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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.

El uso de los fluidos de perforación (FP) en las operaciones de campo, ocasiona diversos problemas entre los que se encuentran daños a la formación, pérdidas por circulación y formación de una retorta que en caso de ser permeable y gruesa, puede ocasionar inestabilidad en las paredes del pozo, atascamiento de tubería e hinchamiento de formaciones de arcillas en el caso de fluidos del tipo base agua (WBM, por sus siglas en inglés). Con el objetivo de minimizar los problemas asociados a la inyección de FP, se propuso la evaluación de una modificación del FP convencional base agua que incluye el uso de nanopartículas funcionalizadas a diferentes concentraciones. La funcionalización de las nanopartículas se realizó mediante la técnica de impregnación incipiente. Las nanopartículas vírgenes fueron caracterizadas por adsorción de nitrógeno a 77 K y difracción de rayos X (DRX). Los FP se evaluaron a partir del estudio reológico, la medición de propiedades físico-químicas (densidad y pH), y mediante la prueba de filtrado API (American Petroleum Institute: API, por sus siglas en inglés) que sigue la norma API 13B-1. Los fluidos de perforación presentaron un comportamiento reológico no newtoniano independiente del tiempo, al igual que los FP modificados con el uso de nanopartículas. La densidad (8.5 lbm/gal) y el pH se mantuvieron constantes después de la adición de nanopartículas. Las nanopartículas de sílice funcionalizadas con carboximetilcelulosa (CMC) fueron las que mostraron los mejores resultados basados en las pérdidas de filtrado y en la reducción del espesor de la retorta. Los resultados obtenidos con CMC en sílice fueron los siguientes: reducciones en las pérdidas de filtrado y en la retorta de 23 y 70%, respectivamente. En los resultados también se observó que las nanopartículas de sílice no generan efectos adversos sobre las propiedades del FP, tales como densidad, viscosidad y pH. Otra característica importante de las nanopartículas de sílice son los grupos silanol (SiOH) que actúan como centros de adsorción, lo que permite su funcionalización con CMC y favorece el desarrollo de sus propiedades viscosificantes en los FP.

Abstract Among others factors, the triggers for sanding include: drilling, cementing, and completion operations; stress and pressure conditions; formation strength and weakening; and cyclic processes. Any single factor may suffice to initiate sand production. Hence, comprehending sanding entails examining various physical mechanisms concerning the interaction between fluids and rocks under reservoir conditions. This article presents an innovative study focused on evaluating and understanding the effect on sanding for the following components: vertical to hotizontal stress anisotropy, stresses around the hole, and formation strength and weakening. It combines three points in the analysis: (1) The 3D printing technology, which allows obtaining similar samples with high repeatability, giving reliability to the results; (2) A comprehensive program for the mechanical characterization of printed samples; and, (3) The study of the mechanical behavior of the samples under sanding conditions. The testing program includes uniaxial compressive strength (UCS), triaxial stress test, thick-walled cylinder and big hollow cylinder test with Sanding (BHCT) tests, which aims to show the relationship between the mechanical behavior, the test conditions, and the sand production level. The sample’s characterization reveals a high porosity, the presence of bedding planes, and similar Young’s modulus and UCS strength. For the BHCT tests, a novel equipment is introduced. This equipment uses large samples and enables: an independent control of axial stress, radial stress, pore pressure, and flow rate; and measurement of produced sand. The results show higher levels of sanding when the axial stress is low compared to the radial external stress.