Cedazos y ICD en la terminación de pozos horizontales en formación de arenas
Adquisición de datos de gestión de arena La adquisición de datos para fines de ingeniería de terminación y gestión de arena se identificó temprano durante las fases de exploración y evaluación como una actividad crítica para derivar un plan óptimo de gestión de arena para Stybarrow Development. La gestión de arena se definió mediante un enfoque holístico para minimizar el impacto de la producción de arena en la integridad de las instalaciones y el rendimiento del pozo a fin de salvaguardar el perfil de producción durante toda la vida útil del campo. Durante la evaluación de campo se hizo evidente que un componente clave del plan general de manejo de arena era controlar la producción de arena en el fondo del pozo. En consecuencia, se ajustó el plan de adquisición de datos para obtener los datos apropiados.
Análisis granulométrico
Para describir la distribución del tamaño de partículas (PSD) de la Formación Macedonia, se han realizado numerosos análisis de tamiz utilizando diversas técnicas. Estos datos se utilizaron para caracterizar la clasificación y la uniformidad, así como el contenido de finos de las muestras de arena. Los finos se definieron según la práctica de la industria (Tiffin et al 1998) como partículas menores de 44 μm (malla sub 325 o diámetro promedio de garganta de poro de 40/60 grava de malla estadounidense de 45 μm). Las técnicas de análisis de tamiz aplicadas fueron análisis mecánicos de tamiz seco (Figura 4) y análisis de tamaño de partículas por láser (LPSA) utilizando varias técnicas de preparación de muestras, como sonicación y trituración mecánica con mazo y mortero. Se encontró que la repetibilidad de los análisis era problemática, especialmente la del LPSA.
Los resultados variaron considerablemente según el laboratorio, es decir, la instrumentación utilizada y la predicción del comportamiento de dispersión de la luz (teoría de Mie frente a la aproximación de Fraunhofer (Jones 2003)) y, en particular, la técnica de preparación de la muestra (Figura 5). Los resultados de LPSA revelaron contenidos de finos muy altos que no coincidían con la descripción del material del núcleo de secciones delgadas. Algunos resultados de LPSA mostraron claramente que se habían generado finos artificiales al desagregar mecánicamente los granos de arena de cuarzo y los rombos de siderita durante la preparación de la muestra con un mortero y una mano de cerámica. Sin embargo, los resultados de LPSA que utilizan la preparación de muestras mediante sonicación demostraron una coincidencia mucho mejor con los datos del tamiz seco mecánico. Debido a las incertidumbres con los datos de LPSA, los análisis de tamiz seco se han utilizado para calcular el coeficiente de clasificación y uniformidad y el contenido de finos de manera similar a la propuesta por Tiffin et al (1998). Todas las muestras de arena generalmente están bien clasificadas con coeficientes de uniformidad de <2 (P50 = 1.8) y coeficientes de clasificación ~4 (P50 = 3.9). El D50 medio de todas las muestras se había determinado a 195 μm. Los resultados detallados se pueden encontrar en la Tabla 1. Los resultados también muestran que las lutitas dentro del yacimiento están mal seleccionadas con un alto contenido de finos de hasta el 25%.
