Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Analytical design of water-free production in horizontal wells using hodograph method

Qin W., Wojtanowicz A. K., White C. D.

Archives of Mining Sciences

|

2013

|

Vol. 58, no. 2

287--300

EN

Horizontal well has been widely used as a solution for oil reservoir with underlain strong water drive. The advantage of horizontal well over vertical well is to increase the reservoir contact and thereby enhance well productivity. Because of that, horizontal well can provide a very low pressure drawdown to avoid the water coning and still sustain a good productivity. However, the advantage of the large contact area with reservoir will soon become the disadvantage when the water breakthrough into the horizontal well. The water cut will increase rapidly due to the large contact area with reservoir and it may cause the productivity loss of the whole well. Therefore, keeping the horizontal well production rate under critical rate is crucial. However, existing models of critical rate either oversimplify or misrepresent the nature of the WOC interface, resulting in misestimating the critical rate. In this paper, a new analytical model of critical rate is presented to provide accurate calculations on this subject for project design and performance predictions. Unlike the conventional approach, in which the flow restriction due to the water crest shape has been neglected; including the distortions of oil-zone flow caused by the rising water crest, the new analytical model gives an accurate simultaneous determination of the critical rate, water crest shape and the pressure distribution in the oil zone by using hodograph method combined with conformal mapping. The accuracy of this model was confirmed by numerical simulations. The results show that neglecting the presence of water crest leads to up to 50 percent overestimation of critical rates.

PL

Typową metodą eksploatacji złóż ropy naftowej z naporową wodą podścielającą są otwory poziome. Ich zaleta w porównaniu z otworami pionowymi jest wysoki wskaźnik produktywności dzięki większej powierzchni kontaktu ze złożem. Otwór poziomy jest produktywny przy bardzo małej depresji która pomaga uniknąć stożków wodnych prowadzących do zawodnienia otworu. Jednakże duża powierzchnia kontaktu ze złożem staje się wadą otworów poziomych gdy stożek wodny dostanie się do otworu. Następuje wtedy gwałtowne zawodnienie otworu i szybka utrata produktywności. Z tego powodu wydatek otworu musi być utrzymany poniżej wartości wydatku krytycznego, tzn. maksymalnego wydatku bez udziału stożka wodnego. Istniejące modele analityczne wydatku krytycznego są albo zbyt uproszczone lub też niedokładne w opisie lokalnej powierzchni kontaktu między ropą naftową i wodą podścielającą co prowadzi do błędnej oceny wydatku krytycznego. W tym artykule prezentujemy nowy model matematyczny wydatku krytycznego który jest bardziej dokładny przez co lepiej nadaje się do obliczeń projektowych. W przeciwieństwie do istniejących modeli, nasz model uwzględnia ograniczenie dopływu ropy do otworu spowodowane wzrostem stożka wodnego ponad statyczną powierzchnię kontaktu ropy z wodą podścielającą oraz pozwala dokładnie obliczyć wydatek krytyczny oraz opisać kształt powierzchni stożka i zmianę ciśnienia w złożu z odległością od otworu poziomego. Równania modelu zostały wyprowadzone z teorii hodografu połączonej z metodą odwzorowań konforemnych. Wyniki obliczeń przy użyciu równań modelu wykazują zgodność z wynikami symulatora złoża. Stwierdzono również, że typowe dla innych modeli założenie płaskiej powierzchni kontaktu ropa/woda i zaniedbanie efektu kształtu stożka wodnego może prowadzić do 50-procentowej przeceny wartości wydatku krytycznego.

2

Environmental risk of sustained casing pressure

Wojtanowicz A. K., Kinik K.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2011

|

T. 28, z. 1-2

459-467

EN

Considerable number of producing and abandoned wells with sustained casing head pressure (SCP) constitutes a potential new source of continuous natural gas emission from failed casing heads due to leaching cement sheath and external gas migration. Present regulations require assessment of SCP severity based upon a testing procedure that involves casing pressure bleed-off followed with pressure buildup. The test analysis, however, is qualitative and risk qualification - arbitrary, with no insight of the gas migration process. The objective of this work is to consider SCP an environmental hazard and analyze the Bleed-off/Buidup (B-B) tests quantitatively to determine maximum possible emissions and their probabilistic risk. The maximum SCP is directly related to the potential failure of the well's containment and breaching of the gas outside the well. Probabilistic approach is used to analyze the uncertainty of the maximum casing shoe pressure resulting from SCP and the uncertainty in determination of casing shoe strength determined by Leak-off test (LOT). The study contributes in the area of SCP well testing methodology and the environmental analysis of wells with small SCP that may be of no concern to operator but may have environmental consequences.

