Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Optymalizacja położenia odwiertów wydobywczych ze względu na czas trwania plateau wydobycia

Łętkowski Piotr

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 8

598--607

PL

Określenie optymalnego rozmieszczenia odwiertów eksploatacyjnych na złożu węglowodorów jest kluczowe dla jego efektywnej eksploatacji. Tak sformułowane zagadnienie stanowi złożony problem optymalizacyjny, którego rozwiązanie w postaci lokalizacji odwiertów zależy między innymi od sposobu zdefiniowania funkcji celu. W literaturze najczęściej występują dwie postacie funkcji celu: zysk bieżący netto (NPV) oraz sumaryczne wydobycie ropy naftowej. Rzadziej spotykana jest funkcja celu bazująca na równomierności sczerpania złoża. Artykuł jest poświęcony próbie zastosowania funkcji celu opartej na czasie wydobycia ropy ze stałą wydajnością (tzw. plateau). Optymalizację prowadzono dla sumarycznego wydobycia ropy oraz zysku bieżącego netto w czasie trwania fazy plateau. W tym celu zbudowano hybrydowy algorytm optymalizacyjny bazujący na optymalizacji rojem cząstek. Zastosowanie algorytmu hybrydowego łączącego trzy mechanizmy wynikało z jednej strony z konieczności poprawienia skuteczności podstawowej metody optymalizacyjnej, z drugiej zaś miało na celu ograniczenie tzw. przedwczesnej zbieżności. Cele te zostały zrealizowane poprzez wykorzystanie mapy potencjału produktywności oraz wprowadzenie mechanizmu mutacji. Optymalizację prowadzono dla dwóch różnych sposobów sterowania odwiertami: sterowania grupowego ze stałą wydajnością oraz sterowania indywidualnego. Zbudowany algorytm potwierdził efektywność, uzyskując wzrost wartości funkcji celu w stosunku do wartości pierwotnej od 40% do 300%. We wszystkich analizowanych przypadkach algorytm rozmieścił odwierty produkcyjne poprawnie, co do zasady. Odwierty zostały rozmieszczone w strefie ropnej w bezpiecznej odległości zarówno od kontaktu woda–ropa, jak i ropa–gaz, przy czym stwierdzono pewne różnice w zależności od przyjętej funkcji celu. Przeprowadzone symulacje potwierdziły możliwość zastosowania czasu trwania plateau jako funkcji celu dla optymalizacji położenia odwiertów produkcyjnych.

EN

Determining the optimal placement of production wells in a hydrocarbon reservoir is crucial for the effective exploitation. The problem formulated in this way is a complex optimization problem, the solution of which in the form of the location of the wells depends, inter alia, on the method of defining the objective function. Two forms of the objective function are most often found in the literature. These are the net pay value (NPV) and total oil production. The objective function based on the uniformity of the reservoir depletion is less common. The article is devoted to an attempt to apply the objective function based on the duration of oil production with a constant production rate (the so-called production plateau). The optimization was carried out for the total oil production and for the net pay value for the plateau period. The need to use a hybrid algorithm combining three mechanisms resulted, on the one hand, from the need to improve the effectiveness of the basic optimization method, and on the other hand, to reduce the so-called “premature convergence”. For this purpose, a hybrid optimization algorithm based on particle swarm optimization was built. These goals were achieved through the use of a productivity potential map and a mutation mechanism. Optimization was carried out for two different well control methods: group control with constant production rate and individual well control. The developed algorithm confirmed the effectiveness, obtaining an increase in the value of the objective function in relation to the original value from 40% to 300%. As a rule, the algorithm placed the production wells correctly in all analyzed cases. The well were located in the oil zone at a safe distance from both water-oil and oil-gas contacts, with some differences depending on the target function adopted. The simulations carried out confirmed the possibility of using the plateau duration as a function of the objective for optimizing the location of production wells.

