Ces chercheurs peuvent désormais prédire le seuil auquel un réservoir de pétrole produira du sable – et pourrait s'effondrer :De gauche à droite :Dawid Szewczyk, Andreas Berntsen et Lars Erik Walle. Crédit :Thor Nielsen.
Le sable dans le flux de pétrole avec le risque d'effondrement du puits est un problème bien connu lorsque les réservoirs de grès approchent de l'épuisement. Des capteurs avancés et une super machine aident les chercheurs à trouver le seuil à partir duquel la production rentable cesse. Cela peut augmenter la durée de vie des réservoirs.
Dans les champs matures du plateau norvégien, ceux qui produisent depuis un certain temps, la pression des fluides dans le réservoir est réduite, résultant en une résistance plus faible aux forces auxquelles la roche réservoir est exposée. Ces forces font que des fragments de sable et de roche se détachent des parois du puits et se mélangent aux flux de pétrole ou de gaz. C'est ce qu'on appelle la « production de sable » et c'est un problème qui s'applique particulièrement aux champs plus anciens.
« Pour exploiter les ressources dans les domaines développés, il est payant de produire le plus efficacement possible à partir des puits existants, et cela nécessite de savoir comment produire lorsque le risque de production de sable augmente. C'est ce que nous sommes maintenant en mesure de prédire avec plus de précision, " déclare Andreas Berntsen du SINTEF.
Apprivoiser des forces énormes
Le pétrole et le gaz se trouvent principalement dans des couches de grès poreux, où ils remplissent les pores de la même manière qu'un liquide remplit une éponge. Certains des réservoirs les plus courants sont constitués de grains de sable qui se sont cimentés au cours du temps géologique pour former des grès enfouis à plusieurs kilomètres sous la surface.
Si trop de sable est produit à partir d'un puits, cela entraînera une usure disproportionnée des vannes et des tuyaux. Cela peut également entraîner le colmatage du puits, équipement bloqué et productivité réduite. Le sable doit également être séparé du flux de production, nettoyé et jeté.
Les puits doivent être forés dans le réservoir pour permettre la production de pétrole ou de gaz. Lorsque les vannes sont ouvertes, le pétrole et le gaz s'écouleront des roches poreuses dans le puits et jusqu'à la plate-forme de production ou dans des pipelines sur le fond marin.
« Les réservoirs se trouvent souvent à des profondeurs comprises entre deux et cinq kilomètres et le poids des formations rocheuses sus-jacentes soumettra la roche réservoir à une contrainte considérable. La zone
immédiatement adjacent au puits est le plus vulnérable aux dommages si la roche est à la limite de ce qu'elle peut supporter, " dit Euripide Papamichos, le chercheur principal en charge du projet au SINTEF.
Ancien domaine de recherche
La production de sable est donc un sujet de recherche important depuis 25 ans, à la fois pour comprendre les mécanismes en jeu et aussi pour permettre la prédiction, manutention, limitation ou prévention du phénomène.
Un élément important de l'effort de recherche est l'essai en laboratoire du grès, obtenu soit à partir de carrières, soit directement à partir d'un champ pétrolier. Un trou cylindrique est foré dans l'échantillon de grès, comme un puits à petite échelle. La roche est ensuite placée dans une chambre de pression où elle est soumise à des contraintes imitant celles d'un réservoir. De gros vérins hydrauliques appliquent une pression variable dans différentes directions tandis que le pétrole s'infiltre à travers la roche et dans le puits. Au fur et à mesure que les contraintes augmentent, il est possible d'observer du sable dans le flux de pétrole lorsque la roche autour du puits est écrasée.
« En laboratoire, nous pouvons contrôler la pression et le débit et reproduire les conditions de contrainte et de débit qui existent dans divers domaines. Nous pouvons également mesurer la production de sable et observer comment les parois du puits sont érodées. début et son évolution dans le temps pour différentes roches. Ceci est beaucoup plus difficile à mesurer sur le terrain, les tests de laboratoire sont donc précieux, " dit Berntsen.
Les forces frappent le réservoir de toutes les directions
La contrainte verticale est la plus grande, tandis que les contraintes horizontales sont souvent un peu plus petites. Le fait de supposer que les contraintes dans le plan horizontal sont égales dans toutes les directions simplifie les calculs et les essais en laboratoire. De toute façon, la plupart des laboratoires ne sont pas en mesure de les faire varier indépendamment. Le problème est que cela ne représente pas l'image réelle dans la majorité des situations sur le terrain.
"En outre, longue, les puits inclinés ou horizontaux sont devenus plus courants et cela rend le modèle de contrainte beaucoup plus complexe. Nous savons que la résistance de la roche dépend du modèle de contrainte, et cela affecte la production de sable. Cependant, seul True Triax nous permet réellement de tester l'effet du modèle de stress, " explique Lars Erik Walle de SINTEF Industry. Il fait référence au dernier investissement majeur du département, le vrai système de test triaxial, qui peut faire varier les contraintes dans les trois directions.
Machine monstre spécialement développée
La machine True Triax est la seule du genre à pouvoir imiter les conditions régnant jusqu'à une dizaine de kilomètres sous la surface tout en permettant l'écoulement de liquide à haute température. L'équipement est spécialement construit pour ce laboratoire, pèse dix tonnes et, a une puissance de 800 tonnes de force sur des échantillons de roche mesurant jusqu'à un demi-mètre de diamètre.
Pendant de nombreuses années, Les scientifiques du SINTEF ont développé des méthodes d'essai pour étudier la production de sable en laboratoire, mais ce n'est que maintenant que l'équipement permet la simulation de conditions de contraintes vraiment réalistes. Les travaux sur ce projet se poursuivent depuis 2017, et les scientifiques du SINTEF ont maintenant enrôlé un doctorat. chercheur à NTNU qui fera une étude spécifique sur la façon dont la production de sable a lieu dans les gisements de gaz.
Des mesures physiques aux modèles informatiques
Les mesures physiques issues des tests de laboratoire, combinés avec des modèles et des simulations, sont utilisés pour développer une application logicielle d'estimation de la production de sable.
"Nous construisons une large base de connaissances en utilisant différents grès dans les tests. Cependant, toutes les roches sont différentes, nos partenaires industriels envoient donc des échantillons de roches réservoirs directement du terrain pour que nous les testions afin que nous puissions calibrer nos modèles. Les informations des puits sont ensuite intégrées dans le logiciel, qui calcule la production de sable de diverses parties du puits dans des conditions données. De cette façon, les opérateurs peuvent comparer différentes méthodes de production, " dit Papamichos.
Les principaux objectifs de ce projet de recherche sont de :
