3 NUOVE TECNOLOGIE PER UPSTREAM - treccani.it · L’insieme degli straordinari sviluppi realizzati...

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NUOVE TECNOLOGIEPER UPSTREAM

3.1.1 Introduzione

Per oltre un secolo, il pezzo portante dell’architettura diproduzione e delle tecnologie associate dell’industria delpetrolio e del gas è stato il pozzo verticale. La ‘filosofia’dell’estrazione è stata piuttosto semplice: localizzare,sulla base dei migliori dati geologici e geofisici disponi-bili, i punti del sottosuolo più probabili per l’accumulodi petrolio e gas, perforare un pozzo verticale, rivestirloe cementarlo per assicurargli lunga vita e per impedire lamigrazione del fluido di giacimento nelle zone adiacen-ti. Per la maggior parte i pozzi iniziali erano a foro sco-perto e realizzati lungo la zona di estrazione per facilita-re il libero flusso dell’olio. Tuttavia, si evidenziò prestoche questo modello causava successivamente problemidi produzione: eccessivo e non controllato flusso di acquae gas accompagnato dalla rapida diminuzione della pres-sione del giacimento e della produttività del pozzo, man-canza di accesso alla zona nelle formazioni scarsamenteconsolidate, possibilità molto limitata di eseguire servi-zi e trattamenti di assistenza per i problemi di flusso. Nonappena furono sviluppate nuove tecnologie dall’industriapetrolifera e del gas e da altre industrie, gli schemi di pro-duzione cambiarono per beneficiare dei nuovi sviluppi.Tra le tecnologie prese a prestito ci sono le teorie di inge-gneria del giacimento mutuate dall’idrologia, l’uso dellecariche cave per la perforazione attinto dalla tecnologiamilitare, i materiali cementanti sviluppati dalle industriedi costruzione, la modellizzazione e la simulazione alcomputer riprese dall’ingegneria civile e aeronautica emolte altre. Le nuove tecnologie sviluppate dall’industriapetrolifera stessa si sono dimostrate eccezionalmente vali-de in tutte le fasi operative. Tra queste sono degne di notail logging elettrico, la fratturazione idraulica, il LoggingWhile Drilling (LWD), la sismica 3D, i nuovi scalpelli diperforazione e i sistemi computerizzati di acquisizionedati sul posto. L’applicazione di queste tecnologie richie-de lo sviluppo di nuove attrezzature, equipaggiamenti e

materiali, e il know-how ingegneristico per eseguire icalcoli necessari per il loro effettivo utilizzo quotidiano.L’insieme degli straordinari sviluppi realizzati in tutti gliaspetti di tante operazioni diverse si è concentrato sulmedesimo schema di produzione di base: sviluppo, com-pletamento ed estrazione da un pozzo verticale. Al gior-no d’oggi, l’arte, la scienza e la tecnologia della perfo-razione e del completamento di un pozzo verticale hannoraggiunto un livello di maturità molto alto.

Malgrado gli sforzi, tuttavia, la produzione da alcu-ni giacimenti si è dimostrata altamente impegnativa e aldi là delle esistenti capacità dell’industria. Pur essendonota l’esistenza di grandi quantità di olio e gas nel sot-tosuolo, le tecniche disponibili e le architetture di pro-duzione non erano sufficienti per permettere il loro sfrut-tamento economico. Per esempio, era noto che la for-mazione Austin Chalk nel Texas Centrale contenessegrandi volumi di idrocarburi, ma la produttività dei pozziin essa perforati era casuale e non prevedibile. Per annigli operatori hanno lottato nel tentativo di trovare unoschema di produzione idoneo e costante, ma con suc-cesso molto limitato. Una situazione simile esisteva nelgiacimento Rospo Mare, nel Mar Adriatico al largo dellacosta italiana, in cui operava la Elf, con l’Agip come prin-cipale partner. Dopo moltissimo lavoro, gli sforzi con-giunti di Elf e Agip e dell’Institut Français du Pétrolehanno portato alla conclusione che si doveva ricorrere auna diversa architettura produttiva e che il miglior mododi produrre dal giacimento carbonatico fratturato consi-steva nella perforazione di un sondaggio orizzontale cheintersecasse le fratture naturali della formazione.

Anche se la perforazione orizzontale era stata tenta-ta negli anni Quaranta, essa era stata completamenteabbandonata in quanto troppo problematica e inefficiente.La convinzione generale tra gli esperti era che molti deirisultati utili di una perforazione orizzontale potesseroanche essere ottenuti fratturando idraulicamente un pozzoverticale. In effetti, gli sviluppi teorici avevano mostrato

185VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ

3.1

Tecnologie upstream.Nuove architetture dei pozzi

e della produzione

una correlazione diretta tra i due metodi di estrazione.Mentre la perforazione orizzontale era un territorio sco-nosciuto con fragili basi di supporto tecnico e operati-vo, la fratturazione idraulica era una pratica ben dimo-strata e comune nell’industria, con tutti gli strumenti,l’equipaggiamento, i materiali e le tecnologie ben spe-rimentati. La mancanza del supporto di base tecnico eoperativo per i pozzi orizzontali significava anche scar-sità di know-how, rischio più alto e costo maggiore. Mal-grado questi ostacoli, fu deciso di intraprendere il pro-getto e nacque così la nuova generazione di architetturedi produzione, che sta plasmando l’industria di oggi. Ilsuccesso di questo sforzo pionieristico ha portato allosviluppo di una architettura di produzione completa-mente nuova, imperniata sul pozzo orizzontale. Dal pozzoprincipale vengono estese diramazioni laterali multipleall’interno dello stesso o di altri giacimenti, così daaumentare il contatto con la formazione contenente gliidrocarburi. L’evoluzione di questo sistema ha portato ariconoscere che una gestione efficace dell’estrazionebasata su questo schema complesso richiede la capacitàdi controllare e regolare il flusso da o entro le differen-ti diramazioni, e quindi necessita di regolatori di flussodi fondo foro e di pozzi intelligenti. Poiché il successodei pozzi orizzontali dipende da una molto più accuratacollocazione nel giacimento, è stato necessario svilup-pare nuovi e più avanzati sistemi di perforazione e navi-gazione per migliorare la tecnologia esistente. Anche glistrumenti e le tecniche di descrizione del giacimentohanno dovuto subire significativi cambiamenti per per-mettere una migliore definizione della distribuzione edel flusso di olio e gas, portando allo sviluppo della tec-nologia dei sensori di fondo foro. Per trarre pieno pro-fitto dagli sviluppi menzionati, vi è anche la necessitàdi simulatori ibridi e di processi decisionali in grado diottimizzare economicamente il flusso di fluido entro ofuori il giacimento. Ognuno di questi aspetti ha condot-to alla formazione di una nuova frontiera nella estrazio-ne di olio e gas: una frontiera che con ogni probabilitàdisegnerà il futuro della produzione di petrolio.

Nel seguito saranno esaminati gli aspetti storici, tec-nici e operativi di ognuna di queste tecnologie. In parti-colare, la discussione riguarderà i fori orizzontali, i mul-tilaterali, i regolatori di flusso intelligenti di fondo foroe le tecnologie che permettono il loro utilizzo efficace.Queste tecnologie di supporto includono, tra l’altro, ilgeosteering, i dispositivi di misura permanenti di fondoforo e le nuove tecniche di completamento.

3.1.2 Perforazione orizzontale

Storia della perforazione orizzontaleLe prime perforazioni orizzontali moderne furono

effettuate in Francia: due a Lacq e una a Castéra-Lou

(Giger et al., 1984). In tutti e tre i casi si trattava di pozziterrestri. Il principale obiettivo dei primi due pozzi eraquello di capire e sviluppare la tecnologia che era richie-sta per una produzione efficace del giacimento di RospoMare. I primi di questi fori furono realizzati a Lacq Supé-rieur, alla profondità relativamente bassa di circa 2.000 ft(600 m). Il primo pozzo, Lacq 90, fu perforato nel 1979;la sua sezione orizzontale era lunga 360 ft (108 m) ed eracompletata con un liner finestrato non cementato. Il pozzosuccessivo, Lacq 91, aveva una sezione orizzontale lunga1.120 ft (336 m). Varie tecniche di completamento furo-no tentate in questo pozzo per isolare parte del pozzo eridurre il flusso d’acqua. Il terzo pozzo, Castéra-Lou 110,fu usato per dimostrare la fattibilità di perforazioni a unaprofondità di 9.000 ft (2.700 m) e per sperimentare varietecniche di completamento. Il pozzo penetrava per 1.000 ft(300 m) nel giacimento, con una sezione orizzonta-le di 490 ft (147 m), e produsse a un tasso di 440 bbl/d(barrels of oil per day; 70 m3/d). Essendo la produzionedi questo pozzo più di otto volte superiore a quella deivicini pozzi verticali, la sua realizzazione dimostrò la fat-tibilità del principio della perforazione orizzontale.

Il pozzo orizzontale successivo, Rospo Mare, fu perfo-rato a scopo di ricerca. In questo giacimento la forma-zione è un carbonato con porosità molto bassa, nel qualela maggior parte dell’olio è contenuta in fratture e vacuo-li naturali. Il fluido di giacimento è un greggio pesante,con densità API di 11° e viscosità di 300 cP. Il foro pilo-ta verticale aveva un diametro di 9 5/8� (circa 24,4 cm)e il foro scoperto orizzontale di 8 1/2� (circa 21,6 cm).La posizione verticale della sezione orizzontale era 230ft (70 m) al di sopra del contatto olio/acqua. La sezioneorizzontale penetrava per 2.000 ft (600 m) nel giaci-mento. Questo pozzo produceva 3.600 bbl/d (570 m3/d),ossia 20 volte più degli altri pozzi nello stesso campo.

Il più significativo sviluppo successivo nella perfo-razione orizzontale fu condotto da Maersk Oil & Gas nelcampo Dan. In questo caso l’intento principale era dimigliorare la produttività del gesso a bassa permeabilità.Tuttavia, la realizzazione degli obiettivi di produzionerichiese la creazione di fratture multiple nel foro oriz-zontale. A questo scopo, fu necessario installare e cemen-tare un liner nella sezione orizzontale, al fine di isolareil pozzo dalla fratturazione multipla. Inoltre, la creazio-ne di fratture multiple richiese tecniche di cementazio-ne e materiali nuovi per i pozzi orizzontali, strumenti difondo foro altamente specifici, manovre multiple, varieoperazioni di triturazione e pulizia, e materiali e tecni-che specifici per la fratturazione. Tutti questi problemifurono affrontati e risolti grazie alla collaborazione diMaersk, Halliburton e Baker Oil Tools (Brannin et al.,1990; Damgaard et al., 1992; Owens et al., 1992). Il risul-tato fu un riuscito completamento di lunghi fori oriz-zontali rivestiti e cementati con fratture multiple, che con-sentì di ottenere produzioni significativamente più alte.

186 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

NUOVE TECNOLOGIE PER UPSTREAM

Malgrado questo spettacolare successo, la crescitadella tecnologia del foro orizzontale fu relativamentelenta. Ci vollero più di un decennio e molti successi efallimenti prima che l’industria sviluppasse l’equipag-giamento, le tecniche, le tecnologie e il livello di sicu-rezza necessari per considerare la perforazione orizzon-tale una opzione praticabile per lo sviluppo di un giaci-mento.

Produttività dei pozzi orizzontaliVarie equazioni sono state sviluppate per calcolare

la produttività dei pozzi orizzontali. A causa della com-plessità del problema, nella maggior parte dei casi si trat-ta di approssimazioni di soluzioni analitiche, di suffi-ciente accuratezza, comunque, per i calcoli ingegneri-stici.

La soluzione di Babu e Odeh (1989) considera unacondizione di flusso pseudostazionario. Assumendo lageometria del giacimento definita in fig. 1, e nell’ipote-si che non ci sia danneggiamento della formazione, lasoluzione per la portata q è data dall’espressione:

12

7,08�10�3 b�kxkz ( �pR�pwf)q �1442311111111111A1/2

Bm �ln132�lnCH�0,75 �sR�rw

mentre l’indice di produttività, J, è dato da: 12

7,08�10�3 b�kxkzJ�144231131111111CHA1/2

Bm �ln13132�0,75 �sR�rw

dove q è la portata, stb/d (stock tank barrel/d); A è l’a-rea di drenaggio del pozzo orizzontale, ft2; B è il fatto-re di volume del fluido di formazione, rb/stb (reservoirbarrel/stock tank barrel), m è la viscosità dell’olio, cP; bè la distanza di drenaggio del pozzo orizzontale nelladirezione y, ft; CH è il fattore geometrico; kx e kz sono lepermeabilità nelle direzioni x e z (dove x, y e z sono lecoordinate di un punto nel giacimento), mD; �pR è la pres-sione media del giacimento nel volume di drenaggio, psi;pwf è la pressione media di flusso di fondo foro, psi; rw

è il raggio del pozzo, ft; e sR è l’effetto pellicolare dapenetrazione parziale.

