Optimierte Ölproduktion mit autonomen Zuflusskontrollgeräten vor der Küste Malaysias

Fortgeschrittene Bohrlochvervollständigungen haben sich als wirksame Methode erwiesen, den Gasdurchbruch zu mildern und gleichzeitig einen dünnen Ölrand zu erzeugen, wenn sie in einem heterogenen Karbonatreservoir platziert werden. Darüber hinaus haben mehrere Studien gezeigt, dass der Einsatz autonomer Zuflusskontrollgeräte (AICDs) als eine Art Versicherungspolice gegen geologische und dynamische Lagerstättenunsicherheiten fungiert, um das Risiko und die Schwankungen der erwarteten Ölförderprofile zu reduzieren.

In den Jahren 2019 und 2020 führte Sarawak Shell Berhad Entwicklungskampagnen in der zentralen Provinz Luconia in einem dünnen Karbonatreservoir am Ölrand vor der Küste von Sarawak, Malaysia, durch. Es wurde erwartet, dass die horizontalen, etwa 6.000 Fuß langen Entwicklungsbohrungen unterschiedliche geologische Schichten mit unterschiedlichen Gesteinseigenschaften durchschneiden würden, was zu einem ungleichmäßigen Reservoirzufluss in Richtung des Bohrlochs führen würde. Es wurde erwartet, dass die Ölproduktion aus diesen Bohrlöchern durch den frühen Gas- und Wasserdurchbruch stark beeinträchtigt würde.

Um den Ölrand ohne das Risiko einer frühen Gasförderung zu fördern, hat Tendeka, ein globaler Spezialist für Produktionsoptimierung, FloSure AICDs in das untere Abschlussdesign an der Lagerstättenschnittstelle entlang des horizontalen Abschnitts der Bohrlöcher integriert. Als aktives Durchflusskontrollgerät liefert die Technologie eine variable Durchflussbegrenzung als Reaktion auf die Eigenschaften der in das Bohrloch eintretenden Flüssigkeit und die Durchflussrate, die durch das Bohrloch fließt, um das Risiko von Gasverengungen/-spitzen zu bewältigen. Die Flüssigkeit wird dann mit einem natürlichen In-situ-Gaslift, der in den oberen Abschluss eingebaut ist, an die Oberfläche gehoben. Für das Feld war eine dreiphasige Entwicklung geplant, von der bisher zwei Phasen abgeschlossen wurden.

Die erste AICD-Fertigstellung wurde 2008 in Norwegen installiert und 2013 im Troll-Feld umfassend umgesetzt, mit sehr ermutigenden Ergebnissen (SPE 159634). Allerdings ist seine Verwendung sowohl im asiatisch-pazifischen Raum als auch in dieser Art von Anwendung relativ neu.

Ähnlich wie ein Standard-ICD, der den Zufluss von Reservoirflüssigkeiten ausgleicht, verzögert der FloSure AICD die Produktion unerwünschter Ausflüsse vor ihrem Durchbruch (proaktive Lösung). Sobald jedoch ein Durchbruch erfolgt, begrenzt das Gerät die Produktion unerwünschter Abwässer mit niedrigerer Viskosität, wie z. B. Gas (bei Leichtölanwendungen) und sowohl Gas als auch Wasser bei der Produktion von viskosem Öl (reaktive Lösung) (OTC 30403, OTC 30363, SPE 193718). ).

Das Gerät liefert eine variable Durchflussbegrenzung als Reaktion auf die Eigenschaften der Flüssigkeit und die durchströmende Durchflussrate. Der Durchfluss tritt durch die Düse in der oberen Platte des Gehäuses in das Gerät ein. Dieses trifft auf die Scheibe und breitet sich radial durch den Spalt zwischen der Scheibe und der oberen Platte aus, dreht sich dann um die obere Platte herum und wird durch mehrere Auslassöffnungen im Körper ausgestoßen (Abb. 1).

Die Gesamtgeometrie des Geräts ist entscheidend für seine Fähigkeit, diese Kräfte effektiv auszugleichen und den gewünschten flüssigkeitsabhängigen Druckabfall zu erzeugen.