Selección de control de arena El proceso de selección de control de arena para los pozos de desarrollo de Stybarrow se guió principalmente por el requisito de proporcionar pozos altamente confiables capaces de producir según el diseño del pozo y cumplir con los objetivos de productividad y gestión del yacimiento. La longevidad de la terminación de Sandface se identificó como un factor crítico de éxito para el proyecto en base a las siguientes dos razones principales: 1. La cantidad de pozos de producción para drenar el Campo Stybarrow se optimizó a cuatro en base a un extenso trabajo de simulación de yacimientos, es decir, no habría capacidad excedente de pozo disponible. 2. Todos los pozos se completarían bajo el mar en aguas profundas, es decir, acceso limitado a plataformas en Australia capaces de realizar reacondicionamientos correctivos en caso de que ocurran fallas en los pozos. Esta filosofía de minimizar futuras intervenciones en pozos requería un enfoque en lograr una instalación de terminación exitosa que involucre la colaboración efectiva de la compañía de servicios. La metodología de selección del control de arena se basó en la identificación de una técnica confiable que pudiera utilizarse en un entorno logísticamente desafiante. Varios autores han intentado desarrollar matrices de decisión de selección de control de arena genérica basadas en el rendimiento real del campo y los mecanismos de falla considerando las incertidumbres del yacimiento y la terminación (Farrow et al 2004; Bennet et al 2000; King et al 2003; Wehunt 2003). A lo largo de las discusiones internas y externas, se hizo evidente que, a menudo, las decisiones de control de arena en realidad se toman sobre la base de la experiencia regional y del equipo de desarrollo en lugar de una revisión objetiva. A pesar de los excelentes intentos de clasificar los mecanismos de falla y cuantificar las tasas de falla de tipos específicos de terminación de control de arena (King et al 2003), hasta la fecha no existe una base de datos de la industria disponible públicamente que cubra un volumen de muestra estadísticamente suficiente para todos los tipos de terminación. No obstante, las clasificaciones de modos de falla y los datos de frecuencia proporcionados por King et al (2003) se pueden usar como tendencia y ayudar a enfocarse en la minimización del riesgo de falla durante el diseño detallado. Sobre la base de una evaluación exhaustiva de todas las opciones de control de arena y teniendo en cuenta el requisito crítico de la longevidad de la terminación en un entorno de aguas profundas, se tomó la decisión de utilizar un método de control de arena estabilizadora frente a la arena. La evaluación de la heterogeneidad del yacimiento (no se podía garantizar que solo se completaría una facies) y el comportamiento de las lutitas (minerales arcillosos que son dispersivos en lugar de reactivos) redujeron aún más las opciones de terminación de frente de arena a un relleno horizontal de grava en pozo abierto. Tanto los empaques de grava circulantes (onda alfa/beta) como las técnicas de camino alternativo se evaluaron utilizando un enfoque basado en el riesgo. La baja reactividad de los minerales arcillosos dentro del yacimiento y la complejidad de la ingeniería de fluidos de las opciones de caminos alternativos llevaron a la decisión de instalar empaques de grava circulante utilizando un fluido portador a base de agua. Esta decisión se tomó temprano durante la fase del proyecto para permitir suficiente tiempo para optimizar el diseño del empaque de grava en vista de los requisitos previos detallados de la ingeniería de fluidos.
Optimización de la secuencia de terminación
Todo el Desarrollo Stybarrow comprende 9 pozos. Todas las terminaciones de pozos se estandarizaron para permitir la circulación del empaque de grava alrededor de las mallas en los pozos de producción o la colocación de rompedores de revoque en la malla/anillo del pozo en los pozos de inyección de agua completados con mallas independientes. La estandarización del equipo de terminación brindó la oportunidad de secuenciar las actividades de perforación y terminación en función de los riesgos operativos. Los pozos de inyección de agua de menor riesgo se completaron primero en la secuencia para permitir la familiarización con el equipo y los procedimientos de finalización. Además, los aprendizajes operativos clave de los pozos iniciales se transfirieron a los programas de pozos para las operaciones horizontales más complejas de empaque de grava en pozo abierto. Un aspecto importante del empaque de grava de una plataforma de perforación semisumergible implica identificar y mantener el posicionamiento de la herramienta de servicio durante grandes movimientos de la plataforma, como el oleaje. Se debe mantener una presión de sobrebalance durante todas las etapas de la operación de empaque de grava para evitar el frotamiento y la perturbación del revoque de filtración. De estas operaciones se derivaron valiosas lecciones aprendidas con respecto a encontrar posiciones de herramientas de servicio bajo movimientos sustanciales de la plataforma. Esto permitió que el equipo de terminaciones comprendiera mejor la complejidad de las operaciones de las herramientas de servicio y refinara los programas de terminación para los empaques de grava horizontales mucho más críticos. Todo el equipo de bombeo, incluido el personal, permaneció dedicado durante la duración del proyecto, es decir, el mismo personal operativo clave operó exactamente el mismo equipo durante toda la campaña. Todo el equipo de bombeo se apiló por completo y se probó su función en el país antes de la campaña de terminación utilizando la misma configuración que en la plataforma de perforación.
