Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Fracture interference and propagation geometry of hydraulic fractures based on XFEM in an unconventional oil reservoir

Liang Shuang, Wang Di, Liu Dan, Tian Yang, Wang Haibo, Li Fengxia, Dong Gang, Yin Chengfeng, Yang Yi

Archives of Mining Sciences

|

2023

|

Vol. 68, no. 2

301--318

EN

Unconventional oil and gas reservoirs are characterised by low porosity, low permeability and low natural deliverability. At present, horizontal wells staged fracturing is an effective development method. However, in the case of staged hydraulic fracturing in horizontal wells, stress interference occurs between multiple fractures, leading to fracture deformation and even inhibiting the formation of fractures, thereby affecting reservoir production. In this paper, based on the extended finite element method (XFEM), considering the fluid flow in the fracture and fracturing fluid filtration, we analyse the effects of fracturing fluid pumping rate, fracture spacing and elastic modulus on horizontal in-situ stress, fracture parameters and fracture extension pattern during different fracturing initiation processes. The results show that the induced stress generated by the action of fracturing fluid changes the direction of horizontal in-situ stress in the elliptical region around the fracture. In the mode of simultaneous fracture initiation (TFIS), the extension of two symmetrical fractures is “repulsive”; in the mode of two fractures initiated at different times (TFIDT), the extension direction is “mutual attraction”. A large pumping rate and small elastic modulus are conducive to fracture propagation. In the TFIS mode, two fractures alternately expand, while in the TFIDT mode, the impact of rock mechanical properties and construction parameters on fracture propagation will be amplified. The extension of subsequent fractures will be restrained, especially when the fracture spacing is less than 10 m. The width of the previously created fracture will be severely affected, even causing a partial closure and becoming elongated fractures.

2

Optymalizacja kosztów prac wiertniczych na złożach gazu z pokładów łupków – zarys koncepcji

Byrska-Rąpała A., Feliks J., Karkula M., Wiśniowski R.

Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN

|

2017

|

nr 100

21--35

PL

Polska w ostatniej dekadzie stała się jednym z najbardziej aktywnych rynków poszukiwania niekonwencjonalnych złóż węglowodorów. Obecnie na terenie kraju obowiązuje 20 koncesji na poszukiwanie i/lub rozpoznawanie złóż, w tym gazu z łupków. Powierzchnia objęta koncesjami poszukiwawczymi to 7,5% powierzchni kraju. W cyklu życia projektu zagospodarowania i eksploatacji gazu z zasobów łupkowych można wyróżnić cztery główne etapy: wybór i przygotowanie miejsca wykonania odwiertów, etap wiercenia i szczelinowania hydraulicznego, eksploatacja (produkcja) i marketing oraz „wygaszenie” eksploatacji i rekultywacja terenu. W artykule przedstawiono koncepcję analizy kosztów projektu inwestycyjnego związanego z poszukiwaniem i zagospodarowaniem złoża/obszaru gazu z łupków. Poddano analizie dwa pierwsze etapy dotyczące prac przygotowawczych, realizowanych na wybranym placu oraz prac wiertniczych i szczelinowania hydraulicznego. Ze względów ekonomicznych jedynym racjonalnym sposobem udostępnienia złóż gazu łupkowego jest stosowanie otworów poziomych, wykonywanych pojedynczo lub grupowo. Ilość padów wiertniczych, pokrywających obszar koncesji jest podstawowym determinantem kosztów zagospodarowania złoża. W artykule przedstawiono wyniki analizy kosztów różnego rodzaju sposobu rozwiercania złoża o powierzchni 25 000 000 m2 . Oszacowań kosztów dokonano dla dwóch wariantów: grupowego wiercenia dla trzech rodzajów padów wiertniczych − z trzema, pięcioma i siedmioma otworami oraz dla otworów wykonywanych pojedynczo. Wyniki analizy pokazują, że wraz ze wzrostem liczby odwiertów w padzie maleją sumaryczne koszty rozwiercania złoża o założonej powierzchni. Dla padów z trzema odwiertami są mniejsze w stosunku do wariantu drugiego o ponad 7%, przy pięciu są mniejsze o 11%, a przy siedmiu odwiertach realizowanych z jednego placu budowy są mniejsze w stosunku do wariantu drugiego o 11,5%. Autorzy poprzez zastosowaną metodykę wskazują kierunek oraz sposoby dalszych badań i analiz, które umożliwią optymalizację prac wiertniczych na złożach gazu z łupków.