Feld A verwendete 7,5-mm-AICD-Ventile, um die Leistung der Geräte an die potenzielle Bohrlochdurchflussrate anzupassen. Die Öl-, Wasser- und Gasviskositäten betragen bei Strömungsbedingungen im Bohrloch 0,40 cP, 0,27 cP bzw. 0,018 cP.

Die Geräte werden als Teil der unteren Fertigstellung eingesetzt oder in ein bestehendes Bohrloch nachgerüstet, wobei das Ventil im Basisrohr oder Siebabschnitt montiert wird. Der untere Abschluss ist in mehrere Fächer oder Zonen unterteilt, wobei sich in jeder Zone ein oder mehrere Geräte befinden. Die Anzahl der in einem Bohrloch verwendeten Kompartimente hängt von der Heterogenität des Reservoirgesteins, der natürlichen Kompartimentierung des Reservoirs, dem Mechanismus des Durchbruchs unerwünschter Abwässer und dem Zustand des Bohrlochs ab.

Die für Feld A ausgewählte Sandsiebverbindung besteht aus einem 150-Mikrometer-Premiumgewebe, wie in Abb. 2 dargestellt. Der Fließweg vom Reservoir ist durch Pfeile markiert.

Um erfolgreich zu sein, müssen einige Grundprinzipien von AICD-Anwendungen verstanden werden (SPE 173841).

Bei Öl/Wasser-Anwendungen liegt der Unterschied vor allem in der Viskosität der Flüssigkeiten begründet. Bei Öl-/Gasanwendungen basiert der Unterschied sowohl auf der Viskosität als auch auf der Dichte.

Um eine optimierte Ölförderung im Feld A zu gewährleisten und die vorherrschende Gefahr eines frühen Gasdurchbruchs zu mindern, führte der Betreiber eine umfassende Bewertung der Anwendung der AICD-Fertigstellung durch. Das Leistungsmodell wurde erstmals in der betreibereigenen dynamischen Simulationssoftware implementiert. Abb. 3 zeigt die einphasige AICD-Leistungskurve unter Feld-A-Bedingungen.

Die unteren Ergänzungen in den Bohrlöchern in Feld A wurden mit 5½ Zoll fertiggestellt. AICD-Liner und quellfähige Packer zur Erfüllung der Zonenisolierung und Zuflusskontrolle. Bohrlochströmungssimulationen, die in der OLGA-Simulation durchgeführt wurden, zeigten vielversprechende Ergebnisse. Dies deutet darauf hin, dass die gesamten 6.000 Fuß des horizontalen Abschnitts vollständig bis zum Fußabschnitt entladen und zur Produktion des Bohrlochs beitragen können. Zur Optimierung des AICD-Fertigstellungsdesigns wurde ein Front-End-Engineering-Designprozess eingesetzt. Dies musste robust genug sein, um die Gasproduktion einzuschränken und die GOR zu reduzieren, sodass die Ölförderung während der anfänglichen Strömungsperiode vor der Gaskonzentration möglich war.

Feld A wurde in zwei Phasen entwickelt – Phase 1 und Phase 2 über einen Zeitraum von zwei Jahren. Eine Rückblickanalyse einer der Phase-1-Bohrungen wurde durchgeführt, um die vorhergesagte Produktionsleistung vor der Bohrung mit dem Modell nach der Bohrung (abgestimmt mit anfänglichen Produktionsdaten) und mit der Vorhersage einer eigenständigen Siebproduktionsleistung als zunehmendes Gas zu vergleichen bricht durch.

Abb. 4 zeigt die Permeabilität des Reservoirs entlang des Bohrlochs basierend auf LWD-Protokollen, während Abb. 5 die Flüssigkeitssättigungsprofile für den fortschreitenden Gasdurchbruch entlang des Bohrlochs zeigt.

Diese Analyse zeigt die Fähigkeit der AICD-Fertigstellung, den GOR vom Bohrloch aus zu verwalten und gleichzeitig die Ölförderung aufrechtzuerhalten, und bietet eine Grundlage für den für jede Entwicklungsphase erforderlichen Bestand an Fertigstellungsausrüstung.