L’espressione approssimata per CH è:

243

a kz 1 x0 x0ln CH�6,2823�243 �23�1��1�2

��h kx 3 a a

243

180°z0 a kz� ln�sin111��0,5 ln�23�1��1,088h h kx

dove a è la distanza di drenaggio del sondaggio oriz-zontale in direzione x, ft; h è la distanza di drenaggio delsondaggio orizzontale in direzione z, ft; x0 è la coordi-nata x del centro del pozzo e z0 è la coordinata z del cen-tro del pozzo.

Indicando con L la lunghezza del foro orizzontale,se L�b (pozzo con penetrazione completa), allora il ter-mine di effetto pellicolare da penetrazione parziale ènullo, sR�0. Se L�b, sR è dato per due casi speciali.

Il primo caso si ha quando:

a 0,75b 0,75h21�121�121234 234 234

�kx �ky �kz

dove ky è la permeabilità nella direzione y; dalla prece-dente relazione si può derivare:

sR�Pxyz�Pxy

bPxyz��23�1�Lh kx 180°z�ln233�0,25 ln 233� ln �sin111��1,84�rw kz h

243

2b2 kz LPxy�11�243 �F �12��

Lh ky 2b

4ymid�L 4ymid�L�0,5 �F �12311��F �12311��2b 2b

dove F indica una funzione.I calcoli della pressione sono fatti al punto medio

della lunghezza del pozzo, ymid�(y1�y2)/2. I valori deitermini F(L/2b), F[(4ymid�L)/2b] e F[(4ymid�L)/2b]sono calcolati dalla seguente espressione, sostituendo ycon l’argomento appropriato:

F(y)��(y)[0,145 � ln y �0,137 y2]L 4ymid�L

y �13 o y �11112b 2b

F(y)�(2�y)[0,145 � ln(2�y )�0,137 (2�y )]4ymid�L

y �1111�2b

Il secondo caso si ha quando:

b 1,33a h21�12111234 234 234

�ky �kx �kz


TECNOLOGIE UPSTREAM. NUOVE ARCHITETTURE DEI POZZI E DELLA PRODUZIONE

zy

(x0,y2,z0)

(x0,y1,z0)

x

b

a

h

L

O

fig. 1. Schema di un foro orizzontale all’interno del giacimento.

In questa situazione si ottiene:

sR�Pxyz�Py�Pxy

2243

6,28b2 �kzkz 1 ymid y2midPxy�11311143 ��231442�1342 ��

ah ky 3 b b2

L L�1342 �23�3��24b b

243

b 6,28a kz 1 x0 x02

Pxy��23�1��111�243��23�2343�2343�L h kx 3 a a2

mentre Pxyz ha la stessa forma data per il caso precedente.Un’altra serie di equazioni è quella derivata da Joshi

(1988). Per il caso di una formazione isotropa (kx�ky��kz�k) (fig. 2), l’equazione per il flusso è data da:

2pkhDpq �11111111111231244111311

a ��a2�(L�2)2 h hmB �ln11112311�23 ln132�L�2 L 2rw

111234411

L 2reHa �233 �0,5 ��0,25 ��141�4

�0,5

2 L

LreH�a �1��13�

2

�0,25

2a

dove Dp è la caduta di pressione e 2a è l’asse più lungodell’ellisse di drenaggio orizzontale intorno a un pozzoorizzontale (v. ancora fig. 2), mentre reH è il raggio equi-valente di una supposta area di drenaggio circolare.

Nel caso di formazioni anisotrope, dove la permea-bilità orizzontale non è uguale alla permeabilità verti-cale (kH�kV), la soluzione sviluppata da Joshi e modi-ficata da Economides et al. (1991) dà:

2pkHhDpq �1111111111131111244111311

a ��a2�(L�2)2 bh bhmB �ln11112311�12 ln1211�L�2 L rw(1�b)134

kHb ��2333kV

2b è l’asse minore dell’ellisse rappresentata in fig. 2. Queste equazioni indicano le principali applicazioni

dei pozzi orizzontali e le condizioni alle quali essi for-niscono i migliori risultati di produzione. Consideriamo

un pozzo orizzontale con un raggio di drenaggio ellis-soidale di 5.000 ft (circa 1.500 m). Supponiamo che l’in-tenzione sia quella di perforare un pozzo orizzontale conun raggio di 0,4 ft (12,2 cm). Assumiamo inoltre quat-tro differenti valori per lo spessore della formazione (150,100, 50 e 25 ft, o 46, 30, 15 e 7,5 m), tre diverse lun-ghezze del foro (2.000, 1.000 e 500 ft, o 610, 305 e 152m) e dieci differenti valori di kH�kV (da 0,5 a 10). Per ognicaso è possibile calcolare il rapporto tra la produzionedel pozzo e quella di un pozzo simile in una formazio-ne con permeabilità uniforme. I risultati sono mostratiin fig. 3. I dati mostrano i seguenti punti importanti:• formazioni più sottili danno migliori risultati di pro-

duzione rispetto a un pozzo verticale;• l’impatto dell’anisotropia della permeabilità della

formazione è più importante nelle formazioni spes-se. Questo effetto è sovente mascherato da una mag-giore produttività delle formazioni più spesse;

• l’effetto della anisotropia della permeabilità aumen-ta con l’aumentare della lunghezza del pozzo;

• nelle formazioni spesse, il comportamento dei pozziorizzontali corti è all’incirca lo stesso di un pozzoverticale;

• i fori orizzontali possono creare risultati spettacola-ri nei pozzi con alta permeabilità verticale, come inalcuni dei giacimenti naturalmente fratturati del MedioOriente.L’analisi sopra esposta mostra che i fori orizzontali

non offrono la panacea per ogni scenario di produzione.La loro efficacia diminuisce nelle formazioni spesse,altamente laminate ed eterogenee.

Dalle equazioni di Joshi riportate sopra, se L/h�1 eL/2a�1, si ottiene:

2pkHDpq �111133

reHmB ln11L�4

Questo è lo stesso flusso che ci si aspetta da una frat-tura verticale infinitamente conduttiva. Questa sempli-ce osservazione ha rappresentato uno dei motivi per iquali inizialmente l’approccio dei fori orizzontali fuaccolto con difficoltà. L’argomento usato si basava sulfatto che, potendosi ottenere la stessa produzione effetti-va da un pozzo verticale con una lunga frattura idraulica,



h

2a

2b

fig. 2. Geometria del flusso in un foroorizzontale.

non c’era nessuna ragione per perforare un foro oriz-zontale, con tutte le complicazioni a esso associate,con costi più alti e con minori flessibilità operative.Con il tempo e l’esperienza l’industria ha imparato aconoscere i limiti di questo ragionamento. Le frattureidrauliche, infatti, raramente mantengono i livelli diproduzione teorica (semplicemente a causa della diffe-renza tra i comportamenti teorici e reali delle fratture;Daneshy, 2003).

Formazione dei coni d’acqua e gas nei pozzi orizzontali

Il fluido prodotto da molti giacimenti è una misce-la contenente acqua oltre che olio e gas. Il volume diacqua prodotto aumenta con l’età del giacimento. Oltrea quella connata presente con l’olio e il gas, l’acquapuò provenire da altre tre fonti: acqua di fondo (trami-te il coning, formazione di coni), acqua marginale,acqua iniettata (attraverso canali ad alta conduttività).L’estrazione, il trattamento e lo smaltimento dell’ac-qua prodotta richiedono alti costi operativi e di capita-le. Inoltre, molti giacimenti usano l’iniezione d’acquacome strumento per mantenere la pressione del giaci-mento e per rimuovere l’olio fuori dalla formazione.Di conseguenza, è ovvio che ritardare e ridurre la pro-duzione d’acqua aggiunge valore al giacimento. Unodei vantaggi osservati nei primi pozzi orizzontali fuproprio il ritardo della produzione dell’acqua di cono(Giger et al., 1984).

Molti giacimenti di greggio includono grandi volu-mi di gas che di solito sono intrappolati al di sopra dellazona mineralizzata a olio. Con l’estrazione, questo gas,possedendo densità e viscosità più basse, può generare

un cono attraverso la zona a olio e fluire fuori dal gia-cimento. L’effetto negativo della produzione di gas èche essa diminuisce l’energia disponibile per l’estra-zione di olio. Di conseguenza, anche un ritardo nellaproduzione di gas risulta vantaggioso per l’economiadel giacimento.

Joshi (1988) propone la seguente equazione per ilcalcolo della produzione massima di olio senza gas:

1,535(ro�rg)k[h2�(h � lv)2]qmax�111121111111244

ln(re �rw)

dove qmax è il tasso massimo di produzione di olio senzagas; ro è la densità dell’olio, g/cm3; rg è la densità delgas, g/cm3; lv è la distanza tra l’interfaccia gas/olio e lasommità della perforazione e re è il raggio di drenaggiodel giacimento, ft.

Per usare questa equazione nel caso di un pozzo oriz-zontale, occorre sostituire rw con rwe (raggio effettivo delpozzo):

L�2rwe�reH

111121111112442341112

a[1��a2�(L�2)2][h�2rw]h�L

dove le espressioni per a e reH sono uguali a quelle datein precedenza.

L’espressione per il tasso massimo di produzione diolio senza acqua (qc) è data da Giger et al. (1984) nellaforma:

kDp h2qc�1,58�10�31112

mo L

Una soluzione più rigorosa per la determinazionedella portata critica del cresting dell’acqua (v. oltre) peri pozzi orizzontali è fornita da Guo e Lee (1992).



rapp

orto

di p

rodu

zion

e

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

L�2.000 ft, h�150 ftL�500 ft, h�150 ftL�1.000 ft, h�100 ftL�2.000 ft, h�50 ftL�500 ft, h�50 ftL�1.000 ft, h�25 ft

L�1.000 ft, h�150 ftL�2.000 ft, h�100 ftL�500 ft, h�100 ftL�1.000 ft, h�50 ftL�2.000 ft, h�25 ftL�500 ft, h�25 ft

kH/kV

0 2 4 6 81 3 5 7 9 10

fig. 3. Effetto del rapporto kH/kVsulla produzione di un foro orizzontale.

Sfide operative del pozzo orizzontaleInsieme con i molti vantaggi, la perforazione e il com-

pletamento di un pozzo orizzontale propongono sfideoperative che devono essere vinte per una realizzazionedi successo. Tra le complicazioni c’è la navigazione delforo. Il risultato della produzione di un pozzo orizzon-tale dipende molto dalla posizione del pozzo in relazio-ne alla formazione. Per esempio, per ritardare l’estra-zione di acqua il foro orizzontale deve essere posizio-nato vicino al tetto del giacimento. Senza acqua o gas, imigliori risultati di produzione si ottengono con un foroal centro del giacimento. Data la complessità geologicae strutturale della maggior parte delle formazioni dei gia-cimenti, posizionare il pozzo nella parte desiderata dellaformazione può diventare un compito di difficoltà sco-raggiante. Si consideri la struttura mostrata in fig. 4 A:in questa formazione un pozzo orizzontale dritto inter-secherà la zona dell’acqua e perderà la maggior parte deisuoi vantaggi. Il successo del pozzo orizzontale dipen-de dalla capacità di indirizzare correttamente il pozzoall’interno del giacimento. Per esempio, il caso mostra-to in fig. 4 B soddisfa il requisito relativo alla distanzadal contatto olio/acqua, ma potrebbe porre problemi ope-rativi dovuti alla curvatura del foro e al rischio di accu-mulo di detriti al fondo del pozzo, che impedirebbe loscorrimento del fluido di giacimento. Un pozzo più cortoe meglio posizionato può offrire risultati di produzionemigliori, come mostrato in fig. 4 C. Ovviamente la sfidaqui va oltre le operazioni di progettazione e perforazio-ne, imponendo un rilevamento e una caratterizzazionedel giacimento di livello superiore.

Attualmente la maggior parte dei pozzi orizzontali ècompletata in foro scoperto. Le principali ragioni di que-sta scelta sono le seguenti:• il maggiore vantaggio dei pozzi orizzontali deriva dal

loro lungo contatto con la roccia serbatoio permea-bile. Rivestire e perforare questi fori riduce il con-tatto. Tuttavia, ogni volta che le operazioni di com-pletamento richiedono la fratturazione idraulica, ifori orizzontali sono di fatto rivestiti, cementati eperforati per facilitare la fratturazione;

• contrariamente ai timori iniziali, in molte formazio-ni la stabilità del foro non è stata un grande problema.

Ciò è particolarmente vero in quelle aree dove la mas-sima sollecitazione principale in situ è orizzontale.Le preoccupazioni riguardo alla stabilità del pozzosono state affrontate talvolta collocando rivestimen-ti finestrati o perforati all’interno della sezione oriz-zontale;

• poiché la perforazione di un pozzo orizzontale costadi più e richiede più tempo, una parte dei costi aggiun-tivi è controbilanciata dal completamento in foroscoperto;

• il completamento cementato dei fori orizzontali è anco-ra un territorio inesplorato per molti operatori e quin-di la preferenza è data a completamenti alternativi.Per un’ulteriore disamina sui completamenti dei pozzi

orizzontali, v. oltre.