Napalowski, Ralf; Hill, Robin Andrew; Stomp, Robert John; Derkach, Ed; Fagervik, Egil Normann; Manning, David Keith (). [Society of Petroleum Engineers SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition - Perth, Australia (2008-10-20)] SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition - Successful Implementation of Horizontal Open-Hole Gravel Packing in the Stybarrow Field Development, Offshore Western Australia.pages 1,2,3,10 and 11.
Se ha demostrado que los pozos horizontales son efectivos para mejorar la recuperación de petróleo al aumentar el contacto con el yacimiento, aumentando así la productividad en comparación con los pozos verticales y/o desviados. Se ha perforado un número creciente de pozos horizontales en las últimas dos décadas y se perforarán en las próximas décadas. Sin embargo, los pozos horizontales pueden encontrar problemas de producción desigual a lo largo de sus pozos, es decir, flujos más altos en los talones, puntas e intervalos de alta conectividad que pueden causar la penetración prematura de fluidos no deseados (agua y/o gas) y, como resultado, puede reducir la efectividad de producción de los pozos horizontales. Hay tres mecanismos responsables del flujo desigual a lo largo del pozo de un pozo horizontal: drenaje, fricción y heterogeneidad. La Figura 1a muestra flujos más altos en el talón y la punta de un pozo horizontal en comparación con el pozo principal en un yacimiento homogéneo y el flujo desigual crece a medida que aumenta el tiempo (Economides et al., 1996). El fenómeno se representa en la Fig. 1b, donde el talón y la punta están en un flujo radial mientras que el pozo principal está en un flujo lineal. El flujo radial proporciona áreas de drenaje mucho más grandes que el flujo lineal y crece más rápido (r2 frente a r, r es el radio de drenaje). Sin embargo, los altos flujos en el talón y la punta pueden no causar una penetración temprana de agua o gas porque las velocidades en el talón y la punta son las mismas que en el pozo principal. Tradicionalmente, la mayoría de la gente cree que el problema del talón y la punta es responsable de los primeros avances de agua/gas, pero esto es un error. Reducir los flujos en el talón y la punta puede perjudicar la productividad del pozo en lugar de evitar que el pozo penetre agua/gas (Daneshy et al., 2012).
El flujo desigual a lo largo de un pozo horizontal también puede ser causado por la fricción del pozo que aumenta la presión de flujo del pozo desde el talón hasta la punta, como se muestra en la Fig. 1c. Una presión de pozo más baja en el talón da como resultado un flujo más alto y una velocidad de flujo más alta en la región del yacimiento adyacente que puede ser responsable de la penetración temprana de agua o gas en el talón. Este es un problema bien conocido y uno de los objetivos de los ICD/ICV.
Entre los tres mecanismos, la heterogeneidad del yacimiento puede ser la razón principal que provoca un flujo desigual a lo largo de un pozo. La heterogeneidad del yacimiento crea una conectividad desigual del pozo con el yacimiento. Una mejor conectividad da un mayor flujo y viceversa. A diferencia de la mayoría de los trabajos publicados en la industria, este documento utiliza la conectividad en lugar de la permeabilidad porque la permeabilidad a lo largo del pozo puede reflejar solo la permeabilidad local adyacente al pozo en lugar de la conectividad del pozo con otras partes del yacimiento, por ejemplo, las regiones de inyección. Por lo tanto, el uso de la permeabilidad local puede no ser la mejor forma de describir la irrupción de agua o gas. Los dispositivos de control de entrada (ICD) se inventaron a principios de 1990 para resolver el problema de producción desigual en los pozos horizontales mencionado anteriormente.
Los ICD son un tipo de terminaciones de pozos inteligentes y no son ajustables; una vez instalados en un pozo, se vuelven permanentes. La primera aplicación de campo de ICD se informó en 1998 (Holmes et al., 1998). El diseño inicial de los ICD tiene como objetivo redistribuir el perfil de flujo desigual de manera uniforme (Ratterman et al., 2005 y Li et al., 2011), lo que se conoce como ecualización de flujo (Lee et al., 2017). Restringen el flujo a través de un acceso de entrada desde el espacio anular hasta la tubería para obtener el caudal deseado. Hay tres tipos de DAI que se diferencian por sus tipos de acceso: canal, boquilla/orificio e híbrido (Li et al., 2011; Minulina et al., 2012; y Daneshy et al., 2012). El tipo de canal de ICD es uno de los primeros ICD que utilizan la fricción de la superficie para controlar el flujo. Una de las desventajas de los DAI de tipo canal que utilizan un canal de flujo helicoidal como mecanismo de estrangulamiento es la sensibilidad a las viscosidades de los fluidos que pasan a través de él y hace que los dispositivos sean difíciles de controlar. El tipo de ICD de boquilla/orificio supera el problema dependiente de la viscosidad al obstruir el flujo a través de un conjunto de boquillas u orificios, pero este tipo de ICD es altamente propenso a la erosión por partículas de arena y menos resistente al taponamiento (Li et al., 2011). El tipo de boquilla de los ICD es el enfoque de este documento.