PL

Stosunkowo duża ilość otworów produkcyjnych i wycofanych z produkcji ma nieusuwalne ciśnienie w jednej lub wielu przestrzeniach pierścieniowych. Sytuacja taka jest potencjalnym zagrożeniem skażenia środowiska naturalnego poprzez wypływ gazu do atmosfery w przypadku awarii szczelności otworów. Przepisy wymagają testowania takich otworów poprzez upust i odbudowę ciśnienia między rurami. Niestety, wymagana analiza takich testów jest jedynie jakościowa i nie daje możliwości określenia ryzyka związanego z odbudową ciśnienia. Celem tej pracy jest usprawnienie takiej analizy w kierunku określenia ryzyka skażenia poprzez analizę tych testów przy użyciu rachunku prawdopodobieństwa. Nowa metoda pozwala określić maksymalnie możliwą prędkość wypływu gazu do atmosfery w wypadku awarii zagłowiczenia przestrzeni pierścieniowej otworu. Daje ona także możliwość obliczenia zakresu błędu przy obliczaniu warunków krytycznych utraty szczelności na dnie zacementowanych rur okładzinowych spowodowanego maksymalnym ciśnieniem w wyniku migracji gazu w przestrzeni pierściowej. Rezultatem tej pracy badawczej jest nowa metoda oceny zagrożenia środowiska naturalnego oparta na testowaniu otworów z migracją gazu i nieusuwalnym (choć czasem niewielkim) ciśnieniem rejestrowanym na szczycie przestrzeni międzyrurowej.

3

Improved recovery of heavy oil with bottom water using downhole water sink (DWS) technology

Wojtanowicz A. K., Qin W.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2010

|

T. 27, z. 1--2

467-484

EN

The paper presents a worldwide survey of heavy oil reservoirs and their production methods. The survey shows that one of the most important problems in heavy oil recovery is the presence of bottom water. Since the mobility of water drastically exceeds that of heavy oil, water breakthrough to oil wells occur very early causing dramatic loss of the wells' productivity due to rapid increase of the water cut. The study captures some the difference between heavy and light oil production in terms of mobility ratio effect, recovery dynamics prior to and after water breakthrough, and water cut control with production rate. The results also show that the controlling water breakthrough to wells in heavy oil is several-fold more important (in terms of well productivity and recovery rate) than that for conventional oil wells. Most of heavy oils with bottom water cannot be economically recovered using "cold" (non-thermal) method and conventional (single completed) wells. In these wells, operational range of production rates with variable water cut is very small comparing to light oils. Thus, heavy-oil wells would promptly (within days) switch from water free production to "all water" production. The paper also summarizes a feasibility study into potential application of downhole water sink (DWS) technology in shallow sand containing very significant deposit of heavy oil. Downhole water sink is a new technique for minimizing water cut in wells producing hydrocarbons from reservoirs with bottom water and strong tendencies to water coning. DWS technology controls water coning by employing a hydrodynamic mechanism of water drainage in-situ below the well's completion. This localized drainage is generated by a second completion - downhole water sink - installed at, above, or beneath the oil or gas-water contact. For the purpose of this study a DWS well has been modeled and compared with a conventional well using a commercial reservoir simulator. Results show that DWS technology has great potential to improve recovery in the oil sand with bottom water. All simulated predictions of DWS performance indicate a significant improvement of oil production rates and a several-fold increase of recovery factor. Also explained is the physical mechanism of the improvement that is not specific to the reservoir studied but applies to all heavy oil deposits with bottom water problem.

