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Source text - English 1) Intelligent wells
2) by Dev George
3) The development of intelligent completion systems has improved data acquisition, flow management and systems integration to deliver reliable remote flow control, without costly well intervention.
4) Intelligent wells are here and growing exponentially in their intelligence. Regardless of what they are called – intelligent completions, smart completions, or intelligent well systems – this new breed of intelligent wells are basically wells that have had the means of fundamental downhole process control incorporated in their construction. They are described with various attributes, among them the facility for real-time or near-real-time surveillance, interpretation and actuation accomplished through downhole measurement and remotely controlled zones. But that is just the beginning.
5) Dumb wells
6) If this new generation of completion technology has produced intelligent wells, then their predecessors, conventional completions, must have produced ‘dumb’ wells. They provide no downhole information or allow downhole control of the process without intervention via wireline, coiled tubing or rig to take measurements and change the flow from various zones.
7) Conventional completions were until recently relatively simple procedures, essentially running the production tubing into the well. Certainly other operations occur, such as perforating to facilitate flow, gravel-packing to provide a seal between the casing and the bottom of the tubing, and logging, but these are ancillary to the basic act of completing the well. Any flow control is carried out at the christmas tree on the surface, but it is strictly outflow managed by gate valves and has no real effect on fluid flow from the producing zones. Likewise, pressure is also controlled on the surface by way of manual chokes, but here, too, it is only the pressure entering the surface production system that is measured and controlled, not downhole pressure.
8) In a dumb well such as this, oil and/or gas is produced until reservoir pressure declines or the water-cut increases or something happens downhole that prevents the well from further production. A wireline log can be run through the tubing to check the pressure and flow at the sand level, and surface pressure can be measured, both to try to determine the cause of the production decline, but there are few real diagnostic tools available and even fewer means of fixing downhole production problems once they occur. Only re-entry with a slickline, e-line, or coiled tubing or a workover can solve the problem, and neither carry predictable results. Thus when the first doesn’t succeed, the primary zone is usually abandoned and a new pay zone is identified and perforated and the well re-completed.
9) Intelligent well technology
10) These conventional well completions simply can’t cope with today’s complex, economically critical, environmentally sensitive field development scenarios that may be easily accessible, but can also challenge technical capabilities with their remote, frontier, subsea or deepwater locations; high temperature, high pressure reservoirs; and floating production. And these conditions are where the burgeoning intelligent well technology is at its best.
11) An intelligent well is built today upon two premises: real-time surveillance and real-time control ¬– both without the intervention-based, rudimentary production management of conventional wells. It provides for downhole measurement of fluid flow and reservoir pressure and temperature from the surface via electronics or fibre optics. It also provides for downhole control of production zones from the surface via hydraulic, electric or electro-hydraulic actuation of valves or sleeves to open or shut off respective zones.
12) We have had downhole pressure and temperature measurement capabilities since the 1980s, but real-time downhole measurement and control of flow only emerged three years ago to set the stage for intelligent well development, and not a moment too late. Already pressing the envelope of conventional completions were high-angle/horizontal and extended-reach drilling technologies, the utilisation of fewer but larger tubulars, pre-completion of multiple pay zones to drain multiple reservoirs with the same wellbore, and commingled production.
13) Gauges, sleeves and safety valves
14) Yet intelligent wells would not have been developed at this time if it were not for the improvement in recent years of downhole gauges, sliding sleeves and subsurface safety valves that are controlled from the surface.
15) Temporary downhole pressure gauges were originally developed for drill-stem testing, then adapted into surface-read, permanent downhole gauges in the 1970s. From these, the quartz transducer gauge systems used in today’s intelligent wells were developed. But there are drawbacks remaining in them: they are relatively high in cost and can only be positioned as low in the wellbore as the production packer. This is because of a lack of means to bypass the packer with the electrical conductor and because the gauge cannot be exposed to the producing flow.
16) Sliding sleeves were once only positioned between isolation packers to open and close separate zones, and were mechanically actuated via slickline or coiled-tubing in a through-tubing intervention. And, multi-zone wells have always been restricted to simultaneous production from no more than two non-pressure-communicating reservoirs – since more than two tubing strings in a single wellbore is impractical.
17) Subsurface safety valve systems were also developed primarily during the 1970s to be used in environmentally sensitive areas and dangerous situations. Controlled from the surface, these hydraulically operated safety valves employ an integral hydraulic actuating cylinder that moves a flapper or ball valve into open or closed positions. But these, too, have a drawback, since they cannot be used deep in the wellbore but must be confined to less than 100 meters below the mudline.