La válvula de control de entrada (ICV) es otro tipo de terminación de pozo inteligente. A diferencia de los ICD, los ICV son ajustables y sus tamaños de estrangulamiento se pueden cambiar en función de las necesidades dinámicas de un pozo. Los ICV son dispositivos de control activo, mientras que los ICD son pasivos. Las principales ventajas de los ICV sobre los ICD son que son flexibles y fáciles de manejar con la incertidumbre del flujo del pozo y los cambios dinámicos. Por el contrario, los ICD no son flexibles y no se pueden cambiar una vez instalados. Dado que la condición del yacimiento es dinámica, un diseño ICD apropiado es fundamental para que los ICD sean confiables en condiciones dinámicas del yacimiento. Sin embargo, los ICD son simples y más confiables que los ICV (Li et al., 2011).
Desde principios de 2000, se han instalado ICD/ICV en muchos embalses de todo el mundo con una tendencia creciente (Ratterman et al., 2005; Raffin et al., 2007; Kuck et al., 2012; y Fu et al., 2014) , especialmente en el Medio Oriente, por ejemplo, Arabia Saudita (Madan et al., 2015) y EAU (Marzooqi et al., 2010; Marir et al., 2011; Khedr et al., 2012; Hashemi et al., 2013; Bachar et al., 2014; y Edmonstone et al., 2014). Los ICD/ICV se instalan no solo en los productores sino también en los inyectores (Raffin et al., 2007; Kuck et al., 2012; y Fonseca et al., 2015). A medida que la cantidad de pozos ICD/ICV crece sin precedentes, existe una gran necesidad de métodos/flujos de trabajo de optimización de diseño de pozos ICD/ICV eficientes y efectivos y tecnologías de simulación de campo completo.
Simulación eficiente de campo completo
ICD/ICV Hay dos formas de realizar simulaciones de pozos ICD/ICV: paquetes integrados de simulación de pozos y yacimientos (p. ej., Eclipse y Reveal) (Marzooqi et al., 2010; Wu et al., 2011; Todman et al., 2017) y acoplamiento de un herramienta de modelado de flujo de pozo (p. ej., NETool) con un paquete de software de simulación de yacimientos (Livescu et al., 2010; Minulina et al., 2011; y Bachar et al., 2014). Tanto los paquetes de acoplamiento como los integrados sufren los problemas de eficiencia, de modo que solo pueden manejar modelos de sector con una pequeña cantidad de pozos IDC/ICV (normalmente solo un pozo ICD). Además, los problemas de estabilidad numérica y convergencia siempre molestan a ambos tipos de simulaciones y dificultan la eficiencia y eficacia de la simulación de campo completo. Los siguientes párrafos presentan nuestra solución.
Optimizador de diseño de pozos ICD/ICV
El objetivo del diseño de pozos ICD/ICV es optimizar las ubicaciones de los ICD/ICV y sus tamaños para maximizar la eficiencia de recuperación o barrido de petróleo. Actualmente nos enfrentamos a dos problemas en el diseño de pozos ICD/ICV. Primero, el proceso de diseño es un enfoque de prueba y error que requiere de decenas a cientos de iteraciones. Lleva mucho tiempo y es posible que los resultados no se optimicen. Y segundo, el diseño está guiado por la distribución de permeabilidad a lo largo del pozo. Como discutimos anteriormente, la permeabilidad, si no está conectada a los inyectores, puede no ser un buen indicador de la penetración temprana del agua. Restringir la permeabilidad que no está conectada a los inyectores puede reducir el índice de productividad (PI) y no ayudar a maximizar la eficiencia de barrido. Solo la permeabilidad que está conectada a los inyectores es responsable de la ruptura temprana del agua, por lo que debe ser sofocada. Creemos que la conectividad del yacimiento, más que la permeabilidad, es la clave para la optimización del diseño de pozos ICD/ICV.