PL

W artykule omówiono rozmieszczenie i wielkość zasobów ciężkiej ropy naftowej na świecie, oraz typowe metody jej eksploatacji, która jest szczególnie trudna przy występowaniu wód podścielających. Trudność spowodowana jest dużą różnicą mobilności wody i ciężkiej ropy, co prowadzi do wczesnego przebicia się wody do otworów i gwałtowny spadek ich produkywności. Prezentowane badania symulacyjne pokazują różnice mechanizmów otworowej produkcji ropy ciężkiej i wyjaśniają dlaczego metody termiczne wydają się jedynym sposobem produkcji i dlaczego te metody także zawodzą w obecności wód podścielających. Omówiono także wyniki badań symulacyjnych użycia technologii otworów z wgłębnym upustem wody do nietermicznej eksploatacji ciężkiej ropy z wodą podścielającą na konkretnym polu naftowym. Wyniki pokazują wielokrotne zwiększenie stopnia sczerpania złoża w okresie 17 lat oraz znaczny wzrost dziennej wydajności otworu. Zidentyfikowano także mechanizm hydrauliczny, który daje otworom z dolnym upustem wody zdecydowaną wyższość nad konwencjonalną technologią w zastosowaniu do ciężkiej ropy z wodą podścielającą.

4

A new method for improving heat calculations in heavy oil steamflood design

Qin W., Wojtanowicz A. K.

Archives of Mining Sciences

|

2009

|

Vol. 54, no 4

787-802

EN

Presented in the paper is a new analytical method for calculating heat requirements for mature steam flooding projects. In principle, the method modifies modeling of steam overlay - an important phenomenon in the steam flooding process. Traditional steam gravity overlay models lack precision in predicting heat requirements as they call for infinite steam injection rate at the start of the project. A design based on these models would grossly overestimate the required heat input resulting in poor economics. Using a lump capacity system, the new method provides accurate estimation of desirable underground heat requirement for heat injection. The new model generates smooth overall solution with no infinite values at the start of the project. It doesn't require numerical simulations and is simple enough for Excelbased calculations. The calculations match field data with errors not exceeding 2%. The new model enables designing steam injection rate in time. The study shows the required heat injection rate can be either almost constant or should exponentially decrease with time.

PL

W pracy zaprezentowana została nowa analityczna metoda wyznaczania ciepła koniecznego w wygrzewaniu wyeksploatowanych złóż ropy naftowej poprzez zatłaczanie pary wodnej. Główną cechą nowości metody jest modelowanie ważnego zjawiska w projektach wygrzewania parą złóż ropy naftowej. Tradycyjne modele grawitacyjnego nawadniania nie są dokładne w określaniu ilości zapotrzebowania ciepła koniecznego do zainicjowania procesu wygrzewania na początku projektu. Projektowanie zapotrzebowania ciepła w oparciu o istniejące modele znacznie przewyższa rzeczywiste zapotrzebowanie co zmniejsza ekonomiczną efektywność procesu. Poprzez wykorzystanie metody bilansowania ciepła przekazywanego z układu określono dokładne zapotrzebowania ilości energii wymaganej do zatłaczania pary. Nowy model generuje rozwiązanie w postaci ciągłej funkcji monotonicznej bez nieskończonej wartości początkowej. Nie wymaga numerycznej symulacji i jest wystarczająco prosty w zwykłych obliczeniach z wykorzystaniem Excela. Obliczenia wskazują na błędy obliczeń w odniesieniu do danych złożowych nie przekraczające 2%. Nowa metoda umożliwia projektowania szybkości wygrzewania złoża parą w czasie. Badania pokazują, że wymagany strumień ciepła jest stały lub powinien się zmniejszać wykładniczo w czasie.

5

Un-recovered oil by vertical wells with water coning - assessment, prediction and remediation