18) ‘Educating’ wells
19) Wells began to gain a bit of intelligence in the late 1980s, when Smedvig Technologies began to incorporate pressure/temperature gauges in downhole completions for real-time surface readouts of bottomhole pressures and temperatures.
20) Fully ten years later, illusive, intervention-less real-time flow control finally emerged that allowed a well operator to open and shut off zone flow, something that could only be done before with rig intervention or via coiled tubing-conveyed means of perforating, squeezing or shifting a sleeve. This was all that was needed to inspire several leading oilfield service companies to see beyond these early applications and envision the intelligent well. With the innovation of such companies – Baker-Hughes, Schlumberger, ABB, Roxar – intervention-less measurement and control downhole coalesced and the requisite components began to come together in the late 1990s.
21) Baker Oil Tools and Schlumberger teamed in 1997 to develop an all-electric intelligent flow control system, InCharge. Independently, Baker Oil Tools also developed a hydraulically actuated system, InForce, based on Baker’s own CM Sliding sleeve. Both became commercially available in 1999 and 2000 and the InCharge system has been installed in Brazil’s Roncador Field and Norway’s Snorre Field.
22) Schlumberger developed its own Intelligent Remote Implementation System (IRIS) paired with its IRIS Dual Valve System (IRDV) and its own DataLatch downhole recorder/transmitter, which provides real-time surface readout of pressure above and below the flow control valve, and of annulus pressure and temperature. Its TRFC-E tubing-retrievable flow controller system is the primary active component in the intelligent completion. It has an infinitely variable flow control valve system that is adjusted with an electric signal from a surface control station based on real-time data provided by FloWatcher, its integral permanent production monitoring system.
23) ABB’s intelligent well incorporates an Integrated Reservoir Visualisation System (IRViS), with its permanent installation of seismic sensors within the reservoir, into its Advanced Downhole Monitoring and Reservoir Control (ADMARC) system, which incorporates downhole flow control valves with sensors and a controls system.
24) Roxar (which inherited Smedvig Technologies) focuses on pressure/temperature gauges in downhole completions for real-time surface readouts of bottomhole pressures and temperatures. The company has its own system, PROMAC, based on the permanent downhole monitoring system (PDMS) Smedvig developed. Designed for individual zone production control in multilaterals and other complex completions, it maintains complete control of pressure and temperature in the tubing, reservoir zones and hydraulic supply lines, and provides accurate information about the control valve sleeve position.
25) With today’s intelligent well technologies, operators are able to work with real-time data on reservoir properties and dynamic producing conditions that permit better reservoir planning and management. They can commingle two or more zones to accelerate production and are able to fine-tune their production streams to accommodate pressure changes, gas/oil ratios and water cuts. Furthermore, operators can bring on production from reserve zones that would otherwise not be produced, and injections into two or more zones can be changed as the conditions of the reservoir changes.
Translation - Portuguese 1) Poços inteligentes
2) por Dev George
3) O desenvolvimento de sistemas inteligentes de completação melhorou a coleta de dados, o gerenciamento de fluxos e a integração de sistemas garantindo um eficiente controle remoto de fluxos sem intervenções de alto custo nos poços.
4) Os poços inteligentes são uma realidade e o nível de automação de seus controles cresce exponencialmente. Independente de como são chamados – completações inteligentes, completações espertas ou sistemas de poços inteligentes – essa nova geração de poços inteligentes é constituída basicamente de poços que tiveram incorporados em sua construção os meios de controle fundamental do processo de fundo de poço. Eles são descritos com vários atributos, dentre os quais os recursos de supervisão em tempo real ou quase real, interpretação e mobilização realizados através de medições em poços e zonas controladas à distância. Mas isto é apenas o começo.
5) Poços burros
6) Se essa nova geração de técnicas de completação produziu poços inteligentes, então suas antecessoras, as completações convencionais, só podem ter produzido poços “burros”. Elas não dão nenhuma informação sobre os poços e não permitem controle de processo neles sem intervenção via wireline, flexitubo ou sonda para fazer medições e alterar o fluxo de diferentes zonas.
7) As completações convencionais eram até há pouco tempo procedimentos relativamente simples, normalmente era só introduzir os tubos de produção no poço. Certamente eram executadas outras operações, como as de perfuração para facilitar a vazão, enchimento com cascalho para fazer uma vedação entre o revestimento e o fundo da tubulação, e registros, embora estas sejam secundárias ao processo básico de completação do poço. Todo o controle da vazão é efetuado na árvore-de-natal na superfície, porém trata-se de um escoamento rigorosamente controlado por válvulas de gavetas, sem nenhum efeito real sobre a vazão do fluido proveniente das zonas produtoras. Da mesma forma, a pressão também é controlada na superfície por meio de estranguladores manuais, embora, novamente, seja medida e controlada apenas a pressão de entrada no sistema de produção na superfície e não a pressão no poço.