Li, D.; Alobedli, A.; Selvam, B.; Azoug, Y.; Obeta, C.; Nguyen, M.; Al-Shehhi, B. H. (). [Society of Petroleum Engineers SPE Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference - Abu Dhabi, UAE (2017-11-13)] SPE Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference - A New ICD/ICV Well Completion Design Optimizer and Well Management Logic for Full Field Reservoir Simulation with Multiple ICD/ICV wells. Pages 2,3,4,5 and 8.
Las demandas de hidrocarburos continúan impulsando la producción, particularmente entre los activos en los yacimientos marinos. Los pozos horizontales producen fluidos por un flujo de entrada no uniforme debido a las variaciones de presión/permeabilidad del yacimiento a lo largo de los laterales, los efectos de fricción a lo largo del pozo y la producción de arena. El flujo de entrada no uniforme promueve la penetración temprana de agua/gas. Estos pozos se completan utilizando dispositivos de control de entrada (ICD) con pantallas para optimizar el rendimiento del pozo y superar los principales desafíos del campo, a saber, el daño a la formación. durante la perforación mediante mejores procesos de limpieza, pérdida de presión debido a la fricción de punta a punta y control de arena. La operación de terminación es uno de los contribuyentes más importantes para el éxito de los entregables del pozo. Sin un diseño adecuado de los accesorios y una operación eficiente durante la instalación del conjunto de terminación, es posible que no se logre el verdadero potencial de un pozo. La selección de los accesorios de terminación debe tener en cuenta algunas consideraciones importantes, que incluyen el tamaño del pozo y el diámetro exterior (OD) máximo de la sarta de terminación, la severidad de la pata de perro/inclinación, el tipo de fluido producido, los requisitos para el aislamiento zonal y el método de transporte (Hamzah et al. otros 2012).
Las herramientas de adquisición de registros de producción multifase (MPLT, por sus siglas en inglés) se ejecutan en estos pozos terminados para determinar las entradas de fluidos al pozo durante la producción. Estos registros se utilizan para analizar el desempeño dinámico de los pozos y la productividad de diferentes zonas para diagnosticar pozos problemáticos y evaluar las terminaciones de ICD. Este proceso, que se ocupa de una variedad de técnicas utilizadas para medir el rendimiento del pozo, depende de la desviación del pozo y de la cantidad y tipo de fluidos producidos. En los ejemplos que se presentan, los pozos producían petróleo seco.
Por lo general, estas terminaciones ICD constan de muchos accesorios, incluidas válvulas de cadena de final de terminación, que proporcionan una función de válvula de retención que se utiliza para facilitar la circulación a través de la parte inferior del conjunto de revestimiento y ayuda en la colocación del revestimiento en el pozo descubierto. Durante la producción, las válvulas de retención se cierran para evitar que los fluidos del yacimiento fluyan a través de la herramienta, desviando así el flujo a través de los ICD. El propósito principal de este documento es ilustrar cómo la falla en estos accesorios afectará el desempeño de la terminación; por lo tanto, el buen desempeño. La falla de los accesorios puede resultar en la producción de arena, la penetración temprana de agua, la eventual destrucción del pozo y el daño de las instalaciones de superficie (Ahmad et al. 2012).
Tecnología ICD: prueba de concepto y objetivos de terminación A medida que evolucionaba la perforación y terminación de pozos en el campo, se introdujeron los pozos horizontales como la solución para el estafado de agua/gas, yacimientos delgados, ubicaciones de superficie restringida y muchos otros problemas. Para la misma tasa de flujo de producción del pozo, se supone que un pozo horizontal tiene menos descenso a lo largo del yacimiento en comparación con un pozo vertical, lo que conducirá a que los contactos de fluidos tengan un movimiento moderado. Después de que la perforación de pozos horizontales se convierte en una práctica común, surgen nuevos desafíos, como el efecto de talón a punta, el control de agua/gas en la sección del talón debido a una mayor caída y la penetración temprana de agua/gas en intervalos de alta permeabilidad debido a heterogeneidad del yacimiento. La introducción de la tecnología ICD se consideró como la solución para superar los desafíos de producción en pozos horizontales.