Wojtanowicz A. K., Hernandez J.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2008

|

T. 25, z. 1

73-82

EN

Water invasion mechanism - called water coning - affects vertical wells completed above the Oil-Water contact (OWC) in oil reservoirs with bottom water. The objective of this study was to quantify the amount of by-passed oil for a variety of the bottom water well-reservoir systems with water invasion to wells and to assess feasibility of downhole water sink completions to reduce oil by-passing. A large statistical population of possible reservoirs with bottom-water has been created using databases of actual reservoir properties worldwide. Dimensional analysis coupled with Monte Carlo method allowed converting statistics of reservoir properties into dimensionless group distributions. Then, the amount of by-passed oil was correlated with the dimensionless groups using three--level full-factorial designed experiments conducted with a reservoir simulator. A reservoir - well system with bottom water was modelled using a commercial black oil simulator with two concentric radial layers of oil pay and the aquifer zone having different sizes and properties. The resulting dimensionless correlations determine the expected value of by-passed oil at the end of well's operation. The correlations are general as they cover a wide range of reservoir-well systems. When the correlations are coupled with the reservoirs' population the results show that, for example, more than 25 percent of movable oil volume could be by-passed in one half of all the bottom-water reservoirs. The study also identifies dimensionless groups that mostly control water invasion - the end-point mobility ratio and well spacing. The results also reveal two mechanism of water invasion: coning or uniform OWC advancement. Numerical reservoir simulation is also used to investigate the well completion's length and placement that would minimize oil bypassing and optimize recovery. Single completions of different penetration (length) are compared to dual well completions with Downhole Water Drainage/Sink (DWS), for new wells and marginal (watered-out) wells. The results show that the best completion strategy for both the new and the marginal wells is the use of (or intervention with) DWS completions. DWS would delay water breakthrough, stimulate oil inflow by reducing water saturation around the well, and maximize Net Present Value by accelerating recovery.

PL

Mechanizm napływu wody, zwany tworzeniem się stożka wodnego, wpływa na otwory wiertnicze wykonane powyżej kontaktu ropa-woda w złożach ropy naftowej z podścielającą wodą złożową. Celem badań było określenie ilości przepuszczanej bocznym obiegiem ropy naftowej w różnych układach denno-złożowych z napływem wód do otworu, oraz ocena możliwości takiego wykonania dna otworu, by ograniczyć tego typu przepływ ropy naftowej. Stworzono statystycznie istotną liczbę złóż z wodą podścielającą na podstawie baz danych istniejących na świecie złóż. Stosując analizę przestrzenną oraz metodę Monte Carlo, przetworzono dane złożowe na bezwymiarowe rozkłady grupowe. Następnie ilość rozchodzącej się ropy naftowej została skorelowana z bezwymiarowymi grupami na podstawie trójpoziomowych, pełnych badań prowadzonych w symulatorze złożowym. Modelowano układ złoże-otwór z wodą podścielającą, wykorzystując przemysłowy symulator naftowy z dwoma koncentrycznymi, promienistymi warstwami ropnymi oraz warstwą wodonośną o różnych rozmiarach i różnych właściwościach. Uzyskane bezwymiarowe korelacje określają przewidywaną wartość przepływającej ropy pod koniec okresu działania otworu. Korelacje są ogólne, gdyż obejmują szeroki zakres układów złoże-otwór. Badania korelacyjne wykonywane z uwzględnieniem dużej liczby złóż wskazują między innymi, że ponad 25% objętości ruchomej ropy naftowej mogło przedostać się do połowy wszystkich złóż wody podścielającej. Badania określają również bezwymiarowe grupy, które w większości przypadków kontrolują napływ wody: stosunek końcowego współczynnika ruchliwości ropy i wody oraz odległości między otworami. Wyniki wskazują również na występowanie dwóch mechanizmów napływu wód: tworzenie się stożka wodnego lub przemieszczającego się kontaktu woda-ropa. Numeryczne symulacje złożowe wykorzystuje się również do badania długości wykonanego otworu oraz jego umiejscowienia w celu zminimalizowania ucieczek ropy i zoptymalizowania wydobycia. Metoda pojedynczego udostępnienia na różnych głębokościach została porównana z udostępnieniem dwoma otworami z wgłębnym systemem drenażowym, dla otworów nowych i marginalnych. Wyniki wskazują, że najlepszą strategią w przypadku otworów nowych i marginalnych jest zastosowanie (lub pojedyncza interwencja) metody drenażu wgłębnego. Opóźni ona przebicie wody, będzie stymulować dopływ ropy naftowej przez ograniczenie nasycenia wodą w warstwach wokół otworu i maksymalizować bieżącą wartość netto przez przyspieszenie produkcji.

