6.2 Ottimizzazione dei processi di produzione - treccani.it · riduzione della caduta di pressione...

6.2.1 Introduzione

Le tecniche di ingegneria della produzione di idrocar-buri comprendono un insieme di attività connesse allacapacità di produzione o iniezione di un pozzo, defini-ta mediante l’indice di produttività, o di iniettività (cioèil volume di fluido prodotto, o iniettato, per unità ditempo e in funzione del salto di pressione in prossimitàdel pozzo). C’è quindi una differenza tra tale attività el’ingegneria dei giacimenti, che riguarda i giacimentiin generale e, in particolare, l’entità del recupero di

idrocarburi e la sua ottimizzazione in termini di tempoe di costi. Le tecniche di produzione riguardano spessopiù pozzi contemporaneamente e la movimentazione diolio e gas dalla testa pozzo fino ai punti di consegna(point-of-sales; figg. 1 e 2). Più importanti, e spesso pre-valenti, sono le motivazioni di carattere economico peraccelerare la produzione, incrementando la produzionedel pozzo o l’iniezione. Sono stati coniati e utilizzatiestensivamente termini quali production enhancement(miglioramento della produzione) e well stimulation (sti-molazione del pozzo). Di pari importanza, a volte, è la

6.2

Ottimizzazione dei processidi produzione

725VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO

gas

olioacqua

separatore

condottevalvoladi testapozzo

tubingdi produzione

perforazioni

flusso in giacimento

fig. 1. Impianto di produzionepetrolifera: sono evidenziatigli elementi che influenzanola produttività del pozzo.

riduzione della caduta di pressione (drawdown), cioèdella differenza tra la pressione di giacimento e la pres-sione a fondo pozzo in erogazione.

Si potrebbe pensare che il livello di produzione siatanto più elevato, quanto più bassa risulti la pressione afondo pozzo in erogazione; in realtà una tale situazionenon è sempre consigliabile. Vi sono infatti numerosi effet-ti sfavorevoli associati a una bassa pressione a fondopozzo in erogazione, come incrostazioni, deposizioni diparaffina e asfalteni, formazione di coni d’acqua o di gase produzione di sabbie. È fondamentale comprendere findall’inizio che la stimolazione del pozzo e il presuntoincremento dell’indice di produttività non si dovrebbe-ro automaticamente tradurre in un incremento della pro-duttività del pozzo, ma si dovrebbe invece associare l’au-mento dell’indice di produttivtà a un aumento della pro-duttività e/o a una diminuzione del drawdown, secondole necessità di ciascun pozzo. L’obiettivo dell’ottimiz-zazione della produzione consiste quindi nell’incre-mentare la produttività e nel migliorare il valore com-plessivo delle riserve nel breve termine, rispettando nelcontempo tutti i vincoli fisici ed economici.

Un approccio effettuato integrando l’incremento diproduttività con la gestione del giacimento armonizzal’ottimizzazione a breve termine della produzione congli obiettivi a lungo termine degli ingegneri di giaci-mento, allo scopo di razionalizzare in misura rilevantelo sviluppo del giacimento.

La gestione dei giacimenti consiste nell’assumere ledecisioni più efficaci che consentano a una compagniadi perseguire obiettivi specifici e nel realizzare tali deci-sioni. La capacità di assumere le decisioni migliori nellagestione di un giacimento dipende dalla capacità di pre-vedere gli effetti di tali decisioni e questo a sua voltadipende dalla capacità di modellizzare il comportamen-to previsto del giacimento. Gli obiettivi più comuni dellagestione di un giacimento sono: minimizzare i rischi,massimizzare la produzione di olio e gas, aumentare leriserve di olio e gas, massimizzare il fattore di recuperoe minimizzare gli investimenti di capitale, minimizzarei costi operativi e ottimizzare la redditività. Le tecnichedi gestione dei giacimenti hanno compiuto notevoli passiavanti negli ultimi anni e gradualmente va emergendouna metodologia in grado di facilitarne la realizzazione

726 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

FASE DI PRODUZIONE DEI GIACIMENTI

trattamento gas

gas compressogas

gas

olio

acqua

fluidiprodotti

acqua diiniezione

gas di iniezione

gas combustibile

gas combustibile

vapore

olio e gas

area di stoccaggio

marketing

pozziimpianti di vapore trattamento dell’acqua

e compressione

stazione di produzionecompressione

fig. 2. Sistema di produzione petrolifera: dai pozzi ai punti di consegna.

abituale. Si era soliti identificare la gestione dei giaci-menti con le tecniche di produzione, mentre in seguitotale gestione è stata assimilata alla simulazione numeri-ca dei giacimenti. Infine si è in realtà compreso che sitratta di un processo iterativo, del quale la simulazionenumerica dei giacimenti e le tecniche di produzione sonosoltanto due componenti.

Fondamenti dei sistemi di produzione degli idrocarburi

La fig. 1 illustra le diverse componenti di un siste-ma di produzione degli idrocarburi. Si tratta di una inte-razione integrata e piuttosto complessa tra iniezione difluidi nel giacimento e produzione attraverso le perfo-razioni e la colonna di produzione (tubing), la duse, lecondotte e i separatori di superficie.

PortataIn regime di flusso stazionario monofase, la porta-

ta q di olio del pozzo (che viene espressa in STB/D,Stock Tank Barrel/Day) è data dall’equazione [1], nellaquale si ipotizzano condizioni al di sotto della satura-zione (gas in soluzione), pressione costante pe del gia-cimento con un raggio di drenaggio fissato re e inoltreviene presa in considerazione la caduta di pressione inprossimità del pozzo dovuta al danneggiamento dellaformazione (fondamentalmente si tratta di una perditadi permeabilità dovuta ai danni provocati dalla perfora-zione e dal completamento del pozzo), chiamata effet-to skin (skin effect)

kh(pe�pwf)[1] q�111111123232re141,2 Bm�ln�1��s�rw

in cui k (md) è la permeabilità assoluta di formazione,h (ft) l’intervallo in produzione, pwf (psi) la pressione dierogazione a fondo pozzo, s il fattore di skin, rw (ft) ilraggio del pozzo, B (RB/STB) il fattore di volume del-l’olio. Nell’ipotesi che la pressione del giacimento e quel-la in prossimità del pozzo rimangano al di sopra del puntodi bolla, si devono sviluppare le espressioni per la por-tata di olio qo e di acqua qw, per tener conto della ridu-zione della permeabilità relativa dovuta all’effetto dellasaturazione di ciascuna fase, ottenendo così le seguentiformule:

kkroh(pe�pwf)o[2] qo �11111111223re141,2 Bo mo �ln�1��s�rw

kkrwh(pe�pwf)w[3] qw�11111111223re141,2 Bw mw�ln�1��s�rw

in cui krw e kro sono rispettivamente la permeabilità rela-tiva all’acqua e all’olio nel sistema bifase acqua/olio nel

giacimento. Maggiore è la saturazione dell’acqua in pros-simità del pozzo, minore risulta la portata di olio.

Effetto skin (o fattore skin)Questo fattore tiene conto dell’ulteriore caduta di

pressione per vincere la resistenza al flusso della zona apermeabilità ridotta (causata dall’invasione da parte delfango di perforazione), dell’effetto di una penetrazioneparziale o dell’effetto dell’angolo di penetrazione dellastruttura del pozzo. La fig. 3 mostra il raggio rs della zonacaratterizzata dall’effetto skin rispetto al raggio di dre-naggio. È possibile mettere in relazione il fattore di skins al danneggiamento della permeabilità k, al danneggia-mento di penetrazione ks e al raggio del pozzo rw, median-te l’espressione s�(k�ks�1)�ln(rs/rw).

Indice di produttivitàL’indice di produttività J* (BOPD/psi) al di sopra

della pressione del punto di bolla pb, se non si ha pro-duzione d’acqua, è il rapporto tra la portata del flusso diolio qb e il drawdown:

qb 7,08kh kro[4] J*�111�111�11�; per pwf�pbpe�pwf (pD�s) moBo

Al di sopra della pressione del punto di bolla, conl’acqua e il gas non mobili, la saturazione in olio rima-ne costante, il che comporta un valore costante dell’in-dice di produttività J*. Se nel pozzo sono presenti altrefasi, kro si riduce e quindi si riduce anche l’indice di pro-duttività. In assenza di supporti artificiali (iniezione d’ac-qua o iniezione di gas), però, la pressione del giacimento


OTTIMIZZAZIONE DEI PROCESSI DI PRODUZIONE

h

k

pwf

perw

rs

re

fig. 3. Grandezze rilevanti che caratterizzano il pozzo: per una data distanza re, rw è il raggiodel pozzo, rs il raggio di skin, pe la pressionedel giacimento, pwf la pressione di erogazione a fondo pozzo, k la permeabilità effettiva dello strato di spessore h.

diminuisce rapidamente, poiché la sola energia internaviene fornita dall’espansione della roccia e dell’acquainterstiziale, che è molto piccola.

Caratteristiche di produzione (inflow performance)Una formula del tipo dell’equazione [1] viene anche

denominata Inflow Performance Relationship (IPR) e ilcorrispondente grafico della portata in funzione dellapressione a fondo pozzo, che caratterizza il comporta-mento del pozzo, viene comunemente utilizzato nel-l’ambito dell’ingegneria del petrolio.

Produzione al di sotto della pressione del punto di bolla

Quando la pressione del giacimento scende al di sottodella pressione del punto di bolla, cominciano a formarsie a fondersi tra loro bolle di gas. Quando si raggiunge lasaturazione critica del gas, le bolle sono abbastanza gran-di da muoversi nel mezzo poroso a svantaggio dell’olioe dell’acqua.

Per descrivere il flusso a fondo pozzo al di sotto dellapressione del punto di bolla, Vogel, nel 1968, ha propo-sto una relazione empirica per qo. Tale relazione, nor-malizzata rispetto al potenziale assoluto di flusso, è anchenota come equazione di contropressione (backpressureequation):

qo pwf pwf[5] 1133�1�0,2�13��0,8�13�2

qo,max p� p�

in cui p� è la pressione media del giacimento.Per lo stesso sistema olio/gas, in cui la pressione del

giacimento sia al di sopra della pressione del punto dibolla ma la pressione a fondo pozzo possa esserne al disotto, il cosiddetto flusso di Vogel, qv, risulta legato all’in-dice di produttività al di sopra della pressione del puntodi bolla dalla relazione

qo,b J*�p��pb� pb pb[6] 1133�113133�1�0,2�1�2�0,8�1�2

qo,max qv p� p�

J*�p��pb�p�per pwf pb⇒ qv�11111121113��p��2�0,2�pbp��0,8�pb �2

J*�p��pb�p� pb�J*11111132�113�p��0,8pb ��p��pb � 1,8

La relazione finale di Vogel per la portata al di soprae al di sotto del punto di bolla è:

pwf pwf[7] qo�qb�qv�1�0,2�13��0,8�13�2�⇒ qo�t��p� p�

pb�J* pwf pwfJ*�p��pb��11 �1�0,2�13��0,8�13�2�1,8 pb pb

Un’espressione simile per l’equazione di back-pres-sure di Vogel è stata proposta da Fetkovich nel 1973:

qopwf[8] 1133��1��13�2�n

qo,max p�

Utilizzando l’informazione per due o più portate sta-bilizzate, si possono determinare le incognite qo,max e n.Nel caso n�1, l’equazione [8] diventa:

J*[9] qo�t��J*�p��pb��11 �pb

2�p2wf �2�pb

Non c’è molta differenza tra la IPR di Vogel e l’ap-prossimazione di Fetkovich (fig. 4). La relazione di Fetko-vich tuttavia risponde meglio ai dati sperimentali rispet-to a quella di Vogel; quest’ultima è però più utile per laprevisione delle prestazioni del pozzo, poiché non richie-de la conoscenza a priori di dati presi sul campo.

Il flusso nelle condutture e le caratteristiche di efflusso

Quando un fluido monofasico scorre in una condut-tura di diametro D, la caduta di pressione dp, su unadistanza dL, si può ricavare risolvendo l’equazione perl’energia meccanica:

dp udu g 2ff u2dL[10] 1�132�1dz�1212�dWs�0r gc gc gcD

in cui r è la densità del fluido, u la velocità macrosco-pica, ff il fattore d’attrito di Fanning, dWs è il lavoro sul-l’asse della pompa o della turbina (shaft work), g l’ac-celerazione di gravità su dz e gc il fattore di conversio-ne al Sistema tecnico anglosassone.

L’equazione [10] può essere integrata assumendo unadensità costante (fluido incomprimibile) e lavoro netto sul-l’asse nullo, dWs�0, per ottenere la seguente espressione:



J*=0,48 STB/D/psia

pb=3.000 psia

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

pres

sion

e in

ero

gazi

one

a fo

ndo

pozz

o (p

sia)

00 500

portata (STB/D)1.000 1.500

Vogel (1968)

Fetkovich (1973)

qb=675 STB/D

fig. 4. Caratteristica di produzione del pozzo in regime bifasico (tratto da Vogel, 1968 e Fetkovich, 1973).

g r 2ff u2dL[11] Dp�p1�p2�

1 rDz�12Du2�121gc 2gc gcD

Il secondo membro contiene l’energia potenziale, l’e-nergia cinetica e i contributi di attrito alla caduta totaledi pressione.

Ipotizzando un fluido newtoniano comprimibile, comeper esempio il flusso di gas nelle condutture, la cadutadi pressione si può calcolare dalla espressione:

ff �ZT13

qg�2

[12] p12�e�sp2�2,68510�3111333 �1�e�s�

sinq�D5

dove s è dato dalla relazione

�0,0375ggsinq�L[13] s�1111111

ZT323

e in cui p1 e p2 sono rispettivamente la pressione a montee a valle in psia; q è l’inclinazione della conduttura rispet-to alla verticale, gg è la densità del gas; Z

2

e T2

sono rispet-tivamente i valori medi del fattore di deviazione del gase della temperatura per i due punti di pressione; qg è laportata di gas in MSCF/D (Millions Standard CubicFeet/Day).

Tipicamente, durante il ciclo di vita produttiva di unpozzo il flusso è multifase. Però, anche se la pressionedinamica a fondo pozzo risulta superiore al punto di bolla,sarà necessaria una diminuzione ulteriore di pressioneper portare il fluido del giacimento in superficie. In quasitutti i casi, il gas si libererà e più fasi coesisteranno duran-te il cammino verticale. Il gas libero può favorire fino aun certo punto l’alleggerimento della colonna idrostati-ca di liquido. Per valori elevati del rapporto gas/olio, leperdite di carico possono di fatto ostacolare il flusso. Ingenerale, nel flusso multifase si ha un flusso simultaneodi olio, acqua e gas nei tubing sia verticali sia inclinati.In situazioni più complesse, la presenza di sabbia e dialtre sostanze solide (come paraffina, cere e asfalteni)può creare un ulteriore problema nel flusso verticale mul-tifase. In questi casi, per assicurare il flusso può esserenecessario adottare strategie avanzate, come il control-lo del drawdown, il mantenimento della pressione a testapozzo e a fondo pozzo al di sopra del valore di floccu-lazione o l’iniezione di sostanze chimiche.

Attraverso diverse correlazioni è possibile calcolarela caduta di pressione nel pozzo, in presenza di flusso bifa-se gas/liquido. Il punto di partenza di tutti i metodi usatiè la relazione [10] che esprime il bilancio di energia mec-canica. Poiché le proprietà del flusso (densità e velocità)possono subire fluttuazioni non trascurabili lungo la con-duttura, il calcolo del gradiente di pressione viene effet-tuato per piccoli tratti della conduttura o per incrementidi pressione. La caduta complessiva di pressione si ottie-ne allora mediante un calcolo di pressione trasversale, incui può essere necessario iterare su piccoli intervalli dilunghezze della conduttura o di pressione.

La correlazione di Hagedorn e Brown (1965) utiliz-za l’equazione di energia meccanica per calcolare il gra-diente di pressione dp su un tratto dz di conduttura:

um21

dp fm�2 D�2gc�

[14] 144223�r2

�1111111�r2

111

dz �7,4131010D5�r2 Dz

dove è r la densità media in situ, f è il coefficiente diattrito, m� è la portata totale (lbm/d), D è il diametro dellaconduttura (ft), um è la velocità della miscela (ft/s) e dp/dzè misurata in psi/ft.

La fig. 5 illustra il flusso verticale bifasico di 1.000STB/D di un greggio di densità 21° API, in un tubing da2 7/8'', con un rapporto gas/liquido (GLR, Gas/LiquidRatio) pari a 500 e 1.000 SCF/STB, un rapporto acqua/olio(WOR, Water/Oil Ratio) pari a 0 e 1, utilizzando la cor-relazione di Hagedorn e Brown modificata. Per una pro-duzione nulla di acqua (WOR�0) e GLR�500 SCF/STB,la pressione a fondo pozzo in erogazione necessaria perraggiungere una pressione a testa pozzo di 125 psia è di4.321 psia, mentre per un GLR�1.000 SCF/STB la pres-sione dinamica a fondo pozzo richiesta è soltanto 3.446psia. Analogamente, per una produzione d’acqua del 50%(WOR�1) e un GLR�500 SCF/STB, per raggiungereuna pressione a testa pozzo di 125 psia occorre una pres-sione a fondo pozzo in erogazione di 4.494 psia, mentreper un GLR�1.000 SCF/STB la pressione richiesta afondo pozzo si riduce a 3.787 psia. Come si vede dallafig. 5, a parità di GLR, quanto più elevata è la frazioned’acqua nella miscela acqua/olio, tanto maggiore è laperdita di pressione, e dunque maggiore la pressione afondo pozzo in erogazione necessaria a ottenere una pres-sione a testa pozzo di 125 psia.



0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

prof

ondi

tà (

ft)

pressione (psia)5.0004.0003.0002.0001.0000

1.000 STB/D @ 500 SCF/STB; WOR=11.000 STB/D @ 1.000 SCF/STB; WOR=11.000 STB/D @ 500 SCF/STB; WOR=01.000 STB/D @ 1.000 SCF/STB; WOR=0

fig. 5. Grafico della pressione in funzione della profondità per diversi GLR e WOR,adattato da Hagedorn e Brown, 1965; costruito utilizzando il software PPS, 2003.

Si è dunque cercato di estrapolare un principio percui tanto maggiore è il valore del GLR, tanto minoredovrebbe essere la perdita di pressione, ma questo nonè necessariamente vero. Si può dimostrare che perWOR�1 e GLR�2.000 SCF/STB la pressione a fondopozzo in erogazione scende a soli 3.566 psia, mentre perun GLR�5.000 SCF/STB il valore scende a 4.272; que-sto effetto si deve all’aumento delle perdite di carico acausa dello slittamento (gas slippage) e delle elevatevelocità del gas.

Producibilità del pozzoIn questo concetto si combinano il flusso dal reser-

voir, espresso dall’IPR del pozzo, con la curva caratte-ristica del tubing di produzione, che tiene conto di tuttele cadute di pressione associate alle varie apparecchia-ture del pozzo. Tale concetto combina le componenti delsistema produttivo dell’olio e può anche essere utilizza-to per la diagnosi del pozzo, per l’analisi e l’identifica-zione di malfunzionamenti o di parti difettose del siste-ma, ecc. Questo approccio è stato definito analisi delleprestazioni di un pozzo o anche, secondo una termino-logia ben nota, analisi nodale.

Un tipo di analisi del genere è utile non solo per iden-tificare una soluzione specifica per l’IPR e la caratteri-stica del tubing di un certo pozzo, ma anche per speri-mentare diverse opzioni modificando l’IPR, attraversola fratturazione idraulica, differenti densità degli spari(perforazione del casing), o anche l’utilizzo di pozzi oriz-zontali e complessi. La curva caratteristica del tubing

può tenere conto anche di altre caratteristiche e condi-zioni operative del pozzo, come il diametro del tubingstesso, la pressione a testa pozzo, le dusi (choke) e i meto-di di sollevamento artificiale. Un adeguato esame di tuttequeste opzioni può condurre a una ottimizzazione deicosti: si possono cioè valutare comparativamente le varia-zioni dei costi delle varie opzioni con le variazioni diprestazioni del pozzo.