Un ICD (Fig. 1) es un regulador de flujo y presión que controla el flujo desde el espacio anular hasta la tubería restringiendo el flujo a través de áreas de alta permeabilidad y aumentando el flujo a través de áreas estrechas. La terminación ICD aplica una caída de presión adicional a lo largo de la terminación, pero esta caída de presión adicional no es constante a lo largo de los intervalos de pozo abierto. Una terminación ICD típica consta de uniones ICD con empacadores de aislamiento de pozo abierto que separan la sección horizontal del pozo abierto en compartimentos. El ICD aplicará una caída de presión alta a lo largo de una terminación en intervalos de alta permeabilidad, lo que reducirá la caída contra este intervalo; por lo tanto, controlando la producción. Mientras que para secciones relativamente estrechas, la caída de presión en la terminación del ICD será mínima y se aplicará una gran reducción para permitir una mayor producción. Los principales impulsores de la industria para las instalaciones amplias de las completaciones ICD se basan en gran medida en su capacidad para equilibrar el flujo de entrada a lo largo del pozo, retrasar la penetración de agua y gas, controlar el corte de agua, reducir o eliminar el flujo cruzado y los efectos de talón a punta, promover un flujo inicial efectivo. limpieza de pozos y control de la producción de arena (Moen et al. 2008; Ouyang 2009).
En instalaciones específicas de DAI, se implementa un tratamiento químico para eliminar la sedimentación que puede obstruir las pantallas del DAI (Moen et al. 2008). El proceso de tratamiento químico se inicia cuando la terminación alcanza la profundidad total (TD) del pozo. En ese momento, el fluido anular entre la terminación y el frente de arena se desplazará con ácido fórmico/enzimas, que disolverán las partículas de revoque de lodo y permitirán que la mezcla fluya a través de la malla del ICD sin ningún problema. Una ventaja adicional de la terminación de pozo abierto ICD es el ahorro general de costos debido a la reducción del tiempo de perforación y la eliminación de la necesidad de operaciones de revestimiento, cementación y disparos.
En este campo, la terminación ICD se considera una solución rentable de terminación en pozo abierto. Para estos pozos, el diseño adecuado de ICD puede resultar en un efecto mínimo de talón a punta, equilibrando el flujo de entrada a través de la sección horizontal en yacimientos heterogéneos. Se puede lograr un resultado deseable compartimentando la sección horizontal con empacadores en función de la permeabilidad, la presión, las variaciones de viscosidad y manejando la caída de presión a lo largo del yacimiento (Pr – P ann) y la caída de presión a lo largo de la terminación (Pann – P tub ). Los accesorios de terminación, integrados con la terminación del DAI, deben ser de la misma alta calidad que las articulaciones del DAI. Cualquier mal funcionamiento de los accesorios de terminación afectará el desempeño general de la producción del pozo y no se lograrán los objetivos de terminación del ICD. En los dos ejemplos de campo que se presentarán, la fuga de la válvula al final de la terminación condujo a una alta producción no deseada, dañó el equilibrio del flujo de entrada y aumentó el riesgo de penetración temprana de agua.
Ejemplo Pozo B
El pozo B se perforó y completó como un pozo abierto productor de petróleo horizontal con una sección horizontal de más de 2300 pies. El pozo se completó con un conjunto de terminación de pozo abierto que consta de 30 ICD y 4 empacadores mecánicos (ver Fig. 10). El pozo era mayor que la capacidad de los empacadores hinchables; por lo tanto, se utilizaron empacadores mecánicos.
