Producerea nisipului constituie o problema majora cu care se confrunta industria de petrol de multi ani, cheltuindu-se milioane de dolari pentru scoaterea nisipului din sonde sau pentru retinerea lui in situ cu ajutorul tehnicilor si echipamentelor perfectionate permanent pentru controlul acestuia.
Producerea nispului este o problema la scara mondiala. Zonele cu probleme majore generate de nisipul formatiunii productive de hidrocarburi includ Coasta Golfului din SUA, California, Canada, Marea Nordului, Europa, China, Venezuela, Trinidad, Africa de Vest si Indonezia.
La noi în tara zonele cu probleme majore create de nisip sunt: Copaceni-Gura Vitioarei, Predeal Sarari, Carbunesti, Deleni, Merisani, Vata, Preajba, Balteni, ticleni, Colibasi, Dudestii Noi, Calacea, Independenta, Oprisenesti, Moreni, Dealul Batrân, tintea Baicoi, etc.
Producerea necontrolata a nisipului este foarte costisitoare din cauza cheltuielilor suplimentare de operare, a pierderii productiei/veniturilor si a generarii unor situatii potential riscante. Dintre problemele specifice extractiei hidrocarburilor asociate cu producerea nisipului se mentioneaza urmatoarele:
1. Astuparea partiala sau totala cu nisip a intervalelor perforate, a coloanei de exploatare în zona acestora sau chiar mai sus, în partea inferioara a tubingului, ceea ce reduce sau opreste productia de titei sau de gaze.
2. Avarierea prin eroziune/abraziune a materialelor 21521c215v tubulare si a echipamentelor de adâncime din sonde, specifice eruptiei natrurale, eruptiei artificiale si pompajului.
3. Acumularea nisipului în conductele si echipamentele instalatiilor de suprafata.
4. Crearea de spatii goale sau nisipuri detensionate în jurul coloanei de exploatare, care astfel, ramâne fara sprijin si supusa flambajului sub actiunea tensiunilor create in situ la un moment dat .
5. Cresterea sarcinii de compresiune pe masura ce presiunea din porii rocii colectoare scade producând flambajul sau ruperea coloanei de exploatare sau a linerului sondei.
6. Uzura prin abraziune a dispozitivelor de control, a supapelor si a conductelor de la suprafata.
Cheltuielile suplimentare asociate producerii nisipului includ scoaterea acestuia si depozitarea adecvata la suprafata, precum si costurile de interventie pentru repunerea sondei în productie.
Cheltuielile devin extrem de costisitoare daca se tine seama de pierderea veniturilor datorita productiei limitate de hidrocarburi sau de inchiderea sondei din cauza nisipului .
Obiectivul oricarui tratament de control al nisipului trebuie sa fie oprirea producerii acestuia mentinându-se sau crescând la maxim posibil productia de fluid a sondei. Succesul real sau esecul oricarui tratament de control al nisipului trebuie sa se masoare conform unui numar de trei criterii conexe si anume:
1. Oprirea deplasarii nisipului si producerii acestuia.
2. Mentinerea productivitatii maxime a sondei.
3. Plata costurilor tratamentului într-o perioada rezonabila de timp.
Toate aceste trei criterii trebuie îndeplinite pentru ca tratamentul de control al nisipului sa fie considerat într-adevar reusit sau eficient. Fiecare criteriu mentionat mai sus trebuie luat în considerare atât la proiectarea si executarea tratamentului, cât si la evaluarea tehnico-economica a acestuia dupa aplicarea la sonde.
Cea mai mare parte a activitatii de cercetare facuta în anii anteriori în industria petrolului a fost directionata spre mijloacele de control al nisipului care utilizau cele mai mari dimensiuni ale nisipului de injectie si ale linerelor în ideea ca acest lucru ar furniza si debitele de productie cele mai ridicate. Multi ani s-a vehiculat ideea ca daca se opreste producerea nisipului se va opri si productia de fluid fapt însa infirmat de rezultatele experimentelor privind controlul nisipului cu ajutorul filtrelor si linerelor.