3.1.3 Pozzi multilaterali

La derivazione laterale da un pozzo esistente e la perfo-razione di un pozzo di diramazione è una pratica dalungo tempo consolidata nell’industria del petrolio edel gas. In passato, l’uso di questa tecnica fu limitatoa pozzi problematici, nei quali la continuazione del per-corso del pozzo esistente era impossibile o molto costo-sa. Il procedimento consisteva nel collocare del cemen-to ad alta resistenza o un tappo meccanico all’internodel pozzo per deviare lo scalpello su un nuovo percor-so. Questa procedura lasciava però tappato il foro ori-ginale, rendendolo inaccessibile per una futura produ-zione o attività.

In considerazione della fattibilità e dei vantaggi deipozzi orizzontali dimostrati da concrete applicazioni, leindustrie più innovative presero ben presto in esame l’e-stensione del procedimento a schemi di produzione piùefficaci. Diversi gruppi, la maggior parte nel Mare delNord, intrapresero la progettazione di architetture di com-pletamento che implicavano l’estrazione da pozzi oriz-zontali multipli connessi a un foro madre. Tra questi vierano Maersk, BEB, Norsk Hydro, BP e, tra le altre, lecompagnie di servizi Halliburton e Baker. Sebbene latecnologia di deviazione fosse matura e ben consolida-ta, nuove tecnologie si resero necessarie per permettere



A B C

foro orizzontale foro orizzontaleforo orizzontale

olio olioolio

acqua acqua acqua

fig. 4. Varie disposizioni di un foro orizzontale: A, posizione sfavorevole rispetto al contatto olio/acqua;B, foro che segue il contatto olio/acqua; C, come in B, ma con foro più corto ed efficiente.

il reingresso selettivo dei diversi laterali, come pure laproduzione mista da essi.

La tecnologia per la deviazione laterale e la perfora-zione da pozzi esistenti sussisteva da molti anni. La rea-lizzazione di quasi tutti questi pozzi deviati fu impostada problemi di perforazione che rendevano la continua-zione del foro esistente impossibile o molto costosa. Intutte queste applicazioni, però, il pozzo originale fu abban-donato e sostituito dalla diramazione laterale. Nel nuovomodello di perforazione, l’intenzione fu di perforare volu-tamente un secondo pozzo, ristabilire il contatto con ilforo madre e continuare l’estrazione dalle due (o più)diramazioni. Fu presto riconosciuto che il successo ditali completamenti dipendeva dall’adempimento dei cri-teri elencati di seguito.

Connettività. Il pozzo laterale doveva essere connessoa quello principale in modo che gli strumenti standarddi campo petrolifero potessero essere posti all’internodell’intero sistema di pozzi per eseguire gli ordinari ser-vizi di pozzo.

Isolamento. Il giunto richiedeva di essere isolato dallaformazione sia dal punto di vista idraulico che da quel-lo meccanico. Questa caratteristica era richiesta per sod-disfare due importanti necessità del sistema: l’integritàmeccanica del giunto era necessaria per soddisfare lenormative del Mare del Nord contrastando le pressionidi formazioni esterne; l’isolamento idraulico era neces-sario per resistere alla pressione interna del giacimentodurante la produzione dai pozzi laterali.

Accesso. La piena utilizzazione del sistema richiede-va l’accesso selettivo a ognuno dei laterali in qualsiasimomento. Questa caratteristica era necessaria per esegui-re i vari servizi di pozzo per tutta la sua vita produttiva.

I tre requisiti di connettività, isolamento e accesso(abbreviati dall’acronimo CIA) divennero il riferimentostandard per le definizioni dei multilaterali fino a che que-sto non fu sostituito in seguito da un sistema numerico.

Il primo progetto di vasta portata per l’installazio-ne di un pozzo multilaterale fu elaborato da una squa-dra congiunta che comprendeva Mobil Germany eHalliburton European Research Centre. I giacimenti inoggetto erano i campi di gas profondi di Soelingen, Ger-mania. Lo scopo principale era di ridurre i costi com-plessivi di perforazione dei pozzi profondi ad alta pres-sione e alta temperatura (HPHT, High Pressure HighTemperature) di quel campo, aumentando al contempola produttività di pozzo tramite la fratturazione idrauli-ca selettiva dei laterali, quando fosse richiesto per la pro-duttività delle diramazioni. Il progetto fu approvato confinanziamento dalla Comunità Europea nell’ambito delprogramma Thermie. Tuttavia, la natura complessa diquesto campo (attività HPHT a elevata profondità) fecesì che il piano di lavoro venisse sostituito da progettidi trivellazione dei multilaterali in un pozzo nel campoForties, gestito da BP al largo del Regno Unito. In questo

secondo caso lo scopo consisteva nell’accesso e nell’e-strazione dell’olio non raggiunto dalle operazioni di inie-zione d’acqua. Questo multilaterale fu poi eseguito consuccesso nel 1996 (Hovda et al., 1996).

La prima installazione effettiva di un pozzo multila-terale fu completata con successo grazie a uno sforzocongiunto di progettazione, sviluppo e operazione daparte di Norsk Hydro e Halliburton nel pozzo Oseberg12C nel Mare del Nord centrale nell’aprile 1996 (Joneset al., 1997). Per maggiori informazioni circa i dettaglie le caratteristiche di questo sistema, v. oltre.

Classificazione dei pozzi multilateraliLa classificazione dei pozzi multilaterali è basata

sulle proprietà e sulle prerogative del giunto. I vari livel-li dei multilaterali sono descritti di seguito.

Livello 1. È il tipo più semplice di multilaterale. I duefori sono aperti sopra il giunto che non offre resistenzao isolamento di tipo meccanico o idraulico (fig. 5 A). Que-sto tipo di soluzione può essere adatto per le applicazioniin cui il giunto si trova all’interno della zona produttiva.Tuttavia, il sistema non offre alcuna possibilità per il con-trollo del flusso, e il pozzo non si presta al rientro perlavori di manutenzione.

Livello 2. In questo tipo di multilaterale, il foro prin-cipale è rivestito e cementato, mentre il laterale è un foroscoperto (fig. 5 B). Il laterale può includere un liner fine-strato o perforato non cementato, per protezione mec-canica. Il vantaggio di questo tipo di giunzione è che essapermette il rientro all’interno del foro principale, comepure l’installazione di dispositivi di controllo del flusso.Questo sistema è comune nelle applicazioni in cui tuttii giunti e i laterali si trovano all’interno della zona pro-duttiva. Il suo principale svantaggio è uno scarso acces-so ai laterali in caso ci fosse bisogno di rientro e lavorodi assistenza.

Livello 3. In questo sistema, il foro principale e quel-lo laterale sono entrambi rivestiti, ma soltanto il foroprincipale è cementato (fig. 5 C). Il rivestimento latera-le può essere attaccato a quello principale attraverso unsupporto di sospensione del liner. Questo tipo di giuntofornisce accesso al laterale in caso di bisogno.

Il principale vantaggio dei successivi tre livelli dimultilaterali sta nel fatto che essi permettono la collo-cazione del giunto al di fuori della zona produttiva.

Livello 4. In questo sistema, sia il foro principale chei laterali sono rivestiti e cementati, determinando l’iso-lamento del flusso all’interno del pozzo (fig. 5 D). Tut-tavia, il giunto può non avere sufficiente resistenza mec-canica. Questo tipo di multilaterale può essere appro-priato per i casi nei quali il giunto è collocato all’internodi una formazione forte e competente.

Livello 5. In questo sistema, anche conosciuto comeseparatore (splitter) di fondo foro, il giunto è meccani-camente isolato dal condotto del flusso (fig. 5 E). Sia il



foro principale che i laterali sono rivestiti e cementati.Questo sistema è adatto per applicazioni di alta pressio-ne e/o alta temperatura. Esso permette anche il rientroselettivo nel foro principale e nei laterali per lavori diassistenza. Tuttavia, l’installazione di doppie linee diflusso richiede un pozzo principale di dimensione piùgrande, il che aggrava i costi di perforazione.

Livello 6. In questo sistema, le due batterie di rivesti-mento sono collegate meccanicamente insieme al giunto,in modo che il collegamento stesso fornisce l’isolamentoda pressione oltre che la resistenza meccanica (fig. 5 F).Un’alternativa per la costruzione di tali sistemi può esse-re l’utilizzo di giunti espandibili prefabbricati.

I livelli 2 e 3 possono non essere adatti in caso di pos-sibile produzione di sabbia o fanghiglia. La disponibi-lità di apparecchiatura di supporto al pozzo rende pos-sibile il rientro se questo diventa necessario.

Quando c’è l’eventualità di estrazione di solidi, ungiunto cementato di livello 4 offre una barriera alla pro-duzione del solido e può essere una scelta migliore. L’ac-cesso all’intero diametro interno attraverso l’intersezio-ne fornisce una flessibilità operativa supplementare, con-sentendo per esempio di posizionare gli strumenti al disotto del giunto. Questo sistema è adatto per pozzi adalto tasso di iniezione o produzione. Esso può anche per-mettere l’uso di un elevato isolamento diametro inter-no/diametro esterno e/o dell’equipaggiamento di com-pletamento per alti livelli di stimolazione.

I laterali di livello 4 possono essere promossi a rac-cordi di livello 5 collocando un packer o un PolishedBore Receptacle (PBR) nel laterale.

Un giunto di livello 6 può anche essere installato inun laterale di livello 4 usando un PBR o un packer nellaterale al di sotto della finestra.

Costruzione del giunto La costruzione del giunto è uno dei fattori più criti-

ci nella realizzazione di un pozzo multilaterale. Quantopiù aumentano i requisiti del giunto, tanto più aumenta-no le difficoltà e i costi associati alla sua costruzione.Varie considerazioni critiche (come quelle riportate diseguito) sono coinvolte nella scelta della posizione e delleproprietà del giunto nei pozzi multilaterali.

Posizione del giunto. La posizione del giunto è spes-so dettata dalle esigenze di perforazione e di produzio-ne. Idealmente esso dovrebbe essere collocato in unaroccia competente e posizionato in modo da minimiz-zare i costi e i problemi di perforazione, consentendoanche il massimo accesso e la massima penetrazioneall’interno della roccia serbatoio. Nelle prime applica-zioni dei pozzi multilaterali, il giunto era posto in unaparte obliqua del pozzo al di sopra della zona produtti-va. I progressi nelle tecniche di perforazione hanno resopossibile collocare facilmente il giunto nella sezioneorizzontale del pozzo e all’interno della zona produtti-va nei casi in cui la formazione serbatoio è una rocciacompetente. Questa capacità di posizionare il giunto nesemplifica notevolmente i requisiti per l’isolamento idrau-lico. Quando però la zona produttiva non è meccanica-mente capace, durante la vita del pozzo, di mantenere lastabilità del giunto, quest’ultimo deve essere collocatoaltrove. In tali applicazioni bisogna prendere in consi-derazione la costruzione di un giunto più complesso, pre-feribilmente di tipo 5 o 6.

Orientazione del giunto. Dopo aver scelto la posi-zione del giunto, il problema successivo è la sua orien-tazione rispetto al foro principale: sopra, sotto o di lato.I progressi nella perforazione direzionata forniscono fles-sibilità per riorientare il laterale da qualsiasi direzione



A B C

D E F

packer

cemento

cementocementocemento

colonna dirivestimento

liner finestratoo filtro

colonna dirivestimentocompatta ofinestrata

colonna dirivestimentocompatta ofinestrata




cemento


fig. 5. Giunti multilaterali di livello da 1 a 6 (A-F).

in ogni altra direzione al fine di adattarsi ai requisiti delgiunto e della produzione. Tuttavia, la stabilità mecca-nica del giunto dipende dalla sua orientazione in rela-zione all’intensità e alla direzione delle sollecitazioniprincipali in situ. In uno studio sperimentale e numeri-co di questo problema, Papanastasiou et al. (2002) hannotrovato che la direzione più stabile per il laterale è quel-la parallela alla sollecitazione massima in situ e che,come si poteva presumere, la rottura si verifica inizial-mente nell’area di intersezione tra i due pozzi e si pro-paga verso l’esterno. Quando le sollecitazioni in situ nonsono uguali (che è il caso usuale), la rottura del giuntoprecede quella del foro del pozzo.

