A Mechanistic Model for Predicting and Optimising Oil-Sand Flow in Horizontal Wells

• Published in: Oil & gas science and technology Vol. 66; no. 6; pp. 979 - 989
• Main Authors: Bello, O., Falcone, G., Teodoriu, C., Udong, I.
• Format: Journal Article
• Language: English
• Published: Paris Technip 01.11.2011; Institut Français du Pétrole (IFP)
• Subjects: Applied sciences; Completion equipments and methods. Casing. Cementing. Tests and measurements in wells; Computation; Crude oil, natural gas and petroleum products; Drilling. Casing. Preparing wells for production; Energy; Exact sciences and technology; Fuels; Horizontal wells; Mathematical models; Multiphase flow; Natural gas; Optimization; Physics; Pressure drop; Prospecting and production of crude oil, natural gas, oil shales and tar sands; Sand; Well drilling; Oil industry; Completion; Hydrocarbon; Sand production; Flow(fluid); Horizontal well; Computing method; Forecasting; Oil well; Optimization; Tar sand
• ISSN: 1294-4475; 1953-8189
• DOI: 10.2516/ogst/2010034

Smart well completion technology for sand management is being used more and more in the petroleum industry to increase productivity and cumulative hydrocarbon production over that of classical sand control techniques. While an understanding of the geomechanics aspects of sand production has begun to emerge, predicting and optimising two-phase oil-sand flow performance characteristics in horizontal wellbores remains a challenge. This theoretical study analysed two-phase, oil-sand suspended flow in a horizontal well by developing a new phenomenological model to predict lift velocity and pressure drop profiles, which are key parameters for designing optimal deployment of horizontal wells in an unconsolidated reservoir. Computations of average pressure drop for two-phase oil-sand flow in a horizontal well are in reasonable agreement with values predicted by a previous model for a relatively wide range of operating conditions. However, the new model eliminates the need for empiricism in predicting the wellbore hydraulics for oil-sand multiphase flow in horizontal wells and is applicable to different wellbore geometries. The proposed computational methodology has been applied to a hypothetical case study to demonstrate its field applicability. Les techniques de complétions intelligentes de puits avec gestion de venues de sable sont de plus en plus utilisées dans l’industrie pétrolière. Comparées aux techniques classiques de gestion de venues de sable, elles améliorent la productivité et la production cumulée d’hydrocarbures. Cependant, alors que les aspects géomécaniques de la production de sable sont de mieux en mieux appréhendés, la prévision et l’optimisation des écoulements diphasiques huile-sable dans les puits horizontaux posent toujours problème. Dans cette étude, une analyse théorique de l’écoulement d’un mélange huile-sable en suspension dans un puits horizontal a été effectuée. Pour ce faire, des modèles phénoménologiques ont été développés pour prédire la vitesse de remontée optimale ainsi que les profils de perte de charge, qui sont les deux paramètres clés pour optimiser la conception d’un puits horizontal dans un réservoir non consolidé. Le calcul de la perte de charge moyenne pour un écoulement diphasique huile-sable dans un puits horizontal est en accord avec les valeurs prédites par un modèle précédent, même pour des conditions d’opération variées. Cependant, le nouveau modèle évite de recourir à l’empirisme pour prévoir le comportement du puits dans le cas d’un écoulement multiphasique. Il peut également être appliqué à différentes géométries de puits. La méthode de calcul proposée a été testée sur une étude de cas hypothétique, afin de démontrer son applicabilité sur le terrain.