Conclusões de Conexão

O sistema SureCONNECT oferece uma abordagem modular, conectando sistemas hidráulicos, eletrônicos e/ou de fibra com um único projeto de sistema, aumentando ainda mais a confiabilidade e a consistência entre as aplicações. (Imagem: Baker Hughes)

Prevenido vale por dois, um ditado que é particularmente verdadeiro quando se trata de perfuração em águas profundas. Os perfuradores offshore estão confiando cada vez mais nas tecnologias de dados de fundo de poço existentes e novas para tomar decisões em tempo real e manter as operações seguras.

Completações de múltiplas viagens em poços offshore há muito tempo deixam os operadores no escuro sobre o que estava acontecendo na zona de pagamento. A tecnologia modular que conecta sistemas hidráulicos, elétricos e de fibra ótica entre as completações superior e inferior fornece dados de desempenho do reservatório em tempo real.

Poços offshore e submarinos complexos geralmente dependem de projetos de completação de múltiplas viagens para garantir que o conjunto de completação atinja a profundidade sem danificar o reservatório. A desvantagem dessa abordagem é que ela impossibilitava, até recentemente, a passagem de linhas de fibra, elétricas e hidráulicas que chegam até a completação inferior, que é a parte que está em contato com o reservatório.

Thomas Scott, diretor global da linha de produtos para sistemas de produção inteligentes e informações de reservatórios da Baker Hughes, diz que o setor opera com dados insuficientes desde a década de 1970, deixando os operadores incapazes de dizer com que eficiência estavam drenando um ativo.

Em resposta a esse problema, a Baker Hughes desenvolveu um sistema inteligente wet-mate de fundo de poço que permite o monitoramento da produção em tempo real e o controle do sistema de completação em todo o poço em completações de várias viagens. O SureCONNECT permite a conexão e reconexão dos componentes de conclusão superior com a conclusão inferior. O sistema usa uma abordagem modular para conectar a hidráulica, a parte elétrica que alimenta os sistemas de monitoramento tradicionais, como medidores de temperatura de pressão baseados em quartzo e válvulas de controle de fluxo no poço, juntamente com fibra ótica com um design de sistema.

“O sistema SureCONNECT como um todo é uma ferramenta que nos permite executar várias viagens na completação”, diz Scott. “Este sistema permite que os operadores completem poços de maneiras que nunca imaginaram ser possíveis.”

O sistema disponibiliza “dados em tempo real que entendemos e os torna acionáveis. Não é apenas fornecer dados, mas o que isso significa do ponto de vista do reservatório? O que posso fazer para obter mais valor?” Scott diz que o sistema “permite monitoramento e controle na completação inferior. Pela primeira vez na indústria, permitimos que todos os poços tivessem esse nível de monitoramento.”

Como a instalação é permanente, ela fornece informações sobre as mudanças nas condições do reservatório durante a vida útil do poço. O sistema SureCONNECT também permite que as operações de workover sejam concluídas sem recuperar a completação inferior, como instalação ou recuperação de uma bomba submersível elétrica ou reparo de uma válvula de segurança, o que diminui o tempo de sondagem, os riscos de segurança e os custos do equipamento.

Em sua essência, diz Scott, o sistema destina-se a ajudar os operadores a obter mais valor de seus ativos, permitindo eficiência e mais controle remoto das operações. Ele faz isso por meio de dados.

Subconjunto do sistema SureCONNECT com empacotador de passagem Premier, fibra SureVIEW CoreBright e medidores de pressão/temperatura sendo coletados antes da execução no poço com a conclusão inferior durante uma instalação no oeste de Shetland. Isso marcou a primeira instalação de conclusão multiviagem do mundo com capacidade de fibra ótica fullbore. (Foto: Baker Hughes)

A tecnologia de fibra óptica fornece dados em tempo real sobre o reservatório por meio de medição distribuída ao longo do comprimento da fibra. Scott diz que a fibra ótica pode adquirir simultaneamente detecção acústica distribuída (DAS) e detecção de temperatura distribuída (DTS), juntamente com dados de pressão pontual e tensão do reservatório. Todos esses dados permitem detectar de onde vêm as areias e onde e quais fluidos estão sendo produzidos ou injetados. Ele também pode monitorar a integridade do equipamento, como a qualidade do deslocamento da válvula para válvulas de segurança e válvulas de controle de entrada, detectar anomalias de fluxo, como vazamentos e outros problemas de integridade do poço, conduzir perfis sísmicos verticais para mapear as propriedades do reservatório e os limites do fluido ao longo do tempo e permitir o monitoramento da compactação através de uma combinação de detecção acústica e de tensão.

“Modelamos essas coisas no passado e agora estamos realmente medindo essas coisas. Isso elimina o trabalho de adivinhação ”, diz Scott. “É um conjunto de dados muito mais rico por meio de fibra ótica do que quando comparado ao elétrico. A fibra ótica como um todo começou a agregar mais valor nos últimos anos.”

E embora esse nível de dados tenha sido desejado há muito tempo, por anos isso não foi possível, em parte por causa da dificuldade em combinar fibras óticas da largura de um fio de cabelo humano na conclusão inferior com fibra ótica na conclusão superior, uma milha abaixo do terra, diz ele.