Per calcolare la portata del pozzo e la pressione afondo pozzo in erogazione, si interseca l’IPR del pozzo(fig. 6) con la curva caratteristica del tubing (v. ancorafig. 5). Dato un valore della pressione del giacimento,si può avere un solo andamento dell’IPR; per una pres-sione a testa pozzo (THP, Tubing Head Pressure) di 125psia e per una data pressione (GLR e WOR) a fondopozzo in erogazione, la produttività del pozzo si ottie-ne dall’intersezione dell’IPR con la curva caratteristicadel tubing per una risalita verticale in un sistema bifa-se. Se consideriamo l’esempio della fig. 6, la pressioneiniziale del giacimento è di 11.000 psia; l’indice di pro-duttività al di sopra del punto di bolla è di circa 16STB/D/psia; non si ha produzione d’acqua, la THP è di125 psia e il GLR è 500 SCF/STB. Il tubing da 2 7/8''non ha sollevamento artificiale, né duse di limitazionein superficie. Dalla fig. 6 si ricava il punto che defini-sce una portata di pozzo di circa 12.500 STB/D, con unapressione a fondo pozzo in erogazione di 10.200 psia(punto 1). Se la percentuale d’acqua aumenta fino al50% (WOR�1), lo stesso pozzo produrrà circa 5.300STB/D con una pressione in erogazione di 10.800 psia(punto 2 in fig. 6). L’aumento della produzione d’acquaha un effetto negativo sulla prestazione del tubing. Nelparticolare esempio della fig. 6, per tale punto operati-vo, un incremento di gas libero nel pozzo, cioè un aumen-to del GLR da 500 a 1.000 SCF/STB, non migliora laproduttività del pozzo né per WOR�0 né per WOR�1(punti 3 e 4 nella fig. 6). La produttività del pozzo peg-giora infatti al crescere del GLR, per lo stesso valore diWOR. Questo si deve all’aumento delle perdite di cari-co per l’eccesso di gas nel tubing di piccole dimensio-ni. Per piccole portate, in effetti, cioè per portate infe-riori a 3.000 STB/D con WOR�0, o inferiori a 2.000STB/D con WOR�1, la produttività del pozzo puòmigliorare con un valore più alto di GLR.

In ogni caso, anche un ulteriore abbassamento dellapressione del giacimento influenzerebbe la produttivitàdel pozzo. Inoltre, l’energia del pozzo si può aumenta-re artificialmente, per esempio utilizzando pompe elet-triche sommerse mediante iniezione di gas (gas lift) .

Ottimizzazione della produzioneNella vita produttiva di un pozzo può succedere che

a un certo punto la portata non soddisfi più i vincoli dicarattere fisico ed economico, e che questo porti allachiusura del pozzo stesso. In questa fase, se un’analisi



IPR @ p= 7.000 psia

IPR @ p= 9.000 psia

IPR @ p= 11.000 psia

pwf (WOR=0, THP=125, GLR=500)

pwf (WOR=0, THP=125, GLR=1.000)

pwf (WOR=1, THP=125, GLR=500)

pwf (WOR=1, THP=125, GLR=1.000)

portata (STB/D)20.00016.00012.0008.0004.0000

4 2 3 110.000

6.000

8.000

4.000

2.000

0

pres

sion

e in

ero

gazi

one

a fo

ndo

pozz

o (p

sia) 12.000

fig. 6. Producibilità del pozzo derivata da una IPR in regime bifasico, per diversi valori di WOR e GLR.

preliminare suggerisce la possibilità di generare un ulte-riore valore economico, si possono intraprendere azionidi rimedio o lavori di manutenzione (workover). L’o-biettivo della ottimizzazione della produzione può esse-re un miglioramento della prestazione del giacimento, ola riduzione della portata (fig. 7). Il risultato potrebbecorrispondere a un incremento di produzione a fronte diuna diminuzione del drawdown.

Di solito, la produzione di sabbia, una elevata porta-ta d’acqua e una bassa portata di olio possono indicarela necessità di rivitalizzare l’ambiente a fondo pozzo.L’iniezione di cemento, la fratturazione e l’acidificazio-ne sono le più comuni procedure seguite. La stimola-zione del giacimento e/o l’intervento sul pozzo si ren-dono necessari per migliorare l’intercomunicazionepozzo-giacimento (aumentare la densità degli spari, ridur-re il danneggiamento, aumentare la lunghezza delle frat-ture) e/o per incrementare l’efficacia del sistema di sol-levamento (cambiare il diametro del tubing, cambiare ilsistema di sollevamento artificiale, rimuovere i colli dibottiglia).

Ci sono molte possibili soluzioni per ridurre i pro-blemi osservati in un sistema di produzione di idrocar-buri. Un ingegnere della produzione accorto opererà inmodo da ottimizzare il tempo impiegato in analisi e cal-coli e per decidere le azioni appropriate volte a mante-nere il sistema di produzione di idrocarburi in una con-dizione di ottimalità.

Per ottimizzare la produttività del giacimento è neces-sario comprendere la prestazione del giacimento stessoe i vincoli sul sollevamento e sugli impianti di superfi-cie. L’ottimizzazione della produzione abbraccia diver-se attività quali misurazioni, analisi, modellizzazione,definizione delle priorità e realizzazione di azioni permigliorare la produttività del giacimento. L’ottimizza-zione della produzione spesso comprende le seguentiattività: a) gestione del profilo di produzione del pozzo(coning), fingering, well conformance management, ecc.(v. cap. 4.3); b) rimozione del danneggiamento in pros-simità della zona produttiva per mezzo di acidificazio-ne o fratturazione; c) prevenzione della formazione didepositi solidi in prossimità del foro del pozzo e nelle

tubazioni; d) integrità del pozzo (prevenzione e rime-dio di una cattiva cementazione e/o di un collasso delcasing); e) ottimizzazione del sistema di sollevamentoartificiale; f ) efficienza del trasporto degli idrocarburi(olio e gas) e di altri fluidi; g) progettazione degli impian-ti di superficie e della capacità di trattamento dei flui-di; h) rimozione dei colli di bottiglia in superficie e otti-mizzazione continua della prestazione del giacimento.

Ottimizzazione continua (in tempo reale) di un giacimento di olio

Le opportunità per una ottimizzazione della produ-zione si possono presentare a diverse scale di tempi e adiversi livelli di decisione nella gerarchia aziendale.Alcune nuove tecnologie introdotte nei campi a olio apartire dagli anni Ottanta forniscono il quadro tecnolo-gico per realizzare, diversamente dal passato, l’otti-mizzazione del giacimento in modo continuo. L’otti-mizzazione continua del campo (CFO, Continuous FieldOptimization) richiede l’integrazione informatizzatadell’hardware del campo (sensori di fondo pozzo, com-pletamenti del pozzo controllati a distanza, attrezzatu-re di superficie) per consentire processi decisionali conritrasmissione (acquisizione ed elaborazione dei dati eattuazione).

Una delle maggiori preoccupazioni di un operatoredi giacimenti di olio o gas è la durata del tempo nel qualeil pozzo potrà restare in produzione senza necessità diinterventi. Intervenire su un pozzo è costoso e può vani-ficare gli obiettivi economici perseguiti. Talvolta puòessere più conveniente abbandonare il pozzo, perforar-ne uno nuovo o spostarsi su un’altra zona.

Quando compare l’acqua in un livello specifico delgiacimento, per evitare interventi che coinvolgano l’im-pianto di perforazione, sono stati proposti metodi di com-pletamento cosiddetti intelligenti (smart). Mediante unasemplice attuazione a distanza di valvole a fondo pozzo,un operatore può allungare la vita di un pozzo senza biso-gno di interventi che coinvolgano l’impianto di perfora-zione. All’avvento di queste tecnologie, però, si sonorivelati economicamente convenienti solo ambienti carat-terizzati da elevati costi di intervento. Sebbene vi siano



Pres

drawdownpiù basso

Pres

drawdownpiù alto

pres

sion

e in

er

ogaz

ione

al f

ondo

aumento diproduzione

restrizioniridotte

portata di liquido in BPD

andamento del flusso in giacimento

andamento del flusso

aumento diproduttività

portata di liquido in BPDpr

essi

one

in

erog

azio

ne a

l fon

do

in giacimento

andamento del flusso

in pozzo andamento del flusso

in pozzo

fig. 7. Ottimizzazionedella produzione per mezzo di un incremento della portata.

alcune soluzioni a basso costo disponibili sul mercato,sono in corso di sviluppo nuove tecnologie per abbassa-re ulteriormente i costi.

L’uso di completamenti attivati a distanza è da con-sigliarsi per consentire la raccolta dei dati effettuandoeccitazioni persistenti, regolare automaticamente il flus-so da zone particolari per ottimizzare la produttività delpozzo e, infine, chiudere un livello che crea particolariproblemi in quanto esaurito.

Pianificazione di un progetto di ottimizzazione Gli ingegneri di produzione effettuano un’analisi della

situazione produttiva attuale e passata, per determinarele necessità tecnologiche e per identificare i possibiliprofitti derivanti da ulteriori spese. I progetti di ottimiz-zazione della produzione coprono diverse aree o settoridi un’azienda, condizione che implica la necessità di uncoordinamento del progetto per assicurarne il comple-tamento e i vantaggi.

Un progetto di ottimizzazione può essere condizio-nato da uno o più dei seguenti fattori:• l’operazione (business case) deve adattarsi alle neces-

sità specifiche del problema e alle disponibilità tec-nologiche;

• l’operazione deve dimostrare chiaramente il valoreaggiunto;

• le attività potrebbero necessitare di miglioramenti dicui non sono state stabilite le priorità;

• il budget di spesa può essere limitato o non noto;• la scala dei tempi per l’esecuzione può essere limi-

tata o non nota;• la quantità e la qualità dei dati può essere limitata o

scarsa.Inoltre, è molto importante sottolineare che qualsia-

si progetto di ottimizzazione della produzione dovrebbeessere pianificato in modo tale da ottenere la riduzionedei costi, un aumento del valore attualizzato dei flussi dicassa (NPV, Net Present Value) oppure l’incremento dellaproduzione.

Le funzioni obiettivo potrebbero non collimare. Peresempio, se l’obiettivo è quello di ridurre i costi, ciòpotrebbe implicare una riduzione della produzione. Lariduzione della produzione, però, può anche incremen-tare il valore attualizzato dei flussi di cassa poiché alcu-ne produzioni potrebbero essere svantaggiose. Gli ope-ratori, gli ingegneri e i manager debbono quindi accor-darsi sulla funzione obiettivo del progetto ed evitarequalsiasi azione o istruzione che possa apparire logica,ma che è in contrasto con la reale funzione obiettivo del-l’ottimizzazione.

A volte è però difficile trovare delle buone opportu-nità di ottimizzazione, per diversi e validi motivi, tal-volta errati, quali:• i dati sono scarsi in qualità o quantità, o vengono

acquisiti troppo poco frequentemente. Viceversa, a

volte si afferma che ci sono troppi dati e non si dispo-ne di un sistema adeguato per gestirli;

• i software non sono integrati nel sistema come si vor-rebbe. Standard di dati condivisi o un solo sistemaintegrato sarebbero la soluzione ideale; d’altra partei modelli esistenti non descrivono adeguatamente lafisica del problema;

• il costo del progetto sarebbe alto;• l’organizzazione non riesce ad adeguarsi ai cambia-

menti di gestione, cosicché un sistema diviene rapi-damente obsoleto;

• manca una istruzione formale specifica nell’inge-gneria dell’ottimizzazione della produzione petroli-fera ed è scarso l’interscambio tra le discipline coin-volte;

• mancano le risorse (finanziarie e di tempo) per foca-lizzarsi sull’ottimizzazione della produzione.I progetti di ottimizzazione della produzione si rea-

lizzano secondo le seguenti fasi: a) analisi, interpreta-zione e raggruppamento dei dati di produzione; b) iden-tificazione delle opportunità e formulazione di una pos-sibile strategia; c) classificazione delle opportunità emersesulla base di un qualche criterio di prevedibile successo;d) definizione delle componenti progettuali necessarie aottimizzare la realizzazione; e) realizzazione, definizio-ne e monitoraggio dei risultati; f ) ritorno di informazio-ne sui risultati e monitoraggio continuo delle prestazio-ni al fine di identificare altre possibili strategie.

Identificazione di opzioni per l’ottimizzazione della produzione

I procedimenti per l’identificazione delle possibiliopzioni e opportunità sono orientati ad aiutare gli inge-gneri della produzione a interpretare e comprenderemeglio i dati disponibili e a intraprendere e realizzaredecisioni e azioni valide. Le tecniche tradizionali del-l’ingegneria della produzione (litologia dei pozzi, logdi produzione, interpretazione delle prove di produzio-ne, analisi nodale, bilancio volumetrico, simulazionedel giacimento, ecc.), insieme con nuove tecniche diinformatica applicata ai campi petroliferi (integrazio-ne dei dati, rilevazione a fondo pozzo e controllo adistanza) e con tecniche numeriche (ottimizzazione,mappatura lineare e non lineare, tecniche di clusteranalysis, che corrisponde all’utilizzazione di gruppi dicurve esprimenti proprietà fisiche), si adeguano alletecniche di individuazione e progettazione per l’otti-mizzazione della produzione.

Di seguito sono elencati alcuni approcci per identi-ficare possibili opzioni per l’ottimizzazione della pro-duzione.

Riconoscimento della necessità di stimolazione inun’area intorno al pozzo. Si possono utilizzare le tecni-che tradizionali di ingegneria della produzione petroli-fera per determinare l’impatto economico generato da



un progetto di una stimolazione ottimale. In questo casole opportunità vanno classificate, pianificandone la rea-lizzazione secondo un piano d’azione.

Approccio di soluzione integrata. L’approccio inte-grato di ottimizzazione della produzione (fig. 8) è costi-tuito da una serie di processi per identificare, valutare,classificare e realizzare le varie opportunità. L’integra-zione tiene conto del fatto che gli obiettivi di ottimizza-zione della produzione a breve termine sono in accordocon gli obiettivi a lungo termine per il giacimento.

Tecniche avanzate di ottimizzazione della produzio-ne. Modelli avanzati di ottimizzazione vengono elabo-rati per prevedere il comportamento del pozzo sulla basedi una serie di incertezze definite dal modello del giaci-mento e gli scenari relativi al pozzo e allo sfruttamentodel giacimento. Si può quindi formulare un problema diottimizzazione per trovare la miglior combinazione diopzioni che fornisca il valore ottimale al minimo costo.

Strumenti automatici per la selezione delle opzioni.L’utilizzo di tecniche di apprendimento non supervisio-nato, quali le reti neuronali (mappe autorganizzate e fun-zioni di base radiali) e di statistica avanzata (minimi qua-drati parziali e analisi in componenti principali) consen-te l’estrazione di informazioni chiave per l’identificazione

della migliore opzione per l’ottimizzazione della pro-duzione. A partire dagli anni Novanta il numero di tec-niche basate sull’intelligenza artificiale è aumentato con-siderevolmente.

Valutazione economica. È della massima importan-za comprendere l’impatto economico di ogni opzione (ilcosto di realizzazione rispetto ai maggiori profitti). Èconsigliabile costruire un grafico del valore aggiunto infunzione dei costi, o del valore aggiunto in funzione dellosforzo richiesto, ecc. La selezione delle opzioni può inol-tre richiedere altre analisi di impatto sul giacimento pervalutare gli effetti a lungo termine.

Queste tecniche non costituiscono di per sé una solu-zione né, prese da sole, funzionano; al contrario sonoefficaci se usate in modo congiunto. Per esempio, perqualsiasi proposta di incremento della produzione, è pos-sibile che in seguito a una ubicazione ottimale dal puntodi vista geologico del pozzo si adotti una soluzione inte-grata per valutare il drenaggio, seguita da un’analisi eco-nomica.

La tab. 1 illustra diversi problemi associati ai siste-mi di produzione degli idrocarburi, la loro espressionenei dati e le molte soluzioni possibili per superare taliproblemi.



1- studio integrato di giacimento

2- studio dei pozzi e analisi nodale

mappe dellecaratteristiche dellerocce e dei fluidi

4- soluzione integrale dello studio economicodel portfolio rispetto al piano

di sfruttamento del giacimento

5- esecuzione del piano operativo

6- monitoraggio e revisione progetto

gestione delprogetto

controlloacqua

fratturazione

controllogas

controllosabbia

stimolazionecon acido

riperforazione

controllosolidi

sollev.artific.

retesuperfic.

costo digestione

piano operativoraccomandazioni

analisidei rischi

analisieconomica

piano operativo rivistoraccomandazioni

identificazionepreliminare

delle opportunità

mantenimentodella pressione

eprogetto diconformità

aprire n-zonestimolazione

riperforazionefrac e pack

polimeri, gel,emulsioni, silicati,

particelle, pozzi orizz.,cambiamento di zone,

cementazionesotto pressione

cambiam.di

linee,collo di

bottiglia,ottimizzaz.

cambiam.di

metodo,ottimizzaz.

ecombinaz.

rimozionedi

solidi,cambiam.

ditubing

file dipozzo

test diripristino

completamentodel pozzo

produzioneiniezione

revisionedelle riserve

log diproduzione

log dipozzo

condizioni ottimali perpozzo e completamento

piano preliminaredi selezione

del candidato

studiodi affidabilità e

automazioneoperativa

graficidi produzione

analisi dellecapacità

di superficie

sezioni curve dideclino eriserve

3- analisi dell’area di drenaggio e di pozzo

scelta della soluzione integrale per ottimizzare la produttività

prestazionedel

giacimento

areadi drenaggio ecompletamento

iniezione/produzionecontrollo

acqua e gas

prestazionedel

tubing

sollevamentoartificiale

rete diraccolta insuperficie

A B

obiettivi portfolioacquisizione

datiottimizzazione

progetto

fig. 8. Approccio integrato di ottimizzazione della produzione.

6.2.2 Interventi per eliminare la produzione indesiderata di acqua e/o di gas

Nel caso di pozzi che producono grandi quantità di acquao di gas nell’olio sono disponibili diverse opzioni perridurre i costi di sollevamento e di gestione dell’acqua.Tra queste annoveriamo i sistemi di esclusione (shut-off )dell’acqua mediante trattamento con polimeri gelifica-ti, la riduzione dei costi di sollevamento, la riduzione deicosti dei consumi elettrici e le tecniche di separazione.Non per tutti i pozzi è necessario utilizzare queste tec-niche, ma, in alcune circostanze, ne possono derivarevantaggi economici importanti.

Analisi di conformità verticale per la venuta di acqua e gas

Problemi complessi di conformità verticale dell’in-tervallo produttivo possono ricondurre a una o più delleseguenti situazioni: fratture nel giacimento, naturali oindotte da iniezione; variazioni di permeabilità vertica-le significative; completamenti a foro scoperto.

Esclusione dell’acqua mediante gel di polimeri La maggior parte degli interventi a base di polimeri,

allo scopo di controllare la produzione d’acqua in un pozzoin produzione, viene effettuata in formazioni carbonati-che o dolomitiche fratturate, associate a una spinta natu-rale d’acqua. I gel di polimeri si ottengono mescolandopolimeri secchi in acqua e attraverso un processo di lega-me tridimensionale (crosslinking) con uno ione metalli-co (di solito triacetato di cromo o citrato di alluminio). La

gelificazione è controllabile, su scale di tempo che vannoda poche ore a settimane. Tempi lunghi di gelificazioneconsentono la collocazione di maggiori volumi a profon-dità maggiori. Diversi fornitori di servizi mettono a dispo-sizione sistemi basati su vari tipi di polimeri.

La risposta in termini di pressione durante l’inter-vento è l’indicazione più importante sulla possibilità disuccesso di un progetto di controllo dell’acqua. Un aumen-to di pressione lento e costante durante il pompaggioindicherà all’operatore che la formazione si sta riem-piendo di polimero nella zona problematica, oppure chela temperatura del giacimento sta favorendo il polimeroa legarsi creando un aumento di viscosità. La risposta intermini di pressione è funzione del volume di polimero,della portata di iniezione e della forza del gel. Alteran-do uno o più di questi fattori si può migliorare il suc-cesso dell’intervento, se non si rileva resistenza nel reser-voir mentre si pompa la sostanza gelificante. L’aumen-to del volume di gel è il primo passo consigliato, se ilgrafico di Hall indica solo un piccolo incremento di pres-sione verso la fine dell’operazione. Il vantaggio di pom-pare un maggior volume sta nel fatto che una maggiorepenetrazione può migliorare la durevolezza e l’efficaciadel trattamento. Lo svantaggio risiede in un aumento deicosti, a causa dei tempi di pompaggio più lunghi e dellesostanze chimiche aggiuntive.