Vor der Bohrung des Reservoirabschnitts wurde auf Grundlage der Bohrlochbauprognose (Richtungsplan) ein Bohrlochströmungsmodell erstellt. Eine bestmögliche Schätzung der Reservoireigenschaften basierte auf dem geologischen Modell. Mit fortschreitender Bohrung des Reservoirabschnitts wurde das Bohrlochströmungsmodell regelmäßig mit petrophysikalischen Daten von LWD und Richtungsvermessung aktualisiert, sodass ein erheblicher Teil der AICD-Fertigstellung verbessert wurde, um potenzielle Probleme wie unproduktive Reservoire, Auswaschungen und verlorene Zirkulationszonen zu antizipieren bevor die Gesamttiefe (TD) erreicht wird.

Bei TD angekommen, wurde das Bohrlochströmungsmodell verwendet, um das AICD-Fertigstellungsdesign weiter zu optimieren, um zukünftige Gasdurchbruchsszenarien zu kompensieren und die Produktivität des Bohrlochs vorherzusagen. Dies wurde durchgeführt, während das Bohrloch gereinigt und konditioniert wurde, um die Fertigstellung vorzubereiten.

Die Effizienz der Bohranlage wurde durch die Vormodellierung unterstützt, die während der TD-Bohrungen mit Echtzeitdaten durchgeführt wurde. Dadurch konnte die Zählung abgeschlossen werden, bis die Bohrlochsohle wieder an der Oberfläche war.

Es wurden Bohrlochreinigungs- und Kontrollfahrten durchgeführt, um gute Bohrlochbedingungen sicherzustellen, bevor mit dem AICD-Liner in das Bohrloch gefahren wurde. Es wurden schwere Bohrgestänge- und normale Bohrgestängekonfigurationen mit einem Drehwerkzeug verwendet, um das Drehen des Strangs an der Oberfläche zu ermöglichen. Dies sorgte für mehr Absetzgewicht, um das Laufen im Loch zu erleichtern. Die AICD-Ventile hatten Schutzbleche als Schmutzbarriere, wodurch der Außendurchmesser etwas größer als 5,5 Zoll war. Schlauchdurchmesser. Im 8,5-Zoll-Format. Im Bohrloch gab es keine Herausforderungen bei der Bereitstellung im TD mit Quellpackern und Zentrierern an jeder Rohrverbindung.

Die Reibungsfaktoren wurden überwacht, während während des Bohrens eine Drehmoment- und Widerstandsmodellierung durchgeführt wurde, um einen Fahrplan für die Beförderung der Fertigstellung vorherzusagen. Als Ergebnis dieser Maßnahmen konnten die AICD-Rohrverbindungen erfolgreich zum Ziel-TD transportiert werden.

Wie von Herstellern dünner Ölfelgen erwartet, erfolgte der Gasdurchbruch einige Monate nach der Produktion. Als in Bohrloch A2 nach und nach ein Gasdurchbruch zu beobachten war und die GOR zunahm, näherte sich die Absenkung schließlich der Absenkungsgrenze. Der Druckabfall über die AICD-Fertigstellung in diesem Bohrloch wurde auf der Grundlage einer statischen Bohrlochmodellierung auf etwa 700 psi berechnet, verglichen mit einem empfohlenen Druckabfall von 600 psi. Bei einem Druckabfall von mehr als 600 psi ist mit einer Verschlechterung der AICD-Ventile aufgrund von Erosion zu rechnen.

Da die Produktion in Feld A auf Gas beschränkt ist, wurde zur Einhaltung der Lagerstättenmanagementstrategie und zur Einsparung von Lagerstättenenergie die Förderung aus einem Bohrloch mit niedrigerem GOR bevorzugt, um die Ölproduktion im Feld zu maximieren. Obwohl es sich um das Bohrloch mit der niedrigsten GOR handelte, musste die Produktion von Bohrloch A2 jedoch auf die Absenkung beschränkt und der AICD-Differenzdruck begrenzt werden, was dazu führte, dass die Chance zur Steigerung der Ölproduktion im Feld verpasst wurde.