6

Down-hole water sink technology for water coning control in wells

Wojtanowicz A.K.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2006

|

R. 23/1

575-586

EN

Downhole Water Sink (DWS) technology has been developed from a new well completion and production method for enhancing productivity of wells in petroleum reservoirs with bottom water drive and strong tendency to water coning. DWS minimizes water invasion to the well's completion by employing hydrodynamic mechanism of coning control in-situ at the oil-water or gas-water contact. The mechanism is based upon a localized water drainage generated by another well completion (downhole water sink) installed in the aquifer beneath the oil-water or gas-water contact. The paper summarizes the development and state-of-the-art at DWS technology. Presented are results from theoretical studies, physical and numerical experiments, and field projects to date. It is demonstrated that DWS could increase recovery and control water production in vertical and horizontal oil wells - with natural flow, downhole pumps or gas lift, and in the gas wells from low-pressure tight gas reservoirs. Although by now DWS has been used in reservoirs with bottom water, theoretically the technology is also applicable in dipping structures with encroaching side-water

PL

Technologię odwadniania dna otworu opracowano na podstawie nowych otworów oraz zastosowanych metod zwiększania produkcji ropy w warunkach silnej tendencji do tworzenia się stożków zawodnieniowych. Przedstawiona metoda ogranicza napływ wody do otworu dzięki kontroli mechanizmu tworzenia się stożków nawodnieniowych na granicy gaz-woda i woda-gaz. Mechanizm polega na zlokalizowaniu wycieku wód za pomocą innego udostępnianego otworu odwierconego poniżej strefy kontaktu ropa-woda lub gaz-woda. W artykule podsumowano rozwój i obecny stan technologii odwodnieniowej. Przedstawiono wyniki prac teoretycznych badawczych, doświadczeń fizycznych i numerycznych oraz bieżących projektów. Wykazano, że zastosowanie technologii odwodnieniowej przyczynia się do poprawy wydobycia i kontroli produkcji wody w pionowych i horyzontalnych otworach naftowych, przy wykorzystaniu mechanizmu naturalnego przepływu, pomp wgłębnych i airliftu; w przypadku otworów gazowych - do niskociśnieniowych szczelnych złóż gazu. Chociaż technologię odwodnieniową stosuje się w przypadku złóż z wodą denną, teoretycznie technologia ta może być zastosowana także w przypadku wód okalających

7

Water cone reversal in oil wells - an analytical and experimental study

Wojtanowicz A. K., Shirman E. I.

Archives of Mining Sciences

|

2005

|

Vol. 50, no 1

3-16

EN

Presented here is a theoretical and experimental study of water cone development and possible reversal in response to reduced production rate. The theoretical study used a new analytical model of water coning based on the moving spherical sink (MSS) approach for accurate modeling of flow in the vicinity of a limited-entry well in an anisotropic [...] reservoir. The advantage of MSS over other analytical models is that it does not lose validity near the well completion of a given length and size. The results of analytical analysis show that for oil production rates below the critical (breakthrough) rate there are two equilibrium positions of the water cone: lower (stable), and upper (unstable). Typically, water cones would assume the stable shapes in response to ascending values of production rate. However, for descending rates the cone becomes insensitive to the rate reduction and its reversal pathway is quite different to the cone development pathway resulting in the histeresis effect. The study explains why reversing the cone is difficult since it requires reduction of production rate much below its critical value. It also describes how to determine the water cone reversal rate. The experimental study provides verification of the theoretical findings using a physical model. The experiments demonstrate four stages of water cone development and reversal histeresis: a series of the increased equilibrium cones in response to the series of increased production rates; water breakthrough at critical production rate; continuing water breakthrough despite lowering the production rate below the critical rate; and the final water cone reversal at a very low value of the "cone reversal" production rate. This work contributes basic understanding of water coning control with production rate adjustments and explanation of the cone equilibrium effects. It also provides an analytical method for finding the critical and cone reversal production rates.

