Production de pétrole optimisée avec des dispositifs autonomes de contrôle des flux entrants au large de la Malaisie

Les complétions de puits avancées se sont révélées être une méthode efficace pour modérer la percée de gaz tout en produisant une mince couche de pétrole lorsqu'elle est placée dans un réservoir de carbonate hétérogène. En outre, plusieurs études ont prouvé que l'application de dispositifs autonomes de contrôle des apports (AICD) agit comme une sorte de police d'assurance contre les incertitudes géologiques et dynamiques du réservoir pour réduire le risque et la variation des profils de production pétrolière attendus.

En 2019 et 2020, Sarawak Shell Berhad a mené des campagnes de développement dans la province centrale de Luconie dans un mince réservoir de carbonate de bordure pétrolière au large de Sarawak, en Malaisie. Les puits de développement horizontaux d'environ 6 000 pieds devaient recouper différentes couches géologiques aux propriétés rocheuses variables, ce qui entraînerait un afflux irrégulier du réservoir vers le puits de forage. On s'attendait à ce que la production de pétrole de ces puits souffre gravement de la percée précoce du gaz et de l'eau.

Pour produire la bordure pétrolière sans risque de production de gaz précoce, le spécialiste mondial de l'optimisation de la production, Tendeka, a incorporé les AICD FloSure dans la conception de complétion inférieure à l'interface du réservoir le long de la section horizontale des puits. En tant que dispositif de contrôle actif du débit, la technologie offre une restriction de débit variable en réponse aux propriétés du fluide entrant dans le puits de forage et au débit qui le traverse pour aider à gérer les risques de conicité/cusping de gaz. Le fluide est ensuite remonté à la surface grâce à un élévateur de gaz naturel in situ intégré à la complétion supérieure. Un développement en trois phases était prévu pour le champ et, à ce jour, deux phases ont été achevées.

La première complétion AICD a été installée en Norvège en 2008 et largement déployée dans le domaine Troll en 2013 avec des résultats très encourageants (SPE 159634). Cependant, son utilisation est relativement nouvelle à la fois dans la région Asie-Pacifique et dans ce type d'application.

Semblable à un ICD standard qui équilibre l'afflux de fluides de réservoir, le FloSure AICD retardera la production d'effluents indésirables avant leur percée (solution proactive). Cependant, une fois qu'une percée se produit, le dispositif limite la production d'effluents indésirables à faible viscosité, tels que le gaz (dans les applications d'huile légère) et à la fois le gaz et l'eau dans la production d'huile visqueuse (solution réactive) (OTC 30403, OTC 30363, SPE 193718).

Le dispositif délivre une restriction d'écoulement variable en réponse aux propriétés du fluide et au débit d'écoulement qui le traverse. Le débit pénètre dans l'appareil par la buse dans la plaque supérieure du corps. Celui-ci heurte le disque et se propage radialement à travers l'espace entre le disque et la plaque supérieure, puis tourne autour de la plaque supérieure et est évacué par plusieurs orifices de sortie dans le corps (Fig. 1).

La géométrie globale du dispositif est essentielle à sa capacité à équilibrer efficacement ces forces et à créer la chute de pression souhaitée en fonction du fluide.

Le champ A a utilisé des vannes AICD de 7,5 mm pour adapter les performances des dispositifs au débit potentiel du puits. Les viscosités de l'huile, de l'eau et du gaz sont de 0,40 cP, 0,27 cP et 0,018 cP, respectivement, dans des conditions d'écoulement en fond de trou.

Les dispositifs sont déployés dans le cadre de la complétion inférieure ou modernisés dans un puits existant où la vanne est montée dans le tuyau de base ou la section de tamis. L'achèvement inférieur est segmenté en plusieurs compartiments ou zones avec un ou plusieurs dispositifs dans chaque zone. Le nombre de compartiments utilisés dans un puits de forage dépend de l'hétérogénéité de la roche réservoir, de la compartimentation naturelle du réservoir, du mécanisme de percée des effluents indésirables et de l'état du puits de forage.

Le joint de filtre à sable sélectionné pour le champ A comprend un maillage de qualité supérieure de 150 microns, comme illustré à la Fig. 2. Le trajet d'écoulement depuis le réservoir est indiqué par des flèches.