Eforturile de cercetare în ultimii ani s-au îndreptat spre realizarea urmatoarelor obiective:
1. îmbunatatirea productivitatii sondelor împachetate cu nisip de injectie prin reducerea la minimum a blocarii formatiunii în timpul si dupa plasarea nisipului de injectie (pietrisului).
2. Stimularea productivitatii sondelor prin combinarea tehnologiei de fisurare hidraulica cu tehnologia de împachetare cu nisip, dezvoltându-se astfel tehnologia frac pack.
3. Controlul nisipului în sonde cu intervale perforate pe lungimi mari, cu unghiuri mari si în sondele orizontale.
4. Eliminarea restrictiei privind diametrul gaurii de sonda, cauzata de filtrul mecanic si de nisipul de injectie în completarile sondelor cu diametru redus si rezolvarea situatiilor de interventie/ remediere a împachetarii filtrelor.
Metodele pentru controlul nisipului de formatiune pot fi în general clasificate drept mecanice, chimice sau o combinatie între mecanice/chimice.
Metodele mecanice ale controlului nisipului opresc din punct de vedere fizic deplasarea nisipului prin instalarea linerelor, filtrelor mecanice sau a nisipului de injectie în gaura de sonda tubata sau gaura libera largita. Este modalitatea cea mai obisnuita de control al nisipului si este adeseori combinata cu crearea unor fisuri scurte, cu fracpack (tip screenout) pentru a strapunge blocarea formatiunii din apropierea gaurii de sonda.
Metodele chimice maresc rezistenta nisipului din formatiunea adiacenta gaurii de sonda prin injectarea maselor plastice, respectiv a rasinilor sintetice si agentilor de întarire. Materialele plastice adera la granulele de nisip din formatiune si le unesc lasând spatii poroase deschise pentru curgerea fluidului. Procedeele chimice constituiau un sistem obisnuit si eficient de control al nisipului în anii 1960-1990 si în prezent sunt utilizate mai mult pentru conditiile gaurilor de sonda cu diametru mic unde este obligatoriu ca diametrul interior al gaurii de sonda sa nu fie limitat de un filtru sau de nisipul de injectie utilizat la împachetarea acestuia.
Metodele combinate mecanice/chimice includ utilizarea nisipului de injectie umectat si preumectat cu materiale plastice, care sunt aplicate cu sau fara filtru mecanic în gaura de sonda.
Metoda chimica sau cea combinata este adeseori utilizata pentru a retensiona formatiunea productiva din jurul gaurii de sonda, acolo unde s-a produs deja o cantitate mare de nisip si /sau pentru a preveni curgerea inversa a materialului de sustinere din fisurile create în jurul sondei prin procedeele de fisurare hidraulica sau de frac pack (screenles frac pack).
Uneori, cea mai buna metoda de control al nisipului este de a nu face nimic. Vechea zicala conform careia Daca ceva nu este rupt, nu încerca sa-l repari ar trebui aplicata si sondelor de titei si gaze sau Daca nisipul nu constituie o problema majora, nu încercati sa controlati nisipul
O alta zicala importanta este Informatiile insuficiente pot reprezenta un pericol
Un exemplu în aceasta directie a venit de la vicepresedintele unei importante companii petroliere. El a spus ca nisipul din formatiune poate fi controlat pur si simplu prin umplerea cu nisip de injectie a gaurii de sonda de la talpa pâna la partea de deasupra capului intervalului perforat. Rationamentul sau era ca nisipul de injectie plasat în coloana în dreptul intervalelor perforate poate fi un filtru de fund pentru prevenirea producerii nisipului din strat, procedeu ce nu poate limita productia de petrol si/sau gaze daca permeabilitatea acestui filtru poros este de 100 de ori mai mare decât pemeabilitatea nisipului din formatiune. El a afirmat ca acest procedeu poate duce la economisiri importante de bani în comparatie cu orice alt tratament de control al nisipului care se utilizeaza în zilele noastre. Din pacate, acest procedeu de lucru opreste producerea nisipului, dar determina si scaderea productiei de fluid a sondei pâna la oprirea acesteia.