EN

In the last decade, Poland has become one of the most active markets for unconventional hydrocarbon deposits exploration. At present, there are twenty concessions for the exploration and/or discovery of reserves, including shale gas. The area covered by exploration concessions constitutes ca. 7.5% of the country’s area. Four main stages can be distinguished In the shale gas development and exploitation project: the selection and preparation of the place of development of the wells, hydraulic drilling and fracturing, exploitation (production) and marketing, exploitation suppression and land reclamation. In the paper, the concept of cost analysis of an investment project related to the exploration and development of a shale gas field/area was presented. The first two stages related to the preparatory work, carried out on the selected site, as well as drilling and hydraulic fracturing were analyzed. For economic reasons, the only rational way to make shale gas reserves available is to use horizontal drilling, either singly or in groups. The number of drilling pads covering the concession area is a fundamental determinant of the development cost of the deposit. In the paper, the results of the cost analysis of various types of reaming method with an area of 25,000,000 m2 were presented. Cost estimates were prepared for two variants: group drilling for three types of drilling pads: with three, five and seven wells and for single wells. The results show that, as the number of horizontal wells increases, the total cost of the development of the deposit is reduced. For tree-wells pad, these costs are 7% lower than in the second variant, for five-well pads they are 11% lower, and for seven-well pads they are 11.5% smaller than in the second variant. Authors, using applied methodology, indicate the direction of further research that will enable the optimization of shale gas drilling operations.

3

Nowe technologie udostępniania złóż węglowodorów w otworach kierunkowych i poziomych

Kasza P.

Nafta-Gaz

|

2009

|

R. 65, nr 4

317--321

PL

W ostatnich latach odwierty poziome i multilateralne odgrywają coraz ważniejszą rolę w udostępnianiu i wydobyciu węglowodorów. Przy konstrukcji i wierceniu takich otworów zaangażowane są najnowsze zdobycze techniczne i technologiczne. Pociąga to za sobą także konieczność stosowania nowoczesnych technologii przy ich zbrojeniu, stymulacji i eksploatacji. W artykule przedstawiono kilka najnowszych rozwiązań technologicznych w tym zakresie, opracowanych specjalnie dla odwiertów poziomych i multilateralnych.

EN

Horizontal and multilateral wells play very important role in production from oil and gas reservoir. It is necessary to use top techniques and technologies for designing and drilling this kind of wells. On the other hand novel techniques are necessary to realize completion, stimulation and production process. Few new completion and stimulation technologies for horizontal and multilateral wells are presented in this paper.

4

Iterative method of computing pressure loss in horizontal wells

Gacek Z., Olajossy A.

Archives of Mining Sciences

|

2007

|

Vol. 52, no 1

91-106

EN

Downhole dynamic pressure is a key parameter required to determine the reservoir features or to determine the necessary conditions for production. These are of major importance in hydrodynamic calculations to find the basic parameters of reservoir rock, to determine wenlocations and the optimal spacing between boreholes and the optimal rate of production on the reservoir rock level. The authors made an attempt to find the downhole dynamic pressure and pressure loss in a horizontal wen in the conditions of single-phase gas flow and stabilised flow in the reservoir. As density, viscosity and compressibility of gas depend on its pressure and temperature, the analytical solution for gas flows is more complicated than for flows of incompressible fluids. Furthermore, the flow of gas through a perforation in the production section of a horizontal wen will interfere with the stream of flowing gas and bring about a change of 'the flow resistance along the wen. Pressure in a horizontal wen is governed by the energy balance equation. An analytical solution to this equation for the flow of gas requires that temperature-dependent gas parameters (i.e. viscosity, compressibility and resistance to flow) should be averaged, which might lead to further errors. Besides, in thus obtained solutions to the energy balance equations, the averaged parameters are related to pressure. That is why an iterative procedure was applied to obtain the static and dynamic pressure. The iterative algorithm was further utilised and an application was written in Borland Pascal that computes pressure losses in horizontal wells. This application might be employed to compute pressure losses in vertical and directional wells. Pressure loss in the wen is determined for particular wen sections and pressure implicitly present in the formulas is obtained by successive approximations. Resistance due to gas flow through a perforation is determined by adjusting the linear friction coefficient utilising the Quyang's correlation procedure. It is demonstrated that in the case of single-phase flows of gases the downhole pressure can be derived from wen production data with sufficient accuracy. The adequacy of the proposed method is verified by a computation data for a real case.