2

Optymalizacja liczby i położenia odwiertów eksploatacyjnych z wykorzystaniem mapy potencjału produktywności

Łętkowski Piotr

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 12

861--871

PL

Jednym z podstawowych elementów planu zagospodarowania złoża węglowodorów jest określenie liczby i położenia odwiertów eksploatacyjnych (produkcyjnych i zatłaczających). Należy jednak zauważyć, że zdecydowana większość prac poświęcona temu zagadnieniu opisuje proces optymalizacji położenia, a nie liczby odwiertów, przyjmując, że jest ona zadana arbitralnie. Wynika to z faktu, że znane i stosowane metody optymalizacyjne operują na stałej liczbie parametrów optymalizacyjnych, w związku z czym liczba odwiertów wydobywczych nie może zmieniać się w trakcie procesu optymalizacji. W artykule przedstawiono modyfikację podstawowej metody optymalizacyjnej uwzględniającą zmianę liczby odwiertów w czasie optymalizacji, przy czym optymalizacja położenia i liczby odwiertów przebiega równocześnie. Podstawową metodą optymalizacyjną w skonstruowanym algorytmie jest optymalizacja rojem cząstek (ang. PSO) – jedna z najbardziej efektywnych metod optymalizacji bezgradientowej, należąca do grupy metod stochastycznych. Została ona zmodyfikowana dla potrzeb przyjętego problemu optymalizacyjnego poprzez zmianę postaci funkcji celu oraz wprowadzenie zmiennej progowej, co pozwoliło na operowanie zmienną liczbą odwiertów. W celu poprawienia zbieżności algorytm uzupełniono o mechanizm mutacji oparty na mapie potencjału produktywności. Testy zbieżności metody przeprowadzone na przykładzie złoża testowego PUNQ-S3 wskazały na zadowalającą efektywność zaproponowanego rozwiązania. Algorytm potrzebował 150 iteracji i 750 wywołań funkcji celu, aby 2,5-krotnie zwiększyć początkową wartość NPV przy równoczesnej 3,5-krotnej redukcji liczby odwiertów produkcyjnych. Z kolei zastosowanie algorytmu do optymalizacji liczby i rozmieszczenia odwiertów zatłaczających przy zadanej liczbie konfiguracji odwiertów wydobywczych pozwoliło na zwiększenie zysku netto o 1/3 przy ponad 2-krotnej redukcji liczby odwiertów

EN

One of the basic elements of the hydrocarbon reservoir development plan is to determine the number and location of production and injection wells. However, it should be noted that most of the research works dedicated to this issue describe the process of placement optimization but not the number of exploitation wells assuming that it was an arbitrary set. This is partly due to the fact that known and used optimization methods operate on a fixed number of optimization parameters, therefore the number of production wells can not change during the optimization process. The paper presents modification of the basic optimization method taking into account the change in the number of wells during optimization. The optimization of the placement and number of wells run simultaneously. The basic optimization method in the constructed algorithm is particle swarm optimization (PSO) – one of the most effective methods of non-gradient optimization, belonging to the group of stochastic methods. It was modified for the needs of the adopted optimization problem by changing the form of the objective function and introducing the threshold variable which allowed to change the number of wells. In order to improve the convergence, the algorithm is supported by a mutation mechanism based on the productivity potential map. The convergence tests carried out based on the example of the PUNQ-S3 benchmark field showed the satisfactory effectiveness of the proposed solution. The algorithm took 150 iterations and 750 objective function calls to increase the starting NPV value by 2.5 times while reducing the number of production wells by 3.5 times. On the other hand, the use of the algorithm to optimize the number and placement of injection wells for a given number of production wells configuration allowed to increase the NPV value profit by 1/3 with a reduction of more than 2 times in the number of wells.

3

Elements of reservoir simulation for tight gas reservoirs with water influx

Sowa-Zyzańska Magdalena

Journal of Geotechnology and Energy

|

2021

|

Vol. 38, no. 2

15--24

EN

At present, gas obtained from unconventional deposits plays an important role in the global economy as an energy factor. The simulation of the exploitation of this type of deposits is very complex and requires an individual approach for each case, which is extremely inspiring and interesting, therefore this article attempts to deal with the problem of modeling the extraction of natural gas from tight unconventional deposits. Extraction of tight gas requires the use of measures that stimulate this process and requires an unusual approach both at the stage of deposit recognition, its drilling and exploitation. Using computer programs, more and more accurate models are developed taking into account almost all known processes occurring in the deposits during exploitation, which significantly influences the better selection of parameters of wells and operations that intensify the production, and thus improves the results of exploitation.

