Numerical modeling of massive sand production during cold heavy oil production

Abstract

Cold heavy oil production with sand (CHOPS) is a single well technology that involves the deliberate initiation and sustaining of sand inflow into the wells using progressive cavity pumps (PCP) to produce at oil high rates with a subsequent high-pressure drawdown around the wellbore and improvement in oil well productivity. CHOPS is a primary recovery method extensively used in the world as a profitable and simple technology. Foamy-oil flow and wormhole formation are the main mechanisms of CHOPS, where aggressive sand production is a consequence of geomechanical issues such as elastoplastic behavior, stress redistribution, failure criteria, pressure gradient, erosion, and sand liquefaction. The general objective of this thesis is to build a numerical model to predict and explain massive sand production during cold heavy oil production by coupling fluid flow with geomechanics and considering stress redistribution and erosional processes. This research also identifies the relevant phenomena of massive sand production and describes the interaction between geomechanical and erosional processes. A methodology is proposed to model the initiation and propagation of wormholes based on geomechanical behavior. A 3D-single well model is built to understand the cold heavy oil production with sand, considering relevant dynamics such as stress redistribution and the interaction between geomechanical and erosional processes, by coupling fluid flow with geomechanics. This model couples a three-phase fluid flow model and an elastoplastic model and integrates other models: a sand production model, a foamy-oil module, and a conceptual model for wormhole formation. This coupled model is verified and validated firstly by components and lately integrating step by step the different components using commercial software such as ABAQUS® and CMG®. Field cases are run to calibrate the parameters of the sand production model resulting in low sand levels, a case with the main characteristics of a CHOPS well is run and its results are analyzed, and a sensitive study is performed to evaluate the impact of variables such as pressure drawdown, cohesion, internal friction angle, and stress regime. Finally, a special case is built combing all variables and looking to promote sand production with successful results.

Ea producción en frío de crudo pesado con arena (CHOPS) es una tecnología de un solo pozo que involucra el inicio deliberado y el mantenimiento del flujo arena a los pozos utilizando bombas de cavidad progresiva (PCP) para producir petróleo a altas tasas con un subsiguiente alto gradiente de presión alrededor del pozo. y mejora en la productividad de los pozos de petróleo. CHOPS es un método de recuperación primaria ampliamente utilizado en el mundo como una tecnología rentable y sencilla. El flujo de crudo espumoso y la formación de agujeros de gusano son los principales mecanismos de CHOPS, donde la producción agresiva de arena es consecuencia de problemas geomecánicos como el comportamiento elastoplástico, la redistribución de esfuerzos, los criterios de falla, el gradiente de presión, la erosión y la licuefacción de la arena. El objetivo general de esta tesis es construir un modelo numérico para predecir y explicar la producción masiva de arena durante la producción en frío de crudo pesado acoplando el flujo de fluidos con la geomecánica y considerando la redistribución de esfuerzos y los procesos de erosión. Esta investigación también identifica los fenómenos relevantes de producción masiva de arena y describe la interacción entre los procesos geomecánicos y erosivos. Se propone una metodología para modelar la iniciación y propagación de agujeros de gusano basada en el comportamiento geomecánico. Se construye un modelo de pozo único en 3D para comprender la producción en frío de crudo pesado con arena, considerando dinámicas relevantes como la redistribución de esfuerzos y la interacción entre los procesos geomecánicos y erosivos, al acoplar el flujo de fluidos con la geomecánica. Este modelo combina un modelo de flujo de fluido trifásico y un modelo elastoplástico e integra otros modelos: un modelo de producción de arena, un módulo de crudo espumoso y un modelo conceptual para la formación de agujeros de gusano. Este modelo acoplado es verificado y validado primeramente por componentes y posteriormente integrando paso a paso los diferentes componentes utilizando software comerciales como ABAQUS® y CMG®. Se corren casos de campo para calibrar los parámetros del modelo de producción de arena resultando en bajos niveles de arena, se corre un caso con las principales características de un pozo CHOPS y se analizan sus resultados, y se realiza un estudio de sensibilidad para evaluar el impacto de variables como como el gradiente de presión, la cohesión, el ángulo de fricción interna y el régimen de esfuerzos. Finalmente, se construye un caso especial combinando todas las variables y buscando promover la producción de arena con resultados exitosos. (Texto tomado de la fuente)