A inovação, diz ele, veio com o SureCONNECT. Ele compara a conexão wet-mate a conectar um cabo elétrico da conclusão superior a uma tomada elétrica na conclusão inferior. O sistema de conexão inferior é desembarcado com a conclusão inferior. O sistema de conexão superior, executado com a conclusão superior, inclui uma sequência de limpeza que remove os detritos do poço. Este sistema também facilita o alinhamento do conector à medida que o conjunto é acoplado com sua contraparte inferior.

O sistema modular inclui cinco canais que podem ser personalizados com base em como o engenheiro de completação deseja completar o poço. Cada canal suporta duas linhas hidráulicas, uma linha elétrica ou uma linha de seis fibras. Os conectores elétricos possibilitam dispositivos de monitoramento tradicionais, como medidores de pressão e temperatura e válvulas elétricas de estrangulamento na conexão inferior, enquanto as atuações hidráulicas podem ajudar a mitigar o acúmulo de incrustações ou asfalteno por meio de injeção química.

“Isso dá flexibilidade extra para colocar ferramentas de monitoramento e controle na conclusão inferior que não eram possíveis antes. Dá mais segmentação e controle da finalização”, diz Scott.

Os dados disponíveis por meio do SureCONNECT permitem que os operadores tomem decisões mais remotas, o que minimiza a necessidade de transportar especialistas para o exterior. Como o sistema é compatível com outras tecnologias de fundo de poço usadas para fechar zonas e otimizar a produção, ele cria padronização em projetos de completação inteligente, diz a empresa.

Os dados coletados são processados na superfície e transformados em soluções acionáveis e baseadas em dados, de acordo com Baker Hughes. Uma dessas ações pode ser desligar as zonas predominantes de água e gás por meio de mangas deslizantes acionadas remotamente para otimizar a produção em tempo real.

Além de permitir a conexão de fundo de poço de linhas elétricas, hidráulicas e de fibra ótica em completações de múltiplas viagens, o SureCONNECT torna possível o perfilamento de fluxo, monitoramento e controle de poço fullbore, de acordo com a empresa.

“Modelamos essas coisas no passado e agora estamos realmente medindo essas coisas. Isso elimina o trabalho de adivinhação. – Thomas Scott, diretor global da linha de produtos para sistemas de produção inteligentes e informações de reservatórios da Baker Hughes (Foto: Baker Hughes)

Conexão em Clair Ridge
A BP implantou o SureCONNECT em seu campo offshore Clair Ridge operado a oeste de Shetland. Esta foi a primeira instalação de completação multiviagem do mundo com capacidade de fibra ótica fullbore. Durante a implantação, seis fibras ópticas foram acopladas entre as conclusões superior e inferior. A BP usará os dados coletados em paralelo com os dados convencionais de vigilância de poços para fornecer uma melhor compreensão do desempenho da fratura em tempo real.

Clair Ridge é a segunda fase de desenvolvimento do campo Clair, que foi descoberto em 1977 e contém mais de 7 bilhões de barris de petróleo no local. Clair Ridge apresenta um reservatório altamente fraturado com algumas áreas que produzem bastante e outras que não. Clair Ridge, que alcançou o primeiro petróleo no final de 2018, tem como meta 640 milhões de barris de reservas de petróleo recuperáveis.

“Os poços lá são complexos. Eles são muito desviados, com caminhos tortuosos”, diz Scott. “Para produzir esse reservatório com eficiência, eles precisam saber o que está acontecendo no reservatório.”

Ele diz que o uso do SureCONNECT no campo de Clair Ridge tornou possível “ver o valor quase instantaneamente”, tornando possível “detectar de onde vem a água e tomar as ações apropriadas para manuseá-la. Eles estão produzindo a partir de um reservatório altamente fraturado de uma forma que não seria possível sem a tecnologia SureCONNECT.”

Scott chama o desenvolvimento do SureCONNECT de uma jornada de duas décadas e diz que a BP e a Shell foram parceiras importantes no ajuste fino do sistema.

“Nós implantamos vários aspectos dele ao longo dos anos”, diz ele.

Um deles era uma versão somente de fibra ótica que foi instalada no campo Mars A da Shell em águas profundas no Golfo do México em 2012. O conector elétrico foi implantado no Brasil em 2003 e o conector hidráulico em 1998 no Reino Unido.

A comercialização total da versão modular capaz de acomodar e acoplar fibra ótica, hidráulica e elétrica ocorreu em 2019.

“A parte crítica era como poderíamos chegar a um lugar onde pudéssemos fazer isso de forma confiável”, diz Scott. “É mais do que apenas a ferramenta em si. É o processo e o processo de gerenciamento de projetos.”

Todas essas peças se combinam no SureCONNECT para tornar possível fazer mais com menos, diz Scott. Isso se encaixa no esforço da indústria por eficiência em todos os setores, acrescenta.

“Isso desbloqueia um nível totalmente novo de eficiência que nos leva ao ponto em que podemos falar sobre controle autônomo”, diz ele. “Eles podem desbloquear mais ativos e lucratividade ao longo da vida útil do poço.”