Reservoir Stimul Lect Part [PDF]

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STIMULATION DE RÉSERVOIR Objectif du cours Stimulation du réservoirpropose une rationalisation de la stimulation à l'aide de concepts d'ingénierie de réservoir, effectuées pour réparer les dommages à la formation ou améliorer la productivité du réservoir

Le contenu des cours introduction Examen de l'exploration, des éléments du système pétrolier et de la production Concepts de stimulation du réservoir,stimulation de puits et simulation de réservoir Dommages de formation / peau Méthodes de stimulation du réservoir: 1. Fracturation explosive,2. Fracturation hydraulique: Traitement de fracturation, Orientation de la fracture, Fluides de fracturation et placement d'agent de soutènement, Conductivité de rupture, Considérations géologiques importantes dans la fracturation 3 Acidifiant: Fracturation acide, Matrice acidifiante Résultats du cours: À la fin de ce cours, les étudiants devraient être capables de: 1. apprécier la signification de la stimulation de réservoir, de la stimulation de puits et de la simulation de réservoir 2. expliquer l'importance de la stimulation du réservoir 3. décrire les causes de la stimulation du réservoir 4. décrire les techniques ou méthodes de stimulation du réservoir et leur applicabilité

Manuels: 1. Stimulation du réservoir par Michael J. Economides et Kenneth G. Nolte, 3e édition, 2000. 2. Petroleum production Systems, Economides et al., 19933. Acidizing Fundamentals, Williams et al., 19794. Hydraulic Fracturing, SPE Reprint Series, 1990 5. Dommages à la formation du réservoir, Civan, 2000

introduction

La stimulation des réservoirs et la portance artificielle sont les deux principales activités de l'ingénieur de production dans les industries pétrolières et connexes. Le but principal de la stimulation est d'améliorer la valeur de la propriété par la livraison plus rapide du fluide pétrolier et / ou d'augmenter la récupération économique finale. La stimulation du réservoir a pour but de remédier, voire d'améliorer, la connexion naturelle du puits de forage avec le réservoir, ce qui pourrait retarder le besoin de remontée artificielle. Ce cours traite des techniques de stimulation comme des outils pour aider à gérer et optimiser le développement des réservoirs. Comprendre la stimulation nécessite de comprendre les enjeux fondamentaux de la production pétrolière ainsi que la position et l'applicabilité du processus.

Concepts de stimulation du réservoir, stimulation de puits et simulation de réservoir Stimulation du réservoirest une approche appliquée pour réparer les dommages à la formation ou améliorer la productivité du réservoir. Des termes comme la fracturation hydraulique ou l'acidification de la matrice sont des moyens d'améliorer la productivité du réservoir au niveau du puits ou du champ. La stimulation augmente la perméabilité de la formation. La perméabilité diminue avec le temps pour de nombreuses raisons (accumulation de cire, dégradation de la formation… etc). Ces traitements visent à réduire la peau autour du puits de forage et à améliorer la perméabilité. Bien stimulationest une intervention sur puits réalisée sur un puits de pétrole ou de gaz pour augmenter la production en améliorant le flux d'hydrocarbures de la zone de drainage vers le puits de forage. La stimulation est l'ouverture de nouveaux canaux dans la roche pour permettre au pétrole et au gaz de circuler facilement. Cela peut être fait en utilisant une structure de stimulateur de puits ou en utilisantnavires off shore/ des vaisseaux de forage, également appelés «vaisseaux de stimulation de puits». Simulation de réservoirimplique l'utilisation de simulateurs qui capturent la physique intrinsèque du réservoir pour prédire le comportement de l'écoulement des fluides au fil du temps à l'intérieur et à partir du réservoir. Les simulateurs de réservoir ont besoin de modèles de réservoir (mathématiques, laboratoire, ordinateur) pour fonctionner. Habituellement, les résultats du simulateur sont validés à l'aide des données observées (pression mesurée et données sur les taux de production). En résumé, les simulations donnent des images structurelles et le schéma d'écoulement du réservoir, tandis que la stimulation améliore et améliore la productivité du puits.

Dommages de formation / peau Les dommages à la formation sont définis comme la détérioration du réservoir (production réduite) causée par les fluides de puits de forage utilisés pendant les opérations de forage /

d'achèvement et de reconditionnement. Il s'agit d'une zone de perméabilité réduite au voisinage du puits de forage (peau) suite à l'invasion de fluide étranger dans la roche réservoir. En règle générale, toute impédance involontaire à l'écoulement de fluides dans ou hors d'un puits de forage est appelée dommage de formation. Cette définition large comprend des restrictions d'écoulement causées par une réduction de la perméabilité dans la région proche du puits de forage, des changements de perméabilité relative à la phase d'hydrocarbures et des restrictions d'écoulement involontaires dans l'achèvement lui-même. Restrictions de débit dans letubes ou ceux imposés par le puits pénétrant partiellement dans un réservoir ou d'autres aspects de la géométrie de complétion ne sont pas inclus dans cette définition car, bien qu'ils puissent gêner l'écoulement, ils ont été mis en place par conception pour servir un but spécifique ou n'apparaissent pas dans les mesures typiques des dommages de formation tels que la peau. 1 Prévention des dommages à la formation: Au cours des cinq dernières décennies, une grande attention a été accordée aux problèmes de dommages aux formations pour deux raisons principales: 1. La capacité de récupérer les fluides du réservoir est très fortement affectée par la perméabilité aux hydrocarbures dans la région proche du puits de forage 2. Bien que nous n'ayons pas la capacité de contrôler les propriétés des roches réservoirs et les propriétés des fluides, nous avons un certain contrôle sur les opérations de forage, d'achèvement et de production. Ainsi, nous pouvons apporter des changements opérationnels, minimiser l'étendue des dommages à la formation induits dans et autour du puits de forage et avoir un impact substantiel sur la production d'hydrocarbures. Être conscient des conséquences sur les dommages à la formation de diverses opérations de forage, d'achèvement et de production peut aider à réduire considérablement les dommages à la formation et à améliorer la capacité du puits à produire des fluides. 2. Mécanismes de dommages: Les dommages à la formation sont une combinaison de plusieurs mécanismes, notamment: . Colmatage des solides. La figure 2 montre que l'obturation des espaces de pores réservoir-roche peut être provoquée par les solides fins dans le filtrat de boue ou les solides délogés par le filtrat dans la matrice rocheuse. Pour minimiser cette forme de dommage, minimisez la quantité de solides fins dans le système de boue et la perte de liquide. VoirDégâts de formation induits par le forage