Di solito la portata di iniezione viene aumentata all’i-nizio del trattamento, per determinare la facilità con laquale la formazione può accettare un fluido viscoso.Ricerche recenti e l’esperienza sul campo hanno dimo-strato che maggiori portate di pompaggio possono miglio-rare l’efficacia del trattamento in rocce carbonatiche



tab. 1. Problemi generali in un sistema di produzione petrolifero, manifestazione e relative azioni correttive

Problemi generali in un sistema di produzione petrolifero

Bassa produttività dei pozzi o del campo petrolifero Declino accelerato della produzioneCosti operativi e di manutenzione crescenti Produzione nulla del pozzo, o elevate perdite di produzione

Manifestazioni varie ed evidenze dei dati

La produzione, passata e presente, è inferiore all’obiettivo fissato Aumento di liquido nelle tubazioni e nelle apparecchiatureLa percentuale d’acqua è alta o in aumento Risalita di liquido nel pozzo in aumentoIl GOR è alto o in aumento Profili di distribuzione di temperatura anomaliLa pressione a testa pozzo è bassa o in diminuzione Permeabilità all’olio bassa o in diminuzioneLa pressione a fondo pozzo è elevata o in aumento Velocità di subsidenza del campo elevata o in aumentoIl danneggiamento in prossimità del pozzo (effetto skin) Perdite e ritardi nella produzione elevati e in aumento

è elevato o in aumentoLa caduta di pressione nel tubing è elevata o in aumento Lunghi e crescenti periodi di fermata delle attrezzatureIl flusso frazionario non è uniforme nelle diverse zone Periodi di efficienza delle attrezzature sempre più breviLa richiesta di interventi correttivi di manutenzione è elevata Incidenti ambientali e problemi di sicurezza numerosi e in crescita

o in aumentoLa caduta di pressione nelle condotte di superficie è in aumento Esito negativo della diagrafia della cementazione

e dei log di produzioneSi ha un flusso intermittente Indicazioni di presenza d’acqua dai profili di resistivitàIl carico sull’astina di pompaggio o la corrente nel motore Vibrazioni anomale delle pompe o dei compressori;

sono anomali pressione anomala dell’olio lubrificanteLa produzione di sabbia è elevata o in aumento Indicazioni di presenza d’acqua o di gas dalla risposta acustica

caratterizzate da permeabilità e porosità secondarie. L’au-mento della portata di pompaggio riduce anche il tempodi permanenza sul campo della società di servizio, il chesi traduce in una diminuzione di costi per l’operatore.

Il terzo metodo per ottenere una risposta in termi-ni di pressione consiste nell’aumento della forza delgel o della sua viscosità. Il metodo si applica nella fase

centrale del trattamento, quando il grafico di Hall nonmostra alcun aumento della pendenza, o dopo che diver-si trattamenti ne suggeriscono l’utilizzo. L’aumentodella forza del gel si può ottenere accelerando il lega-me, aumentando la quantità di polimero nella sostanzagelificante, o utilizzando una poliacrilammide con unpeso molecolare maggiore.



segue tab. 1

Problemi o cause individuati Possibili azioni correttive consigliate

Bassa pressione del giacimento Ridurre i vincoli sulla pressione di superficieRivedere/modificare il tubing e/o il completamentoRealizzare/rivedere il progetto di recupero secondarioRealizzare/rivedere il sistema di sollevamento artificiale

e la capacità del compressoreRealizzare/rivedere i separatori d’acqua a fondo pozzo

Collasso e instabilità (in prossimità) del pozzo Cambiare la strategia di drawdown (ridurre il flusso)Realizzare e riempire fratturazioni in prossimità del pozzoRealizzare pozzi orizzontali e multilateraliInstallare filtri di sabbia (gravel packs)Rivedere la direzione preferenziale di stress per la perforazione

Invasione di acqua o gas Realizzare iniezioni di batteri o gel per controllare le zone problematiche

Realizzare una stimolazione mediante acidificazioni in prossimità del pozzo

Iniettare cemento a pressione per chiudere zoneRiperforare e cambiare la posizione della valvolaControllo mediante duse a livello di pozzo o di singola zona

(ottimizzazione del flusso totale)Realizzare/rivedere il progetto di recupero secondario/terziarioRealizzare e riempire fratturazioni in prossimità del pozzo

Flusso trasversale Controllo mediante duse a livello di pozzo o di singola zona (ottimizzazione del flusso totale)

Riperforare e cambiare la posizione della valvolaCambiare la strategia di drawdown (ridurre il flusso)

Precipitati solidi Rilassare i vincoli sulla pressione di superficieCambiare il tubing e/o il completamentoRealizzare/rivedere il sistema di sollevamento artificialeEffettuare una iniezione chimica nel pozzo dalla testa del tubingCambiare strategia di drawdown (ridurre il flusso)Realizzare e riempire fratturazioni in prossimità del pozzoRealizzare pozzi orizzontali e multilaterali

Malfunzionamenti alle tubazioni e alle valvole in superficie Riparare o cambiare le tubazioni e le valvole difettoseInstallare filtri e attrezzature per il monitoraggioCambiare o rivedere le regole e i vincoli di progettazione

delle tubazioni

Danni al casing, al cemento, al tubing, alle astine e ai motori Iniettare cemento a pressione per chiudere le zoneEffettuare riparazioni del casing, del tubing, delle astine

e dei motoriCambiare o rivedere le regole e i vincoli di progettazione

del casing, del tubing, delle aste e dei motori

Colli di bottiglia in superficie Ridurre i vincoli sulla pressione di superficieRealizzare/rivedere l’ottimizzazione periodica di superficie

in regime stazionarioRealizzare/rivedere i metodi avanzati di identificazione

e il controllo di processoRealizzare/rivedere i sistemi di sollevamento artificiale

e la capacità dei compressoriRealizzare/rivedere le operazioni e le manutenzioni incentrate

sull’affidabilitàCambiare/rivedere le regole di progettazione delle attrezzature

di superficie

Selezione del pozzoI migliori candidati sono i pozzi chiusi, oppure i pozzi

in produzione che hanno raggiunto una portata intorno allimite economico. Tali pozzi traggono grande beneficio,se il trattamento ha successo, e d’altra parte i rischi sonopiccoli in caso di fallimento, a eccezione dei costi del trat-tamento stesso. Tra gli altri criteri di selezione citiamo larimanenza di una quantità significativa di olio mobile ingiacimento, un valore elevato del rapporto acqua/olio, unlivello elevato di produzione di fluido, una produttivitàiniziale elevata, il fatto che il pozzo sia associato a unaspinta attiva d’acqua, la disposizione strutturale e un ele-vato contrasto di permeabilità tra roccia saturata a olio ead acqua (cioè giacimenti caratterizzati da vacuoli e frat-ture). I trattamenti sono stati condotti con successo sia inpozzi con completamento in foro tubato sia con comple-tamento in foro scoperto.

Dimensionamento del trattamentoAl momento esistono solo metodi empirici per il

dimensionamento del trattamento. Una precedente espe-rienza in una formazione specifica è di grande utilità. Inmolti casi, comunque, trattamenti caratterizzati da gran-di volumi sembrano fare diminuire la produzione d’ac-qua per periodi di tempo più lunghi e permettere di recu-perare una maggiore quantità di olio. Alcune regole empi-riche indicano che il volume minimo di polimero devecorrispondere al doppio della portata giornaliera di pro-duzione del pozzo, oppure che la maggiore capacità pro-duttiva giornaliera a fronte di drawdown massimo (cioèquello che il pozzo sarebbe in grado di produrre se fossesvuotato) debba corrispondere al volume di trattamen-to. Nei pozzi a minore livello di fluido, la portata gior-naliera di produzione viene usata a volte come volumeminimo di polimero.

Preparazione prima del pompaggioÈ necessario che il pozzo sia pulito e nel caso acidifi-

cato (tipicamente si pompano 350-500 galloni di solu-zione con il 15% di acido). Si deve stabilire una pressio-ne massima di trattamento; nel caso, si effettua un test aportata variabile per determinare la pressione di frattura-zione. Si deve poi scegliere un’adeguata risorsa d’acquada mescolare per il trattamento. Bisogna verificare la com-patibilità dell’acqua per la formazione dei gel desiderati.Si deve anche selezionare un battericida compatibile conil polimero per la miscela con l’acqua (5-10 galloni per500 barili di acqua miscelata). Si devono infine installa-re tubing e packer al di sopra della zona da trattare.

Effettuazione del trattamento Si devono adottare stadi successivi di concentrazio-

ne crescente di polimero. Bisogna iniettare il gel a unaportata confrontabile con quella normale di produzione.La pressione dell’iniezione deve rimanere al di sotto della

pressione di fratturazione del reservoir. Il mutare dellecondizioni durante il trattamento può giustificare cam-biamenti di progetto durante il pompaggio. Il fluido ditrattamento nel tubing deve essere poi spiazzato con olioo acqua. In alcuni casi, una risposta rapida in termini dipressione all’inizio del trattamento è indice del suo pos-sibile fallimento.

Esclusione dell’acqua mediante iniezione di cemento

Quando una zona in produzione è stata completa-mente (o quasi) invasa dall’acqua, una tecnica consigliataconsiste nell’iniettare malta di cemento attraverso leperforazioni, per escludere l’erogazione dal livelletto cheproduce acqua. In alternativa, si possono intraprenderedelle operazioni di cementazione per tappare un oriz-zonte produttivo, cosicché esso viene abbandonato acausa di una eccessiva produzione d’acqua o di gas.

6.2.3 Stimolazione del giacimento:acidificazione della matrice e fratturazione idraulica

L’obiettivo comune delle tecniche di stimolazione deipozzi mediante acidificazione o fratturazione idraulicaconsiste nel ridurre la caduta di pressione intorno al pozzoe nell’incrementare la portata.

Acidificazione della matriceLo scopo della acidificazione della matrice consiste

nel disciogliere la roccia e rimuovere i fanghi di perfora-zione e le argille, creando nuove vie di flusso e aumen-tando la permeabilità in prossimità del pozzo. L’acidoviene utilizzato per rimuovere il danneggiamento dalleformazioni carbonatiche e arenacee e per stimolare la pro-duzione e l’iniettabilità nei carbonati; è usato sia per lamatrice sia per il trattamento delle fratture nei carbonati.Le matrici candidate per l’acidificazione hanno una per-meabilità maggiore di 10 md nei pozzi a olio e di 1 mdnei pozzi a gas. Le matrici candidate per le fratturazioniacide hanno permeabilità inferiori a 10 md nei pozzi aolio e di 1 md nei pozzi a gas. L’acidificazione della matri-ce viene effettuata al di sotto del valore di portata e pres-sione di fratturazione della formazione e la soluzione acidapassa attraverso i pori esistenti e le fratture naturali. L’a-cidificazione di un mezzo fratturato viene effettuata al disopra del valore di portata e pressione di fratturazionedella formazione e la roccia si incrina e si frattura.

Gli interventi di acidificazione della matrice sonoadottati di solito per aumentare l’iniettabilità nei pozzidi smaltimento e in quelli di iniezione. Se l’acidifica-zione in questo tipo di pozzi si rende necessaria rego-larmente per mantenere la portata di iniezione, si deveesaminare la qualità dell’acqua.



Le rocce carbonatiche, formate principalmente dacalcare (CaCO3) e dolomia (CaMg(CO3)2), si disciol-gono rapidamente in HCl e creano prodotti di reazionequali cloruro di calcio (CaCl2), cloruro di magnesio(MgCl2), biossido di carbonio (CO2) e acqua (H2O), chesi presentano nelle proporzioni determinate dalle seguen-ti reazioni bilanciate:calcare ⇒ CaCO3�2HCl → CaCl2�CO2�H2Odolomia ⇒ CaMg(CO3)2�4HCl → CaCl2�MgCl2�CO2�H2O

Nei carbonati, la velocità di discioglimento è limitataprincipalmente dalla velocità con la quale l’acido si distri-buisce sulla superficie della roccia. Questo provoca la rapi-da formazione di canali di forma irregolare, chiamatiwormhole (a forma di verme). L’acidificazione fa aumen-tare la produzione creando delle deviazioni intorno al dan-neggiamento, invece di rimuoverlo direttamente.

L’acidificazione della matrice nei silicati è diversarispetto a quella dei carbonati. L’arenaria, formata prin-cipalmente da biossido di silicio (SiO2), reagisce con l’a-cido fluoridrico (HF) e produce tetrafluoruro di silicio(SiF4). Come reazione secondaria, il tetrafluoruro di sili-cio reagisce con altro acido fluoridrico (HF) e produceesafluoruro di silicio (SiF6

2�). L’acido cloridrico non rea-gisce con i silicati. Le reazioni di SiO2 e HF avvengonosecondo le seguenti equazioni bilanciate:

4HF�SiO2 → SiF4�2H2O

SiF4�2F� → SiF62�

Per confronto, la velocità di reazione tra HF e are-naria è più lenta rispetto a quella con HCl. L’acidifica-zione dei fanghi mira a sbloccare le vie esistenti per laproduzione piuttosto che a creare vie nuove, rimuoven-do il danneggiamento al pozzo e i minerali che riem-piono lo spazio poroso. L’HF reagisce principalmentecon i minerali associati all’arenaria, piuttosto che con ilquarzo. Le reazioni acide causate dai minerali associati(argille, feldspati e miche) possono produrre dei preci-pitati in grado di provocare un’occlusione. Buona partedello scopo dell’acidificazione dell’arenaria consiste nel-l’evitare questa possibilità. Un miglioramento conside-revole della percentuale di successo dell’acidificazionedella matrice arenacea si è ottenuto attraverso il moni-toraggio, in tempo reale sul campo, dell’evoluzione del-l’effetto skin in seguito alla rimozione del danneggia-mento. Mediante questo monitoraggio si stima se i flui-di sono adeguati per composizione e volume e si valutanole modifiche richieste nel trattamento, o utili per miglio-ramenti nei successivi trattamenti.

Un’altra sfida che si deve affrontare per quanto riguar-da la litologia è come indirizzare il flusso acido. La misce-la acida, quando viene pompata, scorre di preferenzanella formazione lungo il percorso a maggiore permea-bilità. L’acido apre questi passaggi ancora di più ed è

quasi sicuro che le zone meno permeabili, e più dan-neggiate, non ricevano un trattamento adeguato. È dun-que necessario elaborare una strategia per deviare il flui-do verso le formazioni o le perforazioni danneggiate.

Vi sono molte tecniche per indirizzare il flusso acido.È possibile indirizzare il fluido esclusivamente verso unazona a bassa permeabilità utilizzando aste flessibili (coiltubing), dotate di packer meccanico. Il convogliamentodei fluidi di trattamento si può anche ottenere iniettan-do la miscela acida alla massima portata al di sotto dellapressione di fratturazione. Tale portata massima di inie-zione mantiene una differenza di pressione nell’area inprossimità del pozzo. In alternativa, si può bloccare ilflusso in corrispondenza di singole perforazioni.

Nei carbonati si possono usare degli agenti di inta-samento, come particelle di acido benzoico o sale, percreare dei pannelli all’interno dei wormhole, spingendol’acido a prendere un’altra via. Nelle arenarie, agentimicroscopici come le resine solubili in olio possono crea-re un pannello sulla superficie dei grani di sabbia. Gliagenti chimici di convogliamento, come i gel viscosi ele schiume prodotte con l’azoto, vengono utilizzati perbloccare le vie ad alta permeabilità.

I requisiti che qualsiasi agente deviatore deve soddi-sfare sono molto rigorosi: deve possedere una solubilitàlimitata nel fluido che lo trasporta, in modo da raggiun-gere il fondo pozzo intatto; non deve reagire con i flui-di della formazione, ma solo deviare l’acido; infine, deveessere eliminato in fretta, in modo da non ostacolare laproduzione successiva. Gli impermeabilizzanti a sferacadono nel foro del pozzo nello spazio vuoto sotto glispari (rat hole) appena l’iniezione si ferma, oppure, sesono del tipo galleggiante, vengono catturati da ‘pesca-tori’di sfere (catcher) di superficie. Le particelle di acidobenzoico si disciolgono negli idrocarburi. Le resine solu-bili in olio vengono espulse o disciolte durante la pro-duzione di idrocarburi. I gel e le schiume si decompon-gono con il tempo.

Fratturazione idraulicaLa fratturazione idraulica si utilizza per creare una

via di flusso ad alta permeabilità in rocce compatte,aumentando così l’area del flusso al pozzo. Questa tec-nica si usa anche in rocce molto permeabili per evitarela produzione di sabbia (sand control), prevenire la per-dita di liquido o controllare il flusso turbolento, ridu-cendo la caduta di pressione in prossimità del pozzo.L’innesco di una fratturazione idraulica in un pozzo con-siste nel cedimento o nella rottura della roccia circostan-te, provocata dalla iniezione di un fluido (Economideset al., 1994, 1998; Economides e Nolte, 2000; Dusterhofte Chapman, 1994; Fan ed Economides, 1995; Mukherjee,1999). La propagazione della frattura dal pozzo al reser-voir progredisce man mano che il fluido viene inietta-to a portate elevate. La pressione necessaria a creare la



frattura è spesso significativamente maggiore di quellanecessaria alla propagazione. In genere, durante l’inie-zione, si aggiunge al fluido di fratturazione del materia-le di sostegno per mantenere aperta la frattura; in que-sto modo si crea una via di conduzione del flusso dalreservoir al pozzo.

In passato, la fratturazione idraulica è stata usata quasiesclusivamente per stimolare la produzione o l’iniezio-ne in pozzi caratterizzati da reservoir a bassa permeabi-lità (Economides et al., 1994, 1998; Mukherjee, 1999;Economides e Nolte, 2000). Questa fratturazione idrau-lica produce sempre una via ad alta conduttività, quindiper i giacimenti a bassa permeabilità si è sempre mira-to a generare una lunga frattura che consentisse una pene-trazione notevole nel giacimento. L’obiettivo viene rea-lizzato da una fratturazione senza restrizioni. Nei giaci-menti ad alta permeabilità, però, l’aumento di conduttivitàottenibile in circostanze normali da un intervento di frat-turazione sarebbe molto piccolo e si avrebbe una frattu-razione a bassa conduttività. La bassa conduttività impli-cherebbe anche una notevole caduta di pressione lungola frattura in fase di produzione e questo significhereb-be un inutile eccesso di trattamento, visto che buona partedella lunghezza della frattura non contribuirebbe effi-cacemente alla produzione del pozzo.

È possibile che parte delle logiche descritte risultinodi difficile comprensione. Bisogna sottolineare che laconduttività è la misura del contrasto tra la facilità concui il fluido scorre nella frattura creata e la situazionecontraria, cioè di assenza di frattura. Nelle formazioni abassa permeabilità anche un cattivo trattamento può pro-durre una frattura ad alta conduttività; sono necessariefratture strette e lunghe. Spesso, anche specialisti igno-rano questa nozione. Non è molto problematico pompa-re una gran quantità di materiale di sostegno e mante-nere una frattura in una formazione a bassa permeabi-lità. Pompare concentrazioni molto piccole di materialedi sostegno per lunghi periodi è spesso giustificato.

Al contrario, nei giacimenti ad alta permeabilità, laconduttività della frattura è della massima importanza,mentre la lunghezza della frattura è di secondaria impor-tanza. Questo requisito fisico nella fratturazione dei reser-voir ad alta permeabilità è stato molto agevolato dal-l’avvento della tecnica TSO (Tip-Screen-Out; Smith etal., 1987), che consiste nell’arresto della crescita late-rale della frattura, che viene successivamente espansa.Il risultato è una frattura relativamente corta e larga, dota-ta di conduttività nettamente maggiore rispetto a quellaottenibile con una fratturazione senza vincoli. Inoltre,una lunghezza modesta della frattura limita la disper-sione dei fluidi nella formazione (che è invece forte neigiacimenti ad alta permeabilità) e contribuisce quindi alsuccesso dell’intervento. Negli ultimi anni, perciò, i reser-voir ad alta permeabilità sono stati inclusi tra i buonicandidati per la fratturazione idraulica.

Scopo della fratturazione in formazioni ad alta permeabilità

Lo scopo generale è di stimolare la produzione o lavelocità di iniezione di un pozzo. Al di là della motiva-zione ovvia, vi sono diversi altri obiettivi per la frattu-razione di una formazione ad alta permeabilità, elenca-ti di seguito.

Aggirare il danneggiamento della formazione. Unafrattura che penetra oltre la zona danneggiata in prossi-mità del pozzo, di fatto aggira e cancella gli effetti di talezona. Tali effetti, se non fossero contrastati, determine-rebbero un danno alla produttività e senz’altro un mag-giore drawdown non voluto. Spesso, la stimolazione dellamatrice volta a rimuovere il danneggiamento in prossi-mità del pozzo risulta solo parzialmente efficace, o deltutto non efficace.

Riduzione del drawdown in prossimità del pozzo inproduzione. Il drawdown, che è uguale alla pressione delgiacimento meno la pressione a fondo pozzo in eroga-zione, è la sola spinta che determina il flusso dal giaci-mento al pozzo. L’aumento del drawdown può influen-zare la stabilità della formazione; l’instabilità della for-mazione può far sì che parti fini e sabbia migrino versola regione del pozzo. Una frattura corta e ampia può supe-rare questo problema, riducendo le perdite di pressionee la velocità della sabbia del reservoir in prossimità delpozzo.

Miglioramento della comunicazione tra reservoir epozzo. Nelle sequenze sottili di sabbia e argilla, lo stra-to laminare sottile di sabbia può non comunicare in modoefficace con il pozzo, finché non venga prodotta una frat-tura in grado di fornire un collegamento continuo, ver-ticale, con le perforazioni (spari).