Pour réussir, certains principes fondamentaux des applications AICD doivent être compris (SPE 173841).

Dans le cas des applications huile/eau, la différence est principalement basée sur la viscosité des fluides. Pour les applications pétrole/gaz, la différence est basée à la fois sur la viscosité et la densité.

Afin d'assurer une récupération optimisée du pétrole dans le champ A et d'atténuer la menace dominante d'une percée précoce de gaz, l'opérateur a effectué une évaluation approfondie de l'application de la complétion AICD. Le modèle de performance a été implémenté pour la première fois dans le logiciel de simulation dynamique interne de l'opérateur. La figure 3 montre la courbe de performance AICD monophasée avec les conditions du champ A.

Les complétions inférieures dans les puits du champ A ont été complétées avec 5½ po. Doublure AICD et packers gonflables pour satisfaire l'isolement zonal et le contrôle des entrées. Les simulations d'écoulement de puits de forage exécutées dans la simulation OLGA ont montré des résultats prometteurs. Cela suggère que la totalité des 6 000 pieds de la section horizontale peut se décharger entièrement dans la section de pied et contribuer à la production du puits. Un processus de conception technique initial a été utilisé pour optimiser la conception de l'achèvement AICD. Celui-ci devait être suffisamment robuste pour limiter la production de gaz et réduire le GOR, permettant la production de pétrole pendant la période d'écoulement initiale avant le cône de gaz.

Le champ A a été développé en deux étapes—Phase 1 et Phase 2 sur une période de 2 ans. Une analyse rétrospective de l'un des puits de la phase 1 a été réalisée pour comparer les performances de production prévues avant le forage au modèle post-forage (réglé avec les données de production initiales) et comparées à la prévision des performances de production d'un écran autonome à mesure que le gaz pénètre progressivement.

La figure 4 montre la perméabilité du réservoir le long du puits de forage sur la base des diagraphies LWD, tandis que la figure 5 montre les profils de saturation en fluide pour la percée progressive du gaz le long du puits de forage.

Cette analyse démontre la capacité de la complétion AICD à gérer le GOR à partir du puits tout en maintenant la production de pétrole et fournit une base pour l'inventaire des équipements de complétion requis pour chaque phase de développement.

Avant de forer la section du réservoir, un modèle d'écoulement du puits de forage a été construit sur la base du pronostic de construction du puits (plan directionnel). Une meilleure estimation des propriétés du réservoir a été basée sur le modèle géologique. Au fur et à mesure que le forage de la section du réservoir progressait, le modèle d'écoulement du puits de forage était périodiquement mis à jour avec les données pétrophysiques du LWD et du levé directionnel, de sorte qu'une partie importante de l'achèvement de l'AICD a été améliorée pour anticiper les problèmes potentiels tels que le réservoir improductif, les lavages et les zones de circulation perdues avant d'atteindre la profondeur totale (TD).

Une fois à TD, le modèle d'écoulement du puits de forage a été utilisé pour optimiser davantage la conception de complétion AICD afin de compenser les futurs scénarios de percée de gaz et de prédire la productivité du puits. Cela a été effectué pendant que le puits de forage était nettoyé et conditionné en vue de l'exécution de la complétion.

L'efficacité de la plate-forme a été facilitée par la pré-modélisation effectuée avec des données en temps réel lors du forage jusqu'au TD. Cela a permis au décompte d'être terminé au moment où l'ensemble de fond de forage était de retour à la surface.

Des voyages de nettoyage et de vérification des trous ont été effectués pour assurer de bonnes conditions de trou avant de fonctionner dans le trou avec le revêtement AICD. Des configurations de tiges de forage lourdes et de tiges de forage normales ont été utilisées avec un outil pivotant pour permettre la rotation de la colonne à la surface. Cela a fourni plus de poids pour faciliter la course dans le trou. Les vannes AICD avaient des carénages comme barrières contre les débris, ce qui faisait que le diamètre extérieur était légèrement supérieur à 5,5 pouces. diamètre du tube. Dans le 8,5 pouces. trou, il n'y avait aucun défi à déployer à TD avec des packers et des centralisateurs de houle sur chaque joint de tube.

