Aumento de la eficiencia y la productividad del petróleo con AICD

Karianne Amundsen, Gerente de Área de Escandinavia con Tendeka (Foto: Tendeka)

En junio, la compañía independiente de servicios de terminación global Tendeka anunció que había asegurado el contrato de control de arena y flujo de entrada más grande del mundo para el campo Troll en la plataforma continental noruega (NCS).

El contrato de cuatro años con Equinor hará que la compañía con sede en Aberdeen entregue e instale hasta 100,000 metros anuales de sus pantallas de arena y dispositivos de control de flujo autónomo FloSure (AICD) para completar la superficie de arena. El acuerdo también ofrece cinco períodos adicionales de extensión de dos años.

Las dos compañías han trabajado juntas durante siete años con Tendeka proporcionando pantallas y ICD / AICD para el campo Troll, así como otras licencias de Equinor.

Desde que Tendeka implementó por primera vez la tecnología FloSure en el campo Troll en 2013, la tecnología de optimización de producción ajustable en el campo se ha mejorado para su uso en aplicaciones nuevas y modernizadas en cinco continentes, desde desarrollos marginales de petróleo pesado en Canadá hasta nuevos desarrollos de campo en Asia y expansiones de la tapa de gas en La cuenca madura del Mar del Norte.

El ingeniero offshore habló con Karianne Amundsen, gerente de área de Escandinavia con Tendeka, para obtener más información.

Tendeka tiene una historia con Equinor y el campo Troll. ¿Cómo ha estado apoyando la empresa al operador?
Ha sido un gran placer y experiencia trabajar junto a Equinor en este campo que representa la columna vertebral de la producción noruega de petróleo y gas. Hemos aprendido mucho y realmente esperamos continuar la colaboración para optimizar la producción.

Tendeka ha asegurado el contrato de control de flujo de arena y afluencia más grande del mundo para el campo Troll en la plataforma continental noruega
(Foto: - Harald Petterson, Equinor)

Como un gran desarrollo submarino, que comenzó la producción de petróleo en 1995, los pozos horizontales multilaterales de Troll se perforan con una longitud total del yacimiento, entre 3 y 5 kilómetros dentro de la delgada columna de petróleo. [1] El FloSure AICD está incorporado con pantallas de arena de primera calidad para proporcionar control de arena y flujo de entrada para el borde de aceite de capa delgada que se superpone con una gran tapa de gas. El objetivo es maximizar la producción de petróleo utilizando nuestros AICD FloSure para garantizar la contribución de todas las secciones del yacimiento y limitar la producción de gas posponiendo la penetración de gas y la producción de gas de asfixia después de la penetración de gas. Actualmente, más de 50 pozos están equipados con AICD, lo que demuestra un aumento significativo en la producción acumulada de petróleo.

¿De qué manera el continuo desarrollo tecnológico colaborativo entre Tendeka y Equinor ha sido clave para el éxito continuo de este proyecto?
Tendeka tiene un fuerte compromiso con el desarrollo continuo de tecnología. Durante los últimos años y antes de la adjudicación del contrato, Tendeka trabajó en estrecha colaboración con los operadores noruegos para desarrollar y calificar aún más el AICD de producción con control de velocidad FloSure, entregando mejoras en el rendimiento general y el control de gas.

Como compañía, hemos crecido significativamente desde que nuestro trabajo comenzó en Troll y, aunque sigue siendo un gran proyecto para la compañía, hasta ahora hemos instalado más de 35,000 válvulas FloSure AICD en más de 210 pozos en todo el mundo. Esto demuestra un aumento significativo en la producción acumulada de petróleo y la rentabilidad del proyecto para nuestros clientes.

Es una tecnología increíblemente versátil. Saber cómo aplicar la tecnología correctamente cuantificando el valor y optimizando el diseño es crucial. Basado en extensas pruebas multifase, hemos desarrollado nuestro propio software de modelado para poder predecir el rendimiento de los AICD en cualquier aplicación. Aquí es donde nuestra experiencia es insuperable.

Es un testimonio del arduo trabajo del equipo, el compromiso con la mejora continua y una inversión significativa en tecnología de optimización de producción que hemos asegurado este nuevo acuerdo marco para los próximos cuatro años.

¿Cómo se han adaptado las terminaciones con cara de arena en los últimos años para enfrentar los desafíos y requisitos de pozos multilaterales horizontales más inteligentes y más largos?
Tradicionalmente, la industria del petróleo y el gas perforaba y desarrollaba pozos cortos y verticales que requerían equipos de terminación con revestimiento de arena mínimos y menos complejos.

Muchos pozos hoy son pozos horizontales largos que a menudo necesitan dispositivos de control de flujo de entrada para administrar el flujo de entrada. Integrar diferentes tipos de arena y control de flujo de entrada dentro de soluciones flexibles será importante en el futuro. En Troll, por ejemplo, todos los pozos nuevos son pozos de relleno que se perforan entre las ramas de pozos antiguos o abandonados, estas áreas se cruzan con diferentes espesores de columna de petróleo. Aquí, los pozos deben perforarse con cuidado para evitar la penetración temprana de gas y la producción de arena a la superficie.

La profundidad del contacto petróleo / agua en estos pozos multilaterales horizontales más largos varía, al igual que las propiedades del reservorio. Por lo tanto, los pozos se completan con un módulo de control integrado de arena y flujo de entrada que reemplaza a las pantallas de arena independientes tradicionales. El control integrado de arena y flujo de entrada también será compatible con el control inteligente de ramales utilizando válvulas de control de intervalo para monitorear el flujo y la presión de cierre de las ramas individuales.