În Fig.1. se arata efectele podirii, în coloana de exploatare a sondei, a nisipului din formatiune asupra productivitatii sondei (Q/Qo), atunci când permeabilitatea nisipului acumulat în gaura de sonda este egala cu permeabilitatea nisipului din formatiune si asupra caruia nu s-a intervenit (K1 = K2) prin nici un tratament de control.
Oricare operator care a avut vreodata experienta constatarii existentei dopurilor de nisip în coloana de exploatare a sondei pe toata lungimea intervalelor perforate, în timp ce aceasta era înca în productie va recunoaste ca productia acesteia s-a redus drastic si în final sonda a stat din productie.Este mai putin evident de ce productivitatea sondei se reduce cu mai mult de 80% atunci când gaura de sonda se umple cu nisip pâna în capul perforaturilor, chiar daca nisipul are o permeabilitate de 100 de ori mai mare (K1/K2 = 100) decât a nisipului din formatiune.
Explicatia simpla a adevarului celor de mai sus este ca fluidul curge radial în gaura de sonda si apoi curge fara restrictii în susul gaurii de sonda, atunci când nu exista nisip sau pietris în interiorul gaurii de sonda, nisipul sau pietrisul din gaura de sonda limiteaza curgerea fluidului deoarece formeaza o celula de curgere liniara.
De exemplu, sa luam în considerare o sonda cu lungimea intervalului de 30,48 m (100 ft) capabila sa produca 160 l/zi/m de interval perforat (1 BOPD/ft) daca nu se afla nisip în gaura de sonda. Fluidul curge radial în gaura de sonda si apoi în mod liber în susul gaurii de sonda spre suprafata, cu pierderi simple, nesemnificative datorate frecarii în coloana de exploatare si în garnitura tevilor de extractie. Daca intervalul perforat pe întreaga lungime de 30,48 m (100 ft) ar fi umplut (obturat) cu nisip, fluidul de zacamânt care intra radial prin perforaturi în sonda trebuie sa curga liniar prin aproximativ 30,5 m (100 ft) de nisip înainte de a ajunge în garnitura tevilor de extractie si apoi la suprafata. Limitarea în interiorul coloanei de exploatare a curgerii fluidului de zacamânt, care trebuie sa se deplaseze liniar prin nisipul cu K1/K sau prin nisipul cu permeabilitate mai mare, K1K2 = 100 acumulat în gaura de sonda, este mult mai mare decât daca gaura de sonda, respectiv coloana de exploatare nu ar fi fost obturata cu nisip de formatiune.
Într-o sonda de titei, nisipul are adesea tendinta de a forma punti (blocaje) în coloana de exploatare sau în garnitura tevilor de extractie, prin aceasta oprindu-se productia.
O punte (pod suspendat) de nisip poate avea doar câtiva milimetri grosime, în timp ce la talpa sondei poate sa se gaseasca putin nisip depus sau sa nu existe de loc.
Acest fenomen este imposibil de mentinut sub control, iar conditiile care îl produc sunt asociate de obicei cu cresterea rapida a valorilor concentratiilor mari de nisip si a distributiilor întinse de dimensiuni de particule.
Particulele de nisip de formatiune care sunt suficient de mari, respectiv egale ca marime cu cele corespunzatoare vitezei critice de transport a fluidului sau putin mai mari vor tinde sa ramâna stationare sau sa cada în coloana de fluid. Astfel aceste particule mari vor interfera cu miscarea particulelor mici de nisip aflate în suspensie în fluidul din tubing, ceea ce va conduce la cresterea la un moment dat a concentratiei de nisip din tubing sau din gaura de sonda. În acest caz , se formeaza podiri atunci când concentratia particulelor se apropie de echivalentul a 23,2 lb/galon de nisip, respectiv de 2,77 kg nisip la litrul de fluid. Acest lucru se produce de cele mai multe ori la formatiunile partial consolidate, deoarece aceste nisipuri tind sa se prabuseasca sporadic, ceea ce produce temporar variatii mari ale concentratiei nisipului si ale dimensiunilor particulelor ce vor fi antrenate de fluidele produse. Atunci când o data cu fluidul extras se produce si nisip, se mareste presiunea hidrostatica a coloanei de fluid din spatiul inelar sau din interiorul tevilor de extractie.