4

Integrated research of seismic inversion, geological modeling and reservoir simulation based on geostatistical inversion and its applications

Sun Yuecheng

Acta Geophysica

|

2021

|

Vol. 69, no. 5

1789--1797

EN

Geostatistical inversion can combine the advantages of two aspects: high horizontal resolution from deterministic seismic inversion and high vertical resolution from geostatistical simulation. Therefore, it becomes a new high resolution seismic inversion method. The method uses Bayesian inference to determine a posteriori probability density function of reservoir parameters based on seismic data, well logs and geostatistical information. Then, reservoir parameters are sampled and estimated using MCMC. The results have high resolution, including lithology, porosity, saturation and volume of shale et al., which can be used for reservoir evaluation, geological modeling and reservoir simulation. In this paper, the principle and workflow of geostatistical inversion based on Bayes-MCMC algorithm are firstly introduced. Then the integrated research of seismic inversion, geological modeling and reservoir simulation based on geostatistical inversion are applied to the development of Marine reservoirs in the South China Sea. This method improved the accuracy of geological modeling and efficiency of reservoir simulation.

5

Study of the impact of exploitation structures on pressure distribution and adsorbed methane content in coal seams using dynamic flow models. A case study

Szott Wiesław, Miłek Krzysztof, Łętkowski Piotr, Gołąbek Andrzej

Mining Science

|

2020

|

Vol. 27

133--153

EN

One of the most serious difficulties encountered during the estimation of results of various methods of methane drainage from coal seams is the determination of the initial condition of the analysed coal seam prior to commencement of the actual process of methane drainage. It is well known that the exploitation operation in adjacent coal seams, as well as preparatory works in the analysed seam may significantly modify the original state of methane adsorption in that seam, as well as influence the distribution of pore pressure and saturation of its natural fractures with fluids (gas, water). This state is of dynamic nature and depends on a long and complex history of the mining activity in the analysed facility and its surrounding. Detailed specification of the above condition is usually replaced by qualitative and very approximate models, which does not allow for consideration of the process preceding the methane drainage. The subject of the paper is the quantitative evaluation of the initial conditions for a coal seam with the use of dedicated simulation models of the analysed seam along with its broad surroundings. Results of this modelling including modifications of appropriate transport parameters of layers between the seams and their influence on detailed distribution of pore pressures, levels of methane desorption from the coal matrix, directions of reservoir fluids flow (methane, water) and saturation with these fluids in natural fractures of the selected seam, as well as in the pores of overburden and underburden rocks will be thoroughly analysed for determination of spacious and temporal effects of the mining activities in terms of their influence on the selected seam.

6

Optimization algorithm for number and wells placement

Łętkowski Piotr

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 12

744--750

EN

Determination of the optimal number and placement of production wells is crucial for the effective depletion of the hydrocarbon reservoir. Due to the strongly non-linearity of the problem and the occurrence of multiple local minimums in the response function the non-gradient optimization methods in combination with reservoir simulations are most commonly used for its solution. However, it should be noted that most of the research works dedicated to this issue describe the process of placement optimization but not the number of drilling wells assuming that it was arbitrary set. This is partly due to the fact that known and used optimization methods operate on a fixed number of optimization parameters, therefore the number of production wells can not change during the optimization process. The paper is dedicated to the attempt to build an algorithm that allows simultaneous optimization of the number and position of production wells with respect to the discounted profit in a given period of operation. The basic optimization method in the presented algorithm is the Particle Swarm Optimization (PSO) – one of the most effective non-gradient optimization methods that belongs to the group of methods applying the swarm’s intelligence. Taking into account the number of drilling wells in the optimization process means that the algorithm operates on a variable number of parameters. The objective algorithm starts optimization from an arbitrarily set number of producers, reducing it gradually. Efficiency tests conducted on the sample reservoir PUNQ-S3 indicated a satisfactory convergence of the proposed method. The computing program created implements the mechanisms of convergence enhancement by improving the boundary conditions for the optimization method. The minimum separation distance control between production wells was also introduced at the initial stage of optimization process. Although the algorithm is characterized by satisfactory convergence it would be advisable to improve it by using a hybrid method to increase its effectiveness in the local optimization phase and to introduce minimum well spacing during the entire optimization process.

