High gas rate wells : development of a new tool to evaluate erosive phenomenon in completion tubing

Oil and gas industry has frequently to deal with erosive phenomenon during hydrocarbons extraction. Progressive improvements in production facilities, well design and the discovery of highly pressurized reservoir, led to the development of wells producing at high rates, more affected by erosional issues. In order to guarantee safe operations, current procedure in Eni S.p.A is to keep flowing fluid velocities in downhole equipment below the critical erosional velocity according to API RP 14E, a recommended practice published by American Petroleum Institute. To overcome the acknowledged limits of API standards, an alternative approach based on erosion models has been proposed to properly take into account the unavoidable presence of entrained particles in produced fluids, despite the installation of sand control systems. Specifically, a VBA script has been developed to meet the needs of Eni S.p.A Drilling&Completion department, providing a tool able perform erosion predictions regarding different wells and working points in completion tubing. This tool has been optimized to interact automatically with well performance software and time efficiently run sensitivity analyses, useful to face high level of uncertainties related to solids properties. Erosion models have been applied to existing gas wells which were close to erosive standards with respect to API practice, after forecasting the trend of produced gas and pressures during service life. Finally, total wall thickness loss at the end of production has been computed in the most critical sections of completion tubing, with variable entrained particles characteristics.

L’industria petrolifera affronta frequentemente il fenomeno erosivo durante il processo di estrazione degli idrocarburi. Progressivi miglioramenti negli impianti di produzione, design del pozzo e la scoperta di giacimenti ad alta pressione, hanno reso possibile lo sviluppo di pozzi caratterizzati da alte portate prodotte, potenzialmente più soggetti a fenomeni erosivi. La procedura corrente presso Eni S.p.A. per garantire condizioni operative sicure consiste nel mantenere le velocità del fluido prodotto negli equipment al di sotto della velocità erosionale critica, definita riferendosi all’API RP 14E, una normativa di riferimento pubblicata dall’American Petroleum Institute. Per superare i limiti degli standard API, è stato proposto un approccio alternativo che pone le fondamenta sui modelli erosivi, per tenere opportunamente in considerazione la presenza inevitabile di particelle solide trascinate dai fluidi prodotti, nonostante l’installazione di sistemi di controllo per la produzione di sabbie. In particolare, è stato sviluppato uno script VBA per soddisfare le richieste del dipartimento di Drilling&Completion presso Eni S.p.A., fornendo uno strumento in grado di eseguire previsioni erosive per diversi pozzi e condizioni di lavoro nei tubi di completamento. Questo strumento è stato ottimizzato per interagire automaticamente con i software di well performance e per eseguire efficientemente analisi di sensitività utili per fronteggiare l’alto livello di incertezza legato alle proprietà del particolato solido. I modelli erosivi sono stati applicati a pozzi a gas esistenti che fossero vicini agli standard erosivi rispetto alla pratica API, dopo aver previsto gli andamenti della portata di gas prodotto e delle pressioni durante la vita utile. Infine, la perdita totale di spessore a fine vita è stata calcolata nelle sezioni più critiche del tubo di completamento, con caratteristiche variabili di particelle trascinate.