Riduzione dell’effetto di un flusso non-Darcy nellamaggior parte dei giacimenti a gas secco e/o a gas con-densato. In generale, per permeabilità del reservoir infe-riori a 5 md, il fatto che il flusso non segua la legge diDarcy non comporta grandi conseguenze. Nei reservoira permeabilità maggiori, la deviazione dalla legge diDarcy diviene sempre più importante, fino a ridurre signi-ficativamente la produzione del pozzo. Una frattura idrau-lica genera un aumento di conduttività: è possibile allo-ra ridurre le velocità di flusso dal giacimento a tal puntoda eliminare, o ridurre drasticamente, gli effetti delledeviazioni dalla legge di Darcy (Settari et al., 1998).

Selezione dei pozzi candidati per la fratturazione nelleformazioni ad alta permeabilità. Per determinare qualepozzo sia adatto a una fratturazione in formazioni ad altapermeabilità e, ancor più importante, il dimensionamen-to e il tipo di intervento di fratturazione, i possibili can-didati vengono classificati in due categorie principali, aseconda delle aspettative che si nutrono per il pozzo. Peraspettative di incremento della produzione sono adatti:• formazioni per le quali l’acidificazione della matri-

ce non è possibile, a causa della composizione



mineralogica o perché la penetrazione del danneggia-mento è troppo profonda o troppo forte per poter esse-re eliminata mediante una stimolazione della matrice;

• zone con molti livelletti mineralizzati, in sequenzedi sabbia e argilla, in cui gli strati laminari non pos-sono comunicare con il pozzo a meno che la comu-nicazione non sia resa possibile da una frattura;

• pozzi a gas in reservoir ad alta permeabilità in cui laproduzione viene ostacolata da un flusso che nonsegue la legge di Darcy. Una frattura può ridurre note-volmente gli effetti relativi alle deviazioni dalla leggedi Darcy. Secondo Settari et al. (1998), per qualsia-si valore di permeabilità, all’aumentare della pres-sione del giacimento la frattura diventa sempre menoefficace nel ridurre la turbolenza nel giacimento e sirende necessaria una frattura più lunga.Per aspettative di problemi legati al drawdown in pros-

simità del pozzo sono adatti:• formazioni poco consolidate, in cui la fratturazione

può sostituire l’applicazione di filtri a sabbia cali-brata (gravel pack) ma senza il loro intasamento, chesi presenta quasi sempre quando l’effetto skin è for-temente positivo. Il meccanismo principale che è afavore della fratturazione delle formazioni ad altapermeabilità rispetto al gravel pack (nelle formazio-ni poco consolidate) consiste nella riduzione del flus-so del fluido alla portata desiderata, a causa del sostan-ziale aumento dell’area di contatto con il reservoir.L’aumento d’area previene la perdita di compattez-za della sabbia e la sua migrazione verso il pozzo.Tutti i pozzi candidati per il gravel pack, particolar-mente quelli per i quali i filtri potrebbero far ridur-re la permeabilità in prossimità del pozzo, risultanoin genere i migliori candidati per la fratturazione diformazioni ad alta permeabilità;

• pozzi con valori bassi della pressione a fondo pozzo,in cui la formazione non può assicurare il drawdownrichiesto per una produzione soddisfacente con flus-so radiale.

Procedure per l’identificazione dei candidati, per la fratturazione in formazioni ad alta permeabilità

È importante determinare, e confermare, che le pre-stazioni del pozzo sono inferiori al dovuto. La sola por-tata di produzione del pozzo, che può risultare infe-riore alle aspettative, può non significare di per sé cheil pozzo sia un buon candidato per la stimolazione. Talenozione implica che l’ingegnere della produzione deveavere una conoscenza approfondita del pozzo, dellageologia, della pressione del giacimento e del suo statodi esaurimento, del drenaggio effettivo e, naturalmen-te, del fattore più importante: la permeabilità del gia-cimento.

La mancata conoscenza della permeabilità del gia-cimento e dell’effetto skin associato può inoltre portare

a commettere errori sostanziali, non solo nella selezio-ne dell’intervento appropriato di stimolazione (cioè sti-molazione della matrice e tipo di stimolazione o frattu-razione idraulica). Come dimostreremo nel seguito, ilvalore della permeabilità del giacimento è cruciale peril dimensionamento della frattura idraulica. Non bastasemplicemente decidere che è opportuno adottare que-sto tipo di intervento; specialmente nei giacimenti ad altapermeabilità è altamente raccomandabile effettuare untest di risalita di pressione (pressure buildup), per deli-neare i fattori di controllo della produzione (permeabi-lità contro effetto skin).

Un alto valore di effetto skin prima dell’interventonon implica poi necessariamente che si tratti di un dan-neggiamento, men che meno di un danneggiameno eli-minabile con acido. Vi sono altri fattori che possono pro-vocare un effetto skin grande, come il comportamento difase e la turbolenza. Quest’ultima è particolarmente impor-tante nei pozzi a gas, o bifasici, ad alta permeabilità. Aifini del progetto e della successiva fase di valutazionedell’intervento di stimolazione è importante che l’anali-si delle prestazioni del pozzo e l’identificazione dei fat-tori di ostacolo alla produzione siano molto accurate.

Bisogna quindi comprendere bene il chimismo dellerocce e dei fluidi del giacimento, in particolare per quan-to riguarda gli spiacevoli effetti collaterali che possonoderivare dalla stimolazione della matrice. In passato, lafratturazione era possibile solo in formazioni a bassa per-meabilità e non c’era scelta: in presenza di permeabilitàinferiori a 1 md si effettuava la fratturazione; con valorialti di permeabilità si effettuava la stimolazione dellamatrice; se erano presenti effetti collaterali indesiderati,l’ingegnere aveva una sola possibilità: effettuare l’inter-vento e pagarne il prezzo, o non intervenire affatto. Oggiche si può effettuare la fratturazione in formazioni ad altepermeabilità, aggirare il danno è un’alternativa moltovalida in reservoir con qualsiasi valore di permeabilità.Sono dunque possibili scelte razionali e ben motivate.

Infine, non c’è dubbio che i giacimenti con produ-zione di sabbia sono particolarmente adatti alla frattu-razione (formazioni poco consolidate) ad alta permea-bilità. Da questo punto di vista il verdetto è univoco. Inquasi tutti i casi, è di gran lunga più probabile che i pozziche producono sabbia beneficino della fratturazione piut-tosto che di qualsiasi altro metodo per eliminare la sab-bia, per esempio il gravel packing.

Problemi fondamentali della fratturazione in formazioni ad alta permeabilità

Considerata continua, la fratturazione in formazio-ni ad alta permeabilità non differisce da quella in for-mazioni a bassa permeabilità. Il valore ottimale rag-giungibile della conduttività di frattura adimensionalerisulta 1,6 per qualunque volume di materiale di soste-gno, in un reservoir ipotizzato infinito (Prats, 1961). La



conduttività adimensionale di frattura, introdotta da Cinco-Ley et al. (1978), è data da:

kfw[15] CfD�11kxf

in cui CfD è la conduttività adimensionale di frattura,kf (mD) è la permeabilità del materiale di sostegno, w(ft) è la larghezza media della frattura, k (mD) è la per-meabilità della formazione e xf (ft) la semilunghezzadella frattura. La conduttività della frattura e la sua lun-ghezza vengono usate in combinazione per la stima del-l’effetto skin sf , che funziona come procedura di ‘con-tabilizzazione’ degli effetti di stimolazione di una frat-tura idraulica. Insieme al termine adimensionale dipressione che descrive il comportamento del giacimen-to, questo effetto skin per flussi radiali e pseudoradialisi comporta allo stesso modo di ogni altro effetto skin.

Nella fratturazione in formazioni ad alta permeabi-lità si richiede una conduttività di frattura molto più ele-vata, rispetto a quella che si otterrebbe da una propaga-zione di frattura senza restrizioni; la lunghezza della frat-tura è di secondaria importanza. Queste fratture ad altaconduttività si possono ottenere mediante una maggio-re larghezza della frattura (rispetto a una larghezza moltominore accettabile per la fratturazione a bassa permea-bilità), una elevata permeabilità del materiale di soste-gno e fratture corte (in confronto con le fratture lunghenecessarie nei reservoir a bassa permeabilità). La neces-sità di concentrazioni elevate di materiale di sostegnonella frattura determina a volte l’utilizzo di concentra-zioni elevate nell’impasto del materiale stesso. La frat-turazione in reservoir ad alta permeabilità richiede quin-di una maggiore pianificazione, una migliore compren-sione della reologia del materiale di sostegno e del fluidoe un’attenta collocazione del materiale di sostegno rispet-to ai reservoir a bassa permeabilità.

Per massimizzare la concentrazione di materiale disostegno all’interno della frattura e per ottenere una mag-giore conduttività, si utilizza la tecnica TSO. In un TSOla propagazione laterale della frattura viene arrestata(dovrebbe essere ottenuto uno screen out completo) dopodi che, continuando a pompare, l’ampiezza della frattu-ra tende ad allargarsi dando luogo a una frattura cortama altamente conduttiva. Per realizzare correttamenteun TSO, si dovrebbero raccogliere dati accurati sulla pres-sione e il tempo di chiusura della frattura e sulle pro-prietà dei fluidi, attraverso test di pretrattamento, ovve-ro di ‘minifratturazione’ (minifrac).

L’esecuzione di un intervento di fratturazione in unreservoir ad alta permeabilità viene seriamente osta-colata dal traboccamento del fluido. I fluidi di frattu-razione che formano pannelli di filtrato (come i poli-meri a legame tridimensionale) vengono utilizzati perridurre l’invasione di polimeri all’interno del reservoir,in direzione ortogonale a quella di propagazione della

frattura. Altrimenti, se l’invasione non viene controlla-ta, il reservoir potrebbe subire gravi danni riguardo allapermeabilità.

Cinco-Ley et al. (1978) e Cinco-Ley e Samaniego(1981) hanno offerto una spiegazione dei fattori cheinfluenzano il comportamento delle fratturazioni di con-duttività finita e hanno identificato le tipologie di dan-neggiamento che ne ostacolano un comportamento otti-male.

Riduzione della permeabilità del materiale di soste-gno. Questo tipo di danneggiamento riguarda il mate-riale di sostegno all’interno della frattura ed è un rifles-so della frantumazione del materiale di sostegno stessoe specialmente della presenza di polimeri intatti nei flui-di di fratturazione. Tali fenomeni hanno un effetto par-ticolarmente negativo sulla conduttività della frattura edè opportuno eliminarli o ridurli al minimo. Il problemalegato alla frantumazione del materiale di sostegno sipuò ridimensionare considerevolmente selezionando imateriali di sostegno di resistenza opportuna. Nella frat-turazione dei reservoir ad alta permeabilità non bisognaassolutamente risparmiare sulla qualità del materiale disostegno. Infatti, considerando i piccoli volumi richiestiper la fratturazione dei reservoir ad alta permeabilità,orientarsi verso materiali di sostegno di massima qua-lità e resistenza risulta giustificabile. I potenziali bene-fici sono tali che qualsiasi risparmio sul materiale disostegno potrebbe essere oscurato da riduzioni ancheminime della permeabilità del materiale stesso. Per ridur-re al minimo i problemi legati ai polimeri negli ultimianni si sono effettuate ricerche approfondite sulla tec-nologia breaker (in cui si utilizzano agenti chimici perrompere la struttura dei polimeri tridimensionali). Si èanche lavorato sull’uso di agenti chimici opportuni e suimetodi per distribuirli.

Danno prodotto da un ‘effetto duse’(choke damage).Si intende con questo termine il danno interno alla frat-tura, in prossimità del pozzo. Questo tipo di danno, chesi può anche descrivere come un effetto skin, deriva dallamigrazione di detriti fini durante la produzione e dal loroaccumulo in prossimità del pozzo (all’interno della frat-tura), oppure da uno spiazzamento eccessivo alla finedell’intervento (il che rappresenta, se accade, un errorefatale), o ancora da perforazioni inadatte collegate allafrattura. Si può calcolare il valore di skin conseguente aldanno prodotto dall’effetto duse, ipotizzando un flussostazionario nella zona danneggiata (Cinco-Ley e Sama-niego, 1981):

pxsk[16] sfs�113

bfskfs

in cui xs, bfs e kfs sono rispettivamente la lunghezza, lalarghezza (ft) e la permeabilità (mD) della frattura dan-neggiata. La fig. 9 illustra schematicamente il dannodovuto all’effetto duse.



Danno alla superficie della frattura. Questo generedi danno, provocato solitamente da una perdita del flui-do di fratturazione, provoca una compromissione dellapermeabilità all’esterno della frattura, ortogonalmentealla superficie della frattura stessa. Gli stessi Cinco-Leye Samaniego (1981) forniscono uno strumento per tenerconto di questo tipo di danno in virtù di un effetto skindefinito da:

pbs k[17] sfs�

133 �1�1�2xf ks

in cui bs (ft) è la penetrazione del danno perpendicolar-mente alla superficie della frattura e ks (mD) è la per-meabilità danneggiata all’interno di questa zona. Lafig. 10 illustra questo tipo di danno.

Effetti combinati. Mathur et al. (1995) hanno propo-sto un metodo per spiegare un danno composito che sipossa quantificare mediante un’espressione di effettoskin. Il fattore di skin complessivo, sd, si può rappresen-tare mediante l’espressione:

p b2kR (b1�b2)kR b1[18] sd�1�111111�1111112 1�2 b1k3��xf�b1�k2 b1k1��xf�b1�kR xf

La fig. 11 è uno schema dei danni composti di cui sitiene conto in sd.

L’effetto skin quantificato nell’equazione [18] si puòsommare direttamente all’effetto skin equivalente di frat-tura stimato sf (Cinco-Ley et al., 1978), determinandol’effetto complessivo come:

[19] st�sd�sf

in cui è possibile determinare sf dalla fig. 12.È relativamente semplice rendersi conto che per una

frattura lunga (� 100 ft) il danno sulla superficie dellafrattura non ha molta influenza sulle prestazioni del pozzo.Questo non vale per fratture più corte, con penetrazionesignificativa del danno e bassa conduttività della frattu-ra. Per una frattura corta, come quelle prodotte nei reser-voir ad alta permeabilità, sarebbe necessario considerareil deterioramento dovuto al danno alla superficie dellafrattura, insieme all’elemento fondamentale costituitodalla elevata conduttività della fattura.

Hunt et al. (1994) hanno avanzato l’ipotesi che il dete-rioramento iniziale della produttività dovuto al danno sullasuperficie della frattura possa diminuire nel tempo se siadotta un trattamento opportunamente progettato. Aggoured Economides (1999) sono giunti alla conclusione che



bf kf kfs

xs xf

kzona di danneggiamento fratturapozzo

fig. 9. Frattura verticale con un danneggiamento ‘tipo duse’: xf è la semiampiezza della frattura, xs è l’estensione dell’effetto skin, kf e kfs sono le permeabilità del materiale disostegno, rispettivamente in presenza e in assenza dell’effetto skin, k è la permeabilità dello strato di spessore bf .

bsks

kf

xf

bf

zona didanneggiamento pozzo

frattura

fig. 10. Frattura verticale con danneggiamentosulla superficie della frattura.

frattura danneggiamentoradiale

danneggiamentodel piano di frattura

rsxf

fig. 11. Frattura verticale con danneggiamento misto.

3

2,5

2

1,5

1

0,50,1 1

s f �

ln(x

f /r w

)

10CfD

100 1.000

fig. 12. Relazione tra il fattore di skin sf , la semiampiezza della frattura xf , il raggio del pozzo rw e la conduttivitàadimensionale della frattura Cf D.

la penetrazione del danno perpendicolarmente alla super-ficie della frattura è più importante del grado di dan-neggiamento. Se la penetrazione del danno è ridotta alminimo, anche un danneggiamento del 99% della per-meabilità del reservoir dovrebbe dar luogo a un effettoskin negativo. Si tratta di una conclusione importante ese ne ricava l’indicazione che, anche se ci si attende unmiglioramento nel tempo delle prestazioni delle frattu-re ad alta permeabilità via via che la frattura si pulisce,una scelta e una progettazione appropriate del fluido difratturazione possono ridurre o perfino eliminare la dura-ta della fase iniziale di perdita di produzione. Aggour edEconomides (1999) hanno inoltre proposto l’uso di cari-chi elevati di polimeri nei fluidi di fratturazione a lega-me tridimensionale, per minimizzare la penetrazione deldanneggiamento. Per completare la progettazione delfluido di fratturazione, rimane la necessità fondamenta-le di usare buoni breakers e additivi per la formazionedi pannelli di filtrato. Questo tipo di fluidi di frattura-zione può minimizzarne le perdite iniziali e quelle di tra-boccamento. Nella fratturazione dei reservoir ad alta per-meabilità, quindi, mentre la prima preoccupazione dovreb-be essere la creazione di una frattura ad alta conduttività,lo stesso trattamento deve essere progettato in modo daprevenire il danno sulla superficie della frattura, checostituisce un evento potenzialmente molto negativo.

Cause di cattivo esito della fratturazione dei reservoir ad alta permeabilità

Tra le altre cause di un possibile cattivo esito dellafratturazione di reservoir ad alta permeabilità vi sono:a) la mancata realizzazione della geometria desiderata,cioè una crescita verticale incontrollata e un mancatocontenimento della crescita laterale da parte del TSO;b) perforazioni inappropriate che possono dar luogo afratture multiple e tortuose al posto delle fratture verti-cali desiderate; c) sviluppo asimmetrico delle fratture,più frequente nei giacimenti semiesauriti; d) coperturainadeguata delle fratture in reservoir multistrato, che pos-sono dar luogo a una interruzione della comunicazionetra la formazione e il pozzo. Inoltre, sta emergendo laconsapevolezza che la formazione di liquido condensa-to in giacimenti a gas condensato possa determinare unascarsa prestazione di un pozzo.

Giacimenti a gas condensatoNei giacimenti a gas condensato si ha spesso un feno-

meno che produce un effetto simile al danno di super-ficie della frattura nei reservoir ad alta permeabilità. Ilgradiente di pressione che si determina perpendicolar-mente alla frattura provoca la formazione di condensa-to liquido, creando un gradiente nel giacimento. Que-sto condensato liquido ha una influenza diretta sulla per-meabilità relativa al gas, che si riduce. Il fenomeno èlegato al comportamento di fase del fluido, cioè alla

pressione del punto di rugiada e alla penetrazione delcondensato liquido, che dipende dal drawdown impostoal pozzo. L’intero processo provoca un danno apparenteche influenza il comportamento di tutti i pozzi a gas con-densato in reservoir fratturati, indipendentemente dallaloro permeabilità, anche se gli effetti sarebbero partico-larmente negativi nei reservoir ad alta permeabilità, neiquali le fratture sono molto più corte e la penetrazionedel gradiente di pressione perpendicolarmente alla frat-tura molto maggiore.

La pressione e la portata di un reservoir a gas con-densato sono nettamente diverse da quelle di un giaci-mento bifasico. In un giacimento bifasico di olio e gas,l’inviluppo delle due fasi (v. cap. 4.2) descrive una regio-ne compresa tra la pressione di punto di bolla e la pres-sione a fondo pozzo in erogazione. Questo comporta-mento si ha alla sinistra del punto pseudocritico del dia-gramma di fase, cioè a temperature più basse. Partendodalla destra del punto pseudocritico, la linea dei valoridi pressione del punto di rugiada si piega fino a rag-giungere il punto di temperatura massima di coesisten-za delle fasi (cricondenterma). Tra il punto pseudocriti-co e il punto di cricondenterma, appena la pressione dimi-nuisce dal valore del punto di rugiada (a temperaturacostante), si forma del liquido. La quantità di liquidoaumenta al diminuire della pressione nel giacimento finoa un certo valore, raggiunto il quale una diminuzioneulteriore della pressione fa vaporizzare di nuovo il liqui-do. Tale regione viene chiamata zona di condensazioneretrograda e i giacimenti in cui si manifesta questo feno-meno vengono definiti giacimenti a gas condensato.

La portata di produzione di un giacimento a gas con-densato non dipende soltanto dal gradiente di pressione,ma è una funzione molto più complessa che dipendeanche dal valore della pressione a fondo pozzo in ero-gazione, in quanto questa determina la quantità e la distri-buzione dell’accumulo di condensato in prossimità delpozzo. Un modo semplice per prevenire la formazionedi condensato consiste nel mantenere la pressione a fondopozzo in erogazione al di sopra del punto di rugiada.Nella maggior parte dei casi, però, il gradiente di pres-sione che ne deriva può non essere sufficiente per unaportata di produzione economicamente interessante. Que-sta considerazione porta a una compensazione ottimiz-zata del drawdown rispetto al peggioramento della per-meabilità relativa oppure, meglio, alla fratturazione idrau-lica dei pozzi nei reservoir a gas condensato.