PL

Określenie optymalnej liczby i położenia odwiertów eksploatacyjnych jest kluczowe dla efektywnej eksploatacji złoża węglowodorowego. Ze względu na silnie nieliniowy charakter problemu oraz występowanie w funkcji odpowiedzi wielokrotnych minimów lokalnych do jego rozwiązania najczęściej wykorzystywane są bezgradientowe metody optymalizacyjne w połączeniu z symulacjami złożowymi. Należy jednak zauważyć, że większość prac poświęconych temu zagadnieniu opisuje proces optymalizacji położenia, a nie liczby odwiertów, przyjmując, że jest ona dana arbitralnie. Wynika to po części z faktu, że znane i stosowane metody optymalizacyjne operują na stałej liczbie parametrów optymalizacyjnych, w związku z czym liczba odwiertów wydobywczych nie może zmieniać się w trakcie procesu optymalizacji. Artykuł jest poświęcony próbie zbudowania algorytmu umożliwiającego równoczesną optymalizację liczby i położenia odwiertów wydobywczych ze względu na zdyskontowany zysk w zadanym okresie eksploatacji. Podstawową metodą optymalizacyjną w prezentowanym algorytmie jest optymalizacja rojem cząstek (ang. PSO) – jedna z najbardziej efektywnych metod optymalizacji bezgradientowej, należąca do grupy metod wykorzystujących inteligencję roju. Próby efektywności metody przeprowadzone na przykładzie złoża testowego PUNQ-S3 wskazały na zadowalającą zbieżność zaproponowanej metody, dla której na początkowym etapie zastosowano kontrolę minimalnej odległości pomiędzy odwiertami. Jakkolwiek algorytm charakteryzuje się zadowalającą zbieżnością, to jednak wskazane byłoby jego udoskonalenie poprzez wykorzystanie metody hybrydowej w celu zwiększenia jego efektywności w fazie optymalizacji lokalnej oraz wprowadzenie kontroli odległości minimalnej w trakcie całego procesu optymalizacji.

7

Zastosowanie algorytmu optymalizacji wieloagentowej do automatycznej kalibracji modeli symulacyjnych

Łętkowski P.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 9

704--712

PL

W artykule przedstawiono wykorzystanie hybrydowego algorytmu optymalizacji wieloagentowej w procesie kalibracji złożowego modelu symulacyjnego. Proponowana metoda optymalizacyjna polega na uzupełnieniu algorytmu podstawowego o mechanizm zapobiegający wielokrotnemu przeszukiwaniu tych samych obszarów przestrzeni rozwiązań. Przeszukiwanie przestrzeni rozwiązań prowadzone jest ponadto na dyskretnej siatce wartości parametrów optymalizowanych, co istotnie ogranicza rozpatrywaną przestrzeń bez utraty zbieżności algorytmu. Zastosowana metoda optymalizacyjna charakteryzuje się zadowalającą efektywnością w przeszukiwaniu przestrzeni rozwiązań oraz dobrą zbieżnością.

EN

The article presents the use of a hybrid algorithm optimization of multi-agent in the process of calibrating a reservoir simulation model. The proposed optimization method consists in complementing the basic algorithm with a mechanism to prevent multiple searches of the same areas of the solution space. Moreover, searching the solution space is conducted on discrete optimized grid parameters, which significantly reduce the considered space without losing the convergence of the algorithm. The applied optimization method is characterized by satisfactory efficiency in exploring the “solution space” and good convergence.

8

Zastosowanie symulacji złożowych do analizy porównawczej procesu EOR na przykładzie wybranych metod wspomagania

Miłek K., Szott W.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 3

167--176

PL

W pracy przeprowadzono analizę porównawczą wybranych metod wspomaganego wydobycia ropy, stosując symulację procesu eksploatacji złóż z użyciem ich modeli numerycznych. Do porównań użyto trzech metod: nawadniania, zatłaczania gazu (CO2) oraz naprzemiennego zatłaczania wody i gazu. Obliczenia przeprowadzono na syntetycznym modelu złożowym oraz modelu złoża rzeczywistego. Rozpatrzono warianty różniące się szczegółowymi parametrami procesów (różne ograniczenia eksploatacyjne, różne długości cykli zatłaczania). Na podstawie otrzymanych wyników sformułowano wnioski o charakterze praktycznym.

EN

The paper presents a comparative analysis of selected EOR methods based on reservoir simulations of the appropriate processes performed on numerical reservoir models. Three methods of EOR were studied: waterflooding, gas (CO2) injection, and the WAG method. Simulations were carried out on a synthetic reservoir model and a realistic one. Various scenarios were compared that differ in process parameters (production restrictions, cycle lengths). Conclusions were drawn from the results obtained.

9

Zastosowanie hybrydowej metody optymalizacji rojem cząstek w procesie automatycznej kalibracji modeli złożowych

Łętkowski P.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 11

784--793

PL

W artykule przedstawiono hybrydowy algorytm kalibracji złożowych modeli symulacyjnych oparty na metodzie optymalizacji rojowej. W celu zapobiegnięcia zjawisku przedwczesnej zbieżności metodę podstawową – optymalizację rojem cząstek (PSO, ang. particle swarm optimization) połączono z metodą lotów Lévy’ego, otrzymując efektywną technikę optymalizacyjną. Tradycyjna metoda kalibracji polegająca na wielokrotnym powtarzaniu procedury: symulacja – analiza wyników – modyfikacja modelu jest czasochłonna i wymaga dużej wiedzy oraz doświadczenia. Algorytm podstawowy metody (optymalizacja rojem cząstek) opiera się na tzw. próbkowaniu stochastycznym i jest jedną z najbardziej efektywnych metod optymalizacji. W porównaniu z klasyczną optymalizacją rojem cząstek prezentowany algorytm charakteryzuje się odpornością na zjawisko przedwczesnej zbieżności oraz dużą efektywnością w przeszukiwaniu przestrzeni rozwiązań.

EN

The article presents the hybrid algorithm for history matching of reservoir simulation models based on swarm intelligence. To avoid the appearance of “premature” convergence, PSO algorithm was hybridized with Levy’s “flight” which gave an effective optimization method. The traditional method is based on multiple repetition of the same procedure of simulation – result analysis – model modification is time consuming and requires considerable knowledge and experience. The method presented is based on Particle Swarm Optimization which is one of the most effective optimization algorithm. The presented algorithm combines the strengths of classical PSO with the durability of “premature” convergence and efficiency in the exploring of “solutions space”.

10

Key factors in shale gas modeling and simulation

Klimkowski Ł., Nagy S.

Archives of Mining Sciences

|

2014

|

Vol. 59, no. 4

987--1004

EN

Multi-stage hydraulic fracturing is the method for unlocking shale gas resources and maximizing horizontal well performance. Modeling the effects of stimulation and fluid flow in a medium with extremely low permeability is significantly different from modeling conventional deposits. Due to the complexity of the subject, a significant number of parameters can affect the production performance. For a better understanding of the specifics of unconventional resources it is necessary to determine the effect of various parameters on the gas production process and identification of parameters of major importance. As a result, it may help in designing more effective way to provide gas resources from shale rocks. Within the framework of this study a sensitivity analysis of the numerical model of shale gas reservoir, built based on the latest solutions used in industrial reservoir simulators, was performed. The impact of different reservoir and hydraulic fractures parameters on a horizontal shale gas well production performance was assessed and key factors were determined.

PL

W celu udostępnienia zasobów gazu ziemnego ze złóż łupkowych i maksymalizacji wydajności horyzontalnych odwiertów eksploatacyjnych stosowane jest wielostopniowe szczelinowanie hydrauliczne. Modelowanie efektów stymulacji oraz przepływu płynów w ośrodku o ekstremalnie niskiej przepuszczalności jakim jest skała łupkowa różni się znacznie od modelowania złóż konwencjonalnych. W związku ze złożonością zagadnienia występuje znaczna ilość parametrów mających wpływ na przebieg wydobycia. Dla lepszego zrozumienia specyfiki złóż niekonwencjonalnych konieczne jest określenie wpływu poszczególnych parametrów na całość procesu wydobycia gazu oraz identyfikacja tych o największym znaczeniu. W efekcie może się to przełożyć na projektowanie bardziej efektywnego sposobu udostępnienia zasobów gazu ze złóż łupkowych. W ramach niniejszego opracowania przeprowadzono analizę wrażliwości numerycznego modelu symulacyjnego złoża gazu z łupków zbudowanego w oparciu o najnowsze rozwiązania stosowane w prze mysłowych symulatorach złożowych. W wyniku tej analizy określono parametry o kluczowym wpływie na przebieg eksploatacji i maksymalizację wydobycia gazu ze złoża.

11

Integrated model of hydraulic fracturing and hydro-carbon production

Stopa J., Wojnarowski P., Janiga D.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2014

|

Vol. 31, no. 1

49--57

EN

The dynamics of discovering conventional hydrocarbon reservoirs has significantly dropped down in the World over the last ten years. Resources deposited in reservoirs having poor properties, where the production with economically justified yield is possible after prior enhancement (hydraulic fracturing in particular), become more important. Accordingly, proper designing of development works and hydraulic fracturing are decisive. Author's methodic and software for integrated modeling of hydraulic fracturing and production with the use of a3D fracture model are presented in this paper. This can be used for evaluating the efficiency of the fracturing treatment and its optimization. The results of hydraulic fracturing modeling were implemented in the reservoir simulator with the software written in C++. The designed fracture can be introduced into a numerical grid of a reservoir simulator. This tool can be a choice for a quick variant simulation for the best scenario of reservoir development selection. The practical implementation of this program was presented on the example of a ,tight gas' reservoir.

12

Ocena możliwości pracy dubletu geotermalnego na strukturze Wiśniowej koło Strzyżowa, jako wynik modelowań dynamicznych

Machowski W., Machowski G., Białecka K.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

2013

|

R. 52, nr 2

95--104

PL

Wynikiem naftowych prac poszukiwawczych w obszarze depresji strzyżowskiej (płaszczowina skolska) było odwiercenie w 1991 roku otworu Wiśniowa-1. Na głębokości 3793 m uzyskano przypływ wody o mineralizacji 15,15 g/dm3, wydajności 180 m3/h i temperaturze 85°C. Poziom zbiornikowy stanowią zeszczelinowane piaskowce warstw spaskich (kreda dolna) z anormalnie wysokim ciśnieniem złożowym. Skonstruowany trójwymiarowy model porowatości efektywnej, przepuszczalności szczelinowej i temperatury, poddano symulacjom z użyciem symulatora Eclipse (Schlumberger). W modelowaniach wykorzystano istniejące otwory wiertnicze:Wiśniowa-1, Szufnarowa-1 i Nawsie-1, oraz zaprojektowany otwór zrzutowy (INJ1), oddalony o 1km na NW od otworu produkcyjnego. Przeprowadzone modelowania dynamiczne pozwoliły na wyliczenie optymalnej pracy dubletu geotermalnego, gdzie wielkość produkcji otworem Wioeniowa-1 przy jednoczesnym zrzucie tej samej objętości otworem zatłaczającym (INJ1) wyliczono na poziomie 640 m3/dobę. Dla modelu wyjściowego zapewnia ona ciągłość eksploatacji jedynie przy kilku stopniach spadku temperatury produkowanej wody przez okres niemal 50 lat. Wykonano analizę czułości systemu ze względu na różne scenariusze modelu parametrycznego (model pesymistyczny, model wyjściowy i model optymistyczny).

EN

Well Wiśniowa-1 was drilled in 1991 in the Strzyżów Depression (Skole Nappe) for petroleum exploration. At a depth of 3793 m, low-mineralized water was encountered. The water exhibits temperature of 85°C and inflow rate of 180 m3/h. Water reservoir consists of fractured sandstones belonging to the Spas Beds (Lower Cretaceous) and displays anomalously high pressures. A three-dimensional model of effective porosity, fracture permeability and temperature was constructed and subjected to dynamic simulations using Eclipse simulator (Schlumberger). In modelling process, three existing wells (Wiśniowa-1, Szufnarowa-1, Nawsie-1) and the new designed well (INJ1), located about 1 km to the NWof the production well, were used. The modelling results have shown that at the level of 640 m3/day of water production and injection the geothermal doublet will work most efficiently. For the base case model, this would ensure a continuous operation with only a few degree drop in the temperature of the produced water over a period of almost 50 years. We have also made sensitivity analysis of the system for various scenarios of the parametric model (low case, base case and high case).

13

Identyfikacja warstw modelu symulacyjnego

Łętkowski P.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

1093

PL

Jednym ze wstępnych etapów budowy modelu symulacyjnego jest przyjęcie kryteriów jego podziału na warstwy. W praktyce, podział ten polega na „wzrokowej" analizie podobieństwa układów stratygraficznych w poszczególnych odwiertach i jest prowadzony w oparciu o dostępne dane pomiarowe. Jakkolwiek podejście takie posiada pewne zalety, to ma jednak charakter bardziej jakościowy niż ilościowy. Biorąc pod uwagę fakt, że sposób podziału na warstwy ma znaczący wpływ na kolejne etapy budowy modelu symulacyjnego (charakter przepływów złożowych, zbieżność procesów iteracyjnych, zbieżność procedury kalibracji) należy zauważyć, że określenie jednoznacznych, ilościowych parametrów podobieństwa układów stratygraficznych oraz zalgorytmizowanie całego procesu podziału na warstwy modelu, pozwoliłoby na jego przyspieszenie oraz zwiększenie wiarygodności samego modelu. W pracy przedstawiono koncepcję algorytmu identyfikacji warstw modelu symulacyjnego, opartego na analizie statystycznej wyników profilowań geofizycznych w odwiertach. W tym celu określono (1) typy danych pomiarowych mające wpływ na wynik identyfikacji warstw, (2) statystyczne parametry podobieństwa rozkładów parametrów złożowych, (3) kryteria podziału na warstwy oraz (4) statystyczne parametry podobieństwa układów stratygraficznych w odwiertach. Należy zauważyć, że w literaturze rzadko spotyka się opracowania dotyczące statystycznej analizy danych pomiarowych pod kątem podziału na warstwy modelu symulacyjnego, gdyż wiedza taka ma charakter praktyczny i rzadko stanowi obszar zainteresowania autorów publikacji.

EN

Identification of the layers of the simulation model is one of the primary stages of model building process. In practice, identification consists in the "visual" analysis of the similarities between the stratygraphic system in wells and it is based on available measurement data. Although, this approach has some advantages, it's rather qualitative than quantitative. Taking into account that the manner of identification of the model layers determines the next stages of simulation model building, the definition of quantitative parameters of stratygraphic system and the algorithm of layers identification make the model more reliable and accelerate the entire process. This paper presents the method as well as procedure of identification of simulation model layers. Presented method is based on statistical analysis of available measurement data and takes into account the following tasks: (1) the definition of measurements data types, (2) the definition of statistical parameters of the reservoir parameters distribution, (3) identification criteria of the model layers, (4) definition of statistical parameters of similarities between stratygraphic systems in wells.

14

Development of reservoir simulation Mittelplate - a challenge for technology

Boy A.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2007

|

T. 24, z. 1

109-118

EN

Mittelplate, the largest German offshore oil field, is located in the estuary of the Elbe river in the North See. From October 1987 until June 2005, 15 million tons of oil were produced from three different reservoir sections. These reservoirs, called Beta, Gamma and Epsilon/Delta, show different production history and behavior. The bulk of the oil was produced from the Gamma and Epsilon/Delta reservoirs. These reservoirs are high-permeability reservoirs with an active aquifer. In contrast, the lower-permeability reservoir Beta contains most of the reserves of the field to be produced. This reservoir has no active aquifer and needs water injection to maintain pressure and production. Because of limited water availability, optimum distribution of the injected water is essential for optimum recovery from the field. Development of such a configuration with complex boundary conditions can only be achieved through reservoir simulation. First, small models were developed to solve problems like single well productivity estimation, aquifer size estimation and communication between wells within a pilot flood area. The base of field knowledge grows continuously during the life cycle. New seismic interpretation and new geological studies, including differentiated facies descriptions, lead to new reservoir models with different geological realizations. These realizations were studied to simulate possible future developments. In addition, facility constraints like pump limitations and water conditioning are limiting factors for the field development. Combining facility constraints with different geological models is the main task in simulation today. The target is not to arrive at one 'optimum' forecast, but to show the spread of possible field development scenarios from which an appropriate one can be chosen. This complex situation is a challenge for the Mittelplate consortium of RWE Dea AG and Wintershall.

PL

Mittelplate, największe niemieckie złoże podmorskie jest usytuowane w ujściu Łaby do Morza Północnego. Od października 1987 r. do czerwca 2005 r., z trzech odrębnych części złoża wyprodukowano 15 milionów ton ropy. Części te, nazwane Beta, Gamma i Epsilon/Delta, mają różną historię produkcji i różnie się zachowują. Ropę wydobyto ze złoża Gamma i Epsilon/Delta. Są to silnie przepuszczalne złoża z aktywną warstwą wodonośną. Z kolei słabo przepuszczalne złoże Beta zawiera najwięcej zasobów produkcyjnych. Złoże to nie ma aktywnej warstwy wodonośnej i w celu podtrzymania ciśnienia i produkcji, konieczne jest zastosowanie iniekcji. Ze względu na ograniczoną dostępność wody, optymalne rozłożenie zatłaczanej wody w złożu jest warunkiem uzyskania optymalnej produkcji z danego złoża. Rozwój takiej konfiguracji o złożonych warunkach brzegowych można uzyskać poprzez symulację złoża. Najpierw opracowuje się mniejsze modele, na podstawie których rozwiązywane są poszczególne problemy, np. szacowana jest produkcyjność pojedynczego otworu, wielkość złoża czy połączenia między otworami na obszarze pilotażowym. W trakcie trwania takiego cyklu gromadzona jest wiedza na temat złoża. Nowe interpretacje wyników sejsmicznych, opisy różnych facji, prowadzą do opracowania nowego modelu geologicznego. Następnie wyniki są analizowane pod kątem ich wykorzystania do dalszych udoskonaleń. Ponadto ograniczenia sprzętowe, np. pompy czy uwarunkowania wodne, mogą stanowić przeszkodę w realizacji tychże udoskonaleń w warunkach terenowych. Dostosowywanie ograniczeń sprzętowych do różnych warunków geologicznych jest tematem prowadzonych obecnie symulacji. Celem jest nie tyle uzyskanie "optymalnej" prognozy, co pokazanie spektrum możliwych scenariuszy. Ta złożona sytuacja stanowi wyzwanie dla konsorcjum Mittelplate RWE Dea AG i Wintershall.

15

Znaczenie symulacji złożowych w podziemnym magazynowaniu gazu : wprowadzenie

Szott W.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2004

|

nr 130

857

16

Możliwości magazynowania gazów spalinowych z energetyki w horyzontach złożowych

Stopa J., Tarkowski R.

Polityka Energetyczna

|

2003

|

T. 6, spec. [2]

333-343

PL

Celem pracy jest analiza możliwości zatłaczania gazów spalinowych pochodzących z energetyki do podziemnych horyzontów złożowych. Przedmiotem badań są gazy spalinowe (mieszanina gazów) pochodzące od jednego z dużych emitentów tych gazów w Polsce (elektrociepłownia) posiadającego zarówno węglowy kocioł pyłowy jak i turbinę gazową. Jako horyzont złożowy rozważane jest konkretne złoże węglowodorów charakteryzujące się średnią dla złóż monokliny przedsudeckiej wielkością zasobów początkowych. Oszacowano wielkość emisji CO2 i innych składników gazów spalinowych jak N2, NO2, SO2, CO. Wykonano symulacje numeryczne procesu zatłaczania z użyciem profesjonalnego symulatora przepływów wielofazowych Black-Oil - ECLIPSE 200. Wyniki wskazują, że ze względu na relacje między wielkością emisji i chłonnością złoża jest możliwe zatłaczanie jedynie części gazów spalinowych przez okres czasu rzędu 15 lat.

EN

This paper discusses the possibility of injection of the flue gas from power plants into underground reservoirs. Both, coal-fired boiler flue gas and gas turbine exhaust gas are investigated. It was assumed that components of the flue gas are to be extracted by chemical processing and injected into matured gas reservoir. The emissions of CO2 and other gases like N2, NO2, SO2, CO from a representative power plant in Poland were evaluated and the computer simulation (Black-Oil - ECLIPSE 200) of the injection into selected gas reservoir was performed. In this paper, the results of the computer simulation of that process are presented indicating that injection of the acid compounds of the flue gas from a power plant Gorzow in Poland into selected gas reservoir can be performed for 15 years.