Increasing profitability from sand producing fields

Hydrokarbonreservoarer består vanligvis av porøs stein der olje og gass fyller porene, som i en svamp. For å produsere hydrokarboner, må operatørselskapene bore brønner ned i reservoarene, på samme måte som brønner blir brukt til å produsere vann fra grunnvannsreservoarer. Disse reservoarformasjonene ligger imidlertid ofte svært dypt, gjerne mellom 2 og 5 km under havbunnen. På slike dyp utsettes brønnene og steinformasjonene for enorme krefter, blant annet på grunn av tyngden fra lagene over. Hvis trykket blir for høyt, kan det være at bergartene rundt brønnen ikke er sterke nok og kollapser. Dette vil medføre at sandkort og partikler fra sandsteinen rives løs fra steinformasjonen og flømmer opp av brønnen sammen med produsert olje og gass. Dette kalles "sandproduksjon" og kan gi alvorlige operasjonelle problemer, f.eks. tap av brønnen og erosjon av rør og annet prosessutstyr, i tillegg til miljø- og sikkerhetsproblemer. En vanlig løsning på problemet er å installere utstyr for sandkontroll, f.eks. filter eller screens, i brønnen. Det kan imidlertid være mer kostnadseffektivt å heller begrense og kontrollere sandproduksjonen da installasjon av slikt utstyr er dyrt og setter begrensninger på produksjonsraten. Prosjektet ønsker å studere sandproduksjon gjennom bruk av banebrytende, nytt laboratorieutstyr som etterligner reservoarbetingelsene ved dybder på 2 til 5 km, med spesielt fokus på de høye og anisotrope kreftene som man finner ved slike dyp. Laboratorieutstyret er helt unikt i verden og har blitt spesiallaget av SINTEF for akkurat slike studier. De eksperimentelle resultatene har hjulpet oss med å bekrefte hypotesen om at sandproduksjon i felt forekommer tidligere i feltets levetid, men med mindre sand enn det tidligere, klassiske sandproduksjonstester har vist. Eksperimentene hjelper oss med å bedre predikere når sandproduksjonen starter, og utviklinga over tid, og viktigst: sandrater i felt. Det endelige målet til prosjektet er å unngå sandproduksjon, eller i det minste kontrollere den, slik at operatørselskapene kan forbedre produksjonsratene og utvinningsgraden samtidig som at operasjonelle kostnader, miljøfotavtrykket og borekostnader reduseres ved at produksjonesbrønnene får lengre levetid. Prosjektet hadde oppstartsmøte 01. november 2017. En doktorgradsstudent startet sitt arbeid i desember 2017 og vil disputere i første halvdel av 2022. Nye industripartnere ble med i prosjektet høsten 2017 og høsten 2019, slik at prosjektets partnere i alt er fem selskaper, tre universiteter og SINTEF. Det avholdes tre styringskomitemøter i året, hvorav ett er et fysisk møte, og to er videokonferansemøter. De fysiske møtene har vært to-dags samlinger. Samlinga i 2018 bestod andre dag av et idéverksted hvor industripartnerne presenterte sine utfordringer og viste hvordan prosjektet bidro til å forbedre kompetansen og operasjonene deres. Dagen endte med en omvisning på laboratoriet hvor det nye True Triaxial sandproduksjonsutstyret ble presentert sammen med en pågående sandproduksjonstest. I 2019 ble et avholdt et idéverksted hvor deltagerne fikk opplæring i Geo3D, en endelig element-programvare som har blitt utviklet i prosjektet. I tillegg har vi holdt arbeidsmøter med våre partnere i Trondheim, Houston og Tokyo, og bidratt med artikler og abstrakt/presentasjoner ved flere konferanser. Det avsluttende møtet høsten 2021 ble avholdt digital grunnet reiserestriksjoner. Prosjektresultatene har vist hvilken innvirkning spenningsanisotropi har på sandproduksjonsstart og -utvikling, og har bekreftet vår hypotese om at spenningsanisotropi fører til tidligere, men mindre sandproduksjon. Resultatene ble analysert og brukt til å kalibrere vår semi-analytiske, log-baserte programvare SandPredictor og våre endelig element-modeller. De er i stand til å forklare den observerte forskjellen mellom laboratorieeksperimenter og feltkalibrerte modeller. Eksperimenter hvor vi har variert steinmetning og produksjonsvæske har vist effekten av vannkutt (vanninnhold i dne produserte olja) på når sandproduksjon starter og hvordan det utvikler seg, og hvordan dette kan innlemmes i våre prediksjoner. Tester med proppant-pakkede perforeringer har vist hvordan både gode og dårlige proppant-pakkinger kan føre til produksjonstap. SINTEFs programvare SandPredictor har fått en god overhaling og oppdatering, og er nå en moderne, robust og brukervennlig programvare der nye egenskaper stadig blir lagt til. Endelig element-programvare har blitt utviklet og testet av partnerne våre.

A new generation semi-analytical, log-based, user-friendly SandPredictor software has been developed. The software has large impact on the industrial partners as it is adopted as their preferred day-to-day sand analysis tool. Two numerical finite-element numerical models have also been developed. The hypothesis that anisotropic stresses give earlier sand onset in the life of a well but with less sand production was confirmed experimentally. This outcome has a profound impact in the design of well completions, as has the effect of fluid saturation and fluid flow and especially watercut. The capability of the state-of-the-art True Triaxial Apparatus at SINTEF in reproducing successfully the in-situ stress and flow conditions in deep reservoirs was proven. International research collaboration was promoted involving scientists from Norway, USA, and Japan. Several MSc and three PhD students were involved in the project gaining valuable experience and expertise.

Sand production has been an area of research in the past 25 years due to its significance in the production of hydrocarbons in sandstone reservoirs. Operators are continuously pushing the boundaries to improve the production and recovery rates and reduce the operating costs by increasing the applied drawdown, avoiding or limiting sand control and applying sand management methodology to manage sand production in connection with improved techniques for separating the produced sand. Moreover, depletion in mature fields, such as in Norway, exasperates the problem. Increasing profitability and recovery rate from such fields is a target of the project. An improved sand prediction technology based on next generation analytical and numerical software can lead to considerable commercial benefits from increased productivity and recovery and reduced up front capital expenditures. Research in sand production has addressed various issues. Despite the progress, sand models have not been proven under fully anisotropic stresses which are commonly encountered in the field. In fact, the majority of models have been experimentally validated under isotropic stresses and subsequently applied to anisotropic stress states. Moreover, in frac-pack completions no real tool exists to analyze and predict sand. The activities to reach the objectives are based on an experimental part, which will establish sand onset and rate in conditions as close as possible to the field. Given that field sand production data are unreliable, the proposed experimental program will be the next best case to reality. Frac-pack completions will also be simulated in the lab. The lab results will be used to develop, validate and qualify next generation sand prediction analytical and numerical models and tools, such as SandPredictor and Geo3D, and enhance them with frac-pack modeling capability. Both models are well established in the industry and they offer the state of the art in sand prediction.