Un caso storico: il primo pozzo multilateraleavanzato

Come già menzionato, il primo pozzo multilateraleavanzato fu perforato nel 1993 e fu il risultato della col-laborazione tra Norsk Hydro e Halliburton. Lo svilup-po del deviatore cavo (che fu critico per la realizzazio-ne di questo sistema) fu realizzato da Weatherford. Ilpozzo in questione era Oseberg 12C nella piattafor-ma Oseberg C, costruita per la produzione del CampoOseberg nel Mare del Nord centrale, con riserve estrai-bili di 1,6 miliardi di barili. Oseberg C è una piattafor-ma completamente integrata che produce mediante pozziorizzontali. La formazione di Oseberg è un’arenaria agranulometria da media a grossolana del Giurassicomedio del gruppo Brent (Jones et al., 1997). Era notoche, oltre alla formazione produttiva principale, Osebergappunto, grandi quantità di greggio erano presenti nel-l’arenaria del canale di Ness che giace al di sopra la for-mazione di Oseberg. L’ammontare del greggio nellaformazione di Ness non era sufficiente a giustificare lacostruzione di un’altra piattaforma apposita o ad assegna-re delle aperture dedicate nella piattaforma Oseberg Cper la sua produzione. Tuttavia i grandi volumi di greg-gio in essa presenti offrivano un forte incentivo per losviluppo di nuove tecnologie che permettessero la suaestrazione. Un’altra sfida era rappresentata dalla dispo-sizione di lenti di greggio all’interno della formazione diNess, che non erano visibili con le tecniche di sismica edi rilevamento geologico convenzionali. Così, l’opzionecon maggiore probabilità di successo richiedeva l’adat-tabilità a realizzare fori orizzontali di lunga portata pertrovare sufficienti quantità di greggio nella formazionedi Ness, se necessario. Lo sviluppo del progetto richieseche il foro principale avesse una colonna di rivestimen-to cementata di 9 5/8� (24,4 cm) e che il giunto fosseposizionato nella parte obliqua del pozzo, al di sopradel giacimento. Il laterale era un foro scoperto di 8 1/2�(21,6 cm) con un liner di produzione di 7� (17,8 cm)cementato al suo interno. Per permettere la produzionemista di greggio da entrambe le zone e la futura possibi-lità di interventi di servizio, il giunto doveva soddisfare

i requisiti di connettività, isolamento e accesso prima defi-niti. Per soddisfare questi requisiti, il laterale doveva esse-re rivestito con un liner, che poi fu collegato dentro il foroprincipale sopra il giunto e cementato. Per aumentare laresistenza del giunto agli impatti causati dallo spostamen-to delle batterie di strumenti, fu sviluppata e usata nel-l’area del giunto una speciale formulazione di cemento.

La deviazione del laterale fu realizzata usando undeviatore compatto recuperabile. Una volta che il rive-stimento fu fresato e il laterale perforato, il deviatorecompatto venne sostituito con un deviatore cavo, dispo-sitivo dotato di un nucleo perforabile che fu rimosso nonappena posto nel pozzo. I due deviatori furono proget-tati in modo tale da combaciare esattamente entro la stes-sa posizione nel foro del pozzo. Il progetto del deviato-re cavo permise il suo uso per il rientro del laterale infuture operazioni. Poiché il laterale fu perforato fuoridella parte alta del pozzo obliquo, a causa della gravitàil foro principale fu il percorso naturale della batteria distrumenti. Per entrare nel laterale, fu progettato un devia-tore a sezione piena da attaccare alla batteria di strumentiche si intendeva introdurre nel laterale stesso. Il com-plesso del deviatore, che consisteva di deviatore a dia-metro pieno, chiavetta di blocco orientamento e mecca-nismo di bloccaggio, poteva essere fatto scendere tra-mite un cavo d’acciaio o un tubing in acciaio flessibile.

Il primo pozzo multilaterale, sebbene di sempliceconcezione progettuale, richiese una lunga progettazio-ne e lo sviluppo di numerosi strumenti e tecniche com-plementari. Grazie a un appassionato lavoro di gruppo,la squadra di realizzazione fu capace di vincere i moltiostacoli che sono comuni all’esecuzione di qualsiasinuova e complessa tecnologia. Il successo di questo pro-getto rappresentò la piattaforma di lancio per molti nuovie più innovativi pozzi multilaterali che da allora sonostati perforati. Questo progetto ebbe tale successo cheNorsk Hydro ha sondato e completato numerosi multi-laterali in ambienti operativi più complessi, sviluppan-do e usando molti altri progressi in differenti segmentidella tecnologia complessiva.

Un altro caso storico: un multilaterale di livello 5in Alaska

Seguendo il successo del pozzo multilaterale nel Maredel Nord, diversi operatori analizzarono l’applicazionedelle stesse tecnologie al miglioramento della produzio-ne e del valore dei loro giacimenti; tra loro, ARCO nelCampo del fiume Kuparuk, situato a ovest di Prudhoe Bay(Isaacson e Seale, 1999). Ancora una volta, l’installazio-ne è stata il risultato del lavoro congiunto di un operatoree di una compagnia di servizi, questa volta ARCO e BakerOil Tools. L’incentivo per questo progetto fu costituito daldesiderio di accedere a sacche più piccole di riserve, il cuisfruttamento non sarebbe risultato economicamente van-taggioso se, per estrarle, si fosse dovuto perforare un nuovo



pozzo. Il pozzo in oggetto, il 31-12, è localizzato nellaformazione delle arenarie Kuparuk, che è fortementefagliata. Di conseguenza, molte aree del giacimento sonostate isolate, e contengono greggio intrappolato. È da nota-re anche che queste aree non sono state interessate da ope-razioni di iniezione d’acqua. In questa applicazione, ilpozzo è stato progettato per essere un iniettore. Per otte-nere il risultato desiderato, il multilaterale doveva posse-dere le caratteristiche elencate di seguito.

Integrità meccanica. Allo scopo di collocare il late-rale nella parte desiderata del giacimento, il giunto dove-va essere posizionato all’interno di un intervallo argil-loso che si era dimostrato instabile in una condizione disbilanciamento. Inoltre, il gradiente di fratturazione inquesta formazione era ben al di sotto delle pressioni pre-viste durante l’iniezione d’acqua.

Isolamento idraulico. Poiché il pozzo sarebbe diven-tato un iniettore, fu imperativo ottenere l’isolamento

idraulico del giunto. Un ulteriore motivo fu la necessitàdi una possibile fratturazione idraulica futura.

Iniettabilità selettiva. Un requisito fondamentale con-sisteva nella possibilità di ostruire o isolare l’iniezionein uno o entrambi i fori. Questo requisito, assieme allapossibile esigenza futura di fratturare uno dei pozzi, affi-dava al giunto il controllo dell’iniezione selettiva.

Rientro selettivo. Questa proprietà completava le altrecaratteristiche del giunto e conferiva all’impianto moltapiù flessibilità per le operazioni future.

Il completamento finale del progetto, che incorpo-rava tutte le caratteristiche di cui sopra, consisteva di unmultilaterale di livello 5 (separatore di fondo foro) instal-lato in un foro principale di 7� (17,8 cm) rivestito e cemen-tato. Il laterale era di 4 1/2� (11,4 cm) e aveva un linercompatto lungo l’intera sua lunghezza (fig. 6). La stabi-lità meccanica del giunto era assicurata per mezzo dellacementazione del liner al giunto. I packer di produzione



tubing da 3 1/2" fino alla superficie

4 1/2" a 8455' MD

attrezzo di pre-ingresso selettivo

tappo di isolamento tagliatodalla parte finale del tubing

sistema di tenuta parallelo

sistema di tenuta con foro tra due serie di guarnizioniper consentirne l’alloggiamento

valvola fissa nel nipplo di alloggiamentosotto il sistema di tenuta

fig. 6. Configurazione del multilaterale di livello 5 realizzato in Alaska (Isaacson e Seale, 1999).

fornivano l’integrità e l’isolamento idraulico. Doppiecolonne di iniezione assicuravano iniettabilità e rientroselettivi. Anche l’installazione di questo sistema richie-se una stretta collaborazione tra l’operatore e la compa-gnia di servizi, come pure lo sviluppo di molti nuovi stru-menti e tecniche per integrare tutti i particolari in unsistema coeso.

Seguendo i precedenti dimostrati da questi lavori pio-nieristici, l’uso dei multilaterali è cresciuto considere-volmente nell’industria e rappresenta ormai una parteimportante dei piani di sviluppo industriale.

Aspetti di tecnica di coltivazione dei giacimentidei pozzi multilaterali

Una delle principali preoccupazioni circa l’utilizzo deipozzi multilaterali è stata la possibilità di flusso trasver-sale nel giacimento. Ciò è particolarmente vero quandol’estrazione proviene da zone diverse con differenti pres-sioni. Un modello analitico per il calcolo del flusso da unpozzo laterale è stato elaborato da Helmy e Wattenbarger(1998), che considerano il sistema multilaterale. Il model-lo di afflusso si assume che abbia la forma mostrata infig. 1. Per quanto riguarda il laterale, si assume che essoabbia tre differenti segmenti: la punta, il tallone e i seg-menti interni. Per questi ultimi, il foro del pozzo penetracompletamente il segmento e quindi il fattore pellicolareda penetrazione parziale è pari a zero. Per i segmenti puntae tallone, tale fattore viene calcolato basandosi sull’e-stensione del foro del pozzo in relazione alla distanza dellimite di drenaggio nella direzione y (lungo la direzionelaterale). Si assume poi che le build sections non contri-buiscano al flusso e che siano rispettate le condizioni distato pseudostazionario. Sotto queste ipotesi, l’indice diproduttività, J, è dato dall’espressione:

keqaeqq �11111111111311111

1 4Aeq 1141,2Bm �23 ln1221�23 ln CA�Sp�s�2 g r2

weq 2

dove s è il fattore pellicolare e g�1,781 (esponente dellacostante di Eulero). Il fattore di forma, CA, e il fattorepellicolare da penetrazione parziale, Sp, sono determi-nati dalle relazioni:

yweqln CA�4,485��4,187�12,56 �11��

beq

yweq beq pzweq�12,56 �11�

2

��11��2ln �sin12441��beq heq heq

beq�ln11

heq

aeqSp��21�

0,858

�1� (A�B)Leq

heqA��0,025�0,022lnCA�3,781ln11

beq

xweq xweq1,289 �4,751�11��4,652 �11�

2

�aeq aeq

B �11111112111111331244heq beq�11��11�

1,472

beq aeq

Leq Leq1,654 �11��1,718 �11�

2

aeq aeq13112111111122

heq beq�11��11�1,472

beq aeq

La definizione delle variabili adimensionali usate in que-ste equazioni è fornita nella tab. 1. I simboli xw, yw e zw

indicano le coordinate corrispondenti all’inizio del foroorizzontale.

Con questo modello di flusso, la produzione da ognilaterale è calcolata partendo dall’area della punta versoil tallone (fig. 7). In base alla pressione di fondo pozzoassunta alla punta del laterale più profondo, la portata ècalcolata per l’area della punta. Per calcolare la caduta dipressione lungo il segmento viene usata una appropriatacorrelazione per il flusso bifasico. Questa pressione è poi



tab. 1. Variabili adimensionali usate per il calcolodell’indice di produttività dei pozzi multilaterali

11 11

112 keq keqkeq��kxkykz yweq��11 yw heq��11 h

ky kz

11 11 11

keq keq keqxeq��11 x zweq��11 zw Leq��11 L

kx kz ky

11 11 11

keq keq keqyeq��11 y aeq��11 a beq��11 b

ky kx ky

11 1 1

keq 1 kx kzzeq��11 z rweq�

23 rw�4�1�4�1�kz 2 kz kx

giunto 2

giunto 1

build section 2

build section 3

build section 1

laterale 2

laterale 3

laterale 1

fig. 7. Modello per i calcoli della pressione dovuta al flusso da pozzi multilaterali.

usata per calcolare la pressione di erogazione nel seg-mento successivo del pozzo, e la correlazione è utilizza-ta per calcolare la variazione di pressione per il flussocombinato. I calcoli per il flusso proseguono attraversola build section (che non riceve contributo dal giacimen-to), tenendo conto della caduta di pressione dovuta allacolonna idrostatica, fino a raggiungere il primo punto diraccordo. Se la pressione così calcolata al giunto 1 è piùalta della pressione del giacimento nel laterale 2, allorail fluido fluirà in quel laterale, invece che da esso. Que-sta situazione può verificarsi se la portata dal laterale 1è bassa e il laterale 2 si trova in una parte del giacimen-to considerevolmente esaurita o in un giacimento con ungradiente di pressione molto più basso del laterale 1. Perprevenire questo problema, bisogna aumentare il flussodal laterale 1 allo scopo di diminuire la pressione al giun-to 1. Ciò però risulterà in un esaurimento sproporziona-to del giacimento laterale 1, che erogherà a un tasso rela-tivo molto più alto. Questa situazione può essere indesi-derata se il laterale 2 si trova in un giacimento assai piùampio, che si esaurirà a un ritmo molto più lento.

Gli stessi calcoli vengono proseguiti con il flussomisto dai laterali 1 e 2 e dal laterale 3. Sulla base dellapressione calcolata al giunto 2 e del suo valore rispettoalla pressione nel laterale 3, il flusso di fluido entrerà ouscirà dal laterale 3.