I reservoir a gas condensato in condizioni di flussoradiale si possono suddividere in tre regioni sulla basedel tipo di flusso (Settari et al., 1996). La prima regioneè la più lontana dal pozzo, dove la pressione è maggioredi quella del punto di rugiada; vi si trova solo gas, rego-lato da flusso radiale Darcy controllato dalla permeabi-lità effettiva al gas. La seconda regione è caratterizzatada una pressione appena al di sotto del punto di rugiada;



vi si forma del condensato, ma il livello di saturazionedel liquido è basso. Il flusso è ancora di tipo Darcy e ilfluido che si muove in questa regione è prevalentementegas; la comparsa di condensato provoca però una ridu-zione della permeabilità relativa al gas. La terza regionesi trova in prossimità del pozzo; si hanno la pressione piùbassa e la massima velocità di flusso. Man mano che ilfluido converge verso il pozzo, la sezione interessata dalflusso si riduce notevolmente e il flusso non è più di tipoDarcy. Al confine della prima e della seconda regione lapressione uguaglia quella del punto di rugiada. A partireda tale confine, verso l’interno (verso il foro del pozzo eincludendo la terza regione), la pellicola (o l’anello dicondensato) intorno alla frattura si comporta come l’ef-fetto skin causato dalla superficie della frattura.

Regioni bifasiche analoghe si presentano nel caso diun pozzo sottoposto a fratturazione idraulica, con la dif-ferenza che la distribuzione del condensato perpendi-colarmente alla frattura (la lunghezza di penetrazionedel danno può essere di decine di piedi per reservoir adalta permeabilità) può ridurre significativamente la quan-tità prodotta. Si rende quindi necessaria una ottimizza-zione a causa della necessità di regolare la geometriadella frattura.

Wang et al. (2000) hanno condotto uno studio sui fat-tori di peggioramento della produzione e hanno propo-sto un progetto apposito per la fratturazione idraulica direservoir a gas condensato. Lo studio ha dimostrato chela lunghezza richiesta della frattura è l’elemento chiaveda regolare per fronteggiare i problemi connessi alla com-parsa di condensato. Realizzare un atteso indice di pro-duttività a partire da uno schema di ottimizzazione cheignori gli effetti del condensato richiederebbe la crea-zione di fratture di lunghezza molto maggiore, quinditrattamenti più cospicui.

Effetti non-DarcyNei reservoir ad alta permeabilità, effetti di devia-

zione dalla legge di Darcy possono ridurre in modo signi-ficativo la portata di un pozzo. Un flusso di tipo non-Darcy ostacola la produzione di un pozzo in reservoir agas fratturati in almeno due modi: si può ridurre la per-meabilità apparente della formazione (Wattenburger eRamey, 1969), oppure il flusso non-Darcy può ridurre laconduttività della frattura (Guppy et al., 1982).

Completamento senza filtro e senza impianto di perforazione

Notevoli sforzi sono stati fatti per ridurre i costi e sem-plificare l’esecuzione del trattamento. Un elemento impor-tante è costituito dalla eliminazione, o semplificazione,dei gravel pack o di altri strumenti tuttora in uso nei com-pletamenti con fratturazioni dei reservoir ad alta per-meabilità. Kirby et al. (1995) riferiscono che diversi trat-tamenti di fratturazione in reservoir ad alta permeabilità,

senza filtri, sono stati portati a termine con discreto suc-cesso. Nell’esecuzione di questi trattamenti il filtro veni-va eliminato completamente e si usavano metodi di frat-turazione convenzionali, con una modifica: lo stadio fina-le dell’introduzione del materiale di sostegno era seguitodall’inserimento di sabbia rivestita di resina, per con-trollare il riflusso del materiale di sostegno stesso. Si stan-no comunque conducendo ulteriori studi per assicurarsiche il materiale di sostegno rivestito di resina sia collo-cato nel modo richiesto per impedire il riflusso, quindiassicurare una comunicazione ad alta conduttività tra lafrattura e il pozzo.

La fratturazione di reservoir ad alta permeabilità senzal’utilizzo del filtro consente potenzialmente lo sviluppodi completamenti multizona con fratturazioni del tipo adalta permeabilità. Hailey et al. (2000) hanno propostoun nuovo sistema di controllo della sabbia senza filtro,in reservoir multizona e con una sola manovra. Tale siste-ma migliora i benefici della fratturazione dei reservoirad alta permeabilità senza filtro, riducendo il temponecessario a completare intervalli di produzione multi-pli in formazioni di sabbia non consolidata durante unasola manovra nel pozzo. Questo approccio include il pro-cedimento di pompaggio usato in precedenza, consistentenella fratturazione con impasto del materiale di soste-gno e simultaneamente nel consolidamento chimico delmateriale stesso. Durante il pompaggio dell’impasto, siusa materiale di sostegno rivestito di resina per il con-trollo della sabbia e del riflusso, lasciando il casing libe-ro in tutto l’intervallo (eccetto i packer multipli di iso-lamento che possono essere usati nella gestione dellaproduzione durante la vita del pozzo, per controllare laproduzione da zone diverse, al fine di ottimizzare il recu-pero e la produzione massima).

La principale riduzione dei costi resa possibile dal-l’utilizzo di questi approcci consiste nella riduzione del-l’uso dell’impianto di perforazione, associato ai tempidi manovra, necessaria nel completamento convenzio-nale con trattamenti multipli di fratturazione. Al cresce-re del numero di trattamenti completati in una sola mano-vra, il costo di ogni trattamento diminuisce. Questo tipodi completamento fornisce una buona opportunità pergiacimenti di piccole dimensioni ed economicamentemarginali, che debbano essere completati insieme a gia-cimenti di maggior dimensione, al fine di ottenere la red-ditività desiderata per un progetto complessivo.

La fratturazione senza filtri nei reservoir ad alta per-meabilità consente anche di effettuare completamentiattraverso il tubing di produzione. Il principale vantag-gio di questo tipo di completamento sta nel fatto che èpossibile effettuarlo senza bisogno di un impianto diperforazione. Si stanno anche affacciando nuove attrez-zature per la fratturazione di reservoir ad alta permeabi-lità, per consentire completamenti attraverso un tubo fles-sibile (coil tubing), senza l’utilizzo di un impianto di



perforazione, in pozzi completati con gravel pack (Ebinger,1996). Grazie a questi progressi si potrebbero ridurrecosti e inefficienze legate ai tempi di utilizzo dell’im-pianto di perforazione.

6.2.4 Controllo della sabbia

Uno dei maggiori problemi relativi ai pozzi a olio e gasè la produzione di particelle solide della formazione,spesso impropriamente chiamate sabbia. Se non affron-tato adeguatamente, questo problema può causare varieconseguenze costose e potenzialmente rischiose. La pro-duzione di sabbia che si accumula nel materiale tubola-re porterà a una riduzione della produzione di olio e/odi gas da parte del pozzo. Se il pozzo ha abbastanza ener-gia da portare la sabbia in superficie, questa può provo-care una grave erosione delle tubazioni. Una volta insuperficie, la sabbia può provocare danni gravissimi alleattrezzature di superficie. La rottura prematura di unaattrezzatura a fondo pozzo, come per esempio una pompaelettrica a immersione, si può rivelare molto costosa, cosìcome la rottura di valvole di sicurezza al fondo pozzopuò essere molto pericolosa. Oltre ai problemi mecca-nici causati al pozzo, la produzione di sabbia può ancheprovocare danni significativi alla formazione e questopuò fare peggiorare drasticamente le prestazioni delpozzo. È importante identificare la possibilità di produ-zione di sabbia prima del completamento del pozzo eprendere delle contromisure per prevenirla. Se non siadottano misure di controllo della sabbia abbastanza pre-sto, si possono avere danni seri alla formazione, il cherestringerà il ventaglio di opzioni disponibili e diminuiràla produttività del pozzo.

Meccanica della produzione di sabbiaPer poter progettare un metodo corretto di controllo

della sabbia, bisogna prima comprendere i meccanismidella sua produzione, di seguito elencati.

Movimento granello a granello. Questa è forse lacausa della maggior parte dei danni in una formazione.La sabbia si allontana dalla formazione e, se non si adot-tano in tempo dei provvedimenti per il controllo dellasabbia, le opzioni per ottenerlo si riducono.

Movimento di piccole masse. La formazione si puòspaccare e provocare rapidamente un danno. Il pozzoviene invaso dalla sabbia e, appena le perforazioni delcasing vengono coperte, cesserà di produrre.

Fluidizzazione massiccia. Grandi quantità di sabbiapossono causare erosione o impedire la produzione; inol-tre, possono esservi problemi per il loro smaltimento.

Metodi per il controllo della produzione di sabbiaI metodi per il controllo della produzione di sabbia sono

cinque: limitazione della produzione, metodi meccanici,

metodi chimici, metodi combinati e metodi di frattura-zione ad alta permeabilità.

Limitazione della produzione. Abbassando la porta-ta si riduce la velocità del fluido nella formazione, il chepuò ridurre la produzione di sabbia. Questa riduzione diportata, d’altra parte, potrebbe non essere sempre eco-nomica, o non funzionare. Una opzione potrebbe esse-re costituita dai pozzi orizzontali, che possono produrreuna portata uguale o superiore rispetto a un pozzo ver-ticale, ma con un drawdown più basso e quindi con velo-cità minore del fluido.

Metodi meccanici. Sono forse i metodi più utilizza-ti; sono molto diversi, ma comprendono sempre qual-che tipo di dispositivo installato con la funzione di fil-tro per impedire alla sabbia della formazione di entrarenel pozzo. Tali dispositivi possono essere filtri a reti-cella, liner finestrati, filtri precomposti e filtri metalli-ci, di solito usati in congiunzione con gravel packs. I fil-tri a reticella e i liner finestrati filtrano la sabbia dellaformazione, mentre mantengono la sabbia calibrata e ilmateriale di sostegno posti contro la formazione persostenerla. I gravel packs sono sistemi meccanici e fun-zionano da ponte, collocando grandi quantità di mate-riale di sostegno (di una certa dimensione) contro lasuperficie della formazione, tenuto in posizione da unfiltro o da un liner finestrato.

Metodi chimici. Questi metodi si realizzano iniet-tando plastiche o resine nella formazione. Lo scopo con-siste nel determinare una cementazione granello a gra-nello (consolidamento della sabbia) senza ridurre la per-meabilità.

Metodi combinati. In questi metodi si combinanometodi meccanici di controllo della sabbia e metodi chi-mici di consolidamento. Si riveste di resine la sabbia oil materiale di sostegno (filtro meccanico) del gravelpack e quando il procedimento è completato la sabbiarimane legata e mantenuta in posto (consolidamento chi-mico).

Metodi di fratturazione ad alta permeabilità. Que-sta è la tecnica forse più efficace per il controllo dellaproduzione di sabbia e al tempo stesso fornisce ancheuna stimolazione del pozzo. Il controllo si ottienemediante una forte riduzione del flusso (della velocità)del fluido. Poiché la presenza di una frattura offre unasezione molto ampia di flusso in confronto al flussoradiale, la velocità del fluido si riduce drasticamenteper una data portata volumetrica. Il deconsolidamentodelle particelle è un processo di erosione e la diminu-zione della velocità di flusso riduce considerevolmen-te la migrazione delle particelle. Inoltre, una frattura-zione completata con successo preclude qualsiasi flus-so radiale nel pozzo e il vantaggio aggiuntivo consistenel fatto che questo tipo di completamento non richie-de filtri, se il materiale di sostegno della fratturazionesi consolida adeguatamente.



Progettazione del gravel pack e dei filtriAffinché il progetto del gravel pack risulti appro-

priato e determini una prestazione ottimale del pozzo, igrani della sabbia calibrata devono essere sufficiente-mente grandi da permettere ai frammenti fini e alle par-ticelle di argilla della formazione di passare, in modo danon intasare il gravel pack, e nello stesso tempo abba-stanza piccoli da trattenere la sabbia della formazione.Il filtro deve riuscire a mantenere tutta la sabbia del gra-vel in posto. Il primo passo per dimensionare la sabbiadel gravel è quello di ottenere un campione rappresen-tativo del materiale della formazione e su questo deter-minare la distribuzione delle dimensioni dei grani dellaformazione, effettuando una serie di analisi granulome-triche. Alla conclusione di questa fase si possono utiliz-zare correlazioni per selezionare la dimensione appro-priata della sabbia del gravel pack.

C’è una grande varietà di liner finestrati e di filtri chesi possono utilizzare per trattenere la sabbia del gravelpack e la scelta può determinare la riuscita, la capacità diflusso e la durata del gravel pack stesso. All’estremità dellascala economica c’è il liner finestrato; le fessure sono fre-sate longitudinalmente nel tubo e la dimensione dipendedalle particolari esigenze. Questo tipo di liner assicura unabuona resistenza ed è particolarmente adatto per pozzi adacqua. Filtri singoli o doppi vengono costruiti con tuba-zioni fessurate o perforate, avvolte con fili di acciaio inos-sidabile o resistente alla corrosione, a forma di chiave divolta. Il filtro è distanziato dalla tubazione per consenti-re un flusso massimo; questo tipo di filtro si può ancheriempire preventivamente con la sabbia calibrata. Un altrotipo è il cosiddetto casing-external prepacked gravel-packscreen. Questo tipo, particolarmente adatto a pozzi oriz-zontali, è costituito da un filtro rivestito da un filo d’ac-ciaio e consiste in due tubi concentrici. Il tubo interno èun liner finestrato di diametro più piccolo, mentre il tuboesterno è un liner finestrato di diametro maggiore. Tra idue liner è inserita la sabbia calibrata con i grani rivestitidi resina. Il rivestimento di filo d’acciaio viene effettua-to per impedire alla sabbia di fuoriuscire. Ci sono ancheil filtro a profilo basso, quello a metallo sinterizzato, quel-lo woven metal-wrapped, quello auger-head screen, e sicontinuano a studiare nuovi tipi.

Una volta selezionato il filtro e progettato il gravelpack, bisogna collocare il filtro nel pozzo e riempire disabbia calibrata. A questo scopo si impiegano fluidi spe-ciali, in grado di trasportare la sabbia, separarsi da que-sta per consentire un buon costipamento ed essere estrat-ti dal pozzo con danno minimo alla formazione.

6.2.5 Perforazioni

Il procedimento di completamento del pozzo prevede ilrivestimento e la cementazione dello stesso. Si installa

nel pozzo un rivestimento d’acciaio (casing), cementa-to sul posto, che isola completamente il reservoir dalpozzo. Prima di poter produrre o iniettare nel giacimen-to olio e/o gas, bisogna ristabilire una comunicazione trail pozzo e il reservoir e questo si fa perforando il casinge il cemento in corrispondenza dell’orizzonte minera-lizzato; la penetrazione si deve spingere oltre il cemen-to, fino alla formazione.

Uno dei metodi più vecchi di perforazione è quelloa proiettile. Fu brevettato nel 1926 e fino agli anni Cin-quanta rimase il metodo più utilizzato. Si mette un proiet-tile in un cilindretto (2'' o meno) riempito di propellen-te; si mettono diversi di questi cilindretti su un conteni-tore di acciaio chiamato fucile, che viene fatto scenderenel pozzo al livello desiderato; a questo punto si accen-de il propellente con un segnale elettrico portato da uncavo. Il proiettile viene sparato nel casing, perforandosia questo che il cemento. Questo perforatore a proietti-le è adatto per pozzi perforati in formazioni più tenere,ma la sua efficacia diminuisce nelle formazioni più dure.

Un altro metodo di perforazione utilizza getti ad altapressione di acqua o impasti carichi di sabbia. L’acquao l’impasto vengono pompati attraverso il tubing, al ter-mine del quale un deflettore e un ugello indirizzano ilflusso del fluido, che urtando direttamente sul casing vipratica dei fori, o può tagliare perfino completamente ilcasing. In una variante di questo metodo si adotta unalancia flessibile che arriva all’estremità del tubing e puòspingere il proprio getto nella formazione, creando deitunnel liberi senza danno o quasi. Lo svantaggio è chein questo modo si può effettuare solo una perforazionealla volta ed è quindi un’operazione lunga e costosa.

Le perforazioni a getto utilizzano cariche cave rive-stite di metallo e sono oggi il metodo di perforazione piùutilizzato, basato su una tecnologia di perforazione dellecorazze sviluppata nella Seconda Guerra Mondiale. Ilprogetto della carica cava è semplice (fig. 13) e consistein: un contenitore, un rivestimento di metallo fatto ingenere di rame e di forma conica, dell’esplosivo ad altopotenziale e un detonatore. Quando l’esplosivo vienefatto detonare la pressione, compresa tra 15.000.000 e



esplosivo

rivestimentodi metallo

rivestimento

detonatore

fig. 13. Carica cava per perforazioni.

30.000.000 psi, si focalizza su una piccola area, proiet-tando il rivestimento di rame a una velocità compresa tra13.000 e 26.000 ft/s e creando un canale attraverso ilcasing e attraverso il cemento fino alla formazione, comefarebbe un getto d’acqua nella gelatina. Questo canaleha tipicamente un diametro compreso tra 0,25 e 0,4'' euna lunghezza compresa tra 6 e 12'', anche se attualmentesono disponibili perforazioni di maggiore diametro eprofondità di penetrazione. Le cariche cave sono siste-mate su un contenitore di acciaio chiamato treno, o suun fucile di perforazione come si mostra nella fig. 14. Ilnumero di cariche cave per unità di lunghezza viene chia-mato densità di perforazione e si misura di solito inspari/piede. L’angolo tra cariche adiacenti si chiama ango-lo di fase. Il treno o fucile di perforazione può esser tra-sportato a fondo pozzo insieme al tubing di produzione,al tubing flessibile, al cavo di sostegno semplice (slickline) e al cavo elettrico. L’esplosivo può essere detonatocon detonatori meccanici o elettrici.

Al momento delle perforazioni, la roccia spaccata ei detriti possono entrare nei fori delle perforazioni, meno-mando quindi la loro capacità di far scorrere il fluido,oppure possono ostruire addirittura le perforazioni. Unmetodo che si è dimostrato molto efficace nel minimiz-zare il danno alle perforazioni è quello delle cosiddetteperforazioni sbilanciate. Si parla di perforazione sbi-lanciata quando la pressione a fondo pozzo è minoredella pressione nel giacimento. Al momento delle perfo-razioni, quindi, c’è un ingresso di fluidi dal giacimento

nel pozzo, che mantiene libere le perforazioni. Si sonoeffettuati diversi studi, in laboratorio e sul campo, e irisultati diagrammati su grafici forniscono la minimapressione (sbilanciata) necessaria per ottenere perfora-zioni libere. Vi sono anche casi in cui non è possibileadottare perforazioni sbilanciate, perché la pressione delgiacimento non è abbastanza alta o per altre ragioni mec-caniche. Un’altra tecnica che si è dimostrata valida nelleindagini sul campo è quella delle perforazioni estrema-mente sbilanciate. In questo procedimento, durante leperforazioni si riempie il pozzo di fluido al di sopra delleperforazioni e poi si pressurizza con gas fortemente com-primibile. Nell’istante della perforazione l’energia imma-gazzinata nel gas forza il fluido e si pensa che questocausi fratturazioni nella formazione e migliori di moltola conduttività del pozzo. Questo metodo si sta diffon-dendo, specialmente nella preparazione di fratturazioniidrauliche.

Il numero di perforazioni per unità di lunghezza, ildiametro e la lunghezza dei fori delle perforazioni hannoun effetto importante sulla produttività del pozzo. Pertener conto di questo si è sviluppato il concetto di skindi perforazione, che risulta dalla somma dell’effetto diflusso piano, che a sua volta è funzione della fase delleperforazioni, dell’effetto di convergenza verticale, che asua volta è funzione della spaziatura delle perforazionie della loro lunghezza, e dell’effetto del pozzo, che èfunzione del diametro delle perforazioni.

6.2.6 Ottimizzazione della produzione mediantesollevamento artificiale(artificial lift)

Durante la vita di un campo in produzione, la pressionestatica del giacimento può non essere sufficiente per otte-nere portate economiche e per vincere le limitazioni dipressione in superficie. Si osservano basse portate anchequando il gradiente di fluido nel pozzo aumenta a causadella presenza d’acqua proveniente dal giacimento.

Lo scopo dei sistemi di sollevamento artificiale con-siste nel ridurre la pressione a fondo pozzo in erogazio-ne, per aumentare la portata. Lo scopo del sollevamen-to artificiale con gas (gas lift) consiste nel ridurre il gra-diente idrostatico, iniettando gas nei fluidi a fondo pozzo.I sistemi che utilizzano pompe mirano a incrementare laspinta dal fondo pozzo per mezzo di un sollevamentocon pompe ad astine (sucker rod pumps), pompe elettri-che a immersione (ESP, Electric Submersible Pumps),pompe a cavità progressiva (progressive cavity pumps),o pompe a stantuffo (plunger lifts).

In letteratura si trovano molti articoli che riguarda-no il flusso multifasico e il sollevamento artificiale; alcu-ni esempi sono citati in bibliografia (Economides et al.,



rw

rperf

hperf

lperf

q

fig. 14. Unità di configurazione per pozzoperforato con cariche cave: rw è il raggio delpozzo, rperf il raggio di perforazione, lperf la profondità di perforazione, q l’angolo di fase, hperf la distanza tra due perforazioni.