Les facteurs de frottement ont été surveillés tandis que la modélisation du couple et de la traînée a été effectuée pendant le forage afin de prévoir une feuille de route pour le transport de la complétion. À la suite de ces actions, les joints de tubulure AICD ont été acheminés avec succès vers le DT ciblé.

Comme attendu des producteurs de minces couches de pétrole, la percée du gaz s'est produite quelques mois après la production. Au fur et à mesure que le puits A2 a commencé à observer une percée de gaz et que le GOR a augmenté, le rabattement a finalement approché la limite de rabattement. Les chutes de pression à travers l'achèvement AICD dans ce puits ont été calculées sur la base d'une modélisation de puits de forage statique comme étant d'environ 700 psi par rapport à une chute de pression recommandée de 600 psi. La dégradation des vannes AICD due à l'érosion est attendue à une chute de pression de plus de 600 psi.

Étant donné que la production du champ A est limitée en gaz, pour répondre à la stratégie de gestion du réservoir et pour conserver l'énergie du réservoir, la production à partir d'un puits à GOR inférieur a été préférée pour maximiser la production de pétrole dans le champ. Cependant, bien qu'il s'agisse du puits GOR le plus bas, la production du puits A2 a dû être limitée dans le rabattement et la pression différentielle AICD limitée, ce qui a entraîné une perte d'opportunité d'augmenter la production de pétrole sur le terrain.

Dans le puits A1, la production de gaz a commencé à augmenter fortement dans les 2 mois suivant la production. Au fur et à mesure que le débit de gaz augmentait, la productivité du puits a considérablement chuté, passant d'un indice de productivité initial de 50 à 100 bbl par jour/psi à moins de 20 bbl par jour/psi au cours des quelques mois suivants. Cela est probablement dû à la contribution supplémentaire de la chute de pression dans les vannes AICD lorsqu'elles se déplacent pour limiter l'afflux de gaz. Cependant, des tests de puits fréquents ont été effectués toutes les 2 à 4 semaines pour chacun des puits, et la correspondance historique du modèle dynamique a suggéré que les taux de production étaient largement conformes aux attentes.

Il convient de noter que le calcul traditionnel de l'indice de productivité tel que décrit ci-dessus peut ne pas être un bon indicateur de la performance du puits une fois complété avec des dispositifs de contrôle de débit tels que les AICD.

Pour comprendre la contribution du débit dans la complétion inférieure et pour calibrer à la fois les modèles dynamiques de réservoir et de puits de forage, une diagraphie de production en fond de puits a été planifiée dans un certain nombre de puits du champ A. Malgré les difficultés opérationnelles, la diagraphie a été réalisée avec succès dans le puits A1.

Les résultats de la diagraphie de production ont été comparés aux simulations de puits de forage et de modèles dynamiques. Comme le montre la figure 6, l'AICD s'est avéré efficace. Un AICD défaillant aurait entraîné un débit beaucoup plus élevé, ce qui n'a pas été constaté dans le résultat de l'enregistrement.

Le résultat interprété par PLT est conforme au modèle dynamique de la contribution totale des hydrocarbures et de l'eau le long du puits. Le GOR élevé observé dans le puits est probablement dû au comportement du réservoir plutôt qu'à l'échec de l'AICD à arrêter le compartiment à gaz élevé, comme le montre la Fig. 7.

Cela donne confiance dans la capacité du modèle dynamique à comprendre le futur comportement conique des puits au sein du même pinacle. Le PLT a également confirmé que presque tous les 6 000 pieds de la section horizontale achevée contribuaient à l'écoulement, selon les modèles.

Malgré certains défis et contraintes opérationnels lors de la phase d'installation et d'exploitation, les complétions AICD se sont avérées être une méthode efficace pour modérer la percée de gaz tout en produisant une application de bordure pétrolière mince située dans un réservoir de carbonate hétérogène.

On estime que les économies de coûts des complétions AICD dans six puits sont supérieures à 20 millions de dollars en dépenses d'investissement et d'exploitation par rapport à une complétion de porte latérale coulissante (SSD) plus conventionnelle pour gérer la percée de gaz. De plus, la complétion AICD permet d'éviter les risques liés aux interventions de repérage de l'emplacement et d'arrêt de la percée de gaz dans la complétion SSD.