In Bohrloch A1 begann die Gasproduktion innerhalb von zwei Monaten nach der Produktion stark anzusteigen. Mit zunehmender Gasmenge sank die Produktivität des Bohrlochs deutlich von einem anfänglichen Produktivitätsindex von 50–100 bbl pro Tag/psi auf weniger als 20 bbl pro Tag/psi in den folgenden Monaten. Dies ist wahrscheinlich auf den zusätzlichen Druckabfallbeitrag der AICD-Ventile zurückzuführen, die sich bewegen, um den Gaszufluss zu begrenzen. Für jedes Bohrloch wurden jedoch alle zwei bis vier Wochen häufige Bohrlochtests durchgeführt, und der Verlaufsabgleich des dynamischen Modells deutete darauf hin, dass die Produktionsraten weitgehend den Erwartungen entsprachen.

Es ist zu beachten, dass die herkömmliche Berechnung des Produktivitätsindex, wie oben beschrieben, möglicherweise kein guter Indikator für die Bohrlochleistung ist, wenn sie erst einmal mit Durchflusskontrollgeräten wie AICDs durchgeführt wurde.

Um den Strömungsbeitrag im unteren Abschluss zu verstehen und sowohl das dynamische Reservoir als auch das Bohrlochmodell zu kalibrieren, wurde die Bohrlochproduktionsprotokollierung in einer Reihe von Bohrlöchern in Feld A geplant. Trotz betrieblicher Herausforderungen wurde die Protokollierung in Bohrloch A1 erfolgreich durchgeführt.

Die Ergebnisse der Produktionsprotokollierung wurden mit den Bohrloch- und dynamischen Modellsimulationen verglichen. Wie in Abb. 6 zu sehen ist, wurde nachgewiesen, dass die AICD funktioniert. Ein ausgefallener AICD hätte zu einer viel höheren Durchflussrate geführt, was im Protokollierungsergebnis nicht erkennbar war.

Das vom PLT interpretierte Ergebnis stimmt mit dem dynamischen Modell des gesamten Kohlenwasserstoff- und Wasserbeitrags entlang des Bohrlochs überein. Die im Bohrloch beobachtete hohe GOR ist wahrscheinlich auf das Verhalten des Reservoirs zurückzuführen und nicht auf das Versagen der AICD, den Hochgasraum abzufangen, wie in Abb. 7 dargestellt.

Dies schafft Vertrauen in die Fähigkeit des dynamischen Modells, das zukünftige Kegelverhalten von Bohrlöchern innerhalb derselben Spitze zu verstehen. Das PLT bestätigte außerdem, dass fast alle 6.000 Fuß des fertiggestellten horizontalen Abschnitts den Modellen zufolge zur Strömung beitrugen.

Trotz einiger betrieblicher Herausforderungen und Einschränkungen während der Installations- und Betriebsphase haben sich AICD-Komplettierungen als wirksame Methode zur Moderierung des Gasdurchbruchs erwiesen und gleichzeitig eine dünne Ölrandanwendung in einem heterogenen Karbonatreservoir erzeugt.

Es wird geschätzt, dass die Kosteneinsparungen durch die AICD-Komplettierung in sechs Bohrlöchern mehr als 20 Millionen US-Dollar an Kapital- und Betriebskosten im Vergleich zu einer konventionelleren SSD-Komplettierung (Sliding Side Door) zur Bewältigung des Gasdurchbruchs betragen. Darüber hinaus vermeidet die AICD-Komplettierung die Risiken, die mit Eingriffen zur Lokalisierung und Absperrung des Gasdurchbruchs in der SSD-Komplettierung verbunden sind.

Das Projekt gewann den Petronas 2019 COMSTEC Completions Award für die Anwendung der AICD-Technologie.

Die maximalen Reserven, die von Feld A gefördert werden, werden in den kommenden Jahren ermittelt.

Nach der Installation wurde eine Überprüfung der Produktionsleistung der Bohrlöcher der Phasen 1 und 2 durchgeführt. Dazu gehörte auch der Betrieb eines PLT an einem Bohrloch. Dies bewies nicht nur die Fähigkeit, die Leistung dieser Bohrlöcher genau zu modellieren, sondern auch, dass die AICD-Fertigstellungen wirksam dazu beitragen, den Produktionsbeitrag aller Lagerstättenqualitätsintervalle in der langen Horizontalen sicherzustellen und die freie Gasproduktion aus Intervallen, in denen Gas auftritt, einzuschränken -Cap-Durchbruch.