1998; Economides e Nolte, 2000; Dusterhoft e Chap-man, 1994; Mukherjee, 1999).

Poiché le condizioni del giacimento variano nel tempo,i parametri che caratterizzano il sistema di sollevamen-to artificiale (portata di gas per il gas lift, potenza delcompressore, prevalenza della pompa, corsa del pisto-ne) devono essere regolati in modo da mantenere unaproduzione adeguata di fluido. Una perdita continua dipressione nel giacimento provocherà un livello di pres-sione a fondo pozzo in erogazione così basso da rende-re il sollevamento convenzionale (erogazione spontanea)inefficiente e antieconomico. Queste sono le situazioniideali per combinare diversi metodi, come il solleva-mento con gas lift e le ESP, al fine di ottenere una miglio-re utilizzazione dei metodi di sollevamento. Inoltre, lecaratteristiche delle attrezzature di superficie, come lacompressione del gas e/o la potenza elettrica, possonovariare da luogo a luogo. L’utilizzo del gas varia nel temposecondo la richiesta di mercato e le strategie delle com-pagnie, influenzando le prestazioni del giacimento. D’al-tra parte, progetti di recupero secondario potrebbero rive-larsi antieconomici se non si considerano nel modo giu-sto gli investimenti legati al sollevamento artificialeutilizzando il gas lift o le ESP.

Sollevamento artificiale con gas Il gas lift consiste nell’iniezione di gas attraverso val-

vole mandrino (mandrel valves) collocate lungo il tubingdi produzione in prossimità delle perforazioni, allo scopodi modificare la densità del fluido che sta salendo versol’alto (fig. 15). La densità del fluido nel pozzo si riduce,con conseguente riduzione della perdita di pressionedovuta al peso della colonna di fluido più leggero, macon qualche perdita aggiuntiva di pressione per gas slip-page (scorrimento relativo del gas nell’olio) e attrito. L’e-nergia del giacimento è ora sufficiente a sollevare lacolonna di fluido più leggero in superficie alle condi-zioni di pressione a testa pozzo.

L’efficienza di sollevamento, e quindi della produ-zione di olio, è funzione del rapporto gas/liquido (GLR,Gas/Liquid Ratio) e della percentuale d’acqua (WCT,Water Cut), della pressione di iniezione del gas, dellaprofondità del punto iniziale di iniezione, della compo-sizione del greggio, delle caratteristiche delle tubazionie della formazione.

Caratteristiche operative e limiti del gas liftI principali svantaggi del gas lift sono l’elevato inve-

stimento di capitale iniziale per la compressione, la richie-sta crescente di gas lift durante la vita del giacimento ele portate non economiche per valori bassi di pressionedel giacimento. In generale, la portata di produzione cre-sce con la quantità di gas iniettato (v. ancora fig. 15): c’èun valore massimo, al di là del quale la portata dimi-nuisce. Questo si deve al fatto che una crescita continua

della pressione di iniezione darà luogo a una contro-pressione aggiuntiva verso la formazione. Inoltre, aumen-tare la quantità di gas nella colonna di produzione daràluogo a un forte attrito e a una caduta di pressione.

Il gas lift non risulta efficace per pressioni del gia-cimento molto basse, poiché il gradiente di pressione delgas di sollevamento può imporre una contropressioneulteriore verso la formazione e impedire del tutto la pro-duzione di fluido. Il gas lift inoltre non è adatto per altivalori di WCT, a causa delle elevate velocità di scorri-mento di gas e acqua, mentre è molto efficace quando siha una pressione di giacimento adeguata e percentualid’acqua relativamente basse. C’è inoltre il vantaggio dibasse esigenze di manutenzione durante il ciclo di vitadel pozzo.

Controllo dinamico automatico del gas liftProcedimenti di controllo automatico e di ottimizza-

zione si utilizzano per assicurare l’iniezione ottimale digas. Date le condizioni di portata, di pressione a testapozzo e di temperatura (che sono le variabili controlla-te), un meccanismo di controllo a circuito chiuso calco-lerà la velocità e la pressione ottimali del gas (variabilimanipolate), in modo tale da massimizzare la portata inogni istante.

Per molti pozzi, date le variabili condizioni di dispo-nibilità del gas (dovute ai tempi per l’impianto di com-pressione e alle condizioni di mercato), il controllo dina-mico automatico del gas lift permetterà una produzioneottimale del campo, subordinata al modello adottato peril pozzo e ai vincoli di produzione in superficie. Il pro-cedimento si realizza di solito impostando un problemadi programmazione lineare (LP, Linear Programming),risolto iterativamente su base oraria, o giornaliera.

Sollevamento a stantuffoIl cosiddetto sollevamento a stantuffo, o sollevamento

intermittente a gas, è un metodo di sollevamento artifi-ciale utilizzato principalmente in pozzi a gas, per solle-vare volumi relativamente piccoli di liquido. Un sistemaautomatico montato a testa pozzo controlla il pozzo inun regime di flusso intermittente.

Il sollevamento a stantuffo usa uno stantuffo che scor-re su e giù all’interno del tubing. Lo stantuffo fornisceuna interfaccia tra la fase liquida e il gas di sollevamen-to, minimizzando la ricaduta del liquido. Esso è dotatodi una valvola di bypass che si apre alla sommità deltubing e si chiude quando lo stantuffo raggiunge il fondo.

I sistemi di sollevamento a stantuffo sono utilizzatiper rimuovere dal pozzo acqua e condensato, ma pos-sono trattare una colonna limitata di liquido. Tali siste-mi si applicano in pozzi a gas con alto valore di GLR efunzionano utilizzando solo il gas della formazione.Sono metodi validi per pozzi a basse pressioni e mode-rate portate di fluido che utilizzano la pressione del gas



per sollevare il liquido. Tra gli svantaggi del solleva-mento a stantuffo annoveriamo i problemi legati alla pro-duzione di solidi e un range operativo limitato.

Sollevamento con pompa ad astineIl sistema ad astine, o a bilanciere (fig. 16), utilizza

una pompa meccanica di fondo che viene attivata da un’a-stina che si trova all’interno del tubing e viene mossa daun bilanciere in superficie, una manovella, un contrap-peso, un ingranaggio di riduzione e un motore (elettri-co o a gas). Lo scopo è quello di sollevare la colonna di

fluido del giacimento in superficie riducendo la pres-sione dinamica del pozzo. Si ottiene quindi una minorecontropressione sul fronte della formazione produttivae si aumenta l’erogabilità del fluido.

Il sistema basato sulla pompa a bilanciere ha nume-rosi vantaggi: è semplice e applicabile a fori stretti e com-pletamenti multipli; è in grado di pompare liquidi in pozzicon pressioni anche molto basse, può sollevare olio adalta temperatura e viscosità, può utilizzare sorgenti dipotenza elettrica o a gas, si può controllare con un timerin modo che funzioni in cicli per alte e basse portate.



tubo guida

fondo pozzo

portata del pozzo

pressionein erogazione

al pozzo

quantitàdi gas lift

flusso nel tubingsenza gas lift

punto di bilanciamentopunto di immissione

gradientedel fluido

di formazionedp/dz1

gradientedel fluidocombinato

dp/dznet

gradientedel gasiniettatodp/dzgas

uscita olio

entratagas lift

casingsuperficiale

casingintermedio

packer diproduzione

tubing diproduzione

casing diproduzione

gravel pack

zona diproduzione

packer

valvola disicurezzain pozzo

valvola digas lift

valvolaslidingsleeve

sensore dipressione

PT01

TT01

PT02

DP01

pressione allatesta del tubing

pressionedi gas lift pressione

profondità


al pozzo

cadutapressione

alla valvola

quantità di gas lift

IPR (InflowPerformanceRelationship)

DP02

qi1

qi1

q1 q2 q3

qi2

qi3

Pwf1Pwf2Pwf3

qi2qi3

fig.15. Configurazione del pozzo per il sollevamento artificiale a gas (A), grafici dei gradienti di pressione (B) e della caratteristica del pozzo (C).

A C

B

Gli svantaggi del sistema risiedono: nella profondità,limitata a 12-16 kft (a causa delle dimensioni dell’asta);nei problemi che si creano nei pozzi con alto GLR o neipozzi con elevate quantità di solidi; nel fatto che puòrisultare invadente in prossimità dei centri abitati e trop-po ingombrante per utilizzi in mare aperto.

Sollevamento mediante pompa elettrica a immersione

I sistemi ESP (Economides et al., 1994, 1998) sonostati introdotti in Russia durante gli anni Venti del Nove-cento, come metodi di produzione per pozzi ad acqua.La tecnica fu in seguito perfezionata negli Stati Uniti peri pozzi a olio. Anche quando la pressione del giacimen-to è relativamente bassa, l’ESP può essere efficace persollevare fluidi dal giacimento a portate elevate. Questometodo risulta utile anche per l’uso in regioni remote, incui non si ha a disposizione l’attrezzatura per la com-pressione del gas per il sollevamento artificiale.

La tecnologia consiste in una pompa centrifuga e unmotore collocati a fondo pozzo (fig. 17) per sollevare la

colonna di fluido in superficie e ridurre la pressione delpozzo in erogazione. Si ottiene quindi una minore con-tropressione sul fronte della formazione produttiva e siaumenta l’erogabilità del fluido.

Caratteristiche operative e limiti dell’ESPTra gli svantaggi dell’ESP vi sono l’alto investimento

iniziale, le richieste elevate di potenza e la necessità disistemi sofisticati di monitoraggio e controllo.

La tecnologia ESP è anche limitata con valori alti delGLR (per esempio, non superiori al 30%); nel caso, puòrendersi necessario l’uso di un separatore di gas a fondopozzo, che incrementerebbe l’investimento iniziale finoal 20%. La potenza viene trasmessa da un cavo poliva-lente. Non si è riusciti a realizzare sistemi a profonditàsuperiori a 18.000 ft, a causa delle limitazioni impostedal cavo. L’investimento iniziale può essere compresotra 100.000 e 300.000 dollari per pozzo. La ripartizionedei costi è del 40% per la pompa centrifuga e il motore,35% per il cavo e il resto per i componenti in superficie(variatori di frequenza, convertitori di energia elettrica,



convenzionale a basso profilo

standard (tipo I) bilanciata ad aria (tipo III)

fig.16. Esempi di pompe ad astine.

unità di monitoraggio e trasmissione dei dati). L’inve-stimento iniziale per le attrezzature cresce proporzio-nalmente alla richiesta di potenza e di portata. La dura-ta è ridotta a causa dell’esposizione a situazioni opera-tive severe, come alte temperature, corrosione, greggioacido. Normalmente, le pompe ESP durano circa dueanni. Se si richiede una sostituzione prematura, l’ESPdiventa decisamente sfavorita rispetto ad altre alternati-ve come il gas lift o il pompaggio meccanico.

È necessaria anche una fonte affidabile di energia peril motore elettrico. In genere si confronta la produzione

d’energia basata su generatori portatili con quella chedipende da generatori fissi distanti: un generatore porta-tile da 100 HP costa approssimativamente 12.800 dollarial mese, a cui si devono aggiungere il carburante e le speseoperative. Un cavo di rete di superficie di 5 km può costa-re 15.000 dollari. I costi relativi all’energia elettrica saran-no quindi compresi tra 9 e 16 cent per kilowatt/ora.

Pompa a cavità progressivaI sistemi basati su pompe a cavità progressiva (PCP,

Progressive Cavity Pump), o a vite, consistono in una



tubo guida

profonditàpompa

profonditàdelleperforazioni

flusso in giacimentosenza pompa

flussonel tubing

flusso in giacimentocon pompa

portataolio

portata olio


al pozzo

DPpompa

gradienteanulare

gasdp/dzgas

gradientedel liquido erogato

con GOR di formazionedp/dznet

gradientedel liquido erogato

con pompadp/dznet

uscita olio

uscita gas

casingsuperficiale

casingintermedio

tubing diproduzione

casingdi produzione

zona diproduzione

packer

motoreelettrico

pompa

valvola disicurezzain pozzo

PT01

TT01

PT02

DP01

pressione allatesta del tubing pressione

profondità


al pozzo@ profondità pompa

IPR

DP02

Pwf1

q1 q2

Pwf2

q1

q2

fig. 17. Configurazione del pozzo per l’uso di pompe elettriche a immersione (A), grafici dei gradienti di pressione (B) e della caratteristica del pozzo (C).

A C

B

pompa di fondo pozzo azionata da un motore in superfi-cie e collegata da un’asta. La pompa a fondo pozzo è costi-tuita da un rotore metallico e uno statore di elastomero digomma. Statore e rotore hanno una particolare configu-razione geometrica (fig. 18) che consente un efficiente sol-levamento di fluido multifase. La PCP si è dimostrata con-veniente in termini di costi in molti ambienti operativi digiacimenti a olio. Il principale svantaggio è il deteriora-mento rapido e imprevedibile dello statore, dovuto a defor-mazione, logoramento e rottura della gomma.

Tra i vantaggi dei sistemi PCP figurano la bassa pres-sione a fondo pozzo (pressione di aspirazione), il bassoconsumo energetico e i bassi investimenti di capitale.Questi sistemi risultano anche adatti per qualsiasi valo-re di viscosità, adeguati per contenuti elevati di sabbia,grandi quantità di gas e percentuali elevate d’acqua.

Tra le caratteristiche delle pompe a cavità progressi-va menzioniamo le dimensioni ridotte rispetto alle pompeconvenzionali, un fenomeno di isteresi ridotto al mini-mo (maggiore durata) e un miglior controllo sulla defor-mazione della gomma. Le principali aree di applicazio-ne comprendono il greggio ad alti indici aromatici e livel-li di gas, i pozzi ad alta temperatura (superiore a 220 °F),i pozzi molto profondi (più di 6.000 ft) e l’alta pressio-ne per stadio (maggiore di 100 psia).

PCP metallo-metalloQueste pompe sono costituite da due metalli (per il

rotore e lo statore). Tra le principali applicazioni trovia-mo il greggio ad alta viscosità (maggiore di 450 cp), l’e-levato rendimento volumetrico (circa 95%), i pozzi adalta temperatura (maggiore di 400 °F) e l’alta pressioneper stadio (fino a 365 psia).

PCP ibrideLe PCP ibride sono costituite da metalli misti (per il

rotore) e da un materiale termoplastico come il teflon(per lo statore). Le principali applicazioni comprendo-no il greggio ad alta viscosità (maggiore di 100 cp), l’e-levato rendimento volumetrico (circa 90%), i pozzi adalta temperatura (maggiore di 350 °F) e l’elevata pres-sione per stadio (fino a 290 psia).

Le PCP ibride sono da quattro a cinque volte piùpiccole rispetto alle pompe convenzionali; non hanno

fenomeni di isteresi né deformazione della gomma; laloro durata prevista è maggiore rispetto alle pompe con-venzionali ed è richiesta infine una minore coppia di tor-sione (non c’è attrito di torsione tra rotore e statore).

Pompe a getto (jet pumps) Si tratta di una pompa di spiazzamento dinamico, che

funziona spingendo un fluido (power fluid) attraverso unugello. Il fondo della pompa comunica con il fluido delpozzo e i due fluidi sono mescolati, così che parte del-l’energia del fluido iniettato è trasferita al fluido del pozzoe spinge il fluido mescolato in superficie attraverso tubingdi produzione o l’intercapedine tra il tubo di iniezione eil casing. In superficie, il fluido iniettato è separato dal-l’olio e rinviato alla pompa per essere riutilizzato.

I vantaggi delle pompe a getto risiedono nel fatto che,non avendo parti in movimento, possono essere utiliz-zate per sollevare fluidi ricchi di gas o contaminati senzasubire il logoramento che subirebbero le pompe di spiaz-zamento, e nel fatto che non hanno limitazioni di profon-dità. Gli svantaggi sono la bassa efficienza (20-30%) ela necessità di pressione di aspirazione elevata per evi-tare la cavitazione nella pompa. A quest’ultima si puòporre rimedio calcolando con precisione la profondità inmodo da fornire una pressione di aspirazione adeguata.

6.2.7 Controllo degli asfalteni e della paraffina

Deposizione di composti organici pesantiUna delle cause più comuni di ‘blocco arterioso’ nei

sistemi di produzione petrolifera si deve alla deposizio-ne di composti organici pesanti da parte degli idrocar-buri. Composti organici pesanti come la paraffina/cera,le resine, gli asfalteni, i diamantoidi e i mercaptani e icomposti organico-metallici possono presentarsi nelgreggio in varie forme e quantità. Questi composti pos-sono precipitare dalla soluzione di greggio a causa divarie forze, provocando occlusioni nel giacimento, nelpozzo, nelle tubazioni (pipeline) e negli impianti di pro-duzione e trattamento in superficie. Le particelle solidesospese nel greggio si possono attaccare alle pareti dellecondutture e dei reservoir. La durezza del precipitato



Dddr

4er

passocorto(1/2)

geometria(2/3)

geometria(1/2)

sezione singola multilobata

Af (1/2) = 4er dr Af (2/3) = f (D, d)

geometria(2/3)

passolungo(1/2)

geometria S

geometria D45

geometria L

fig. 18. Diverse geometrie per le pompe a cavità progressiva.

dipende dalla quantità di asfaltene presente nel greggioin piccole quantità. Essendo un composto altamente pola-re, l’asfaltene può agire come collante e malta nell’in-durire i depositi e, di conseguenza, generare delle bar-riere al flusso di olio.

La deposizione di composti organici pesanti durantela produzione e il trattamento dell’olio è un grave pro-blema in molte aree del mondo (Leontaritis e Mansoori,1988). Alcuni pozzi, specialmente all’inizio della produ-zione, hanno smesso di produrre nel giro di pochi gior-ni, dopo una produzione iniziale di 3.000 BPD (BarrelPer Day). Le conseguenze economiche sono state tre-mende, poiché il costo di un intervento di manutenzionesu un pozzo problematico può arrivare a un quarto dimilione di dollari. In Venezuela, la formazione di com-posti organici pesanti (fanghi asfaltenici), successiva allachiusura temporanea di un pozzo e/o dopo una stimola-zione con acido, si è conclusa con una ostruzione com-pleta o parziale del pozzo (Lichaa, 1977). Nel campoHassi Messaoud in Algeria, la presenza di depositi orga-nici pesanti nel tubing è stato un grave problema per laproduzione (Haskett e Tartera, 1965).

I composti organici pesanti hanno giocato un ruoloimportante nella storia produttiva e negli aspetti econo-mici degli orizzonti profondi del campo Ventura Avenuein California (Tuttle, 1983). I problemi di deposizioneorganica andavano da deposizioni durante la produzio-ne iniziale di olio, a deposizioni dopo l’acidificazionedel pozzo e durante l’iniezione di CO2 nel processo direcupero terziario (EOR, Enhanced Oil Recovery). I pro-blemi erano gravi a causa della deposizione di compo-sti organici pesanti (asfalto) nella vita iniziale di questocampo, per cui molti pozzi furono trivellati di nuovo,con conseguenze sugli aspetti economici del progetto.Sono stati anche documentati casi in cui si sono trovatidepositi di composti organici nel tubing durante un pro-getto pilota di EOR con iniezione di CO2 (Tuttle, 1983).In generale, i depositi di composti organici pesanti sipossono formare durante le fasi di recupero primario,secondario e terziario (Tuttle, 1983). Il precipitato dicomposti organici pesanti, in molti casi, si porta daltubing del pozzo fino alle tubazioni di raccolta, al sepa-ratore, alle pompe, ai filtri e ad altre attrezzature a valle(Katz e Beu, 1945). Le deposizioni di materiali organi-ci negli impianti di produzione di giacimenti nel Mes-sico hanno provocato molti problemi operativi (Chaveze Lory, 1991; Escobedo et al., 1997). Per esempio, neicampi di Tecomonoacan e Jujo, le deposizioni che hannoavuto luogo in numerosi pozzi hanno provocato moltefermate e la necessità di costosi lavaggi aromatici. Negliultimi anni, deposizioni di materiale organico pesantenei campi del Mare del Nord e del Golfo del Messicohanno provocato l’ostruzione di condotte sottomarine,con un danno economico notevole alla perdita di pro-duzione di olio.

In generale, i solidi che si trovano nel greggio si divi-dono in due classi: sedimenti di base e solidi filtrabili.Queste particelle hanno un impatto economico sull’in-dustria del petrolio. Trasportate con l’olio, possono pro-vocare incrostazioni, formazione di schiuma, erosione,corrosione, ecc. A seconda del caso, i coagulanti (di pesomolecolare inferiore a 10.000) o i flocculanti (di pesomolecolare superiore a 10.000) possono offrire un aiutoindiretto nella rimozione dei solidi (Schantz ed Elliot,1994). I coagulanti sono molecole dotate di una forte cari-ca polare, che agisce da carica di rottura sulla superficiedelle gocce di petrolio, la quale altrimenti impedirebbela coalescenza. I flocculanti, a causa del fatto che sonomolto solubili nell’olio, favoriscono la coalescenza dellegocce di olio, ma a volte possono anche ridurre drastica-mente la rimozione dei solidi.