PL

Znajomość ciśnienia dynamicznego na dnie odwiertu jest konieczna dla poznania charakterystyki złoża, czy określenia warunków wydobycia z odwiertu. Są to podstawowe dane do obliczeń hydrodynamicznych eksploatacji poziomu skały zbiornikowej, niezbędne dla prawidłowego rozmieszczenia odwiertów, ustaenia najbardziej racjonalnych odległości między odwiertami oraz określenia tempa eksploatacji poziomu skały zbiornikowej. Wiedza na temat wielkości ciśnienia dennego pomaga również określić stopień uszkodzenia przepuszczalności skały zbiornikowej w czasie operacji zakończeni owych w odwiercie, prawidłowo ustalić konieczność i terminy prac remontowych i procesów intensyfikacji wydobycia. W prezentowanym artykule autorzy podjęli próbę wyznaczenia ciśnienia dynamicznego na dnie odwiertu oraz określenia spadku ciśnienia w odwiercie poziomym w przypadku jednofazowego przepływu gazu w odwiercie i ustabilizowanego przepływu w złożu. Z uwagi na to, że parametry gazu takie jak gęstość i lepkość oraz współczynnik ściśliwości zależą od jego ciśnienia i temperatury, analityczne rozwiązanie dotyczące spadku ciśnienia dla przepływu gazu jest bardziej skomplikowane niż w wypadku przepływu płynu nieściśliwego. Dodatkowo przepływ gazu przez perforacje w części produktywnej otworu poziomego zaburza strumień przepływającego gazu i powoduje zmianę oporów przepływu wzdłuż odwiertu. Podstawowym równaniem do określenia ciśnienia w odwiercie poziomym jest równanie bilansu energii mechanicznej (I). W przypadku przepływu gazu analityczne rozwiązanie tego równania wymaga uśrednienia wzdłuż odwiertu parametrów gazu zależnych od ciśnienia i temperatury (lepkości, współczynnika ściśliwości gazu oraz współczynnika oporu przepływu), co może powodować dodatkowe błędy. Ponadto w otrzymanych rozwiązaniach równania bilansu energii (4), (6) uśrednione wcześniej parametry zależą od ciśnienia. Do obliczenia ciśnienia statycznego i dynamicznego opracowano procedurę iteracyjną, której postać przedstawiono na Rys. 3. Na postawie algorytmu procedury iteracyjnej napisano w Borland Pascalu aplikację do obliczania spadku ciśnienia w odwiercie poziomym (aplikacja ta może zostać użyta także do obliczania spadku ciśnienia w odwiertach pionowych i kierunkowych). Spadek ciśnienia w odwiercie określono dla poszczególnych segmentów odwiertu, a uwikłane we wzorach ciśnienie obliczono drogą kolejnych przybliżeń. Opory przepływu spowodowane przepływem gazu przez perforację odwiertu określono korygując współczynnik oporu liniowego przy pomocy korelacji Quyang'a (Ouyang. i in., 1998). Wykazano, iż dla jednofazowego przepływu gazu dostatecznie dokładną wartość ciśnienia na dnie odwiertu można obliczyć z posiadanych danych dostępnych podczas eksploatacji odwiertu tj. składu gazu, temperatury i ciśnienia na głowicy, temperatury złożowej oraz parametrów odwiertu i instalacji wydobywczej. Przydatność zastosowanej metody została potwierdzona rzeczywistym przykładem obliczeniowym.