8) Em um poço burro como este, óleo e/ou gás é produzido até a pressão do reservatório cair, a água aumentar ou alguma coisa acontecer no do poço impedindo a continuidade da produção. Pode-se efetuar uma perfilagem a cabo na tubulação para verificar a pressão e a vazão ao nível da areia, e também medir a pressão na superfície; ambos procedimentos são para tentar determinar a causa da queda de produção, porém há poucas ferramentas reais de diagnóstico e menor quantidade ainda de meios para corrigir os problemas de produção que ocorrem no poço. Somente uma reentrada com slickline, e-line ou flexitubo ou alguma operação remedial pode resolver o problema, e nenhuma delas apresenta resultados previsíveis. Por isto, quando a primeira não dá certo, a zona primária costuma ser abandonada e uma nova zona produtiva identificada e perfurada, e o poço recompletado.
9) Tecnologia de poços inteligentes
10) Estas completações convencionais simplesmente já não podem dar conta dos complexos, onerosos e ambientalmente sensíveis cenários de desenvolvimento de campos que podem ser facilmente acessíveis mas também podem desafiar a capacidade técnica quando localizados em áreas distantes, fronteiriças, submarinas ou em águas profundas; com reservatórios de alta pressão e temperatura; e produção flutuante. E é nestas condições que a florescente tecnologia de poços inteligentes revela o seu poder.
11) Um poço inteligente hoje se constrói com base em duas premissas: supervisão em tempo real e controle em tempo real – ambos sem a rudimentar e interventiva gerência de produção dos poços convencionais. Ele permite a medição do fluxo dos fluidos no poço e da pressão e temperatura do reservatório na superfície com instrumentos eletrônicos ou fibras ópticas. Também permite o controle no poço das zonas de produção desde a superfície através da ação de revestimentos e válvulas de acionamento hidráulico, elétrico ou eletro-hidráulico, abrindo ou fechando as respectivas zonas.
12) Já dispúnhamos de recursos para a medição de pressão e temperatura em poços desde a década de 1980, mas a medição e o controle de vazão em tempo real só surgiram há três anos, criando o ambiente para o desenvolvimento de poços inteligentes. E foi bem na hora. Já desafiando os limites das completações convencionais, surgiram a tecnologia de perfuração em ângulo aberto/na horizontal e a de longo alcance, a utilização de tubos maiores e em menor quantidade, a pré-completação de múltiplas zonas produtoras para drenar vários reservatórios com o mesmo poço, e a produção mista.
13) Medidores, revestimentos e válvulas de segurança
14) Com tudo isto, os poços inteligentes não teriam sido desenvolvidos até agora se não fosse o aperfeiçoamento nos últimos anos de medidores para poços, revestimentos móveis e válvulas de segurança de subsuperfície, todos controlados na superfície.
15) Os manômetros temporários para poços foram inicialmente desenvolvidos para testar colunas de perfuração e depois adaptados, na década de 1970, em medidores permanentes para leitura na superfície. Destes derivam os sistemas de medição com transdutores a quartzo usados nos atuais poços inteligentes. Porém, eles ainda têm algumas desvantagens: são relativamente caros e só podem ser posicionados no poço até a profundidade da vedação de produção. Isto se deve à falta de condições para ultrapassar a vedação com o condutor elétrico e porque o medidor não pode ficar exposto ao fluxo de produção.
16) Os revestimentos móveis só eram colocados entre vedações de isolamento para abrir e fechar zonas separadas, e eram acionados mecanicamente via slickline ou flexitubo numa intervenção através da tubulação. E poços de zonas múltiplas sempre estiveram restritos à produção simultânea de no máximo dois reservatórios comunicantes sem pressão – pois mais de duas colunas no mesmo poço não seria prático.
17) Os sistemas de válvulas de segurança de subsuperfície também foram desenvolvidos pela primeira vez durante a década de 1970 para serem usados em áreas ambientalmente sensíveis e em situações de risco. Controladas a partir da superfície, essas válvulas têm um cilindro totalmente hidráulico que abre ou fecha uma válvula de esfera ou charneira. Mas elas também têm sua desvantagem, pois não podem ser usadas em grandes profundidades no poço, ficando restritas a menos de 100 metros abaixo da linha de lama.
18) “Educando” os poços
19) Os poços começaram a ficar um pouco inteligentes no final da década de 1980, quando a Smedvig Technologies começou a utilizar medidores de pressão/temperatura em completações de poços para fazer leituras em tempo real na superfície das pressões e temperaturas dentro do poço.