Secondo quanto illustrato, è chiaro che, dal punto divista economico, i risultati migliori dai pozzi multila-terali si ottengono quando si è in grado di regolare ilflusso. Questa osservazione spiega perché i regolato-ri di flusso di fondo foro sono una parte così importan-te della tecnologia complessiva.

A tutt’oggi, la maggior parte dei completamenti mul-tilaterali è stata di livello più basso, con i laterali all’in-terno dello stesso giacimento. La questione del flusso tra-sversale non è perciò emersa come problema scottante.Un’altra motivazione sta nel fatto che i regolatori di flus-so di fondo foro intelligenti sono ancora a uno stadio ini-ziale di uso e tutte le tecniche e gli strumenti per la loropiena utilizzazione non sono stati ancora sviluppati.

3.1.4 Regolatori di flussodi fondo foro

In molti campi ci sono orizzonti multipli di estrazioneimpilati uno sull’altro a differenti profondità. A causa delledifferenze di pressione e di viscosità dell’olio, in molte diqueste zone non è possibile realizzare una produzione mista(commingled), cioè convogliare insieme i vari fluidi. Lecomuni tecniche di completamento per l’estrazione da que-sti giacimenti si basano o su batterie di produzione dop-pie (in un pozzo più grande) o su pozzi separati per ognizona. Entrambi questi completamenti sono costosi. A causadelle limitazioni legate alle dimensioni, non si può estrarre

da più di due (occasionalmente tre) zone attraverso un sin-golo pozzo. Inoltre, i completamenti doppi offrono mino-re flessibilità per la scelta dei servizi di manutenzione delpozzo. Lo stesso vale per le operazioni di iniezione di acquao di prodotti chimici. La regolazione del flusso a fondoforo permette l’estrazione controllata o l’iniezione di flui-di in zone multiple da un singolo pozzo, fornendo cosìsignificativi risparmi di tempo e costi.

Storia della regolazione del flusso a fondo foroIl lavoro iniziale sulla regolazione del flusso a fondo

foro fu compiuto da una compagnia britannica chiamataPES, con sede ad Aberdeen, in Scozia (in seguito acqui-sita da una joint venture Halliburton/Shell). Lo sviluppodel progetto fu finanziato da un consorzio di produttori,principalmente del Mare del Nord. Il sistema iniziale svi-luppato da PES era chiamato SCRAMS (Surface Con-trolled Reservoir Analysis and Management System), econsisteva di una serie di duse impilate (in corrispon-denza di ciascuna zona di estrazione), ognuna con dueposizioni: completamente aperta o chiusa. Queste duseerano controllabili elettroidraulicamente dalla superficie.Oltre a controllare le duse, il sistema era in grado di misu-rare le variazioni di pressione, temperatura e portata afondo foro. La prima installazione dello SCRAMS fu perSaga nel Mare del Nord, seguita da Agip e altri. Ben pre-sto furono stipulate varie alleanze tra altre compagnie diservizi che offrivano anch’esse prodotti competitivi.

Benché gli esperti si rendessero conto dell’enormepotenziale della regolazione del flusso a fondo foro, ini-zialmente il mercato per il sistema fu governato dalla pos-sibilità che esso offriva di intervento a distanza. Lo scopoera semplicemente aprire o chiudere l’estrazione da unazona (o l’iniezione in una zona) dalla superficie senza lanecessità di costose navi di intervento in mare aperto.Parte delle difficoltà era dovuta al fatto che, sebbene fossedisponibile uno strumento meccanico di controllo delflusso, la piena utilizzazione delle potenzialità del siste-ma richiedeva strumenti e capacità ulteriori, che non eranoancora disponibili sul mercato, quali l’abilità di misura-re portate trifase a fondo foro, la connessione dei dati coni simulatori di giacimento di superficie, la simulazioneautomatica dei dati, l’ottimizzazione della corrente e lariregolazione automatica delle duse di flusso a fondo foro.Tra questi strumenti, il processo e l’algoritmo per deter-minare il flusso ottimale sono particolarmente impegna-tivi. Quali parametri bisogna usare per l’ottimizzazionee quali sono i loro livelli e priorità?

Anche prima dell’installazione del primo SCRAMS,era riconosciuto che un più efficace dispositivo di con-trollo del flusso necessitava di un maggior numero di opzio-ni rispetto al semplice aperto/chiuso. Il difetto di tale mec-canismo è che ha una flessibilità molto limitata e si basasul concetto che la produzione da una data parte del pozzoè o ‘buona’ o ‘cattiva’, senza sfumature intermedie. La



necessità di maggiori opzioni è particolarmente rilevanteper alcune delle architetture di estrazione più avanzate,nelle quali la produzione deriva da diversi rami dello stes-so pozzo. In questa situazione, è desiderabile poter rego-lare il flusso da tutte le parti del pozzo allo scopo di otte-nere una miscela appropriata. In considerazione dei fattimenzionati, lo sviluppo di un sistema a duse variabile fuavviato prima dell’installazione del primo sistema.

Applicazioni dei regolatori di flusso di fondo foroIl meccanismo di base per la regolazione del flusso

a fondo foro è lo strozzamento (limitazione del flusso).In assenza di limitazioni, il flusso dentro il pozzo è rego-lato dalle proprietà del giacimento (pressione, permea-bilità, viscosità del fluido, ecc.). Tutte queste variabilisono completamente fuori dal nostro controllo. La rego-lazione del flusso permette di gestire il giacimento attra-verso un cambiamento e una manipolazione sistematicadella portata in modo tale che la combinazione control-lata fornisca un risultato più desiderabile di ciò che lanatura ha inizialmente fornito.

I regolatori di flusso di fondo foro servono a moltiscopi utili. Per esempio, in un pozzo con laterali multi-pli si può distribuire il flusso all’interno dei diversi late-rali in modo tale che, a seconda della natura e delle pro-prietà del giacimento, uno o più dei seguenti obiettivivengano soddisfatti:• il rapporto olio/acqua della corrente corrisponda alla

capacità e alle specifiche tecniche della struttura; • il gas proveniente dalla parte alta del giacimento abbia

un flusso sufficiente da servire per l’estrazione tra-mite gas dell’olio sottostante;

• il flusso totale dal pozzo sia mantenuto a un livello cheottimizza il recupero complessivo dell’olio e del gas;

• il flusso totale dal pozzo sia mantenuto a un livelloche ottimizzi l’efficienza di rimozione dell’iniezio-ne d’acqua;

• i flussi provenienti dai diversi strati del giacimentosiano regolati per raggiungere il migliore recuperocomplessivo (o qualsiasi altro obiettivo desiderato);

• il flusso complessivo dal pozzo rispetti l’obiettivo diproduzione del giacimento;

• in un giacimento eterogeneo, i flussi complessivi pro-venienti da aree con permeabilità diverse siano rego-lati in modo da creare un movimento di fluido unifor-me (o che abbia qualsiasi altra desiderata configura-zione) verso pozzi diversi;

• i flussi all’interno delle diverse parti del giacimentovengano regolati allo scopo di soddisfare le capacitàdi trasporto del sistema (tubazioni, pressioni, ecc.);

• il movimento del fluido in una operazione d’iniezioned’acqua possa essere regolato controllando l’iniezionedel fluido all’interno delle diverse parti del giacimento;

• ogni altro parametro di ottimizzazione soddisfi gliobiettivi della produzione.

Controllo dell’acquaUno dei principali vantaggi della regolazione del flus-

so a fondo foro è il controllo della miscela olio/acquache fuoriesce dal giacimento. In molti giacimenti, l’oliogiace direttamente sopra una zona d’acqua ed è in comu-nicazione idraulica con essa. Sotto condizioni di flussonaturale, l’acqua si sposterà all’interno della zona del-l’olio a causa del differenziale di pressione originato dalflusso di fluido. Le principali variabili che controllanoil rapporto olio/acqua del fluido che scorre nel pozzosono la portata totale, la permeabilità della formazione,il rapporto di mobilità e la differenza di densità tra l’o-lio e l’acqua. In un pozzo verticale, il meccanismo chesposta l’olio con l’acqua è il già citato coning. La fig. 8mostra la forma di un cono creato sperimentalmente daShirman e Wojtanowitz (1997). Nei fori orizzontali, larisalita dell’acqua è chiamata cresting ed è controllatadalle stesse variabili (fig. 9). La regolazione della porta-ta proveniente da una data parte del giacimento permet-te la manipolazione dell’interfaccia olio/acqua. Per esem-pio, fermando il flusso si stabilizzerà (o si invertirà leg-germente) l’interfaccia e quindi si permetterà a questadi spostarsi dal di sotto dell’intervallo produttivo del gia-cimento mediante un movimento laterale a seguito del-l’estrazione in un’altra zona. Ciò può essere particolar-mente utile in giacimenti molto produttivi ad alta per-meabilità, nei quali i grandi volumi di estrazione generanoampi movimenti del fronte del fluido.

Un altro meccanismo per l’estrazione di acqua è lacanalizzazione attraverso le intercalazioni ad alta per-meabilità della roccia serbatoio. L’acqua estratta può esse-re acqua marginale o acqua iniettata. La scorciatoia versol’estrazione creata dalla canalizzazione genera rapportiacqua/olio molto alti e può lasciare grandi volumi di oliointrappolati all’interno del giacimento. Regolando la cor-rente si può fermare il flusso di questo tipo di acqua.



fig. 8. Formazione del cono in un pozzo verticale (Zhu e Hill, 2002).

Una elevata presenza di acqua nell’olio può avereeffetti rilevanti sulla produzione del giacimento. All’au-mentare del rapporto acqua/olio, il peso e la pressionedel fluido nel foro aumentano a causa della più alta den-sità dell’acqua. A una pressione di flusso di superficiecostante, ciò causa una caduta della pressione di fondoforo e una diminuzione della produzione. A uno stadioavanzato della vita produttiva del pozzo, una più alta pres-sione idrostatica del foro del pozzo può ridurre lepressioni di fondo foro abbastanza da rendere necessarial’estrazione artificiale. L’installazione dell’equipaggiamen-to richiesto è costosa e può anche ostacolare l’estrazio-ne. La regolazione di flusso a fondo foro può per lo menoritardare questo evento a un momento più prevedibile.

Estrazione del gasIl flusso e il coning della cappa di gas hanno luogo

attraverso un meccanismo molto simile a quello che coin-volge l’acqua. Sebbene il gas sia molto più leggero del-l’olio e non faccia aumentare la pressione idrostatica (odiminuire la pressione di flusso a fondo foro), il suo flus-so eccessivo può ridurre la produttività del pozzo dimi-nuendo la pressione del giacimento. Il flusso di gas con-trollato può essere usato per l’estrazione artificiale alfine di aumentare la produttività del pozzo. A questoscopo, esistono strumenti disponibili sul mercato. Alcu-ni sistemi di regolazione del flusso a fondo foro sonospecificatamente progettati per questa funzione.

3.1.5 Nuove architetture di pozzo

L’integrazione delle tecnologie sopra illustrate ha consen-tito la costruzione di architetture di pozzo che permettonoun aumento della produzione iniziale, un miglior recupe-ro, un più efficace sistema di gestione del giacimento emolti altri vantaggi, tutto a un costo effettivo più basso.

Dopo una partenza molto lenta, le nuove architetturedi produzione stanno gradualmente guadagnando favore

nell’industria del petrolio e del gas. Parte della inizialeresistenza a usare questi sistemi era dovuta alla paura delfallimento e alla mancanza di una piena comprensione,da parte dell’industria, dei vantaggi che essi comporta-no. I componenti primari delle nuove architetture di pozzoincludono un pozzo principale orizzontale (o quasi oriz-zontale), spesso di 9 1/2� (24,1 cm) o più largo, vari pozzimultilaterali connessi al pozzo madre, regolatori di flus-so di fondo foro nei giunti critici, sensori multipli di fondoforo per la misura dei parametri critici del flusso e moltealtre tecnologie che permettono l’efficiente integrazio-ne di tutti i componenti associati.

Un modo efficace di discutere le varie applicazionidi queste tecnologie e come esse siano state integrate consuccesso per la valorizzazione dei giacimenti è quello dipresentare la storia di alcuni casi concreti.