Concentratiile de nisip ajung adesea la 5% sau mai mult, ceea ce duce la marirea contrapresiunii asupra formatiunii si la reducerea debitelor de productie. În acest caz creste si probabilitatea podirii nisipului si obturarii intervalelor perforate ale sondei. În concluzie, debitele brute si nete ale sondei cu probleme generate de nisip vor fi reduse ca urmare a cresterii greutatii fluidului încarcat cu nisip si a podirii nisipului în coloana de exploatare sau în tevile de extractie.
Ecuatiile folosite în industria petrolului pentru a descrie capacitatea productiva a unui zacamânt de hidrocarburi se bazeaza pe legea lui Darcy.
Ecuatia de curgere radiala a lui Darcy descrie curgerea fluidelor în zacamânt în zona adiacenta gaurii de sonda, în timp ce ecuatia liniara de curgere descrie curgerea în gaura de sonda prin perforaturi. întelegerea acestor doua ecuatii si a efectului fiecarei variabile asupra productivitatii zacamântului si sondei ajuta la proiectarea si evaluarea tratamentelor de controlul nisipului. Amintiti-va ca mentinerea unei productivitati maxime a sondei dupa aplicarea oricarei tehnologii pentru controlul nisipului este la fel de importanta ca oprirea producerii nisipului din formatiune.
Curgerea fluidelor în jurul sondei este o curgere radiala descrisa de ecuatiile lui Darcy, respectiv de ecuatia 1si 2 redate mai jos pentru titei , apa si gaze.
Curgerea liniara printr-un dop de nisip acumulat în coloana de exploatare a sondei, precum si curgerea prin perforaturi sunt caracterizate cu ecuatia 3 a lui Darcy si respectiv cu ecuatia 4.
Curgerea radiala pentru fluide, respectiv pentru titei si apa:
(7.08)*(K)*(h)*(ΔP)
Q = ___________________ [1]
(B0)*(µ)*ln(Rc/Rw)
unde:
Q - debitul de curgere, BPD;
K - permeabilitatea, D;
h - lungime interval perorat, feet;
DP - diferenta de presiune la talpa, psi;
B0 - factorul de volum;
Rc - raza de drenaj a sondei, feet;
Rw - raza sondei, feet.
Curgerea radiala pentru gaze:
(0.703)*(K)*(h)*(Pc2 - P2w)
Q = _____ _______ ______ _______ [2]
(µ)*(Z)*(T)*ln (Rc/Rw)
unde:
Q - debitul de curgere, MSCF/day;
K - permeabilitatea, D;
h - lungime interval perforat, feet;
Pc - presiunea la contur, psi;
Pw - presiunea la talpa, psi
Z - factorul de abatere al gazelor, la presiunea medie de (0.5)*(Pc+Pw);
Rc - raza de drenaj a sondei, feet;
Rw - raza sondei, feet;
T - temperatura de zacamânt,0R.
Curgerea liniara:
(1.127)*(K)*(A)*(ΔP)
Q = ___________________ [3]
(µ)*L
unde:
Q - debitul de curgere, BPD;
K - permeabilitatea, D;
A - suprafata de curgere, ft2;
DP - diferenta de presiune la talpa, psi;
L - lungimea de curgere, feet.
Curgerea prin perforaturi:
DP = ______________ + _____ _______ ______ ________ [4]
K*A*N (A*N)2
unde:
Q - debitul de curgere, BPD;
K - permeabilitatea nisipului, D;
L - lungime de curgere, respectiv tunelului perforaturii, feet;
DP - diferenta de presiune la talpa, psi;
B0 - factorul de volum;
b - coeficient de compresibilitate al fluidului, egal cu 107/K0,5,ft-1;
rf - densitatea fluidului, lbs/ft3;
A - suprafata de curgere, ft2
N - numarul de perforaturi pe feet.
Ecuatiile de baza ale legii lui Darcy descriu numai curgerea laminara prin mediile poroase ale zacamântului, dar în exploatarea zacamintelor si sondelor apar situatii în care curgerea fluidelor devine turbulenta, uneori cu efecte nedorite asupra productivitatii sondei.