Wie bei jedem fortgeschrittenen Abschlussantrag werden der Erfolg des Projekts und der erzielte Wert durch eine umfassende Vorbereitung gesteigert. Dazu gehören eine umfassende Reservoir- und Bohrleistungsmodellierung für den Fertigstellungsentwurf, die Betriebsplanung, Standortintegrationstests, Kompatibilitätsprüfungen mit gepumpten Chemikalien und die Antizipation potenzieller Probleme zur Bereitstellung von Notfallmaßnahmen. Von entscheidender Bedeutung für diesen Prozess ist die Beteiligung eines integrierten Teams aus Erdölingenieuren, Bohrlochbauingenieuren, Projektingenieuren, Bohrunternehmern sowie Service- und Ausrüstungsanbietern.

SPE 159634 Erhöhte Ölproduktion bei Troll durch autonome Zuflusskontrolle mit RCP-Ventilen von Martin Halvorsen, Geir Elseth und Olav Magne Nævdal, Statoil ASA.

OTC 30403 Sandproduktionsmanagement bei gleichzeitiger Steigerung der Ölproduktion eines mit Kies gefüllten Bohrlochs, das mit autonomen RCP-Zuflusskontrollgeräten in einem dünnen Schwerölreservoir in Offshore-China ausgestattet ist, von Shuquan Xiong, Fan Li, Congda Wei und Donghong Luo, CNOOC China Ltd.-Shenzhen ; und Mojtaba Moradi, Tendeka.

OTC 30363 Verbesserte Ölproduktion mit autonomen Zuflusskontrollgeräten in einem dünnen Ölrandreservoir Malaysia von Fuziana Tusimin, Latief Riyanto, und Norbaizurah Ahmad Tajuddin, Petronas Carigali Sdn. Bhd.; und Mojtaba Moradi, Raam Marimuthu und Michael Konopczynski, Tendeka.

SPE 193718 Produktionsoptimierung von Schwerölquellen mithilfe autonomer Zuflusskontrollgeräte von Mojtaba Moradi, Michael Konopczynski, Ismarullizam Mohd Ismail und Iko Oguche, Tendeka BV.

SPE 173841 Die Verbesserung des Produktionsprofils bei der Bewältigung von Reservoirunsicherheiten mit Zuflusskontrollgeräten. Abschlüsse von Mojtaba MoradiDowlatabad und Faraj Zarei (CMG Europe), Heriot-Watt University; und Morteza Akbari, Baker Hughes Inc.

SPE 205407 Ringförmige Phasentrennung mit AICD-Abschlüssen – Die Auswirkungen auf die Bohrlochflussleistung und die Kontrolle unerwünschter Abwässer von Michael R. Konopczynski und Mojtaba Moradi, Tendeka.

Mojtaba Moradi, SPE, ist leitender Reservoiringenieur bei Tendeka in Aberdeen. Er hat einen Doktortitel in Erdöltechnik von der Heriot-Watt University. Er ist Mitglied der European Association of Geoscientists and Engineers (EAGE).

Michael Konopczynski, SPE, ist Direktor für Untergrundtechnik bei Tendeka in Houston. Er hat einen BSc in Maschinenbau von der University of Toronto. Er ist Mitglied der Association of Professional Engineers and Geoscientists of Alberta (APEGA).

Thanushya Krishnan, SPE, ist Produktionstechnologe bei Shell Malaysia. Sie verfügt über fast 10 Jahre Erfahrung in der Öl- und Gasbranche und arbeitete in Feldern in Malaysia und Russland. Sie hat einen BSc in Chemieingenieurwesen von der University of Technology Petronas, Malaysia.

Harwinder Kaur Sandhu ist Fertigstellungsingenieur bei Shell Malaysia. Sie hat einen BSc in Maschinenbau von der University of Tenaga Nasional, Malaysia.