Caso storico 1: aumento della produttività del pozzo a costi più bassi

Negli ultimi anni, la compagnia Saudi Aramco si èmossa strategicamente verso un uso più aggressivo dellenuove tecnologie di pozzo, con eccellenti risultati di pro-duzione. Il termine usato da Aramco per la nuova archi-tettura è Maximum Reservoir Contact (MRC; Saleri etal., 2003a, 2003b). La prima applicazione dei pozzi MRCda parte di Aramco fu nel campo Shaybah, scoperto nel1968 nel deserto Rub’al-Khali in Arabia Saudita. A causadel terreno accidentato, il campo è stato sviluppato usan-do pozzi altamente direzionali dalle parti pianeggianti delterreno. Il petrolio è Arabian Extra Light con 42° di den-sità API e un rapporto gas/olio (GOR, Gas/Oil Ratio)di 750 scf/stb. Le simulazioni preliminari di estrazio-ne avevano indicato una correlazione diretta tra la lun-ghezza del pozzo orizzontale e l’indice di produttivi-tà, come mostrato dal confronto tra le diverse curve infig. 10. Dopo aver investigato numerose differenti archi-tetture di pozzo, il progetto finale selezionato per ilpozzo SHYB-220 fu quello riportato in fig. 11. Il foro



oliopozzo

crestadell’acqua

fig. 9. Rappresentazione del cresting (risalita dell’acqua) in un pozzo orizzontale.

indi

ce d

i pro

dutt

ivit

à (M

stb)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

tempo (mesi)0 10

3 km

2 km

1 km

20 30 40 50

fig. 10. Relazione tra indice di produttività e lunghezza del foro orizzontale per il campo Shaybah(Saleri et al., 2003b).

principale era lungo 1,86 miglia (3 km) e parallelo allastruttura, con due multilaterali, L-1 e L-2, paralleli a esso.Altri sei laterali (da L-3 a L-8) furono previsti a 30° dalforo principale. La profondità delle sezioni orizzontalifu scelta a 60 ft (18,3 m) al di sopra del contatto olio/acquae 150 ft (45,7 m) al di sotto del contatto gas/olio. Que-sta scelta si basava sugli studi di simulazione e sul ren-dimento dei pozzi esistenti. La tolleranza verticale dellaprofondità era di 3 ft (circa 0,9 m). Il pozzo fu perfora-to di 6 1/8� (15,6 cm) e scoperto. La fig. 11 mostra ancheil confronto tra il pozzo progettato e quello reale.

In questo caso, i giunti si trovano su un piano oriz-zontale e all’interno del giacimento. Ciò semplifica sen-sibilmente i requisiti meccanici e idraulici del giunto.Per questa ragione un giunto di tipo 1 risultò adeguatoper il progetto.

La produzione effettiva da questo pozzo fu intornoai 12.000 bbl/d di olio, ovvero cinque volte quella di unpozzo orizzontale lungo 0,62 miglia (1 km). Questa pro-duzione elevata fu ottenuta a un costo per barile estrat-to notevolmente più basso rispetto ai precedenti metodiusati nel giacimento, come mostrato nella fig. 12. Que-sto è un aspetto molto importante delle nuove architet-ture di pozzo. Sebbene questi pozzi abbiano un costo piùalto, il costo effettivo per barile di fluido estratto è con-siderevolmente ridotto. Il valore economico reale di que-sti completamenti è anche più alto del numero citato, acausa dei ridotti tempi di produzione complessivi.

Sulla base di questi risultati molto incoraggianti,Saudi Aramco ha scelto di accelerare l’introduzione el’applicazione delle nuove tecnologie nell’architettura dipozzo MRC. I loro nuovi pozzi includono l’installazio-ne di regolatori di flusso di fondo pozzo intelligenti mul-tipli. Un esempio di uno di tali pozzi è illustrato nellafig. 13. L’aggiunta dei regolatori di flusso di fondo foro



laterale #7

laterale #5

laterale #3

laterale #2pozzoprincipale

laterale #1

laterale #4laterale #6

laterale #8

progettorilevamento

fig. 11. Architettura progettuale ed effettiva del pozzo nel campo Shaybah (Saleri et al., 2003b).

unit

à di

cos

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($/b

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lla

prod

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le

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

contatto con il reservoir (km)1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

fig. 12. Confronto tra i costi delle architetture di pozzo convenzionali e innovative nel campo Shaybah(Saleri et al., 2003b).

tubing

colonna di rivestimento

derivazione laterale

derivazione laterale

packer packer

3 1/2"

packer

valvola dicontrollo

valvola dicontrollo

valvola dicontrollo

fig. 13. Tipico completamento di pozzo nel campo Shaybah.

aumenta considerevolmente le potenzialità e la flessibi-lità della futura gestione della produzione. Questa tec-nologia consente per esempio di aprire o chiudere par-zialmente o totalmente l’estrazione da ogni laterale, con-trollare la composizione del flusso (quantità di olio, gase acqua) da ogni pozzo, regolare e ottimizzare la com-posizione del flusso dall’intero giacimento per adegua-re le potenzialità e le capacità delle attrezzature alle quotedi produzione, regolare il flusso all’interno del giaci-mento in prossimità di ogni pozzo, aumentare la quan-tità di riserve estraibili.

Caso storico 2: applicazione al controllo dell’acquain Oman

Il giacimento in questione è Saih Rawl Shuaiba, loca-lizzato nell’Oman centrale (Boyle et al., 2003). La for-mazione ha una bassa permeabilità e produce un greg-gio leggero. L’iniezione d’acqua è usata per mantenerela pressione del giacimento e anche per aumentare ilrecupero dell’olio. La produttività del pozzo è mante-nuta per mezzo di un pompaggio elettrico sommerso(ESP, Electrical Submersible Pumping).

L’applicazione iniziale della nuova architettura dipozzo in questo giacimento consisteva di pozzi multi-laterali usati sia a scopo di iniezione che di estrazione,come mostrato in fig. 14. Tipicamente, tali installazio-ni comprendevano da quattro a sette multilaterali. Que-sto sistema permetteva di raggiungere una produttivitàiniziale di pozzo sostanzialmente più alta, ma risulta-va anche in una più elevata e precoce produzione diacqua, che sollevò anche la preoccupazione riguardo auna più bassa efficienza di rimozione. I primi tentati-vi di controllare il flusso dell’acqua consistettero nel ri-durre la spaziatura dei pozzi da 820 ft (246 m) a 197 ft(59 m). Il passo successivo fu l’uso dei regolatori di flus-so di fondo pozzo per un migliore controllo del flussoa fondo foro. Un intervento più complesso, realizzato

con successo, fu basato sulla combinazione del sistemadi fondo pozzo con l’ESP.

L’installazione dei regolatori di flusso di fondo foropermetteva la manipolazione del flusso a fondo pozzodai singoli laterali. Fu osservato che produzioni più altedi olio e più basse di acqua potevano essere ottenute dauna combinazione selettiva dei laterali.

Caso storico 3: applicazione alla produzione mistaAlcuni dei giacimenti nell’Ecuador orientale consi-

stono di strati multipli separati e sovrapposti. Questi gia-cimenti hanno pressioni differenti a causa dell’età di pro-duzione, dell’estensione dell’iniezione d’acqua e dellaprofondità. Le regolamentazioni governative limitanol’estrazione mista da queste zone per prevenire il flussotrasversale e l’inefficiente drenaggio di singole zone.L’applicazione dei pozzi multilaterali, insieme con i rego-latori di flusso di fondo pozzo intelligenti, permette l’e-strazione mista di questi giacimenti attraverso un singo-lo pozzo principale (Cabrera et al., 2005).

La preparazione per questa installazione è consisti-ta di misure di pressione dei singoli strati, simulazionimultiple per il progetto del pozzo e analisi nodale dellecondizioni di flusso per calcolare la distribuzione dellapressione a fondo foro in differenti punti lungo il com-plesso percorso del pozzo e ai punti di raccordo. La primainstallazione fu realizzata nel dicembre 2003, e risultòin una produzione iniziale di 6.000 bbl/d, considerevol-mente più alta della produzione da una singola zona.

Dopo l’installazione di un secondo pozzo intelligentenel marzo 2004, le autorità decisero di limitare sensi-bilmente il flusso da ogni strato. Questo fu realizzatomediante una semplice regolazione a fondo foro del flus-so da ogni zona. L’installazione includeva sensori di pres-sione a fondo pozzo. I dati acquisiti dai sensori vennerousati per ottimizzare il flusso da ogni singolo strato.

Il terzo pozzo era inizialmente in produzione soltan-to dalla zona più alta. Quando il tasso di produzione eradiminuito a 3.800 bbl/d, questa zona fu chiusa con unimpianto per il ricondizionamento e solo la zona piùbassa fu messa in produzione a 3.000 bbl/d. A questopunto fu intrapresa l’installazione dei regolatori di flus-so di fondo pozzo, che risultò in un aumento immedia-to della produzione a 6.500 bbl/d.

Questo esempio dimostra l’applicazione delle nuovearchitetture di pozzo per l’estrazione mista da zone dif-ferenti.

Caso storico 4: installazione di un sistemacompletamente elettrico in acque profonde

Questo caso mostra l’applicazione dei regolatori diflusso di fondo pozzo in sistemi subacquei molto com-plessi (Moreira, 2004). Il sistema fu installato nel campoMarlim Sul a Campos Basin, al largo del Venezuela, nelpozzo 8-MLS-67HA-RJS, che è un iniettore a doppia



fori orizzontali

fori orizzontali

fig. 14. Architettura di pozzo nel campo Saih Rawl Shuaiba.

zona a colonna singola. La profondità dell’acqua era3.450 ft (1.055 m). Il sistema era permanentementecollegato a Petrobras 40 mediante un cavo ombelicale di3,7 miglia (6 km). I requisiti del sistema includevano:• compatibilità con teste di pozzo di produzione uti-

lizzate con colonna di produzione da 5 1/2� (14 cm)in fori orizzontali o da 4 1/2� (11,4 cm) in pozzi ver-ticali;

• collegamento diretto ai moduli di produzione o aibastimenti tramite cavi ombelicali subacquei stan-dard per operazioni di comunicazione e controllo;

• batteria di rivestimento da 9 5/8� (24,4 cm) insiemecon batteria da 5 1/2�;

• controllo d’iniezione a doppia zona tramite la batte-ria da 5 1/2�;

• completa compatibilità e comunicazione all’inter-faccia con l’architettura sottomarina esistente (sospen-sione del tubing, croce di produzione, tree cap e cavoombelicale);

• misure di flusso a fondo pozzo per entrambe le zone;• monitoraggio e controllo del giacimento (pressione

e temperatura) in entrambe le zone.L’installazione fu alquanto complicata a causa della

complessità del sistema di integrazione nella strutturasubacquea esistente. Il sistema fu installato nell’agosto2003 e fu capace di distribuire i 15.000 barili di acquainiettata ogni giorno all’interno del pozzo. Di questovolume, 5.700 barili al giorno erano iniettati nella zonasuperiore e 9.300 nella zona più bassa. La pressione e latemperatura di fondo pozzo erano monitorate in temporeale e analizzate per la determinazione dell’efficienzaoperativa del sistema.

Caso storico 5: installazione di un sistema offshorea funzionamento idraulico al largo dell’Australia

Questo sistema fu installato nel campo Scindian,sulla piattaforma nord-occidentale dell’Australia occi-dentale, nel pozzo Scindian-4 (Guatelli e Lay, 2004).Questo campo produce da due formazioni principali:Zeepaard, altamente permeabile, alla profondità di8.566 ft (2.600 m), e Birdrong, con permeabilità piùbassa, a 8.500 ft (2.550 m) di profondità reale (TVDSS,True Vertical Depth Sub Sea). Zeepaard ha un forte sup-porto acquifero che mantiene la pressione del giacimento,ma l’arrivo dell’acqua è relativamente rapido. Il supportoacquifero è più debole in Birdrong, ma vi è anche unacappa di gas. In conseguenza della elevata produzione,la pressione di giacimento in Birdrong era diminuita con-siderevolmente. L’obiettivo del sistema era quello diestrarre in modo economicamente vantaggioso da Bir-drong, senza mettere a repentaglio la produzione dellazona principale, cioè Zeepaard. Il sistema doveva esse-re installato all’interno di un foro deviato da un pozzodi produzione esistente tamponato. Le due zone dove-vano essere isolate con del cemento.

In seguito all’installazione del sistema, l’area diZeepaard fu flussata al contrario attraverso la valvola asfera gestita idraulicamente. Questa valvola fu poi chiu-sa e l’area di Birdrong fu flussata al contrario aprendo ilmanicotto scorrevole. Le valvole furono azionate anco-ra una volta per sicurezza prima che il pozzo fosse riav-viato alla produzione.

Gli esempi summenzionati forniscono una avvincentedimostrazione dell’ampia applicazione delle nuove archi-tetture di pozzo e del grande valore che esse creano perl’industria del petrolio e del gas. Ciononostante, l’e-stensione dell’utilizzo di questi sistemi richiede tecno-logie supplementari e complementari per ridurre il rischioe aumentare la flessibilità dei sistemi stessi. Alcune diqueste tecnologie e il loro attuale stato di sviluppo sonodiscussi nel seguito.