Al-Khanferi, Mohammed Tariq; Bubshait, Ahmed Khalid; Abd El-Fattah, Mahmoud Mohamed; Al-Shabibi, Hussain; Bawazir, Mustafa Abdulrahman (). [International Petroleum Technology Conference International Petroleum Technology Conference - Kuala Lumpur, Malaysia (2014-12-10)] International Petroleum Technology Conference - How Malfunctioning Completion Accessories Affect Well Performance Offshore Saudi Arabia.Pages 2,3 and 10
Optimización del control de arena en pozo abierto utilizando una pantalla conformable de polímero con memoria de forma con aplicación de control de flujo de entrada
Introducción a la pantalla conformable de polímero con memoria de forma Las ventajas de OHGP con ICD son bastante obvias, es la dificultad en la ejecución lo que reduce los beneficios. De ahí la razón principal por la cual una solución alternativa con el uso de una pantalla de polímero con memoria de forma (SMP) adaptable brinda una mejora muy necesaria en la ejecución de terminaciones de pozos horizontales con un dispositivo de control de entrada. La pantalla conformable SMP consta de una capa exterior que, cuando entra en contacto con un fluido de activación predeterminado, se expandirá radialmente hasta que se adapte por completo a la superficie o las irregularidades del diámetro del pozo descubierto. Esto transforma la estructura del pozo, de modo que la pantalla SMP y el frente de arena de la formación se convierten en un medio de filtración de producción unificado. Esta verdadera conformidad de un dispositivo mecánico como el SMP replica los beneficios de un OHGP sin los rigores que deben cumplirse en la ejecución de una operación OHGP. La capacidad de la pantalla SMP para ofrecer estabilidad del pozo ha sido validada con pruebas de laboratorio (Yuan et al, 2012) y aplicaciones de campo.
Beneficios del control de flujo de entrada horizontal
Una terminación ICD está diseñada esencialmente para retrasar la conificación de agua/gas durante la fase de producción de un pozo. El dispositivo se utiliza para equilibrar el flujo de entrada de fluido desde el yacimiento hasta el pozo, manteniendo a raya el frente de la fuerza motriz durante un período de tiempo más prolongado. Como resultado de la estabilidad del flujo de entrada, se puede lograr un mejor barrido del yacimiento objetivo a lo largo del pozo. Se han citado numerosos casos de mejora en el comportamiento del flujo en un pozo horizontal como resultado del diseño y la aplicación adecuados de ICD (Marzooqi et al, 2010). En ciertos casos, la necesidad de controlar el flujo de entrada y el control de arena juntos se vuelve esencial. Una solución común para el enarenado de pozos es colocar grava del tamaño adecuado a lo largo de la formación que actuaría como filtración principal para la arena de formación producida. La operación de llevar a cabo un empaque de grava es complicada y requiere consideraciones especiales cuando se introduce una restricción en el fondo del pozo, como una terminación ICD. El diseño del ICD debe adaptarse para acomodar tanto la finalización del empaque con grava como el flujo de producción, lo que presenta un problema. Osunjaye, Gbenga; Abdelfattah, Tarik (). [Society of Petroleum Engineers SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference - Manama, Kingdom of Bahrain (2017-03-06)] SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference - Open Hole Sand Control Optimization Using Shape Memory Polymer Conformable Screen With Inflow Control Application. ,pages 2 and 6
Distribución de tamices frente a retención de arena: el impacto de la grava mono-tamizada en el control de la arena
Los diseños de terminación inferior para pozos de aguas profundas enfrentan condiciones de fondo de pozo extremadamente desafiantes durante su ejecución y posterior producción. Y, sin embargo, se han anunciado con frecuencia numerosos nuevos descubrimientos en aguas profundas en los últimos años en el Golfo de México (GOM), Brasil, el sudeste asiático, el Mar del Norte, África occidental y Australia. Una ventaja de muchos pozos de aguas profundas es su vida útil productiva, que puede llegar hasta los 30 años; sin embargo, esta longevidad está acompañada por los desafíos de una ejecución difícil en el desafiante entorno de aguas profundas y los altos costos de los pozos. Por lo tanto, los diseños de estas terminaciones requieren una comprensión detallada de las propiedades geológicas del yacimiento (como tensiones, tendencia al enarenado y propiedades similares), el entorno de producción en el fondo del pozo, la existencia de restricciones en la instalación de la terminación inferior preferida en alta mar y la planificación anticipada. para una ejecución ideal. Las condiciones extremas que se enfrentan en una terminación en aguas profundas incluyen altas presiones de yacimiento, altas temperaturas de yacimiento, tensiones horizontales altas sin precedentes y litologías de formación desafiantes que son propensas a una alta producción de arena. La falla de una terminación inferior en un pozo de aguas profundas antes del final de su vida productiva esperada puede conducir a una intervención costosa o a desviar las operaciones para recuperar la productividad perdida por la falla de la terminación [King 2003; normando 2004; Navaira 2009].
