil como o Roxar Wireless PT (WiPT) da Emerson Automation Solutions. O WiPT é um sistema online que monitora a pressão anular b. É alimentado a partir da superfície com um acoplador indutivo, em vez de baterias, o que prolonga a vida útil da ferramenta.

O WiPT é classificado para operações a 400 graus Fahrenheit e 10.000 psi. Terje Baustad, principal consultor de tecnologia para medição de vazão da Emerson, disse desde o início que a empresa projetou o produto para aplicações de alta pressão e alta temperatura (HPHT).

“Ir por esse caminho é mais caro e leva mais tempo. Você está mais tarde no mercado fazendo isso dessa maneira, mas quando você chega lá você tem um produto melhor ”, disse Baustad.

Esses sistemas podem fornecer dados dinâmicos sobre um poço à medida que o campo evolui, garantindo o monitoramento contínuo do status da barreira e ajudando a orientar futuros poços e planos de produção, disse Baustad.

Até hoje, a Emerson só operou o WiPT offshore da Noruega, onde os requisitos regulatórios e o foco do cliente na maximização da produção impulsionam o monitoramento do ânulo B, mas a empresa está “envolvida com os clientes do Golfo do México e Oriente Médio”.

O sistema WiPT utiliza duas juntas de ferramentas, cada uma com cerca de 2 metros de comprimento, com um diâmetro externo (DO) não superior ao equivalente ao diâmetro externo do colar.

"Nós minimizamos o número de componentes para eliminar o maior número possível de mecanismos causadores de falhas", disse Baustad.

O sensor WiPT é acoplado a um sistema de antena e a primeira junta é hermeticamente selada com solda por feixe de elétrons.

A junta de revestimento é executada e colocada no poço, mas nenhum dado de sensor é enviado neste momento. Quando a seção do reservatório é perfurada e a conclusão é concluída, um nó com fio é colocado na tubulação de produção, junto com um sistema de leitura e antena. O leitor é colocado na mesma profundidade no poço da antena de caixa instalada anteriormente. Quando a antena da tubulação de produção é ligada, ela alimenta o sensor na parte externa da carcaça por indução eletromagnética. A partir desse ponto, o WiPT pode ler a pressão e a temperatura no exterior da caixa a cada segundo durante a vida útil do poço.

O sistema é conectado a uma placa de rede em um módulo de controle submarino, que troca dados HPHT com os sensores e a superfície.

O Roxar Wireless PT da Emerson Automation Solutions é um sistema on-line que monitora a pressão anular b. (Fonte: Emerson)

O primeiro foi instalado no final de 2013 e início de 2014 para a Equinor - então Statoil - em 340 metros de água no Mar do Norte norueguês.

Baustad vê um novo uso dos sensores como um meio de unir as partes superior e inferior das peças e manejar os medidores sem a necessidade de sistemas elétricos de “conexão molhada”. A primeira execução para essa aplicação deve ocorrer em 2019 e possibilitará que o operador monitore a pressão e a temperatura na conclusão superior e inferior por meio de uma ferramenta e uma interface.

Perfurando com as luzes acesas
Devido ao perfil de risco das operações de perfuração offshore, os perfuradores buscam mais e melhores dados sobre o poço para ajudar a garantir a segurança e mitigar os riscos. Poços offshore mais rápidos são sempre bem-vindos, observou Stephen Berkman, diretor de vendas globais da NOV para tecnologias de poço, mas a velocidade da perfuração em si não é a prioridade mais alta.

"Eles querem informações precisas sobre a condição do poço e a capacidade de saber o que está acontecendo para que possam tomar medidas para evitar um incidente no poço", disse Berkman.

O Wired pipe - especificamente a oferta IntelliServ da NOV - pode ajudar a impulsionar a otimização da perfuração fornecendo as informações necessárias para que os fabricantes tomem boas decisões com base no que realmente está acontecendo, acrescentou ele.

"Está perfurando com as luzes acesas", ele disse, algo que é "irresistível para várias operadoras offshore".

O IntelliServ pode enviar dados a taxas de até 57.600 bps diretamente para a superfície para detalhar o que está acontecendo no poço, disse ele. O grande volume de dados sobrecarregaria o engenheiro de perfuração, de modo que os dados alimentam o sistema de controle da sonda, e software proprietário na superfície apresenta os dados visualmente para que o engenheiro de perfuração possa ver o que está acontecendo e tomar decisões em tempo real, disse Berkman.