GeosteeringLa capacità di indirizzare lo scalpello di perfora-

zione lungo il percorso desiderato in un giacimento èassolutamente essenziale per il successo delle nuovearchitetture di pozzo. Quando si perfora un pozzo ver-ticale, di solito ci si preoccupa di scegliere il punto disondaggio sulla base della stratigrafia e della strutturadella formazione. Questo è fondamentalmente un pro-blema unidimensionale. Quando si perforano pozzi oriz-zontali, le questioni da affrontare riguardano il sito delforo di superficie, la posizione del pozzo (entrambiall’interno della formazione e rispetto alle interfaccedi gas e acqua), nonché l’orientamento del foro (azi-muth) rispetto alla struttura del giacimento e alle sol-lecitazioni in situ. Dal momento che si ha una cono-scenza limitata della struttura della formazione, è anchenecessario interpretare la formazione e correggere ilpercorso del pozzo al procedere della perforazione. Unpercorso del pozzo non corretto può non soltanto vani-ficare tutti i vantaggi sin qui discussi, ma anche nuo-cere alla produzione del pozzo e alla sua economia.Queste difficoltà sono ulteriormente aggravate dal fattoche la maggior parte dei fori orizzontali è perforata sco-perta, e quindi offre possibilità molto limitate per azio-ni correttive laterali. Per esempio, in un pozzo oriz-zontale che è trivellato molto vicino al contattoolio/acqua può verificarsi un prematuro arrivo del-l’acqua, con conseguente produzione a livelli non otti-mali. Benché i regolatori di flusso di fondo pozzo per-mettano la chiusura di un ramo con produzione nonaccettabile, tali completamenti sono costosi e il loroutilizzo non è concepito per correggere problemi di tri-vellazione.

L’industria ha classificato il geosteering nei tre livel-li di seguito elencati.

Passivo ( livello 1). Questo livello è definito per ilcaso in cui il progetto del pozzo è preparato preventiva-mente e si basa su conoscenze ed esperienze esistenti.



In tal caso si lavora con qualsiasi cosa lo scalpello diperforazione incontri. Non c’è possibilità di prenderedecisioni in tempo reale. La maggior parte dei pozzi ver-ticali è trivellata in questo modo. L’interpretazione dellageologia e delle caratteristiche del giacimento segue loscalpello di perforazione, dopo che i cutting (detriti diperforazione) sono stati portati in superficie.

Reattivo ( livello 2). A questo livello, si è in grado diraccogliere e interpretare i dati che sono stati registratidalla strumentazione di fondo foro fissata dietro lo scal-pello. Tali misure hanno solitamente una profondità dipenetrazione molto bassa. Ciononostante, esse forni-scono un primo avvertimento di una posizione non desi-derata dello scalpello, consentendo di correggere il pro-blema e cambiare la traiettoria del pozzo.

Proattivo ( livello 3). A questo livello, si è in gradodi ottenere misure molto vicine, o perfino davanti, alloscalpello. Questa prerogativa consente una correzionemolto rapida della traiettoria del pozzo, con una perditadi tempo molto inferiore.

La maggior parte dei sistemi di geosteering attualitenta di integrare le informazioni geologiche, geofisichee di logging esistenti con le letture di fondo foro, alloscopo di determinare la posizione dello scalpello. L’in-tegrazione è basata di solito sulla simulazione preventi-va del sottosuolo e fa massiccio uso di software graficiavanzati per rendere più veloce il procedimento. Le misu-re di fondo pozzo consistono abitualmente in combina-zioni di misure acustiche, di resistività, di radiazionegamma e altri log, come pure di dati direzionali per iden-tificare e mappare la posizione dello scalpello. Il suc-cesso di questi sistemi dipende molto dalla complessitàdel giacimento. Per ambienti semplici, con struttura delgiacimento nota, i sistemi attuali hanno una buona per-centuale di successo (Seydoux et al., 2003; Helgesenet al., 2005). Le situazioni dove c’è un’ampia variazio-ne del contatto olio/acqua, o dove si verificano rispostedei log inusuali, sono invece più critiche e richiedonosviluppi molto più innovativi.

Alcune delle nuove tecnologie oggi sotto esameappaiono molto promettenti. Tra queste ci sono i siste-mi basati sulla propagazione delle onde elettromagne-tiche e sismiche. Nel secondo caso (che è attualmentein fase di sviluppo da parte di Schlumberger), la sor-gente sismica è posizionata su una nave ancorata vici-no all’ubicazione del pozzo. Le onde generate da que-sta sorgente vengono registrate da dispositivi LoggingWhile Drilling (LWD) durante l’operazione di perfo-razione. Tali onde sono generate a intervalli di tempopredeterminati e mentre l’attività di perforazione èferma per raccogliere dati. L’analisi dei segnali sismi-ci registrati permette la misura accurata della profon-dità dello scalpello, la conoscenza della posizione delleinterfacce, la selezione per i punti di carotaggio e rive-stimento, ecc.

Misure nel giacimento a fondo foroUna caratteristica importante delle nuove architet-

ture di pozzo è che esse permettono un rilevamento piùefficace del giacimento e del movimento del fluido.Posizionando diversi sensori lungo l’estensione di diver-si pozzi orizzontali è possibile misurare le proprietàcritiche del giacimento con e senza flusso e usare talidati nelle simulazioni. Infatti, la possibilità di chiude-re selettivamente i diversi laterali e registrare la pres-sione e la temperatura di fondo foro mentre si modifi-cano le portate nei restanti laterali fornisce un sistemaefficace per seguire il movimento del fluido a fondopozzo. Questa informazione può essere usata per distri-buire e dirigere il flusso all’interno del giacimento alloscopo di ottenere il risultato desiderato. Tra i parame-tri comunemente misurati a fondo pozzo vi sono pres-sione e temperatura, onde microsismiche e, più recen-temente, la portata. Altre misure possibili con i senso-ri includono la presenza di acqua nell’olio, la resistività,la densità del fluido e anche l’analisi chimica del flui-do a fondo pozzo.

I primi sensori di pressione di fondo foro fissi eranobasati sulla tecnologia degli estensimetri o del quarzo.Essi servivano per monitorare e comandare le pompe,l’equipaggiamento per l’estrazione di olio medianteimmissione di gas, ecc. I flussometri di fondo foro sibasavano sul principio di Venturi o su correlazioni conla pressione attraverso dispositivi di controllo. Per ilmonitoraggio del giacimento, varie misure di pressionee temperatura venivano di solito convogliate su un sin-golo conduttore e poi trasmesse in superficie. Sebbenei sensori fossero dotati della precisione richiesta, l’affi-dabilità del sistema nelle severe condizioni ambientalidi fondo foro non soddisfaceva le esigenze dell’industria(El Chiriti et al., 2001). La maggior parte dei guasti ripor-tati avveniva apparentemente nei componenti elettroni-ci e nei connettori.

L’introduzione dei sensori a fibra ottica ha aggiuntonuove potenzialità ai sensori di fondo pozzo fissi. Varimodelli di questi sistemi permettono rilevamenti di tem-peratura e pressione distribuiti sulla lunghezza del pozzo.I sistemi a fibre ottiche basati su reticoli di Bragg com-binano affidabilità, accuratezza, risoluzione e stabilitàcon capacità funzionale, e convogliano questa combina-zione su una sola fibra. Un avanzamento più recente inquesto campo è lo sviluppo di un flussometro basatosu fibra ottica che può operare fino a temperature di circa250 °F (circa 125 °C) e pressioni di 15.000 psi, oltre100 milioni di pascal (Kragas et al., 2003). Il sensoreusa un array di sensori a reticolo di Bragg distanziatiassialmente che registra la velocità di bulk e la veloci-tà del suono nella miscela fluida. Conoscendo la velo-cità del suono e la densità dei singoli componenti dellacorrente è possibile misurare le singole portate delle fasipresenti in una corrente bifasica in movimento.



Opzioni di completamento nelle nuove architetturedi pozzo

Finora, l’applicazione dei regolatori di flusso di fondoforo è stata limitata ai giacimenti più produttivi. Di segui-to sono elencate le cause di questa limitazione.

Costo. Attualmente, la spesa per l’installazione diquesti sistemi è troppo alta per giustificarne l’uso in pozzia bassa produttività. Con il tempo, e appena i costi saran-no ridotti, queste opzioni diverranno attraenti per molticampi.

Limitate opzioni di manutenzione del pozzo. Una voltache un regolatore di flusso di fondo foro è installato inun pozzo, rimuoverlo è un lavoro costoso e difficile. Que-sto fatto richiede che lo stato di produzione del pozzonon cambi col tempo. Per questa ragione, la maggiorparte delle operazioni di completamento, come le pro-cedure di controllo della sabbia e di stimolazione delpozzo (sia per fratturazione sia per acidificazione), ven-gono eseguite prima che i regolatori di flusso siano instal-lati.

Data l’importanza delle operazioni di servizio delpozzo, varie opzioni per questi servizi sono discusse diseguito.

Stimolazione del pozzoLa stimolazione viene effettuata sia per fratturazio-

ne sia per acidificazione. Queste operazioni vengonoeseguite o durante la perforazione o in seguito, ma primache i regolatori di flusso di fondo foro siano installati nelpozzo.

Se i rami laterali sono rivestiti e cementati, i dettaglidei trattamenti di fratturazione idraulica e di acidifica-zione dipendono dall’integrità meccanica e idraulica edalla resistenza del giunto. Per giunti di livello 5 e 6, sipuò semplicemente perforare il pozzo nella zona di inte-resse e fratturare la formazione, assumendo che il rive-stimento possa resistere alla pressione di fratturazione.Per giunti di livello più basso, poiché il giunto non puòtollerare le pressioni di fratturazione, la stimolazionedeve essere eseguita tramite il tubing. In questi casi, ilgiunto viene isolato dalla pressione di fratturazione usan-do packer di fondo pozzo, come mostrato in fig. 15.

La fratturazione dei fori orizzontali è più complicatadi quella dei pozzi verticali. Poiché si presume che la mag-gior parte delle fratture sia verticale, un pozzo verticalegiacerà nel piano della frattura. Per i fori orizzontali, inve-ce, l’orientazione relativa del pozzo e della frattura puòavere differenti configurazioni, come mostrato in fig. 16.Se il foro orizzontale è parallelo allo stress principale piùpiccolo in situ, allora la frattura sarà perpendicolare alpozzo, come indicato in fig. 16 A. In questo caso, è pos-sibile estendere fratture parallele multiple dal pozzo, cosìda aumentarne considerevolmente la produttività. Frat-ture di questo tipo sono state create in pozzi orizzonta-li singoli nel Mare del Nord. Una parte critica di questi

completamenti sta nel requisito che l’intervallo perfora-to sia molto corto, dell’ordine di 6-12� (circa 15-30 cm;Abass et al., 1996), altrimenti c’è un’alta probabilità chesi formino fratture multiple da ogni intervallo perforatoe si verifichino fenomeni di screenout. Se il pozzo è per-pendicolare allo stress principale più piccolo in situ, al-lora la frattura sarà assiale rispetto al pozzo, come nellafig. 16 B. Anche in questo caso si possono estendere frat-ture multiple da un pozzo orizzontale singolo, ma questedevono essere lontane una dall’altra per evitare la possi-bilità di interferenze tra loro. Mentre bisogna fare moltaattenzione al modo in cui il pozzo viene perforato, in que-sto caso la condizione di intervallo limitato non si appli-ca, poiché la frattura può essere facilmente connessa atutte le perforazioni. Se il pozzo è inclinato rispetto aglistress in situ, allora anche la frattura creata risulterà incli-nata (fig. 16 C). Di nuovo, il modo più sicuro per crearefratture singole da ogni serie di perforazioni è mantene-re l’intervallo molto corto, nell’ordine di 6-12�.



packer

frattura

colonna di rivestimento cementata

liner cementato

packer

tubing per lafratturazione

fig. 15. Isolamento del giunto per la fratturazione all’interno di un laterale.

A B C

fig. 16. Possibili orientazioni relative pozzo-frattura nei pozzi orizzontali.

L’introduzione delle nuove architetture di pozzo harappresentato uno stimolo per lo sviluppo di nuove tec-nologie di completamento. Una di queste è la combina-zione delle operazioni di fratturazione idraulica e median-te hydrojetting, senza bisogno di isolamento meccanicodel pozzo (Surjaatmadja et al., 2003), che si basa sullalegge di Bernoulli, per la quale:

V 2 p13�1�C2 r

dove V è la velocità del fluido, p è la pressione del flui-do, r è la densità del fluido e C è la costante. Questaequazione mostra che il contenuto di energia di un flus-so in movimento è costante. Così, nel processo di hydrojet-ting, una volta che la velocità del fluido è diminuita acausa dell’impatto con la formazione, la diminuzione divelocità causa l’aumento della pressione locale. Se que-sta pressione è abbastanza alta, può causare la frattura-zione della formazione. Il processo consiste nell’inie-zione sia attraverso il tubing che attraverso l’annulus(intercapedine anulare), con la pressione nel tubing man-tenuta a un livello molto più alto della pressione nel-l’annulus. L’iniezione anulare permette il mantenimen-to di un flusso sufficiente a realizzare gli obiettivi dellastimolazione. Questo è anche il condotto per l’iniezio-ne del proppant (materiale solido in sospensione nel flui-do di fratturazione). In una delle applicazioni sul campodi questa tecnica, gli autori citano la formazione di settefratture indipendenti in ogni pozzo laterale ottenuta iniet-tando sequenze di acido gelificato al 28% e malte con-tenenti 2-4 lb/gal (circa 0,2-0,4 kg/l) di sabbia Ottawa di40/70 mesh. Ulteriori applicazioni sul campo mostre-ranno se questa tecnica è capace o meno di fornire risul-tati di stimolazione soddisfacenti. Bisogna comunquesottolineare che l’applicazione della tecnica è limitata aicasi in cui il giunto ha una resistenza sufficiente a sop-portare la pressione anulare durante il trattamento.