La evaluación de la capacidad de control de arena de diferentes materiales de apuntalamiento y tamaños de malla se ha llevado a cabo tradicionalmente utilizando apuntalante con una distribución de tamaño de malla estándar; un apuntalante 20/40, por ejemplo, tendrá tamaños de partículas entre 400 y 800 micrones de diámetro. Y los diversos métodos para modelar los tamaños de poro de un paquete de apuntalante siempre han mostrado un rango de tamaños de poro debido a la amplitud de PSD para cada apuntalante [Fischer 2016; Wu 2018]. Pero como se muestra en estudios recientes [Palisch 2015], el proceso de fabricación de algunos UHSP genera una distribución mono-tamiz en el producto resultante (Fig. 2). Con estos nuevos apuntalantes de tamaño de malla angosta que se utilizan para las terminaciones de control de arena (a saber, CHFP), los autores cuestionaron si su capacidad para proporcionar control de arena sería comparable al apuntalante tradicional de tamiz estándar. Navaira 2009].
Al seleccionar la terminación inferior para un campo de aguas profundas, la primera decisión que surge es si implementar un pozo abierto o entubado, seguida de las decisiones relacionadas con el diseño de la terminación para proporcionar control de arena. El control efectivo de la arena es uno de los factores clave para reducir el riesgo de fallas durante la producción a largo plazo; la mayoría de estas técnicas utilizan una malla en el pozo, y muchas de esas terminaciones con mallas utilizan además apuntalante/grava para proporcionar la barrera principal contra la producción de arena antes de la malla. Dentro de los tipos de terminaciones en aguas profundas que utilizan grava, el fraccionamiento en pozo entubado (CHFP) es un método popular y confiable que produce muchos años de productividad cuando se ejecuta adecuadamente. Si bien ha habido cierto desacuerdo en la literatura con respecto a las tasas de falla relativas para las terminaciones de control de arena en pozo abierto versus pozo entubado [Burton 2010], un estudio de 2003 que hace referencia a las tasas de falla en más de 2000 terminaciones mostró que CHFP tiene la tasa de falla relativa más baja de todas. terminaciones de control de arena [King 2003]. Estudios recientes han resaltado una serie de factores que han permitido este éxito mejorado en la ejecución de CHFP, como el uso de simuladores de fracturación calibrados con datos reales en tiempo real; el uso de medidores para mediciones en tiempo real de presión, temperatura y concentración de arena; y el logro de la eliminación de la punta (TSO) con una alta ganancia de presión neta [Weirich 2012].
Otros estudios [Knobles 2017] sobre el despliegue exitoso de terminaciones de CHFP en GOM en aguas profundas identificaron tres factores críticos en el despliegue exitoso de CHFP: 1) logro de una alta conectividad entre la fracturación y el pozo; 2) mantener un empaque de grava anular intacto y sin daños; y 3) lograr y mantener suficiente ancho de fractura y conductividad en el pozo cercano. De estos tres factores, el último puede verse afectado más directamente por el diseño del paquete de fracturamiento, más específicamente los fluidos portadores y el apuntalante inyectados como parte del diseño. Si bien el fluido portador inyectado se romperá y regresará en gran medida a la superficie durante la limpieza y la producción, el apuntalante inyectado permanecerá en el fondo del pozo durante todos los años de su vida productiva. Fuller, Michael; Palisch, Terry; Fischer, Christine (). [Society of Petroleum Engineers SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Calgary, Alberta, Canada (2019-09-23)] SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Sieve Distribution vs Sand Retention: The Impact of Mono-Sieved Gravel on Sand Control. Pages 2,3,4
Refrencias:
Fuller, Michael; Palisch, Terry; Fischer, Christine (). [Society of Petroleum Engineers SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Calgary, Alberta, Canada (2019-09-23)] SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Sieve Distribution vs Sand Retention: The Impact of Mono-Sieved Gravel on Sand Control. , (), –. doi:10.2118/196139-MS
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ALAN RUIZ
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