PL

W artykule opisano teoretyczne i eksperymentalne badania nad rozwojem stożka wodnego oraz możliwości odwrócenia zjawiska przez obniżenie wydajności wydobycia płynów z odwiertów. Przepływ w strefie przyodwiertowej, w złożu anizotropowym [...] modelowano przy użyciu nowej metody analitycznej, opartej na teońi wędrujących źródeł sferycznych (MS S). Metoda ta ma tą przewagę nad innymi modelami analitycznymi, że nie traci ważności w pobliżu odwiertu i uwzględnia charakterystyczne wymiary odwiertu, tzn. głębokość penetracji w złożu i średnicę. Wyniki obliczeń pokazują, że przy wydajnościach ropy naftowej z odwiertów poniżej wydajności krytycznych (reprezentujących przebicie wody do odwiertu) istnieją dwa punkty równowagi stożka wodnego: dolny (stabilny) i górny (niestabilny). Stożek wodny wraz ze wzrostem wydajności wydobycia rośnie i przybiera stabilny kształt właśnie stożka. Jednakże ze zmniejszeniem się wydajności wydobycia stożek jest mniej czuły na zmianę wydajności, i jego powrotna droga, w sensie wysokości, jest zupełnie inna, i zarysowuje się efekt histerezy stożka. W artykule wyjaśniono, dlaczego to powrotne obniżenie się stożka jest trudniejsze do zrealizowania, ponieważ wymaga ono zmniejszenia wydajności odwiertu znacznie poniżej wartości krytycznej. Określono również wielkość wydajności odwiertów prowadzących do zatrzymania rozwoju i obniżenia stożka wodnego. Badania eksperymentalne weryfikują rezultaty dociekań teoretycznych, używając do tego celu fizycznego modelu Hele-Shaw. Badania te demonstrują cztery stadia rozwoju stożka wodnego i powrotnej histerezy: - serię stożków wodnych znajdujących się w stanie równowagi odpowiadających wzrastającym wydajnościom odwiertu; - rozpoczęcie się dopływu wody do odwiertów (przebicie się wody) po osiągnięciu krytycznej wydajności odwiertu; - trwanie dopływu wody pomimo obniżenia wydajności odwiertu poniżej wydajności krytycznej; zmniejszenie się stożka wodnego przy niskich wydajnościach odwiertu. Artykuł wyjaśnia fizykę zjawiska powstawania i rozwoju stożka wodnego wraz z wzrostem wydobycia oraz stany równowagi stożka. Także przedstawia analityczną metodę określania wydajności krytycznych oraz wydajności, przy których nastąpi odwrócenie rozwoju stożka wodnego.

8

Reversal of water coning in wels with downhole water sink completion - experimental analysis

Shirman E. I., Wojtanowicz A. K.

Archives of Mining Sciences

|

2004

|

Vol. 49, nr 4

437-452

EN

Feasibility of water coning reversal in dual-completed oil wells is demonstrated and analyzed using a Hele-Shaw bench-top physical model. The model simulates the process of well production from a linear oil reservoir with strong bottom water drive. The well's installation represents an innovative well completion method with downhole water sink (DWS). In this technique, a well is dual-completed in oil and water columns with a packer separating the two completions. The two completions enable effective contral of water coning by draining the water from the bottom (water sink) completion below the oil water contact (OWC) while producing an oil-rich stream of fuids from the top completion. Video-recorded experiments with the see-through Hele-Shaw physical model visually demonstrate the process of water cone development, reversal, and the creation of an inversed oil cone. Also, numerical data collected from the experiments show the effects of DWS design parameters on the reversal process performance. A theoretical analysis is also presented to show if the results from the linear physical model apply to the actual wells. Flow in the Helle-Shaw model was described mathematically using the recently-published method of Moving Spherical Sink (MSS). The analysis defines approximate rules for inferring radial flow principles from the linear flow results. The results demonstrate how productivity of a "watered out" well could be recovered resulting in significant production of oil. Also, the oil produced from the top completion could be water-free. The study reveals that under conditions of severe water coning, unlike conventional wells, a significant production of oil from wells with DWS completions is technically feasble due efficient coning reversal.

