Thermal fluid dynamic analysis of downhole electrical heating system to improve heavy oil production

Nowadays the petroleum industry is investing and aiming to compensate oil reserves without only depleting conventional reservoirs and using oil recovery methods. Explorations of new deep and ultra-deep offshore reservoirs, and challenging area, for example arctic regions, are diffusing. As the exploitation of these types of reservoirs is economically onerous, more and more interest is given to the research of new unconventional recovery methods, in order to develop more accessible but harder to produce fields, such as heavy oils and bitumen. This kind of methods are classified as IOR/EOR technologies and must be suitably optimized. With regard to heavy oil reservoirs, the major petroleum companies are trying to develop new enhanced oil recovery technologies or to evaluate which of the methods available on the market, especially those based on thermal processes, may better achieve greater recovery factors than cold production. At the moment, the techniques which give best results in enhancing the productivity are based on steam injection. However, they show disadvantages, such as environmental issues, and have high capital and operating costs; therefore, eni is evaluating alternative options. One of these is the Downhole Electrical Heating (DHEH), which has been studied recently. This thesis analyzes as case study a DHEH pilot realized in Zatchi, an offshore field of Congo: the reservoir contains a heavy oil with an initial viscosity of about 1 Pa s. In the study, an integrated thermo-fluid-dynamic model of the horizontal section of the heated well with the reservoir is implemented. This analysis has the scope of evaluating limits and benefits of this project in term of production. With the same purpose, the well completion and the artificial lift system, which uses an Electro-Submersible Pump (ESP), are studied deeply; the pump is installed to provide the necessary head to lift the fluid up to the surface. The model, together with software used by the company during the design phase, will produce a more precise and complete view on the project. Through appropriate simulations and sensitivities, it is shown how the overall well system is affected by heating the oil; in particular, effects on flow assurance, pump operation and well productivity are studied deeply. From obtained results, the future of DHEH for heavy oil production and a possible further application in other fields will be evaluated. In the sensitivity analyses, the influence of various parameters is investigated: reservoirs characteristics and oil properties (for example porosity, permeability, rock thermal conductivity, density and viscosity) of some areas of interest for eni are considered in the comparison. Also the possibility of a different type of well configuration and the variation of the power provided to the system are examined. In conclusion, the potentiality of this technology will be highlighted; in spite of being restricted to some applications, it is proved to be particularly suitable for some fields and ongoing projects that the company is developing nowadays.

Al giorno d’oggi l’industria petrolifera sta impiegando risorse per compensare le proprie riserve di olio senza ricorrere esclusivamente a giacimenti e tecniche di estrazione convenzionali. Si sta affermando una fase esplorativa verso giacimenti sottomarini profondi e aree challenging, ad esempio quella artica. Dato che lo sfruttamento di questi ultimi è gravoso dal punto di vista economico, sempre più interesse è rivolto verso la ricerca di metodi per sfruttare risorse di tipo non convenzionale, più facili da raggiungere anche se difficili da produrre, tra cui oli pesanti e bitumi. Tali metodi rientrano nella categoria delle tecnologie IOR/EOR e devono essere opportunamente ottimizzati. Per quanto riguarda i giacimenti di oli pesanti, le maggiori compagnie petrolifere mondiali stanno cercando di sviluppare nuovi metodi di recupero avanzato o stanno valutando quali tra le tecnologie già presenti sul mercato siano maggiormente in grado di raggiungere fattori di recupero più elevati. Particolare interesse è rivolto a sistemi di tipo termico. Attualmente, le tecniche che danno migliori risultati nell’incremento della produttività sono basate sull’iniezione di vapore. Esse presentano, tuttavia, svantaggi di tipo ambientale e hanno alti costi in fase di realizzazione e di gestione; eni sta quindi valutando alternative. Tra queste il Downhole Electrical Heating (DHEH) è stato recentemente oggetto di interesse. Questa tesi analizza come caso studio un progetto pilota di DHEH realizzato a Zatchi, un campo offshore del Congo: esso contiene un olio pesante con una viscosità iniziale che si aggira intorno a 1 Pa s. Nello studio, al fine di valutare limiti e vantaggi di questo progetto in termini produttivi, è stato implementato un modello termo-fluidodinamico integrato del tratto orizzontale di pozzo riscaldato con il giacimento. Con lo stesso obiettivo, ci si è soffermati sull’analisi del completamento di pozzo e sull’impianto di sollevamento artificiale mediante Pompe Elettro-Sommerse (ESP), installato per garantire il flusso produttivo. Tale modello, insieme ad altri software in uso in azienda per le fasi di progettazione, servirà a fornire una visione più completa del progetto. Mediante opportune simulazioni e analisi di sensitività, sono mostrate le conseguenze che comporta il riscaldamento dell’olio sulle condizioni operative del sistema pozzo, e più in particolare sono studiati gli effetti sulla flow assurance, sul funzionamento della pompa e sulla produttività del pozzo. Dai risultati ottenuti, si valuterà quale sia il futuro del DHEH nella produzione di oli pesanti, e la sua possibile applicazione in altri giacimenti. Nelle sensitività sono confrontati diversi parametri della formazione e proprietà dell’olio (ad esempio porosità, permeabilità, conduttività termica, densità e viscosità), simulando caratteristiche di alcuni campi di interesse per eni. Anche le possibilità di un diverso tipo di configurazione di pozzo e la variazione di potenza fornita al sistema sono state investigate. A valle di queste analisi, si andranno ad evidenziare le potenzialità della tecnologia che, seppur limitata come applicazioni, risulta particolarmente adatta per alcuni progetti che sono attualmente in corso di sviluppo in azienda.