20) Só dez anos depois é que finalmente surgiu um ilusório controle de fluxo em tempo real que prescindia de intervenções e permitia que o operador abrisse e fechasse o fluxo da área, algo que antes só poderia ser feito com intervenção de sonda ou através de meios, conduzidos por um flexitubo, de perfurar, comprimir ou deslocar um revestimento. Isso foi o bastante para fazer com que várias companhias petrolíferas enxergasse além dessas aplicações anteriores e previsse o poço inteligente. Com a modernização dessas empresas – Baker-Hugher, Schlumberger, ABB, Roxar – houve uma integração da medição não-interventiva com equipamentos de controle interno dos poços e os componentes necessários começaram a se juntar no fim dos anos 1990.
21) A Baker Oil Tools e a Schlumberger se uniram em 1997 para desenvolver um sistema inteligente de controle de fluxo totalmente elétrico, o InCharge. A Baker Oil Tools também desenvolveu sozinha um sistema com acionamento hidráulico, o InForce, tendo como base seu próprio revestimentoCM Sliding. Ambos tornaram-se comercialmente disponíveis em 1999 e 2000; e o sistema InCharge foi instalado nos campos Roncador e Snorre Field, no Brasil e Noruega, respectivamente.
22) A Schlumberger desenvolveu seu próprio sistema IRIS (Intelligent Remote Implementation System) que, em conjunto com o seu sistema IRDV (IRIS Dual Valve System) e seu próprio registrador/transmissor DataLatch de poço, permite leituras em tempo real, na superfície, da pressão acima e abaixo da válvula de controle de fluxo e da pressão e temperatura no espaço anular. Seu sistema controlador de fluxo recuperável pela tubulação TRFC-E é o principal componente ativo na completação inteligente. Ele tem uma válvula de controle de fluxo de variação infinita que é regulada por um sinal elétrico transmitido por uma unidade de controle na superfície, com base nos dados enviados em tempo real pelo FloWatcher, seu sistema integrado de monitoração permanente da produção.
23) O poço inteligente da ABB tem um sistema IRViS (Integrated Reservior Visualisation System), com sensores sísmicos permanente instalados no reservatório, em seu sistema ADMARC (Advanced Downhole Monitoring and Reservoir Control) que, por sua vez, possui válvulas de controle de fluxo em poços com sensores e um sistema de controles.
24) A Roxar (sucessora da Smedvig Technologies) concentra-se em medidores de pressão/temperatura em completações de poços para leituras em tempo real, na superfície, das pressões e temperaturas no fundo do poço. A empresa possui seu próprio sistema, o PROMAC, que se baseia no sistema PDMS (Permanent Downhole Monitoring System) desenvolvido pela Smedvig. Projetado para controle de produção cada zona em completações multilaterais e outras de igual complexidade, ele mantém completo controle da pressão e temperatura na coluna, zonas do reservatório e linhas de alimentação hidráulica, gerando informações precisas sobre a posição do revestimento das válvulas de controle.
25) Com as atuais tecnologias de poços inteligentes, os operadores já conseguem trabalhar com dados em tempo real sobre propriedades do reservatório e condições dinâmicas produção que lhes permitem melhorar o planejamento e a administração do reservatório. Eles podem juntar duas ou mais zonas a fim de acelerar a produção e conseguem controlar com precisão o andamento da produção de acordo com as variações de pressão, proporções gás/óleo e volume de água presente. Além disso, os operadores podem aproveitar a produção de zonas de reserva que de outro modo não seriam aproveitadas, e as injeções em duas ou mais zonas podem ser alteradas quando as condições do reservatório mudarem.
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Experience
Years of experience: 34. Registered at ProZ.com: Aug 1999.
EDUCATION
Electronics/Telecommunications - Federal Technical School - 1968 - São Paulo
Mechanical Engineering - Universidade Gama Filho - 1972 - Rio de Janeiro
Data Processing & Information Systems / Telecom (Hardware and Software) - 1990
Proficiency in English (Lower Cambridge) - Cultura Inglesa - 1974
Advanced French (Alliance Française) - 1969
Advanced Spanish (Miguel de Cervantes) - 1995
PROFESSIONAL HISTORY
Quality Manager - Tyco Electronics Ltda. - 1976 to 1990 (Electro-Mechanics)
Plant Manager - Austin do Brasil - 1990 to 1991 (Textiles)
English Teacher - FISK - 1986 to 1988 (Evening classes)
Expertise 
Portfolio 
CV/Resume (PDF)