în acest caz trebuie folosite diferite ecuatii pentru caracterizarea curgerii turbulente care poate exista în urmatoarele situatii:
A. Curgerea titeiului sau a apei prin perforaturile sondei, umplute cu nisip de formatiune, situatia fiind întâlnita în sondele cu debit mare de productie sau uneori în sondele de injectie.
B. Curgerea gazelor prin perforaturile sondei, umplute cu nisip de formatie/nisip de injectie.
C. Curgerea gazelor prin zacamânt, respectiv în zona adiacenta gaurii de sonda.
Ecuatia 4 redata mai sus este folosita pentru a calcula caderea de presiune la nivelul perforaturilor umplute cu nisip, fie în timpul injectiei de fluide simple sau cu nisip în suspensie, fie în timpul productiei de titei sau apa, când viteza fluidului de zacamânt poate fi presupusa a fi în regim de turbulenta.
Ecuatia 5 redata mai jos, este folosita pentru a calcula caderea de presiune la nivelul perforaturilor umplute cu nisip de formatiune într-o sonda de gaze.
P2c - P2w = ____________________ + _____ _______ ______ ________ [5]
K*A*N (A*N)2
Pc - presiunea la contur, psi;
Pw - presiunea la talpa, psi;
Q - debitul de curgere, MCFD;
K - permeabilitatea împachetarii, D;
L - lungime de curgere egala cu diferenta dintre raza de foraj si raza sondei tubate,feet;
Z - factorul de abatere al gazelor, la presiunea medie de (0.5)*(Pc+Pw);
b - coeficientul energiei cinetice egal cu 107/K0,5,ft-1;
g - densitatea relativa a gazului (pentru aer =1);
A - suprafata de curgere pe o singura perforatura, ft2;
N - numarul de perforaturi pe feet.
Trebuie consumat un volum finit de energie pentru ca nisipul sa înceapa sa se miste din formatiunea productiva în gaura de sonda, atunci când sonda este pusa în productie. Acest volum de energie trebuie sa contracareze atât fortele de adeziune, cât si cele de coeziune ce mentin nisipul în loc în spatele perforaturilor. Marimea acestor forte este greu de prevazut sau de masurat la fata locului. Exista totusi unele situatii când este util sa estimam viteza fluidului care determina antrenarea nisipului, respectiv începerea miscarii nisipului neconsolidat din formatiune spre gaura de sonda sau chiar viteza de curgere ascensionala, în sus prin gaura de sonda.
De exemplu, o sonda ar trebui sa fie exploatata la un debit la care sa nu se depaseasca viteza critica de antrenare a nisipului de formatiune imediat dupa perforarea sub echilibru, pentru ca acesta sa nu se deplaseze prin perforaturi în gaura de sonda.
Viteza minima a fluidului care curge, respectiv viteza necesara pentru începerea antrenarii nisipului miscator sau total neconsolidat poate fi definita empiric prin ecuatia vitezei critice de antrenare, redata mai jos:
[(2.89*1016*d2p + (4.58*1023*dp5)]1/2 - 1.7*108*dp
v = __________ ______ ____ ________ [6]
(5.1*1011)*dp2
unde:
v - viteza critica de antrenare, ft/sec;
dp - diametrul particulei, feet.
Vitezele minime necesare pentru ca apa sa înceapa antrenarea diverselor dimensiuni de particule de nisip si /sau pietris sunt ilustrate în Tabelul 1, luându-se în consideratie urmatorii parametri:
densitatea apei : 62,4 pounds/ft3;
viscozitatea apei: 1 cP;
porozitatea: 42%;
sfricitatea nisipului:0,8;
- densitatea nisipului: 165,4 pounds/ft3
Nisipul ajunge în instalatiile de suprafata ale unei sonde doar daca viteza fluidului sau gazelor din partea de sus a coloanei de exploatare este mai mare decât viteza critica de transport
Aceasta viteza este o functie a dimensiunii particulei de nisip, a formei si densitatii acesteia si a densitatii si viscozitatii fluidului. Nisipurile cu granulatie foarte fina, mâlurile (silts) si argilele sunt usor transportate de fluidele produse, dar nisipurile cu granulatie mai mare cad la fundul gaurii de sonda în sacul acesteia sau în zona perforaturilor obturându-le, numai cu exceptia cazului când fluidul se deplaseaza în sus prin coloana la o viteza mai mare decât viteza critica de transport.