Fig. 2 - Dommages à la formation causés par le colmatage des solides. . Gonflement ou dispersion des particules d'argile. Il s'agit d'un problème inhérent au grès qui contient des argiles sensibles à l'eau. Lorsqu'un filtrat d'eau douce envahit la roche du réservoir, il fera gonfler l'argile et réduira ou bloquera ainsi totalement les zones de la gorge. VoirDommages à la formation dus au gonflement des argiles. . Changements de saturation. La production est basée sur la quantité de saturation dans la roche réservoir. Lorsqu'un filtrat du système de boue pénètre dans le réservoir, cela entraînera un certain changement dans la saturation en eau et, par conséquent, une réduction potentielle de la production. La figure 3 montre qu'une perte de fluide élevée entraîne une augmentation de la saturation en eau, ce qui entraîne une diminution de la rocheperméabilité relative.

Fig. 3 - Dégâts de formation causés par la saturation. . Inversion de la mouillabilité. Les roches des réservoirs sont humides par nature. Il a été démontré que lors du forage avec des systèmes de boue à base d'huile, un excès de tensioactifs dans le filtrat de boue qui pénètre dans la roche peut provoquer une inversion de la mouillabilité. Il a été rapporté par l'expérience sur le terrain et démontré par des tests en laboratoire que jusqu'à 90% des pertes de production peuvent être causées par ce mécanisme. Par conséquent, pour se prémunir contre ce problème, la quantité de tensioactifs en excès utilisée dans les systèmes de boue à base d'huile doit être maintenue au minimum. VoirCauses supplémentaires de dommages à la formation . Blocage de l'émulsion. Inhérent à unà base d'huileest l’utilisation d’excès de tensioactifs. Ces tensioactifs pénètrent dans la roche et peuvent former unémulsiondans les espaces des pores, ce qui entrave la production par blocage de l'émulsion. VoirCauses supplémentaires de dommages à la formation . Blocage du filtrat aqueux. Lors du forage avec de la boue à base d'eau, le filtrat aqueux qui pénètre dans le réservoir peut provoquer un blocage qui réduira le potentiel de production du réservoir. VoirCauses supplémentaires de dommages à la formation . Précipitation mutuelle des sels solubles dans le filtrat du fluide de forage et l'eau de formation. Toute précipitation de sels solubles, qu'elle provienne de l'utilisation de systèmes de boue salée ou d'eau de formation ou des deux, peut provoquer un blocage des solides et entraver la production. . Migration des amendes. L'accumulation de fines particules, en particulier dans les réservoirs de grès, peut réduire considérablement la productivité des puits. VoirDommages à la formation dus à la migration des fines . Dépôt de paraffines ou d'asphaltènes. Les paraffines et les asphaltènes peuvent se déposer à la fois dans les tubes et dans les pores de la roche réservoir, ce qui limite considérablement la productivité du puits. VoirDommages à la formation par les paraffines et les asphaltènes . Banque de condensats. Une accumulation de condensat autour du puits de forage peut entraver l'écoulement du gaz en réduisant la perméabilité. VoirDommages à la formation dus au stockage de condensats . Autres causes. Ceux-ci peuvent inclure le colmatage bactérien et l'évasion de gaz. VoirCauses supplémentaires de dommages à la formation 3. Quantification des dommages de formation Une mesure couramment utilisée de la productivité des puits est l'indice de productivité, J, en barils par livre par pouce carré

:....................(1) La mesure la plus couramment utilisée des dommages de formation dans un puits est le facteur de peau, S. Le facteur de peau est une chute de pression sans dimension causée par une restriction de débit dans la région proche du puits de forage. Il est défini comme suit (en unités de terrain):

.................... (2) Fig. 4montre comment les restrictions de débit dans la région proche du puits de forage peuvent augmenter le gradient de pression, entraînant une chute de pression supplémentaire causée par des dommages à la formation (Δpskin).

Fig. 4 - Profil de pression dans la région proche du puits de forage pour un puits avec des dommages de formation. En 1970, Standing a introduit le concept important d'efficacité d'écoulement de puits, F, qu'il a défini comme

.................... (3) Clairement, une efficacité d'écoulement de 1 indique un puits intact avec Δpskin = 0, une efficacité d'écoulement> 1 indique un puits stimulé (peut-être à cause d'une fracture hydraulique) et une efficacité d'écoulement