Em conjunto com o cabeamento com fio, as empresas de serviços oferecem interfaces que permitem que seus pacotes MWD e LWD conectem-se à rede de tubulação cabeada da NOV, permitindo que os dados cheguem à superfície em 57,600 bps, em vez da taxa normal oferecida pela telemetria de pulso de 4 bps a 12 bps. Ao usar a telemetria de pulso de lama, é necessário alternar o tipo de fluxos de dados sendo enviados, de modo que um fluxo possa ser dados direcionais, seguidos por dados de pressão e dados de peso, ele disse. O pipe com fio não é restrito por largura de banda, acrescentou, para que todos os fluxos de dados possam fluir simultaneamente.

Como os perfuradores que usam o IntelliServ não precisam esperar para receber detalhes do LWD, o que é necessário com o pulso de lama, eles podem perfurar mais rápido, disse ele. O fluxo de dados IntelliServ - que pode incluir o peso do poço na bit, torque e pressão anular - também ajuda os perfuradores a ver a vibração ao longo da coluna de perfuração, janelas de pressão, condições gerais do poço e limpeza do furo.

"É aí que muito do benefício foi visto, o que eles podem ver em tempo real para que possam tomar medidas de mitigação", disse Berkman.

O primeiro trabalho comercial da IntelliServ foi em 2006 e, em 2015, com base em vários testes de campo, a NOV introduziu uma versão atualizada do sistema, com cada componente principal do sistema aprimorado.

"A segunda versão provou ser uma metodologia de telemetria extremamente confiável", disse Berkman. "Estamos vendo na faixa de 95% a 98% de uptime offshore".

Vendo e intervindo
A intervenção eficaz em laterais mais longas e complexas significa ter acesso na superfície a dados do poço, como peso na broca, torque, pressão do poço, pressão anular e localização do colar da carcaça, entre outros.

"Mas o equipamento de superfície não diz o que está acontecendo no poço", disse Ashton Dorsett, defensor do produto dos serviços de intervenção inteligentes da xSight na Baker Hughes, uma empresa da GE.

A BHGE introduziu a plataforma xSight para enfrentar esses desafios. O xSight reúne dados de sensores de fundo de poço e os envia para a superfície para ajudar os especialistas em intervenção a "reduzir o tempo gasto tentando descobrir o que está acontecendo no poço", disse Dorsett.

No passado, se um conjunto de fundo de poço fosse deixado no buraco, uma mão especialista em pescaria observaria o monitor por um pontinho no peso no bit, mas era necessário puxar todo o caminho para fora do buraco para determinar se o peixe estava de fato na linha. Às vezes, várias viagens eram necessárias.

O xSight reúne dados de sensores de fundo e os envia para a superfície para ajudar especialistas em intervenções. (Fonte: BHGE)

"Com xSight, você pode ver o peso [mudanças] tão pequeno quanto 300 libras, o que oferece uma resolução significativamente maior em comparação com equipamentos de superfície que normalmente tem uma resolução de cerca de 1.000 libras", disse Dorsett. “Você sabe exatamente o que você tem, e pode confirmar que você o tem. Leva o trabalho de adivinhar disto. ”

O serviço conta com uma variedade de sensores, incluindo magnetômetros, acelerômetros e strain gauges na ferramenta xSight para enviar dados em tempo real via telemetria de pulso de lama, onde diferentes equipamentos de superfície decodificam a informação para “ver” o que está acontecendo no poço.

Serviços como o xSight podem fornecer dados de fundo para monitoramento remoto e tomada de decisão, disse ele.

O serviço também ajuda a otimizar as operações de fresamento.

“Se você vê muita vibração, você pode fazer ajustes nas suas operações. Você pode moer mais rápido ”, disse Dorsett. Os operadores viram a redução na usinagem “em 50%, fazendo ajustes com base nos dados do poço”.

À medida que o serviço evolui, é provável que o xSight incorpore diferentes métodos de transmissão de dados, como a telemetria acústica dentro da corda - não presa no tubo como alguns concorrentes fazem - e outros sensores para medir diferentes coisas de interesse, disse ele. Além disso, um forte foco será colocado no avanço da capacidade de extrair valor dos dados, incorporando aprendizado de máquina e técnicas de inteligência artificial, acrescentou.