La tecnología AICD es fundamental para continuar la producción de petróleo en márgenes rentables y, como tal, se han implementado modificaciones significativas en el diseño mecánico para mejorar la integración de terminación, robustez y longevidad en entornos de lijado

La prevención de la penetración temprana de gas en los pozos de producción puede aumentar claramente la recuperación total de petróleo y reducir la producción de gas y / o agua. ¿Cómo se logra esto?
Los AICD se componen de solo tres componentes: cuerpo de válvula, boquilla y disco, y son lo suficientemente pequeños como para instalarse dentro de alojamientos pasivos estándar de ICD. Es importante destacar que el tamaño de la boquilla en el dispositivo es intercambiable en la plataforma en función de los resultados de perforación.

Construcción de AICD (Imagen: Tendeka)

Desplegado como parte de la terminación inferior utilizando empacadores de aislamiento por zonas para dividir el depósito en compartimentos, el AICD puede integrarse con pantallas de control de arena para formaciones blandas.

El dispositivo se puede enroscar directamente en el tubo base y la válvula se puede montar o reemplazar en cualquier momento. Cada junta de pantalla puede tener hasta cuatro puertos roscados compatibles con el AICD.

Los fluidos del depósito entran en la terminación a través del filtro de pantalla de arena y fluyen hacia la carcasa de control de entrada donde está montado el AICD. Los fluidos luego viajan a través del AICD a la corriente de producción a la superficie junto con la producción del resto de las pantallas.

Ruta de flujo autónoma del DAI (Imagen: Tendeka)

Cuando el gas o el agua fluye a través de la válvula AICD en el mismo descenso, la velocidad del agua y el gas aumentará, reduciendo la presión dinámica. Para restringir la velocidad de flujo de fluidos de baja viscosidad, esta acción levitará el disco hacia la entrada para ahogar el flujo.

Además de Troll, los AICD se han utilizado en más de 120 pozos a nivel mundial con diferentes propiedades de reservorio y problemas de producción. ¿Cómo se compara con la tecnología ICD convencional?
Los AICD de FloSure se han desplegado con éxito en pozos de petróleo liviano, mediano y pesado para superar el avance del agua o el gas y garantizar una longevidad de producción uniforme.

Por ejemplo, también se ha implementado con éxito como un proyecto piloto en pozos horizontales en los campos Jasmine y Ban Yen, en el Golfo de Tailandia, para reducir la penetración de gas. El pozo AICD ha estado produciendo durante más de un año y con una relación gas / petróleo significativamente menor que anteriormente. [2]

En Canadá, el diseño resultó en un aumento general en la producción de petróleo en un 150-250% con la producción de agua reducida en un 40-50%. Esto condujo a un mejor retorno de la inversión de más del 250% por pozo, con un riesgo mucho menor de problemas de agua en comparación con las soluciones anteriores aplicadas. [3]

Recientemente se han completado varios pozos con AICD para un operador importante en el Medio Oriente. La finalización de AICD ha reducido el corte de agua de los pozos a menos del 50% para los pozos de AICD en comparación con el 90% en los pozos análogos, lo que limita la producción de agua de las fracturas. Se están planificando varios otros pozos nuevos de AICD en el Medio Oriente.

Después de una instalación exitosa en pozos piloto, la adaptación de las terminaciones existentes con AICD es ahora una práctica común para algunos operadores.

¿Qué beneficios más amplios puede traer esto para los operadores globales?
Hasta el momento, Tendeka ha empleado más de 35,000 válvulas FloSure AICD en más de 210 pozos en todo el mundo. La implementación de AICD no ha agregado complejidad ni riesgos de HSE a la finalización y producción de estos pozos.

De hecho, como dispositivo proactivo-reactivo, se descubrió que la finalización de AICD es la finalización más eficiente para controlar la producción de gas y agua de zonas o fracturas de alta productividad, en comparación con los pozos equipados con ICD y otras terminaciones convencionales.

Su aplicación proporciona a los operadores beneficios significativos a largo plazo, así como un tipo de póliza de seguro contra las incertidumbres geológicas y dinámicas de los yacimientos para reducir el riesgo y la variación en los perfiles de producción de petróleo esperados.

Esto demuestra claramente que la implementación de AICD puede aumentar significativamente la producción de petróleo, extender la vida útil del pozo y, en última instancia, conducir a una mayor recuperación de petróleo en una amplia gama de entornos y aplicaciones.

Referencias
1.M. Halvorsen, M. Madsen, M. Vikoren Mo, Equinor e I. Mohd Ismail y A. Green, Tendeka (2016) Mejora la recuperación de petróleo en Troll mediante la implementación de un dispositivo de control de entrada autónomo. SPE Bergen One Day Seminar, Bergen Norwasy, 20 de abril de 2016, SPE-180037-MS
2.M. Triandi, I. Chigbo, T Khunmek, Mubadala Petroleum e I Mohd Ismail, Tendeka (2018) Caso de campo: uso de dispositivos autónomos de control de flujo de entrada para aumentar la producción de petróleo en un depósito de borde delgado de petróleo en el Golfo de Tailandia. ADIPEC, 12-15 de noviembre de 2018. SPE-193305-MS
3.M. Moradi, M. Konopczynski, I. Mohd Ismail e I. Oguke, Tendeka (2018) Optimización de la producción de pozos de petróleo pesado utilizando dispositivos autónomos de control de flujo de entrada. SPE International Heavy Oil Conference & Exhibition, 10-12 de diciembre, Ciudad de Kuwait, Kuwait. SPE-193718-MS