Deposizione e controllo degli asfalteni e della paraffina

Gli asfalteni sono grandi agglomerati aromatici com-posti primariamente da anelli eterociclici. Tenuti in solu-zione nel greggio dalle resine naturali dell’olio che ade-riscono alla superficie esterna dell’agglomerato di asfal-tene, gli asfalteni precipitano e si depositano nelleapparecchiature di produzione, nei punti in cui la cadu-ta di pressione consente il deassorbimento delle resine.

Le paraffine sono cere di idrocarburi saturi che pre-cipitano e si depositano in zone in cui la temperatura delsistema di produzione scende al di sotto della tempera-tura di solubilità delle paraffine, nota come temperatu-ra di comparsa della paraffina (WAT, Wax AppearanceTemperature). Come gli asfalteni, le paraffine possonobloccare il sistema di produzione, fino a fermarlo.

Agenti disperdenti e solventi disponibili sul merca-to hanno reso possibile la rimozione dei depositi di paraf-fina e di asfalteni e il recupero di un sistema di produ-zione alla sua capacità di progetto. Se usati in trattamentidiscontinui, questi solventi rimuovono i depositi di paraf-fina e di asfalteni, semplicemente disciogliendo i depo-siti. Alcuni disperdenti contengono agenti tensioattivisolubili nell’olio, che degradano i depositi di paraffinao asfaltene e li disperdono nell’olio.

Alcuni prodotti si possono utilizzare in iniezione con-tinua per controllare le deposizioni di paraffina e di asfal-teni, anche se la procedura normale consiste nella rimo-zione dei depositi esistenti mediante trattamenti discon-tinui. La quantità di sostanze chimiche utilizzate e lafrequenza richiesta per i trattamenti discontinui dipen-deranno in primo luogo dalla gravità del problema. Dopola rimozione dei depositi esistenti di paraffina e di asfal-teni, i trattamenti a iniezione continua consentono unapproccio economicamente efficiente per mantenere ilsistema libero da depositi di ostacolo alla produzione.

Le linee guida per un trattamento economicamente effi-ciente delle paraffine e degli asfalteni sono complicate



dalle diverse caratteristiche dell’olio prodotto, dalla varietàdi condizioni operative e dalla grande varietà di prodot-ti chimici disponibili. La selezione del prodotto appro-priato e del giusto metodo per il trattamento devono basar-si su test di laboratorio e sul campo.

6.2.8 Interventi di manutenzionenel caso di collasso del casing e del tubing o di cementazione difettosa

Integrità meccanica del pozzoI problemi di integrità meccanica del pozzo (perdite

nel casing) possono avere diverse cause: fori provocatida perdite di gas, corrosione o logoramento, fessure cau-sate da incrinature, pressione eccessiva o deformazionedella formazione. Le perdite nel casing possono provo-care il malfunzionamento o il blocco delle pompe; le per-dite sono in genere al di sopra della sommità del cemen-to e/o del livello di invasione del fango di perforazione.La perdita comprometterà la funzione di isolamento delcasing e del cemento. Compaiono problemi di comuni-cazione, in presenza di canali inaspettati alle spalle delcasing, di cedimento di barriere, di completamenti in pros-simità o all’interno della zona ad acqua, di formazionedi coni d’acqua, di canalizzazioni attraverso zone o frat-ture ad alta permeabilità e di fratturazione fuori zona.

Verifiche di integrità meccanica si possono ricavareda test di pressione o da registrazioni (log) di verifica dellostrato del rivestimento. In alcuni casi, un pompaggio difluido nel pozzo permette di localizzare la perdita nelcasing. Alcune agenzie di controllo impongono i test dipressione sui pozzi di smaltimento e di iniezione. Per iso-lare le perdite si usano packer e tappi ponte recuperabili(RBP, Retrievable Bridge Plug). La maggior parte delleperdite si presenta quando non c’è cemento alle spalle delcasing. È necessario utilizzare fluidi compatibili con laformazione produttiva, altrimenti si possono provocaredanni ulteriori quando il casing è in cattive condizioni.

Le registrazioni di ispezioni del casing comprendo-no il caliper tipo multi-fingered, le registrazioni di poten-ziale elettrico (EP logs), i dispositivi di ispezione elet-tromagnetica e i sistemi televideo. In maggioranza que-ste registrazioni misurano l’entità della corrosione; leregistrazioni EP indicano dove stia avvenendo la corro-sione in quel momento.

Tra le azioni correttive figurano l’iniezione di cemen-to e di polimeri, le iniezioni miste e le riparazioni delcasing o del liner.

Riparazione con cementoSi tratta di un’operazione correttiva di cementazione,

volta a forzare il cemento dentro le vie di dispersione all’in-terno del materiale tubolare nel pozzo. La pressione di

iniezione richiesta viene raggiunta controllando con preci-sione la pressione della pompa. La cementazione in pres-sione (cement squeeze) può essere effettuata per ripararedelle opere di cementazione primarie scadenti, per isolarele perforazioni (livelli di produzione) o per riparare casingo liner danneggiati. L’iniezione di cemento in pressione con-siste nell’utilizzare la pressione prodotta da una pompa perforzare un fluido o un impasto dentro una zona program-mata. Nella maggior parte dei casi, un trattamento di que-sto tipo sarà effettuato a una pressione di iniezione a fondopozzo inferiore a quella di fratturazione della formazione.Nelle operazioni di iniezione ad alta pressione, effettuateal di sopra della pressione di fratturazione della formazio-ne, la risposta della formazione stessa e l’iniezione del flui-do di trattamento diventano di difficile previsione.

L’iniezione a pressione di cemento è fondamental-mente una operazione di filtraggio, in cui l’impasto dicemento sottoposto a una differenza di pressione controun filtro rappresentato da una roccia permeabile perdeparte dell’acqua dell’impasto, lasciando un pannello diparticelle di cemento parzialmente disidratate. La velo-cità di formazione del pannello dipende dalla permea-bilità della formazione, dalla differenza di pressioneapplicata, dal tempo e dalla capacità dell’impasto di per-dere fluido. Un impasto ideale genera la formazione delpannello in modo così uniforme che si forma un pan-nello filtrante su tutte le superfici permeabili. È stata svi-luppata una tecnica, chiamata hesitation squeeze cement-ing, che prevede la disidratazione dell’impasto di cemen-to mediante l’applicazione intermittente di pressione,intervallata da periodi di perdita di pressione causatadalla cessione di filtrato alla formazione.

L’iniezione di cemento a bassa pressione implica l’e-secuzione dell’iniezione al di sotto della pressione difratturazione, in prossimità del pozzo, di piccole quan-tità di cemento; in formazioni semiesaurite, un po’ dicemento viene piazzato nelle perforazioni per prevenirela fratturazione dovuta alla pressione idrostatica.

L’iniezione di cemento ad alta pressione disgrega laformazione e riempie le fratture o le microintercapedi-ni; non si possono controllare la localizzazione e l’o-rientazione; se effettuata correttamente, essa lascia ilcemento in prossimità del pozzo.

Prima che inizino le operazioni di cementazione, gliingegneri determinano il volume di cemento da colloca-re nel pozzo, servendosi in genere di registrazioni di dia-metro del pozzo (caliper), e le proprietà fisiche riguar-danti sia l’impasto sia la presa del cemento, incluse la den-sità e la viscosità. Una squadra di tecnici della cementazioneutilizza pompe e miscelatori speciali per spiazzare i flui-di di perforazione e collocare il cemento nel pozzo.

Iniezione a pressione di polimeriSi usa come alternativa o in combinazione all’inie-

zione di cemento. Il tipo di polimero e il procedimento



dipendono dalla localizzazione e dalla gravità della per-dita e dal fatto che l’iniezione si renda necessaria permantenere la pressione o per bloccare un’invasione d’ac-qua. Tra i vantaggi dell’iniezione di polimeri menzio-niamo il lavaggio del pozzo dopo l’iniezione e la mino-re pressione idrostatica.

Si utilizzano quattro sistemi a base di gel: malta dimonomero acrilico, di polimero di basso peso moleco-lare ad alta concentrazione, di polimero di alto peso mole-colare e combinazioni cemento/polimero.

Riparazioni del casing e del linerUna volta determinati gli obiettivi per l’azione cor-

rettiva sul casing e sul liner, le rappezzature sono un’al-ternativa per la risoluzione di questi problemi. Esse ven-gono installate permanentemente nel casing o incorpora-te nella colonna di produzione e sono disponibili in diverselunghezze e diametri. Una volta installate, possono restrin-gere il diametro interno del casing. Alcune rappezzatureincorporano degli elementi sigillanti attaccati alla colon-na di produzione (che può avere o meno dei tubi di sfia-to). Un aspetto importante da tenere presente quando siinstallano queste rappezzature è la considerazione degliutilizzi futuri del pozzo e quale effetto queste riparazionipotrebbero avere sull’accessibilità delle attrezzature afondo pozzo.

6.2.9 Struttura del pozzo per l’ottimizzazione della produzione

Opzioni di completamento: inclinazione,foro di produzione, produzione mista

Pozzo verticale o pozzo orizzontaleA seconda delle proprietà del reservoir, dei mecca-

nismi di produzione e dei progetti di recupero seconda-rio/terziario, si possono avere vantaggi con ognuna delledue opzioni di pozzo. Il costo di trivellazione di un pozzoorizzontale è maggiore di quello per un pozzo verticalee anche i costi di completamento sono di solito maggiori.Il volume di prodotto commerciabile deve quindi esse-re maggiore per garantire un maggior rendimento delcapitale investito (ROI, Return On Investment).

Il vantaggio fondamentale di un pozzo orizzontale,dal punto di vista ingegneristico, sta nella creazione diuna perforazione rettilinea invece che puntiforme. Que-sta geometria fa un uso più efficiente della pressione delgiacimento, come si vede dal grafico del flusso radialein un pozzo verticale rispetto al flusso lineare in un pozzoorizzontale. Un pozzo orizzontale può avere una porta-ta maggiore di un pozzo verticale a parità di drawdown,o può avere la stessa portata per un minore drawdown,ritardando così la formazione di coni d’acqua nel caso

di un giacimento a spinta d’acqua con contatto olio/acquadi fondo.

La casistica indica che reservoir con spessore infe-riore a 200 ft e con permeabilità minore di 100 md dovreb-bero considerarsi adatti per un pozzo orizzontale. Unreservoir con permeabilità verticale maggiore di un quar-to di quella orizzontale potrebbe essere ancora adatto perun pozzo orizzontale. L’uso di pozzi orizzontali stabili-sce una metodologia per ridurre la formazione di conid’acqua o di gas e nel contempo avere una portata di pro-duzione di idrocarburi maggiore rispetto a un pozzo ver-ticale. La casistica dimostra che la portata critica neipozzi orizzontali è da tre a venti volte superiore a quel-la nei pozzi verticali.

I reservoir eterogenei, come le formazioni stratifi-cate e le formazioni stratificate inclinate che possonoavere grandi spessori con permeabilità elevate e avere omeno una gas cap e un contatto olio-acqua di fondo, pos-sono essere messi efficientemente in produzione utiliz-zando pozzi orizzontali. Bisogna però prima definire l’e-terogeneità e progettare il profilo del pozzo in modo datenerne conto, quindi si deve orientare il percorso delforo del pozzo in funzione delle informazioni geologi-che raccolte durante la perforazione. Si possono ottene-re grandi incrementi di produzione nei reservoir etero-genei. Per esempio, nel giacimento in calcare chalk diAustin, nel Texas meridionale, le riserve sono aumenta-te sei volte. Inoltre, utilizzando pozzi orizzontali risultapiù efficiente drenare giacimenti parzialmente esauriti oallagati. In generale, l’incremento di produzione di unpozzo orizzontale rispetto a uno verticale non stimolatoè proporzionale all’area del giacimento in contatto conil pozzo. A causa della maggiore esposizione della for-mazione ai fluidi di perforazione e per periodi più lun-ghi, nei casi in cui questi fluidi creano problemi, il dan-neggiamento della formazione può essere più marcatonei pozzi orizzontali.

Completamento in foro scoperto e completamentocon casing perforato

Il metodo a foro scoperto è inizialmente più econo-mico, visto che si eliminano i costi delle perforazioni delcasing. Questo metodo consente di testare la zona appe-na è stata perforata, di eliminare il danneggiamento allaformazione dovuto ai fanghi di perforazione e al cemen-to e di approfondire il pozzo quel tanto che basta evitan-do di penetrare nella zona ad acqua. Quest’ultimo fatto-re è importante nel caso di intervalli produttivi sottili aspinta d’acqua, nei quali non si vuole una penetrazionemaggiore di pochi piedi nella zona a olio. D’altra parte,il completamento con colonna perforata garantisce unmaggiore controllo sul tratto produttivo, poiché si puòperforare e testare l’intervallo a piacimento. In generalesi possono poi isolare singoli tratti e stimolarli selettiva-mente in modo molto più semplice e soddisfacente.



È stato ampiamente dimostrato che la fratturazioneidraulica è più utile nei completamenti con casing perfo-rato. L’incremento di produttività nei pozzi con casingperforati è del 50% circa più alto rispetto a quello deipozzi analoghi a foro scoperto. Questa superiorità sem-bra dovuta all’uniformità del trattamento su tutto il trat-to produttivo, a cui si aggiunge il vantaggio di stimola-zione derivante dalla penetrazione stessa delle perfora-zioni. Il miglior controllo a livello di zona è valido anchequando si intraprendono azioni correttive, come l’e-sclusione di acqua o di gas.

Se si escludono forse poche eccezioni in aree pro-duttive di piccolo spessore a spinta d’acqua o bassa pres-sione, i vantaggi del completamento con casing perfo-rato mettono in ombra quelli del tipo a foro scoperto.Tale vantaggio è stato reso possibile dalle tecniche moder-ne di perforazione e stimolazione e dai progressi nei fan-ghi di perforazione, nei metodi e nei materiali di cemen-tazione e da altri aspetti della tecnica petrolifera.

Produzione singola e produzione mista (commingle)La maggior parte dei pozzi viene completata in un

sola zona; man mano che la produzione continua neltempo e il livello di produzione di olio diminuisce, sipossono aprire altre zone per mantenere il livello eco-nomico di produzione. A volte viene chiusa la zona ini-ziale prima del ricompletamento; altre volte, se pro-duce ancora un po’ di olio, viene lasciata aperta e poiunita con altre zone. Per effettuare una produzione mistada più zone con lo stesso pozzo bisogna considerare:a) la compatibilità dei fluidi (mescolare fluidi diffe-renti tende a peggiorare problemi di incrostazioni e dicorrosione); b) la pressione del reservoir nelle diversezone (non si vuole che una zona sottragga produttivitàall’altra); c) la possibilità che si presentino eventi ina-spettati, come per esempio un aumento dell’acqua pro-dotta, nel qual caso si rende più difficile e più costosostabilire la zona che produce acqua; d) la possibilitàche il pozzo possa essere utilizzato come parte di unprogetto di recupero migliorato di olio, per esempiocon iniezione d’acqua.

Altre opzioni di completamento: uso di un separato-re d’acqua a fondo pozzo

Sono qui compresi tutti i possibili scenari di produ-zione prima della trivellazione e del completamento diun pozzo, per esempio l’utilizzo di separatori a fondopozzo olio-acqua e gas-acqua. Questa tecnologia, nellaquale il pozzo funge sia da produttore che da iniettore,avanza rapidamente e potrebbe diventare più frequentein futuro. Prima di perforare bisogna quindi decidere sesi debba trivellare il pozzo più in profondità, in modo daavere accesso a una zona per lo smaltimento dell’acquae stabilire la dimensione appropriata del casing per acco-gliere attrezzature ed equipaggiamenti speciali.

Pozzi orizzontaliLe fratture idrauliche hanno un azimut ben definito

e nella grande maggioranza dei casi sono verticali e per-pendicolari alla direzione di stress orizzontale minimo.Una delle circostanze sfavorevoli nella fratturazione con-siste nel fatto che l’azimut della frattura è spesso il menofavorevole, in quanto la direzione di minimo stress oriz-zontale è anche la direzione di minima permeabilità. Lapermeabilità più bassa è dunque il problema dominanteper il flusso dal giacimento alla frattura (Economides,1993).

Come alternativa ai pozzi verticali sottoposti a frat-turazione idraulica, si possono perforare pozzi orizzon-tali; Brown ed Economides (1992) hanno presentato unaserie di studi in cui si confrontano i comportamenti deipozzi orizzontali con quelli dei pozzi verticali frattura-ti. Secondo un’idea più avanzata, si possono perforarepozzi orizzontali proprio nella direzione favorevole, cioèperpendicolarmente alla massima permeabilità orizzon-tale. In reservoir fortemente anisotropi, questo farebbeulteriormente pendere la decisione in favore dei pozziorizzontali.

Fratturazione dei pozzi orizzontali Anche i pozzi orizzontali si possono fratturare e si

possono trivellare perpendicolarmente all’azimut dellafrattura (che porterà a fratture trasversali) oppure longi-tudinalmente all’azimut della frattura (che porterà a frat-ture longitudinali). La prima configurazione è applica-bile a formazioni con permeabilità relativamente bassa,mentre la seconda si applica in formazioni di permeabi-lità maggiore (Economides, 1993).

Nelle formazioni ad alta permeabilità, i pozzi verti-cali fratturati producono sempre fratture di conduttivitàfinita, al che si può porre rimedio fino a un certo puntoutilizzando la tecnica TSO. La fratturazione longitudi-nale dei pozzi orizzontali (Economides, 1993; Valkó edEconomides, 1996) produce una striscia di conduttivitàinfinita in un mezzo che sarebbe di conduttività finita.Un pozzo orizzontale fratturato longitudinalmente portaa una caduta di pressione minore rispetto a quella chesi ha in un pozzo verticale attraversato da fratture. Unpozzo orizzontale fratturato longitudinalmente quindinon solo merita maggiore attenzione, ma potrebbe rive-larsi uno degli strumenti più potenti per migliorare laproduttività. Ovviamente, un completamento come que-sto può esser preso in considerazione solo se il maggiorcosto rispetto a un pozzo verticale fratturato, o rispettoa un pozzo orizzontale non fratturato, può esser giusti-ficato dalla maggiore redditività. È importante verifi-care che una configurazione come questa sia logistica-mente possibile. In alcune formazioni, il percorso delpozzo lungo la direzione richiesta di massimo stressorizzontale non è realizzabile o eccezionalmente diffi-cile (Vilegas et al., 1996).



Valkó ed Economides (1996) hanno dimostrato cheil comportamento di un pozzo orizzontale fratturato lon-gitudinalmente è spesso migliore rispetto a quello di unpozzo verticale fratturato, o di un pozzo orizzontale nonfratturato. In reservoir con permeabilità da 1 md a 10md, un pozzo fratturato longitudinalmente si comportacome un pozzo fratturato di conduttività infinita. In pre-senza di permeabilità di 100 md, il pozzo fratturato lon-gitudinalmente è ancora più produttivo di uno vertica-le fratturato e di uno orizzontale non fratturato, ma conquesta configurazione esso non si comporta più comeun pozzo fratturato di conduttività infinita. Valkó edEconomides hanno dimostrato anche che un pozzo oriz-zontale, fratturato longitudinalmente con una quantitàdieci volte inferiore di materiale di sostegno, ha ancoraun comportamento migliore rispetto a un pozzo vertica-le fratturato con permeabilità da 1 md a 10 md e rimanecompetitivo anche con permeabilità di 100 md.

Fratturazione ad alta permeabilità non significa sol-tanto fratture ampie, ottenibili solo con la tecnica TSO.La combinazione di pozzi orizzontali e fratturazioni lon-gitudinali di ampiezza moderata potrebbe rappresenta-re la configurazione ottimale. Inoltre, non è necessarioavere un valore della conduttività adimensionale dellafrattura prossimo a uno, se la frattura è intersecata da unpozzo orizzontale invece che da uno verticale. Comun-que, il vantaggio relativo dell’uso di pozzi orizzontalifratturati cresce al diminuire del rapporto tra lo spesso-re della formazione e la semi-lunghezza della frattura(cioè hD = h/xf) (Valkó ed Economides, 1996).

Nel caso di formazioni con anisotropia orizzontale-verticale, la componente verticale del flusso aggiungeuna dimensione al problema, che diventa così tridimen-sionale. L’indice di anisotropia Iani è la radice quadratadel rapporto tra permeabilità orizzontale e permeabilitàverticale (Economides, 1993):

kH[20] Iani��13kV

in cui kV è la permeabilità verticale e kH è la permeabi-lità orizzontale, che a sua volta è la radice quadrata delprodotto delle due permeabilità orizzontali principali.