Le projet a remporté le Petronas 2019 COMSTEC Completions Award pour l'application de la technologie AICD.

Les réserves ultimes maximales qui seront récupérées par le champ A seront évaluées au cours des prochaines années.

Un examen post-installation des performances de production des puits de la phase 1 et de la phase 2 a été effectué, qui comprenait l'exécution d'un PLT sur un puits. Cela a non seulement démontré la capacité de modéliser avec précision les performances de ces puits, mais également que les complétions AICD sont efficaces pour assurer la contribution de la production de tous les intervalles de qualité du réservoir dans le long horizontal et pour restreindre la production de gaz libre à partir des intervalles connaissant une percée de bouchon de gaz.

Comme pour toute demande de réalisation avancée, le succès du projet et la valeur obtenue sont renforcés par une préparation approfondie. Cela comprend une modélisation approfondie des performances du réservoir et du puits pour la conception de l'achèvement, la planification des opérations, les tests d'intégration du site, les vérifications de compatibilité avec les produits chimiques pompés et l'anticipation des problèmes potentiels pour fournir des actions d'urgence. La participation d'une équipe intégrée d'ingénieurs pétroliers, d'ingénieurs en construction de puits, d'ingénieurs de projet, d'un entrepreneur en forage et de fournisseurs de services et d'équipements est essentielle à ce processus.

SPE 159634 Augmentation de la production de pétrole à Troll grâce au contrôle autonome du débit entrant avec des vannes RCP par Martin Halvorsen, Geir Elseth et Olav Magne Nævdal, Statoil ASA.

OTC 30403 Gestion de la production de sable tout en augmentant la production de pétrole d'un puits garni de gravier équipé de dispositifs de contrôle d'afflux autonomes RCP dans un mince réservoir de pétrole lourd au large de la Chine par Shuquan Xiong, Fan Li, Congda Wei et Donghong Luo, CNOOC China Ltd.-Shenzhen ; et Mojtaba Moradi, Tendeka.

OTC 30363 Amélioration de la production de pétrole avec des dispositifs autonomes de contrôle de l'afflux dans un réservoir à bordure d'huile mince Malaisie par Fuziana Tusimin, Latief Riyanto et Norbaizurah Ahmad Tajuddin, Petronas Carigali Sdn. Bhd. ; et Mojtaba Moradi, Raam Marimuthu et Michael Konopczynski, Tendeka.

SPE 193718 Production Optimization of Heavy Oil Wells Using Autonomous Inflow Control Devicespar Mojtaba Moradi, Michael Konopczynski, Ismarullizam Mohd Ismail et Iko Oguche, Tendeka BV.

SPE 173841 L'amélioration du profil de production tout en gérant les incertitudes des réservoirs avec les dispositifs de contrôle de l'influx Achèvements par Mojtaba MoradiDowlatabad et Faraj Zarei (CMG Europe), Université Heriot-Watt ; et Morteza Akbari, Baker Hughes Inc.

SPE 205407 Séparation de phases annulaires avec achèvements AICD - L'impact sur les performances d'écoulement des puits et le contrôle des effluents indésirables par Michael R. Konopczynski et Mojtaba Moradi, Tendeka.

Mojtaba Moradi, SPE, est ingénieur réservoir principal chez Tendeka à Aberdeen. Il est titulaire d'un doctorat en génie pétrolier de l'Université Heriot-Watt. Il est membre de l'Association européenne des géoscientifiques et ingénieurs (EAGE).

Michael Konopczynski, SPE, est directeur de l'ingénierie souterraine chez Tendeka à Houston. Il détient un baccalauréat en génie mécanique de l'Université de Toronto. Il est membre de l'Association of Professional Engineers and Geoscientists of Alberta (APEGA).

Thanushya Krishnan, SPE, est technologue de production chez Shell Malaisie. Elle a près de 10 ans d'expérience dans le pétrole et le gaz, travaillant dans des champs en Malaisie et en Russie. Elle est titulaire d'un BSc en génie chimique de l'Université de technologie Petronas, en Malaisie.

Harwinder Kaur Sandhu est ingénieur complétion chez Shell Malaisie. Elle est titulaire d'un BSc en génie mécanique de l'Université de Tenaga Nasional, en Malaisie.