Stimolazione acida attraverso i regolatori di flussodi fondo foro

Nell’esecuzione dei trattamenti di stimolazione acidaattraverso i regolatori di flusso di fondo foro, la sfida piùardua sta nell’ottenere le alte velocità di iniezione richie-ste per una efficace stimolazione della formazione. Altredifficoltà da affrontare includono la possibile reazionetra l’acido iniettato e l’equipaggiamento di completa-mento di fondo pozzo (che può essere superata con l’usodi leghe acido-resistenti) e l’impossibilità di usare ottu-ratori a sfere (ball sealers) per deviare il fluido in diffe-renti parti della formazione. L’assenza di proppant rendepossibile mettere in atto il trattamento attraverso duse difondo foro. Inoltre, la presenza di duse di fondo pozzopermette l’iniezione selettiva all’interno di rami diffe-renti. Una perforazione a entrata limitata aiuta la devia-zione del fluido dentro parti diverse del pozzo.

Un esempio di tali trattamenti è quello eseguito nelcampo Marchar nel Mare del Nord centrale (Bellarbyet al., 2003). La formazione è gesso fratturato natural-mente. La velocità massima di iniezione era di 50 bpm.La tecnica di immissione limitata consisteva nell’intro-durre 36 cariche in ognuna delle zone più basse e 45 inognuna delle zone più alte. L’acido iniettato era inibitoper assicurare protezione all’equipaggiamento di com-pletamento. Le misure di pressione del fluido durante iltrattamento hanno confermato che l’iniezione raggiun-geva zone differenti. Secondo quanto riportato, il tratta-mento è stato di grande successo.

Controllo della sabbiaÈ questo forse l’aspetto più critico delle operazioni

di completamento di un pozzo di tipo innovativo e unadelle ragioni per cui l’uso della tecnologia non si è dif-fuso come ci si aspettava. La preoccupazione è che laproduzione di sabbia possa erodere o tappare le duse erendere inutilizzabili i regolatori di flusso a fondo foro.In presenza di tali timori, in questi completamenti ven-gono di solito presi alcuni provvedimenti preliminari.Essi includono:• l’installazione di vagli per sabbia in foro scoperto in

ogni laterale prima che sia installato l’equipaggia-mento principale di completamento. Se la tecnicausuale consiste nell’uso di filtri a sabbia calibrata,questa operazione viene eseguita prima dell’instal-lazione dell’equipaggiamento di fondo pozzo;

• l’installazione di un fermasabbia nell’equipaggia-mento di fondo pozzo come accorgimento precau-zionale supplementare.Una delle nuove tecnologie in questa applicazione è

l’uso di vagli per sabbia espandibili.Ci sono alcune evidenze secondo le quali parte della

produzione di sabbia è causata dall’estrazione di acqua.Se è così, l’installazione dei regolatori di flusso di fondopozzo aiuterà di fatto a ritardare la produzione di sab-bia.

Fasi preliminari per la preparazione delle architetture di estrazione innovative

Una applicazione di successo dei completamenti intel-ligenti di fondo foro richiede una stretta attenzione allediverse caratteristiche del giacimento e dei sistemi diproduzione. Di seguito sono elencati alcuni tra gli aspet-ti da considerare.

Conoscenza del giacimento. Più informazioni si hannosul giacimento, maggiori sono le probabilità di selezio-nare e installare il sistema corretto per la gestione del-l’estrazione.

Stabilità e resistenza della formazione al giunto. Laprogettazione del giunto è una parte molto importantedell’architettura del pozzo. Essa implica l’esame di diver-si punti:



• resistenza della formazione al giunto. La cosa miglio-re è che il giunto sia posizionato in una formazionecon sufficiente solidità per resistere alle severe atti-vità di perforazione e di pozzo che avranno luogo nelraccordo. In molte delle applicazioni, il giunto è nellasezione orizzontale del pozzo principale e spessonella zona di estrazione stessa. Ciò riduce il requisi-to di isolamento idraulico del giunto, mentre la sta-bilità meccanica del raccordo è comunque moltoimportante, poiché la rottura della formazione in que-sto punto può causare la rottura dell’equipaggiamentodi completamento e ridurre drasticamente i vantag-gi del completamento intelligente;

• requisiti di resistenza del giunto. Sulla base delle con-dizioni di flusso del fluido (e in alcuni casi, delle nor-mative emanate dai governi locali), bisogna stabili-re i requisiti di stabilità idraulica e meccanica delgiunto. Ciò definirà, a sua volta, il tipo e la com-plessità del giunto stesso (come già discusso);

• isolamento idraulico. Nelle applicazioni in cui il pozzoincontra diversi intervalli di produzione con diffe-renti pressioni e a differenti fasi di produzione, l’i-solamento idraulico del giunto diventa una parte cri-tica del progetto del pozzo.Posizione del giunto. Quello della posizione del giun-

to è principalmente un problema di perforazione. La posi-zione deve essere scelta in modo che il pozzo possa pene-trare nelle parti desiderate del giacimento, con una cur-vatura sufficiente da permettere il movimento al suointerno delle attrezzature di completamento.

Requisiti per il completamento dei singoli laterali.Questi requisiti riguardano varie questioni; per esempio,se il laterale sarà completato a foro scoperto, con un linerperforato o finestrato, oppure cementato e rivestito. Leconsiderazioni a questo punto includono la stabilità dellaformazione e la necessità di rientrare nella derivazionein un momento successivo.

Spaziatura, orientazione e lunghezza delle deriva-zioni. Questi parametri dipendono da diverse condizio-ni. Se tutte le diramazioni sono all’interno della stessaformazione produttiva, si deve considerare lo stato diesaurimento nelle diverse parti del giacimento, e prova-re a evitare o ritardare l’interferenza di estrazione daidiversi intervalli. A questo scopo la simulazione del gia-cimento è uno strumento potente. Se la produzione pro-viene da formazioni differenti con pressioni diverse, biso-gna considerare di progettare l’architettura in modo chequeste zone si esauriscano quanto più possibile insieme.

Produzione di sabbia. Se la produzione di sabbia èconsiderata possibile, i trattamenti e i dispositivi di con-trollo della sabbia devono essere installati in ogni late-rale prima che l’equipaggiamento per il completamentosia installato nel pozzo principale.

Stimolazione del pozzo. Anche per la stimolazione delpozzo il momento migliore è prima dell’installazione

dell’equipaggiamento del pozzo principale. Tuttavia, senecessario, la stimolazione acida può essere eseguitasuccessivamente, purché l’attrezzatura sia resistenteall’acido.

Necessità di sistemi di estrazione artificiale. L’equi-paggiamento di fondo foro deve permettere l’inserimentodi sistemi di estrazione artificiale, se ce ne fosse biso-gno. Come già detto, uno dei vantaggi dei regolatori difondo pozzo sta infatti nella possibilità di estrazione sepa-rata dalla zona del gas e nell’uso di questo per estrarrel’olio dalle zone più basse.

Analisi nodale della corrente del flusso. Questa ana-lisi riguarda diverse questioni critiche, tra le quali:• la possibilità di flusso incrociato quando si estrae da

strati diversi, o da aree con gradi molto differenti diesaurimento;

• la pressione superficiale ottimale durante l’eroga-zione, per esaurimento uniforme delle varie dirama-zioni;

• le variazioni di pressione lungo il percorso del flus-so all’interno del pozzo principale.Misurazione e monitoraggio. È necessario misurare

la pressione, la portata e la temperatura a fondo foro,come pure avere cura di posizionare in modo ottimale isensori per la migliore utilizzazione dei dati raccolti.

Infrastruttura (inclusi personale e software). È richie-sta per la migliore utilizzazione dell’attrezzatura di com-pletamento e della regolazione del flusso.

3.1.6 Ottimizzazione del flusso

L’anello più debole nella completa utilizzazione dei rego-latori di flusso intelligenti di fondo pozzo è rappresen-tato dai sistemi e dai processi per l’ottimizzazione delflusso. Chiudere semplicemente la valvola di una deri-vazione a basso rendimento non rende giustizia alle enor-mi potenzialità che questi sistemi offrono e ai vantaggiche possono portare. La riduzione della portata di unfluido non desiderato genera soltanto un guadagno abreve termine, ma non risolve la questione molto più cri-tica di un recupero più spinto dal giacimento.

L’obiettivo principale nell’ottimizzazione del flussoè cosa ottimizzare e come. Malgrado gli sforzi riportatida molti gruppi differenti, la questione è ancora larga-mente irrisolta e in questo momento pochissimi consi-gli sono a disposizione degli utenti del sistema. Il pro-blema è così critico perché esso sta al cuore della valueproposition (l’insieme degli obiettivi e delle strategie chesi intende perseguire). Qual è il vantaggio finanziario (intermini di dollari e centesimi) della regolazione di flus-so di fondo foro? In quali condizioni (costi e condizio-ni di esercizio) si può giustificare l’uso del sistema? Men-tre non ci sono dubbi di sorta circa il valore del siste-ma per i giacimenti molto produttivi, riguardo alla sua



praticabilità per campi a moderata o bassa produttività,che numericamente costituiscono la maggioranza deipozzi produttivi al mondo, è necessario porsi domandedi questo genere. Lo sviluppo e l’applicazione del siste-ma in questi campi sono la chiave per la sua rapida matu-razione e per l’estensione delle sue capacità a ricoprireun maggior numero di condizioni operative.

La complessità dell’ottimizzazione del flusso è ilrisultato di un grande numero di variabili che influen-zano il valore economico del fluido prodotto, e dei fat-tori che influenzano questo valore. Per esempio, se laproduzione totale in una certa località è limitata dallacapacità delle strutture di produzione, allora l’ottimiz-zazione può consistere semplicemente nel modificare lacomposizione del flusso, piuttosto che nell’aumentarel’estrazione totale. Tuttavia, non appena c’è un aumen-to nella capacità delle strutture di produzione nello stes-so campo (cosa che inevitabilmente accadrà per per-mettere il raggiungimento della capacità di produzioneidrocarburica del giacimento), i parametri di ottimizza-zione dovranno cambiare in risposta al nuovo assetto deiparametri di produzione. A vita inoltrata dello stesso gia-cimento, il processo di ottimizzazione può aver bisognodi accentuare l’efficienza dell’iniezione d’acqua inveceche del flusso giornaliero olio/gas. Tuttavia, la possibi-lità di iniettare acqua è limitata dal suo stesso assetto distrutture e dall’abilità di gestire l’acqua prodotta/iniet-tata. Regolamentazioni governative e detrazioni fiscalipossono divenire un altro fattore nel processo di otti-mizzazione. Tutto ciò è poi fortemente influenzato dalprezzo dell’olio e del gas, dagli accordi contrattuali tragoverni e compagnie nazionali e internazionali, ecc.

Un altro parametro critico nel processo di ottimiz-zazione è il grande volume di dati che viene raccolto daisensori di fondo pozzo. Anche a ritmi di campionamen-to molto moderati, grandi quantità di dati vengono col-lezionate dai sensori di superficie e fondo foro. Questidati sono influenzati non solo dall’esaurimento e dalmovimento del fluido nel giacimento, ma anche dallamanipolazione delle condizioni del flusso superficiale.La raccolta, la scelta e l’analisi di questi dati sono ope-razioni in sé difficili, compiute le quali, subentra la sfidadell’integrazione di questi dati nei simulatori per ripro-durre il passato e prevedere il futuro. Le simulazionidevono essere eseguite su basa periodica, e questo rap-presenta un altro lavoro di considerevole entità. L’outputdella simulazione diventa l’input del processo di otti-mizzazione.

La questione dell’ottimizzazione è ancora oggetto digrande dibattito. Sebbene tali sistemi esistano in altreindustrie, particolarmente in quelle chimiche, una dellegrandi sfide da affrontare per la loro applicazione all’ot-timizzazione del flusso sta nella natura eterogenea e sco-nosciuta del giacimento e del flusso di fluido al suo in-terno. Nei processi chimici, si ottimizza un insieme di

reazioni relativamente ben definite, progettate dall’uo-mo, accessibili e altamente controllate. Il flusso del flui-do nel giacimento, invece, è altamente complesso, impre-vedibile e, di fatto, non manipolabile.

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Ali DaneshyConsulente scientifico



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