Nisipul care se sedimenteaza în gaura va acoperi intervalele productive si va reduce debitul de productie sau va opri complet productia de fluide.
Se folosesc doua ecuatii diferite pentru a se calcula vitezele critice de transport - una pentru cazul sondei care produce fluide, respectiv titei, apa si alta pentru producerea de gaze. Ambele ecuatii pornesc de la presupunerea ca e vorba de o gaura de sonda verticala si de o curgere monofazica.
Prima ecuatie se aplica mai bine la conditiile de curgere laminara, similar cu ceea ce ne-am astepta sa gasim în zonele de productie titei sau apa, iar a doua ecuatie se aplica mai bine la debitul de gaze cu viteze mari, la care ne putem astepta în timpul forajului cu aer sau în timpul extractiei de gaze la un debit extrem de mare. O diferenta majora între aceste ecuatii consta în aceea ca prima ecuatie include un factor pentru viscozitate si a doua ecuatie nu-l include, deoarece viscozitatea gazelor are doar un efect nesemnificativ pentru extractia nisipului.
Viteza critica de transport a granulelor de nisip de catre fluide, respectiv titei si apa se calculeaza cu ecuatia 7 redata mai jos:
-3*µ + (9* µ2 + (g*r2*rf rn rf)*(0.015476 + 0.19841*r))0.5
v = __________ ______ ____ ____________________ [7]
rf* (0.011607 + 0.14881*r)
unde:
v - viteza critica de transport a granulelor de nisip, cm/sec;
g - acceleratia gravitatiei, 980 cm/sec2 ;
r - raza granulei de nisip, considerata sferica, cm;
rf - densitatea fluidului, g/cm3;
rn - densitatea granulei de nisip, g/cm3
Pentru a transforma viteza critica de transport din cm/sec în ft/min, se înmulteste valoarea calculata cu 1,9685.
în Tabelul 2 sunt redate vitezele critice de transport de catre apa a granulelor de nisip cu diametrul de 0,074-2,0 mm (10-200 mesh), viteze calculate cu ecuatia 7. în acest tabel pentru un studiu comparativ au fost redate si vitezele masurate de cadere (sedimentare) a granulelor de nisip cu acelasi diametru în apa utilizata ca fluid de transport.
Se poate observa ca viteza critica de transport a granulei de nisip trebuie sa fie mai mare decât viteza de sedimentare, în caz contrar nisipul începe sa se depuna formându-se dop suspendat pe tubing, dop în coloana, respectiv în spatiul inelar.
Viteza critica de transport a nisipului de catre gaze se calculeaza cu ecuatia 8 astfel:
2.052*[dn*(165.36 - rg
v = _____ _______ ______ ________ [8]
(rg )1/2
unde:
v - viteza critica de transport de catre gaze a granulelor de nisip, ft/sec;
rg - densitatea gazului, lb/ft3;
dn - diametrul granulei de nisip considerata aproape sferica (sfericitate:0,8), ft
Ecuatiile prezentate mai sus ne pot ajuta sa prevedem daca nisipul din formatiune va fi extras odata cu fluidele de zacamânt prin garnitura de tevi de extractie la un anumit debit de productie, daca se cunosc proprietatile fizico-chimice ale fluidelor si dimensiunile granulelor de nisip (analiza granulometrica).
Din rezultatele analizei granulometrice, se pot calcula fie dimensiunea critica a granulei de nisip, fie debitul critic de productie, respectiv debitul brut al sondei care sa permita transportul nisipului de formatiune în sus prin coloana si prin garnitura de tevi de extractie. Aceste calcule sunt foarte importante pentru cazul în care se face o încercare de reducere a debitului de productie astfel încât sonda sa nu mai produca nisip, si ne ajuta totodata sa determinam daca nisipul din formatiune se poate acumula sau nu la talpa sondei sau mai sus de aceasta obturând intervalele perforate.
|