Vilegas et al. (1996) hanno condotto uno studio pervalutare gli effetti dell’anisotropia, sia verticale sia area-le, della permeabilità sul comportamento di un pozzoorizzontale fratturato longitudinalmente. I risultati diquesto studio dimostrano che l’anisotropia verticale haun effetto modesto sull’andamento della pressione edella portata e che la risposta del pozzo orizzontale frat-turato non è molto sensibile all’anisotropia di permea-bilità orizzontale-verticale. In effetti questo tipo di ani-sotropia della permeabilità, che rappresenta un grossoproblema nei pozzi orizzontali (per esempio, in reser-voir lamellari), si può correggere mediante la frattura-zione idraulica. Nel citato studio, la risposta del pozzo

verticale fratturato in una formazione isotropa risulta peg-giore di quella di un pozzo orizzontale fratturato per qual-siasi grado di anisotropia. Un’anisotropia orizzontale pro-voca però una riduzione della portata del pozzo frattura-to. Per grandi anisotropie areali un pozzo orizzontale nonfratturato, orientato in modo ottimale (perforato cioè nelladirezione di minimo stress orizzontale e, quindi, perpen-dicolarmente alla zona di massima permeabilità) diven-ta più interessante di qualunque pozzo fratturato.

Pozzi complessiL’avvento dei pozzi complessi offre idee per lo stu-

dio di nuove configurazioni. Alcune di queste potrebbe-ro sostituire la fratturazione di pozzi orizzontali sempli-ci e perfino di quelli verticali. I problemi che si posso-no affrontare riguardano sia gli incrementi di produzione,sia argomenti collaterali come la stabilità del pozzo. Peresempio, mentre in molte formazioni il comportamentodei pozzi orizzontali fratturati sarebbe migliore di quel-lo dei pozzi verticali, l’esigenza che si ha nei giacimen-ti ad alta permeabilità di perforare il pozzo orizzontalelungo la direzione di massimo stress orizzontale puòdeterminare nel lungo periodo dei problemi di stabilità.

Un modo per aggirare il problema consiste nel com-piere l’ardito passo di perforare un pozzo orizzontale inuna formazione qualificata al di sopra o al di sotto delreservoir di interesse ed eseguire una fratturazione chepenetri nella formazione potenzialmente instabile. Laproduzione si ottiene quindi per mezzo delle fratture cheagiscono come semplice collettore per il fluido.

Un’altra idea, anche più innovativa, consiste nel perfo-rare un foro principale orizzontale e trivellare poi dellediramazioni verticali, che dal foro principale penetranonel reservoir (Economides et al., 1998). Questo tipo diconfigurazione permetterebbe il posizionamento del foroprincipale orizzontale in un tratto qualificato non pro-duttivo e più stabile. Vi sono diversi vantaggi evidenti nelfratturare diramazioni verticali e non orizzontali: si evi-tano tortuosità, curve nella frattura e problemi di frattu-re multiple; inoltre, la strategia delle perforazioni si sem-plifica molto e gli effetti duse creano meno problemi.Certamente, una configurazione come questa, che condistanze appropriate tra le diramazioni può dar luogo auna produzione equivalente a quella di uno stesso nume-ro di pozzi verticali, pone dei vincoli notevoli in terminidi progettazione, di esecuzione e di isolamento delle zone.

6.2.10 Gestione e manutenzionedei sistemi di produzionepetrolifera

Controllo della corrosioneLa produzione di gas e olio si accompagna spesso

alla produzione di acqua, sia che essa provenga dalla



formazione, sia che venga prodotta dalla condensazio-ne, sia che derivi dall’acqua iniettata per favorire la spin-ta. I gas acidi, come il solfuro di idrogeno (H2S) e il bios-sido di carbonio (CO2), sono spesso presenti nei fluidiprodotti e a volte l’ossigeno contamina l’acqua utilizza-ta per l’iniezione. Questi gas acidi aumentano la corro-sività dell’acqua per l’acciaio e possono ridurre signifi-cativamente la durata in sicurezza delle tubazioni, delleattrezzature di produzione e dei sistemi di trasporto.

La presenza o l’assenza di fasi multiple (gas, acquae olio o condensato) nello stesso sistema può complica-re il problema del controllo della corrosione. Il regimedi flusso dei fluidi nella colonna di produzione, nel ser-batoio o nella tubazione può avere un effetto significa-tivo sulla corrosività.

Se in un pozzo o una tubazione si presenta un flus-so intermittente, o a cuscini (slug), si possono instaura-re condizioni altamente corrosive.

Le tubazioni possono anche subire corrosione nellaparte alta, quando le condizioni favoriscono la rapidacondensazione dell’acqua in una sezione raffreddata dellalinea, provocando la formazione di una pellicola d’ac-qua proprio nella parte alta. Quest’acqua si satura di gasacidi e corrode la conduttura. Una complicazione ulte-riore è data dai mutamenti delle condizioni, come la por-tata, la temperatura e la pressione durante la vita di unpozzo, il sistema di produzione e trattamento o la con-duttura stessa; tali mutamenti possono portare a una cor-rosività variabile, o anche al cambiamento dei meccani-smi potenziali di corrosione.

Il controllo della corrosione in un campo petroliferopuò costituire un problema complesso che, prima di intra-prendere lo sviluppo di un piano, richiede un’analisi det-tagliata e una comprensione completa della varietà dicondizioni che ci si può attendere durante la vita opera-tiva del sistema.

Sono stati studiati additivi anticorrosione per affron-tare problemi specifici e di applicabilità generale ine-renti alla corrosione. Tra le applicazioni includiamo ilcontrollo della corrosione in tutti i tipi di operazioni deigiacimenti petroliferi, compresi i sistemi di produzione,di trattamento e di trasporto di olio e di gas.

La composizione di una particolare acqua salata asso-ciata agli idrocarburi, la temperatura del sistema e lacomposizione degli idrocarburi influenzano la solubilitàe la distribuzione degli additivi anti-corrosione. La scel-ta dell’inibitore adatto si determina per mezzo di unaconoscenza approfondita delle interazioni tra gli effettidel sistema sulle prestazioni di un inibitore della corro-sione e le operazioni di produzione.

Questo incremento di profitto si ottiene prolungan-do la durata degli impianti, riducendo la frequenza deimalfunzionamenti, preservando l’operatività del siste-ma e mettendo gli operatori in grado di gestire i rischiconnessi alla corrosione.

Controllo batterico nei giacimenti petroliferiI batteri diventano spesso un problema notevole nelle

operazioni di perforazione, di completamento, di pro-duzione, di trattamento e di trasporto. Tra gli effetti bat-teriologici annoveriamo la contaminazione del giaci-mento, la produzione di solfuro di idrogeno (H2S) bio-genico (cioè prodotto dai batteri), l’ostruzione e lacorrosione delle attrezzature di produzione, la corrosio-ne e l’intasamento degli scambiatori di calore, la corro-sione e la riduzione di permeabilità nei sistemi di smal-timento dell’acqua o di iniezione d’acqua e la corrosio-ne e il deterioramento dei sistemi di trasporto, come lepipeline e i serbatoi di stoccaggio. Se non vengono affron-tati in modo appropriato, tali problemi possono incide-re sulla capacità di un operatore di mantenere i livelli diproduzione e di controllare i costi operativi e, in ultimaanalisi, possono ridurre i profitti. L’impatto sui profittisi deve ai minori ricavi dalla produzione, alla necessitàdi interventi correttivi costosi sui pozzi, ai maggiori costidi manutenzione e di riparazione delle tubazioni e delleapparecchiature e infine all’uso di decontaminanti permantenere l’H2S biogenico a livelli di sicurezza per ilpersonale e per le attrezzature e per soddisfare i vincoliimposti da norme e accordi contrattuali. Il mercato offrediversi prodotti e servizi per la gestione dei batteri nelleoperazioni di perforazione, di produzione, di trattamen-to e di trasporto. I battericidi e altre formulazioni ven-gono progettati allo scopo di controllare la formazionedi colonie batteriche e i danni risultanti dalla loro azio-ne. Ogni applicazione viene analizzata attentamente perscegliere il prodotto, la tecnologia e i sistemi di monito-raggio appropriati.

Controllo delle incrostazioniUna incrostazione si definisce come una deposizio-

ne di minerali inorganici non solubili. Esempi comuninei giacimenti petroliferi sono il carbonato di calcio, ilsolfato di bario e i solfuri metallici. Mentre la deposi-zione di carbonato di calcio dipende in parte dal pH edalla pressione, le incrostazioni si formano in generequando si mescolano acque di diverse provenienze e condiversi contenuti ionici. Queste incrostazioni possonobloccare rapidamente le tubazioni e fermare la produ-zione. In molti casi si possono disciogliere, ma a volte,in particolare per il fluoruro di calcio, la rimozione mec-canica è la sola soluzione.

Ci sono diversi stadi che precedono l’effettivo depo-sito dell’incrostazione sulla parete di una tubatura o inun’attrezzatura di superficie e la prevenzione può appli-carsi a livelli diversi di questo processo. I metodi percontrollare la deposizione di incrostazioni variano e ven-gono spesso scelti sulla base della loro applicabilità e diconsiderazioni economiche. Anche se la chelazione puòrisultare il metodo più efficace per controllare le incro-stazioni, il suo costo è elevato, poiché è richiesta una



corrispondenza uno a uno, o forse anche maggiore, trala molecola chelante, come l’acido etilendiamminote-tracetico, e l’incrostazione, mentre la modifica della cre-scita della cristallizzazione è un processo di soglia, conil quale poche molecole inibitrici possono rallentare oimpedire la crescita di molte incrostazioni cristalline.

Gli additivi antincrostazioni si basano su tre tipi dicomposti: gli esteri fosfati, i fosfonati e i polimeri. Gliesteri fosfati tollerano meglio un ambiente acido rispet-to ai polifosfati e sono stabili fino a temperature di 150-160 °F (65-71 °C); possono resistere per alcune ore atemperature di 180-200 °F (82-93 °C). Entro questi limi-ti di temperatura, gli esteri fosfati sono in genere ottimiadditivi per il carbonato di calcio (CaCO3) e il solfato dicalcio (CaSO4). Con l’eccezione degli ambienti acidi(pH�5,5) queste sostanze consentono anche un controlloeccellente del precipitato di solfato di stronzio (SrSO4)e di solfato di bario (BaSO4). In generale, gli esteri fosfa-ti sono solubili in acque salate ricche di calcio e com-patibili con esse.

Si usano diversi tipi di fosfonati come additivi antin-crostazioni. Ogni tipo ha caratteristiche differenti di sta-bilità termica, tolleranza al calcio ed efficacia rispetto avari tipi di incrostazioni. Queste sostanze vengono for-nite in forma acida, o con una porzione qualunque di aci-dità neutralizzata da ammoniaca, ammine o idrossidialcalini, creando un intervallo ancora più ampio di carat-teristiche.

I polimeri organici più spesso utilizzati come addi-tivi antincrostazioni sono i poliacrilici di basso peso mole-colare. I polimeri offrono in genere prestazioni da suf-ficienti a buone nelle acque salate tipiche dei campi petro-liferi, sulla base di test di laboratorio di antiprecipitazione;essi però agiscono come deformatori della cristallizza-zione, cioè possono consentire la precipitazione del com-posto che sta formando l’incrostazione, ma agisconomodificando/distorcendo la forma dei cristalli in modotale che essi non possono più crescere o aderire a super-fici. I polimeri sono stabili fino alla temperatura di 400 °F(204 °C) o anche oltre. Sono in genere efficaci con con-centrazioni molto basse per il controllo del CaCO3 e delBaSO4 in acque contenenti piccole concentrazioni di ioniin grado di formare incrostazioni. Sono anche efficaciin condizioni acide, specialmente per il controllo delBaSO4. I polimeri vengono a volte miscelati con altri tipidi inibitori allo scopo di produrre una sola sostanza dota-ta di un campo di applicabilità più ampio.

Bibliografia generale

Cinco-Ley H., Meng H.Z. (1988) Pressure transient analysisof wells with finite conductivity vertical fractures in doubleporosity reservoirs, in: Proceedings of the Society ofPetroleum Engineers annual technical conference andexhibition, Houston (TX), 2-5 October, SPE 18172.

Crove C. et al. (1992) Trends in matrix acidizing, «OilfieldReview», October.

Fan Y. et al. (2000) Evaluation of frac-and-pack completionsin the Eugene Island, in: Proceedings of the Society ofPetroleum Engineers annual technical conference andexhibition, Dallas (TX), 1-4 October, SPE 63107.

Firoozabadi A., Katz D.L. (1979) An analysis of high-velocitygas flow through porous media, «Journal of PetroleumTechnology», February, 211-216.

Lea J., Winkler H. (1995) What’s new in artificial lift?. Part2, «World Oil», April.

Mian M.A. (1992) Petroleum engineering. Handbook for thepracticing engineer, Tulsa (OK), PennWell.

Wang X., Mohanty K.K. (1999) Critical condensatesaturation in porous media, «Journal of Colloid and InterfaceScience», June, 214, 416.

Wang X., Mohanty K.K. (1999) Multiphase non-darcy flowin gas condensate reservoirs, in: Proceedings of the Societyof Petroleum Engineers annual technical conference andexhibition, Houston (TX), 3-6 October, SPE 56486.

Bibliografia citata

Aggour T.M., Economides M.J. (1999) Impact of fluid selectionon high permeability facturing, «Society of PetroleumEngineers. Production & Facilities», February, 72-76.

Blom S.M.P. et al. (1997) Relative permeability at near-criticalconditions, in: Proceedings of the Society of PetroleumEngineers annual technical conference and exhibition, SanAntonio (TX), 5-8 October, 957-967, SPE 38935.

Brown J.E., Economides M.J. (1992) An analysis ofhydraulically fractured horizontal wells, in: Proceedingsof the Society of Petroleum Engineers Rocky Mountainregional meeting, Casper (WY), 18-21 May, SPE 24322.

Chavez J.C., Lory A. (1991) Estudio sobre la depositacionde material orgánico en instalaciones de produccion delarea marina de Campeche, «Revista del Instituto Mexicanodel Petroleo», 22, 55-67.

Cinco-Ley H., Samaniego V.F. (1981) Transient pressureanalysis. Finite conductivity fracture case versus damagefracture case, in: Proceedings of the Society of PetroleumEngineers annual Fall technical conference and exhibition,San Antonio (TX), 5-7 October, SPE 10179.

Cinco-Ley H. et al. (1978) Transient pressure behavior for awell with a finite-conductivity vertical fracture, «Societyof Petroleum Engineers Journal», August, 253-264.

Dusterhoft R.G., Chapman B.J. (1994) Fracturing highpermeability reservoirs increases productivity, «Oil & GasJournal», June.

Ebinger C.D. (1996) New frac-pack procedures reducecompletion costs, «World Oil», April.

Economides M.J. (1993) Horizontal wells. Performance,completions and stimulation, Boston (MA), InternationalHuman Resources Development Corporation.

Economides M.J., Nolte K.G. (2000) Reservoir stimulation,Chichester, John Wiley.

Economides M.J. et al. (1994) Petroleum production system,Englewood Cliffs (NJ), Prentice Hall.

Economides M.J. et al. (edited by) (1998) Petroleum wellconstruction, Chichester-New York, John Wiley.



Escobedo J. et al. (1997) Heavy organic deposition during oilproduction from a hot deep reservoir. A field experience,in: Proceedings of the 5th Latin American and Caribbeanpetroleum engineering conference and exhibition, Rio deJaneiro, 30 August-3 September, SPE 38989.

Fan Y., Economides M.J. (1995) Fracture dimensions in frac& pack stimulation, in: Proceedings of the Society ofPetroleum Engineers annual technical conference andexhibition, Dallas (TX), 22-25 October, SPE 30469.

Fetkovich M.J. (1973) The isochronal testing of oil wells, in:Proceeding of the Society of Petroleum Engineers ofAmerican Institute of Mining, Metallurgical, and PetroleumEngineers Fall meeting, Las Vegas (NV), 30 September-3October, SPE 4529.

Guppy K.H. et al. (1982) Non-darcy flow in wells with finiteconductivity vertical fractures, «Society of PetroleumEngineers Journal», 69, 681-698.

Hagedorn A.R., Brown K.E. (1965) Experimental study ofpressure gradients occurring during continuous two-phasesflow in small diameter vertical conduits, «Journal ofPetroleum Technology», April, 475-484.

Hailey T. et al. (2000) Screenless single trip multizone sandcontrol system saves rig time, in: Proceedings of the Societyof Petroleum Engineers international symposium onformation damage control, Lafayette (LA), 23-24 February,SPE 58775.

Haskett C.E., Tartera M. (1965) A practical solution to theproblem of asphaltene deposits. Hassi Messaoud field,Algeria, «Journal of PetroleumTechnology», April, 387-391.

Hunt J.L. et al. (1994) Performance of hydraulic fractures inhigh permeability formations, in: Proceedings of Societyof Petroleum Engineers annual technical conference andexhibition, New Orleans (LA), 25-28 September, SPE28530.

Katz D.H., Beu K.E. (1945) Nature of asphaltic substances,«Industrial Engineering Chemistry», 37, 195-200.

Kirby R.L. et al. (1995) Screenless frac pack completionsutilizing resin coated sand in the Gulf of Mexico, in:Proceedings of the Society of Petroleum Engineers annualtechnical conference and exhibition, Dallas (TX), 22-25October, SPE 30467.

Leontaritis K.J., Mansoori G.A. (1988) Asphaltenedeposition. A survey of field experiences and researchapproaches, «Journal of Petroleum Science andEngineering», 1, 229.

Lichaa P.M. (1977) Asphaltene deposition problem in Venezuelacrudes. Usage of asphaltenes in emulsion stability,«Canadian Petroleum Technology Journal. Oil Sands»,June, 609-624.

Mathur A.K. et al. (1995) Hydraulic fracture stimulation ofhighly permeable formations. The effect of critical fractureparameters on oilwell production and pressure, in:Proceedings of the Society of Petroleum Engineers annualtechnical conference and exhibition, Dallas (TX), 22-25October, SPE 30652.

Mukherjee H. (1999) Fractured well performance. Key tofracture treatment success, «Journal of PetroleumTechnology», March, 54-59.

Prats M. (1961) Effect of vertical fractures on reservoirbehavior. Incompressible fluid case, «Society of PetroleumEngineers Journal», June, 105-118.

Schantz S.S., Elliot P.L. (1994) Economic implications ofsolids in crude and their ultimate fate in the refining process,in: Proceedings of the National Petroleum RefinersAssociation annual meeting, San Antonio (TX), 20-22March.

Settari A. et al. (1996) Productivity of fractured gas condensatewells. A case study of the Smorbukk field, «Society ofPetroleum Engineers. Reservoir Engineering», November,236-244.

Settari A. et al. (1998) Analysis of hydraulic fracturing ofhigh permeability gas wells to reduce non-darcy skin effects,in: Proceedings of the annual technical meeting of PetroleumSociety of Canadian Institute of Mining, Metallurgy andPetroleum, Calgary (Alberta), 8-10 June.

Smith M.B. et al. (1987) Tip screen-out fracturing. A techniquefor soft, unstable formation, «Society of PetroleumEngineers. Production Engineering», May, 95-103.

Tuttle R.N. (1983) High pour-point and asphaltic crude oilsin condensates, «Journal of Petroleum Technology», June,1192-1196.

Valkó P.P., Economides M.J. (1996) Performance of fracturedhorizontal wells in high permeability reservoirs, in:Proceedings of the International symposium and exhibitionon formation damage control, Lafayette (LA), 20-21February, SPE 31149.

Valkó P.P., Economides M.J. (1998) Heavy crude productionfrom shallow formations. Long horizontal wells versushorizontal fractures, in: Proceedings of the Society ofPetroleum Engineers international conference on horizontalwell technology, Calgary (Alberta), 1-4 November, SPE50421.

Vilegas M.E. et al. (1996) Performance of longitudinallyfractured horizontal wells in high permeability anisotropicformations, in: Proceedings of the Society of PetroleumEngineers annual technical conference and exhibition,Denver (CO), 6-9 October, SPE 36453.

Vogel J.V. (1968) Inflow performance relationship for solutiongas drive wells, «Journal of Petroleum Technology», January,83-92.

Wang X. et al. (2000) Production impairment and purpose-built design of hydraulic fractures in gas condensatereservoirs, in: Proceedings of the Society of PetroleumEngineers international oil and gas conference andexhibition, Beijing, 7-10 November, SPE 64749.

Wattenburger R.A., Ramey H.J. Jr. (1969) Well-testinterpretation of vertically fractured gas wells, «Journal ofPetroleum Technology», May.

Michael J. EconomidesLuigi Saputelli

Department of Chemical EngineeringUniversity of Houston Houston, Texas, USA



6.2 Ottimizzazione dei processi di produzione - treccani.it · riduzione della caduta di pressione...

Documents

Transcript of 6.2 Ottimizzazione dei processi di produzione - treccani.it · riduzione della caduta di pressione...