Numerical model for predicting and evaluating sand production in weakly consolidated reservoirs

• Edson Felipe Araujo Guerrero ^[1] ; Cristhian Bernardo Morales Monsalve ^[2] ; Guillermo Arturo Alzate Espinosa ^[1] ; Alejandra Arbelaez Londoño ^[1]
  1. [1] Universidad Nacional de Colombia

     Universidad Nacional de Colombia

     Colombia

     
  2. [2] Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro

     Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro

     Brasil

     
• Localización: DYNA: revista de la Facultad de Minas. Universidad Nacional de Colombia. Sede Medellín, ISSN 0012-7353, Vol. 89, Nº. 220, 2022, págs. 54-63
• Idioma: inglés
• Títulos paralelos:
  • Modelo numérico para predecir y evaluar la producción de arena en yacimientos poco consolidados
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• Resumen
  • español

    La producción de arena es un fenómeno común en los yacimientos de petróleo y gas. Este ocurre cuando los fluidos del yacimiento aplican una fuerza de arrastre suficiente sobre la roca yacimiento para erosionar la matriz. Los modelos numéricos para la producción de arena se utilizan para comprender los mecanismos de arenamiento y pronosticar el potencial de producción de arena de las formaciones con el fin de diseñar la terminación del pozo, optimizar la producción y evitar contratiempos en las operaciones futuras. Este artículo presenta un modelo matemático para definir las condiciones para el inicio del arenamiento, así como la predicción y cuantificación de la tasa de arena, acoplando un modelo de flujo de fluido, un modelo geomecánico y de producción de arena. Utilizando el modelo presentado y un conjunto de datos experimentales, se analizan las variables relacionadas con el arenamiento y se realiza un proceso de comparación de los resultados simulados y un ejercicio de pronóstico. Los resultados muestran que los modelos constitutivos elastoplásticos son indispensables y existe una clara relación entre la producción de arena y las deformaciones plásticas.

  • English

    Sand production is a common phenomenon in oil and gas reservoirs, which occurs when reservoir fluids exert a sufficient drag force on reservoir rocks to erode the matrix. Numerical models for sand production have been used to understand the sanding mechanisms and forecast sand-production potential of formations to design well completion, optimize production, and prevent setbacks in future operations.This paper presents a mathematical model for defining the conditions of sanding onset as well as to predict and quantify the sand rate. We also introduce fluid-flow coupling and a geomechanical and sand-production model. By using the proposed model and a set of experimental data, sanding-related variables are analyzed, and a matching process for the simulated results and forecast analysis are performed. The results show that elastoplastic constitutive models are indispensable, and a clear relationship exists between the sanding and plastic strains.