Estos científicos de investigación ahora pueden predecir el umbral en el que un depósito de petróleo producirá arena y puede colapsar:Desde la izquierda:Dawid Szewczyk, Andreas Berntsen y Lars Erik Walle. Crédito:Thor Nielsen.
La arena en la corriente de petróleo con el riesgo de colapso del pozo es un problema bien conocido cuando los reservorios de arenisca se acercan al agotamiento. Los sensores avanzados y una supermáquina están ayudando a los científicos de investigación a encontrar el umbral en el que cesa la producción rentable. Esto puede aumentar la vida útil de los depósitos.
En los campos maduros de la plataforma noruega, los que han estado produciendo durante algún tiempo, la presión del fluido en el depósito se reduce, resultando en una menor resistencia a las fuerzas a las que está expuesta la roca del yacimiento. Estas fuerzas hacen que la arena y los fragmentos de roca se desprendan de las paredes del pozo y se mezclen con las corrientes de petróleo o gas. Esto se denomina "producción de arena" y es un problema que se aplica particularmente a los campos más antiguos.
"Para explotar los recursos en campos desarrollados, Vale la pena producir de la manera más eficiente posible a partir de pozos existentes, y esto requiere conocimiento de cómo producir cuando aumenta el riesgo de producción de arena. Esto es lo que ahora podemos predecir con mayor precisión, "dice Andreas Berntsen de SINTEF.
Domando fuerzas enormes
El petróleo y el gas se encuentran principalmente en capas de arenisca porosa, donde llenan los poros de la misma manera que un líquido llena una esponja. Algunos de los reservorios más comunes consisten en granos de arena que se han cementado juntos durante el tiempo geológico para formar areniscas enterradas varios kilómetros debajo de la superficie.
Si se produce demasiada arena de un pozo, causará un desgaste desproporcionadamente alto en válvulas y tuberías. También puede resultar en la obstrucción del pozo, equipo bloqueado y productividad reducida. La arena también debe separarse del flujo de producción, limpiado y desechado.
Los pozos deben perforarse en el yacimiento para permitir la producción de petróleo o gas. Cuando se abren las válvulas, El petróleo y el gas fluirán desde las rocas porosas hacia el pozo y hasta la plataforma de producción o hacia las tuberías en el lecho marino.
"Los reservorios a menudo se encuentran a profundidades de entre dos y cinco kilómetros y el peso de las formaciones rocosas suprayacentes someterá la roca del reservorio a una tensión considerable. El área
inmediatamente adyacente al pozo es más vulnerable a daños si la roca está al límite de lo que puede soportar, "dice Eurípides Papamichos, el investigador científico senior a cargo del proyecto en SINTEF.
Antiguo campo de investigación
Por lo tanto, la producción de arena ha sido un tema importante de investigación durante 25 años, tanto para comprender los mecanismos en juego como para permitir la predicción, manejo, limitación o prevención del fenómeno.
Un elemento importante del esfuerzo de investigación son las pruebas de laboratorio de arenisca, obtenido de canteras o directamente de un campo petrolífero. Se perfora un orificio cilíndrico en la muestra de arenisca, como un pozo a pequeña escala. Luego, la roca se coloca en una cámara de presión donde se somete a tensiones imitando a las de un depósito. Los cilindros hidráulicos grandes aplican una presión variable en diferentes direcciones mientras el petróleo penetra a través de la roca y entra en el pozo. A medida que aumentan las tensiones, Es posible observar arena en la corriente de petróleo a medida que la roca alrededor del pozo se aplasta.
"En el laboratorio podemos controlar la presión y el flujo y reproducir las condiciones de estrés y flujo que existen en varios campos. También podemos medir la producción de arena y observar cómo se erosionan las paredes del pozo. Con base en esto, podemos crear modelos de cuándo se producirá la arena. comenzar y cómo se desarrollará con el tiempo para diferentes rocas. Esto es mucho más difícil de medir en el campo, por lo que las pruebas de laboratorio son valiosas, "dice Berntsen.
Las fuerzas impactan el reservorio desde todas las direcciones.
La tensión vertical es la mayor, mientras que las tensiones horizontales suelen ser algo menores. Asumir que las tensiones en el plano horizontal son iguales en todas las direcciones simplifica los cálculos y las pruebas de laboratorio. La mayoría de los laboratorios no pueden variarlos de forma independiente de todos modos. El problema es que esto no representa la imagen real en la mayoría de situaciones de campo.
"Además, largo, Los pozos inclinados u horizontales se han vuelto más comunes y esto hace que el patrón de tensión sea mucho más complejo. Sabemos que la resistencia de la roca depende del patrón de tensión, y esto afecta la producción de arena. Sin embargo, Solo True Triax nos permite probar el efecto del patrón de estrés, "Explica Lars Erik Walle de SINTEF Industry. Se refiere a la última gran inversión del departamento, el verdadero sistema de prueba triaxial, que puede variar las tensiones en las tres direcciones.
Máquina monstruo especialmente desarrollada
La máquina True Triax es la única de su tipo que puede imitar las condiciones que prevalecen hasta diez kilómetros por debajo de la superficie al tiempo que permite el flujo de líquido a alta temperatura. El equipo está construido especialmente para este laboratorio, pesa diez toneladas y, tiene una producción de 800 toneladas de fuerza en muestras de rocas que miden hasta medio metro de diámetro.
Durante muchos años, Los científicos de SINTEF han estado desarrollando métodos de prueba para estudiar la producción de arena en el laboratorio, pero sólo ahora el equipo permite la simulación de condiciones de tensión realmente realistas. El trabajo en este proyecto ha estado en marcha desde 2017, y los científicos de SINTEF ahora han obtenido un doctorado. becario de investigación en NTNU que realizará un estudio específico sobre cómo se produce la producción de arena en los campos de gas.
Desde medidas físicas hasta modelos informáticos
Las medidas físicas de las pruebas de laboratorio, combinado con modelos y simulaciones, se están utilizando para desarrollar una aplicación de software para estimar la producción de arena.
"Estamos construyendo una gran base de conocimientos utilizando diferentes areniscas en las pruebas. Sin embargo, todas las rocas son diferentes, por lo que nuestros socios de la industria envían muestras de rocas de yacimiento directamente desde el campo para que las analicemos y podamos calibrar nuestros modelos. Luego, la información de los pozos se incorpora al software, que calcula la producción de arena de varias partes del pozo en determinadas condiciones. De esta manera, los operadores pueden comparar diferentes métodos de producción, "dice Papamichos.
Los principales objetivos de este proyecto de investigación son:
