Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

The “diffusion approximation” approach for describing the oil field development process

Mammadov Aziz V., Sultanova Arzu V., Mammadov Ramil M.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 5

293--300

EN

Analysis of the interaction of wells in the process of oil field development is based in particular on calculating the correlation coefficient of two adjacent wells. However, due to reservoir heterogeneity, this approach fails to consider the possibility of interactions between wells located at significantly greater distances. The non-equilibrium of the system is attributed to its openness, associated with environmental impacts (flooding process and changes in the stock of existing wells). The oil field development is a complex process, subject to complex works such as well grid compaction, carrying out a wide range of geological and technical operations, etc. From this point of view, the development and exploitation of fields needs a “volumetric” approach, i.e. a diffusion approximation. A crucial aspect of oil production is the timely regulation of both current production rates and water impact on the reservoir system. The oscillatory nature of the time series of measurements of oil, water, and liquid production rates carries information about the state and behavior of the reservoir system. Analysis of the features of oscillatory processes of the technological indicators of well operation across the entire area of the deposit as a whole enables early diagnosis of changes in the state of the system. The approach of the production well stock analysis in terms of the amplitude-frequency characteristics of the dynamics of oil, water, “mobile” water, and flooding, as well as the specific ratios of produced oil to the volume of water injected into the reservoir (an indicator of the effectiveness of water stimulation) allows us to consider the development as a diffusion-like process.

PL

Analiza wzajemnego oddziaływania odwiertów na etapie zagospodarowania złóż ropy naftowej opiera się w szczególności na obliczaniu współczynnika korelacji dwóch sąsiadujących ze sobą odwiertów. Jednak ze względu na niejednorodność złoża, podejście to nie uwzględnia możliwości wzajemnego oddziaływania odwiertów położonych w znacznie większych odległościach od siebie. Brak równowagi systemu wynika z jego drożności, związanej z czynnikami środowiskowymi (proces nawadniania złoża i zmiany w stanie zasobów istniejących odwiertów). Zagospodarowanie złóż ropy naftowej jest złożonym procesem, podlegającym skomplikowanym pracom, takim jak zagęszczanie siatki odwiertów, przeprowadzanie szerokiego zakresu zabiegów geologicznych i technicznych, itp. Z tego punktu widzenia zagospodarowanie i eksploatacja złóż wymagają zastosowania podejścia „wolumetrycznego”, tj. aproksymacji dyfuzyjnej. Kluczowym aspektem procesu eksploatacji ropy naftowej jest terminowa regulacja zarówno bieżącego tempa eksploatacji, jak i wpływu wody na system złożowy. Oscylacyjny charakter serii czasowych pomiarów tempa wydobycia ropy, wody i innych mediów dostarcza informacji o stanie i zachowaniu systemu złożowego. Analiza cech procesów oscylacyjnych wskaźników technologicznych funkcjonowania odwiertów na całym obszarze złoża jako całości umożliwia wczesne diagnozowanie zmian w stanie systemu. Zastosowanie analizy zasobów odwiertu wydobywczego pod względem charakterystyki amplitudowo-częstotliwościowej dynamiki ropy naftowej, wody, wody „mobilnej” i nawadniania złoża, a także określonych proporcji wydobytej ropy naftowej względem objętości wody zatłoczonej do złoża (wskaźnik skuteczności stymulacji odwiertu poprzez wtłaczanie wody) pozwala traktować zagospodarowanie złoża jako proces dyfuzyjny.

2

Forecasting the development indicators of oil and gas reservoirs based on initial period data

Bogopolsky Vadim O., Mammadov Ramil M.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 5

279--287

EN

The practice of oil fields development indicates that the economic efficiency of this process is largely determined by the oil production regime, which is characterized by indicators of the intensity of hydrocarbon extraction: the total number of wells in the field, the dynamics of their commissioning, and production volumes from each of them. At the same time, when justifying oil production projects, it is a very common opinion that it is premature to address the problems of managing the rate of raw material selection in the early stages of project development, often relegated solely to petroleum engineering without consideration of economic aspects. This often leads to a decrease in the efficiency of the entire project due to the inability to control the oil production regime in later stages. This formulation of the problem is particularly relevant for new oil production regions. In well-studied oil and gas region, an error in selecting the rate of raw material production may not be so critical. However, in the case of new fields in undeveloped regions, the cost of such an error can significantly exceed the economic benefits derived from the sale of all the oil produced. In this regard, the problem of developing models and methods for determining economically feasible regimes for oil field development based on controlling the rate of product selection is relevant. The article predicts the dynamics of the following indicators of oil and gas field development: current and cumulative production of oil, water and gas, average well flow rate, and water cut depending on the number of production wells, etc. It demonstrates how it is possible to simplify two- and three-parameter models using the proposed forecasting technique.

PL

Praktyka zagospodarowania złóż ropy naftowej wskazuje, że o efektywności ekonomicznej tego procesu w dużej mierze decyduje system wydobycia ropy naftowej, który charakteryzują wskaźniki intensywności wydobycia węglowodorów: łączna liczba odwiertów na złożu, dynamika ich uruchamiania oraz wielkość wydobycia z każdego z nich. Jednocześnie przy uzasadnianiu projektów wydobycia ropy naftowej bardzo powszechna jest opinia, że podejmowanie problemów zarządzania wskaźnikiem wydobycia surowca na wczesnych etapach rozwoju projektu jest przedwczesne, a tym samym często sprowadzone wyłącznie do zagadnień z zakresu inżynierii naftowej, bez uwzględnienia aspektów ekonomicznych. Prowadzi to często do spadku efektywności całego projektu ze względu na niemożność kontrolowania reżimu wydobycia ropy naftowej na późniejszych etapach. Takie sformułowanie problemu jest szczególnie istotne w przypadku nowych obszarów wydobycia ropy naftowej. W przypadku dobrze rozpoznanych rejonów wydobycia ropy i gazu błąd w doborze wskaźników wydobycia surowca może nie być aż tak istotny. Jednak w przypadku nowych złóż w niezagospodarowanych regionach, koszt takiego błędu może znacznie przekroczyć korzyści ekonomiczne płynące ze sprzedaży całej wydobytej ropy. W związku z tym istotny jest problem opracowania modeli i metod określania ekonomicznie opłacalnych warunków eksploatacji złóż ropy naftowej w oparciu o kontrolę tempa wyboru wielkości wydobycia. W artykule przedstawiono prognozy dynamiki następujących wskaźników rozwoju pól naftowych i gazowych: bieżącego i skumulowanego wydobycia ropy naftowej, wody i gazu, średniego natężenia przepływu w odwiercie, redukcji udziału wody w zależności od liczby odwiertów wydobywczych itp. Zaprezentowano, w jaki sposób można uprościć dwu- i trzyparametrowe modele za pomocą proponowanej techniki prognozowania.

3

Factors affecting the sand plug formation process in controlled directional wells

Mammadov Ramil M., Sultanova Arzu V.

Nafta-Gaz

|

2023

|

R. 79, nr 6

398--405

EN

Many wells of offshore fields in Azerbaijan are subject to sanding and plugging. This is especially observed in wells at a late stage of development. The process of plug formation in directional wells is known to be characterized by a variety of factors associated with both natural conditions and the parameters of their development and, most importantly, operation. The degree of influence of the factors varies, in addition to the fact that all of them (directly or indirectly) are interconnected. Sand production is often observed during completion (development) and operation of wells, especially when the productive reservoirs are represented by weakly cemented rocks. It is worth noting that in the case of sand plug formation, the permeability of which is 200 times greater than the per-meability of the productive formation, the oil production rate decreases by 34%. This sand contains up to 5% of oil and poses a problem upon its removal, as it results in environmental contamination. In addition, it deposits in pipelines, surface equipment, causing erosion. This kind of complication is almost universal. Sand removal is one of the main reasons for the formation of cavities and collapse of columns. This problem has acquired particular relevance with the development of thermal methods for the extraction of high-viscous oils: the viscosity of oil decreases, and its fluidity increases. In this case, some reservoirs lose their cementing binder - viscous oil. During planned and emergency shutdowns, when the coolant injection stops, the reverse flow of the coolant enters the injection wells and removes mechanical impurities. This also leads to the formation of sand plugs in the wells and prevents the normal injection of the coolant. The existing methods of operating wells affected by sanding can be divided into two groups: 1) operation of wells with the removal of sand from the reservoir; 2) prevention of sand production from the formation.

PL

Wiele odwiertów w złożach zlokalizowanych w obszarze morskim w Azerbejdżanie ulega piaszczeniu i kolmatacji strefy złożowej, co nasila się zwłaszcza w odwiertach znajdujących się w końcowej fazie eksploatacji. Jak wiadomo proces kolmatacji strefy złożowej w odwiertach kierunkowych charakteryzuje się różnymi czynnikami, związanymi zarówno z warunkami naturalnymi, jak i parametrami ich udostępniania oraz, co najważniejsze, eksploatacji. Stopień wpływu tych czynników jest zróżnicowany, a wszystkie one są ze sobą powiązane, bezpośrednio lub pośrednio. Piaszczenie jest często obserwowane podczas udostępniania odwiertów, a zwłaszcza podczas ich eksploatacji, gdy interwał zbiornikowy jest reprezentowany przez skały słabo scementowane. Należy podkreślić, że w przypadku utworzenia się korka piaskowego, którego przepuszczalność może być nawet 200 razy większa niż przepuszczalność formacji złożowej, wskaźnik wydobycia ropy spada o 34%. Piasek ten zawiera do 5% ropy naftowej i stanowi duży problem w przypadku jego usuwania, ponieważ może powodować skażenie środowiska. Ponadto osadza się on w rurociągach i urządzeniach powierzchniowych, powodując ich erozję. Ten rodzaj komplikacji jest niemal powszechny. Usuwanie piasku jest jedną z głównych przyczyn powstawania kawern i zapadania się kolumn rur. Problem ten nabrał szczególnego znaczenia wraz z rozwojem termicznych metod wydobycia rop o wysokiej lepkości: lepkość ropy spada, a jej płynność wzrasta. W takim przypadku niektóre skały zbiornikowe tracą spoiwo cementujące - lepką ropę. Podczas planowanych i awaryjnych wyłączeń, gdy zatrzymywany jest wtrysk chłodziwa, następuje odwrócenie przepływu chłodziwa, w wyniku czego wpływa ono do otworów zatłaczających i usuwa zanieczyszczenia mechaniczne. To również prowadzi do piaszczenia w odwiertach i uniemożliwia normalne zatłaczanie chłodziwa. Istniejące metody eksploatacji odwiertów w takich przypadkach można podzielić na dwie grupy: 1) eksploatacja odwiertów z usuwaniem piasku ze złoża; 2) zapobieganie produkcji piasku z formacji złożowej.

4

About impact of clogging phenomena on well productivity

Sultanova Arzu V., Mammadov Ramil M.

Nafta-Gaz

|

2023

|

R. 79, nr 1

20--27

PL

During the opening of a productive formation by drilling, penetration of clay particles from the drilling fluid into the leading filtration channels of the rock occurs. As a rule, productive formations are opened at pressures that are significantly higher than the formation pressure. The amount of hydrostatic repression depends on the density of the drilling fluid, the height of the liquid column, and the reservoir pressure. A classic example of the latter is the problem of studying changes in reservoir properties that occur at the drilling stage, where relatively small particles of drilling fluid penetrate along with the flow into the pore space. A decrease in the bottomhole zone permeability in oil wells leads to a significant decrease in oil production rates, and sometimes to their complete stop, which ultimately significantly affects the total oil recovery and economic indicators of the oil fields’ development. The decrease in permeability can be caused by many factors: • clogging of the bottomhole zone of the productive formation in the process of drilling a well; • formation of a crust in perforated channels during cumulative perforation; • colmatation of the bottomhole zone of the productive formation during the operation of the well; • clogging of perforated channels during well killing and subsequent clogging; • formation of deposits of paraffins and asphaltenes in the pores of the rock of the bottomhole zone of the well. Bottomhole zone damage (clogging) significantly affects the productivity of wells, and the permeability of the formation, determined by the results of hydrodynamic studies. At the same time, clogging is understood as damage of the bottomhole zone with drilling fluid when opening the productive formation, and deterioration of the properties of the bottomhole zone during cementing, perforation of the productive interval, swelling of clays, etc. This paper presents an analysis of laboratory and field studies of the influence of clogging on the productivity of wells when opening layers with different capacitive and filtration properties, and also provides an analytical estimation of this effect, both for vertical and horizontal wells.

EN

W czasie udostępniania formacji produktywnej poprzez wiercenie następuje przenikanie cząstek ilastych z płuczki wiertniczej do przestrzeni porowej skały. Formacje produktywne są z reguły udostępniane przy ciśnieniach, które są znacząco wyższe niż ciśnienia złożowe. Wielkość przeciwciśnienia hydrostatycznego zależy od gęstości płuczki wiertniczej, wysokości słupa cieczy oraz ciśnienia złożowego. Klasycznym przykładem tego ostatniego jest problem badania zmian właściwości zbiornikowych na etapie wiercenia, kiedy to stosunkowo niewielkie cząstki ilaste przenikają, wraz z płuczką wiertniczą, do przestrzeni porowej. Spadek przepuszczalności w strefie dennej odwiertów naftowych prowadzi do znaczącego spadku wydajności produkcji ropy, a czasem nawet do całkowitego zatrzymania wydobycia, co ostatecznie znacząco wpływa na wielkość całkowitego wydobycia ropy oraz wskaźniki ekonomiczne udostępnienia złoża ropy. Spadek przepuszczalności może być spowodowany wieloma czynnikami: • kolmatacją strefy dennej w obrębie formacji produktywnej na etapie wiercenia otworu; • tworzeniem się warstwy osadu w perforowanych kanałach podczas skumulowanej perforacji; • kolmatacją strefy dennej formacji produktywnej w czasie eksploatacji odwiertu; • blokowaniem kanałów perforacyjnych w czasie zatłaczania odwiertu i później; • tworzeniem się osadów parafin i asfaltenów w porach skały w strefie dennej odwiertu. Uszkodzenie strefy dennej odwiertu znacząco wpływa na wydajność odwiertów oraz przepuszczalność formacji złożowej, określoną przez wyniki badań hydrodynamicznych. Uszkodzenie jest jednocześnie rozumiane jako zanieczyszczenie strefy dennej płuczką wiertniczą przy udostępnianiu formacji produktywnej, pogorszenie się właściwości w strefie dennej w czasie cementowania lub perforacji interwału złożowego, pęcznienie iłowców, itp.