PL

W artykule przedstawiono i przeanalizowano przebieg odwracania stożka wodnego wokół odwiertów naftowych o podwójnym wyposażeniu, przy wykorzystaniu fizycznego modelu Hele-Show. Model ten symuluje proces wydobycia ropy naftowej z płaskiego, jednowymiarowego złoża, na dnie którego może wystąpić intensywny przepływ wody. Wyposażenie odwiertu jest niekonwencjonalne, umożliwia separację wody w dolnej częsci odwiertu i jej odprowadzenie (technologia DWS). W tej technice, odwiert jest wyposażony w dwie kolumny rur dla wydobycia ropy naftowej i wydobycia wody, oddzielone pakerem. To podwójne wyposażenie czyni możliwym skuteczną kontrolę rozwoju stożka wodnego, poprzez odprowadzenie wody z dolnej części odwiertu, poniżej kontaktu ropa naftowa-woda (OWC), podczas gdy ropa naftowa wydobywana jest przez osobną kolumnę rur. Zarejestrowane na wideo eksperymenty z użyciem przezroczystego, fizycznego modelu Hele-Shaw ukazują proces powstawania stożka wodnego, jego odwracanie i powstawanie odwróconego stożka ropy. Ponadto, dane numeryczne uzyskane z eksperymentów pokazują wpływ parametrów projektowych układu odprowadzania wody (DWS) na przebieg procesów odwracania stożka. Przedstawiono także analizę teoretyczną dla wykazania, że wyniki uzyskane dla liniowych modeli złóż znajdą zastosowanie równiez dla złóż rzeczywistych i odwiertów eksploatacyjnych. Matematyczny opis przepływu w modelu Hele-Shaw opiera się na opublikowanej niedawno metodzie wędrujacych źródeł sferycznych (Moving Spherical Sink MSS). Zdefiniowano przybliżone reguły dla określenia przepływu osiowo-symetrycznego na podstawie wyników badania przepływów liniowych. Wyniki wskazują, w jaki sposób można ponownie podnieść wydobycie ropy z zawadnianego odwiertu. Ponadto, ropa wydobyta z odwiertu może być wolna od wody. Artykuł wskazuje, że w złożach i odwiertach gdzie panują warunki sprzyjające powstawaniu stożków wodnych, zwiększenie wydobycia ropy przy odprowadzeniu wody jest technicznie możliwe poprzez zastosowanie metody odwracania stożka.

9

Sustained Casinghead Pressure - occurrence and removal

Wojtanowicz A.K.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2003

|

R. 20/1

247-263

EN

Pressures are often encountered on casing strings due to faulty cement jobs, shallow gas zones, or other reasons. Once the integrity of cemented casing annuli is damaged, gas will invade from high-pressure subsurface formation into cement and cause persistent pressure at casing head - Sustained Casing Pressure (SCP). Operators in the Gulf of Mexico (GOM) are under the US Mineral Management Service (MMS) regulations to operate oil and gas wells without SCP. Removal of SCP poses a challenge to operators due the lack of reliable technology. The paper describes the SCP problem and remediation options in view of an operator's experience in an oilfield offshore in the Gulf of Mexico. The paper compares local statistics and observations from the single field with generalized data regarding occurrence and origin of SCP across GOM. Also discussed is the operator's experience in removing SCP using either expensive rig workovers or using an emerging rig-less technology involving displacement of annular liquids with remedial fluids. Based upon field case history of a well with irreducible SCP, the paper demonstrates financial risk and technical complexity of these operations and emphasizes the need for technical progress in SCP control technology.

PL

Ze względu na źle wykonane cementowanie, płytkie strefy zalegania gazu ziemnego itp. czynniki, na rury okładzinowe często działa ciśnienie. Gdy raz zostanie zaburzona struktura zacementowanej przestrzeni pierścieniowej, gaz przedostaje się z warstw złożowych do struktury cementu, wywierając stałe ciśnienie gazu na rury okładzinowe. Operatorzy zarządzający Zatoką Meksykańską zobowiązani są do przestrzegania przepisów wydanych przez Amerykańskie Przedsiębiorstwo Zarządzania Surowcami Mineralnymi i zgodnie z którymi w otworach nie powinno być ciśnienia na rurach okładzinowych. Sprostanie temu wyzwaniu jest trudne ze względu na brak odpowiednio skutecznej technologii. W artykule przedstawiono problem ciśnienia działającego na rury okładzinowe oraz sposoby zaradcze, na podstawie doświadczenia uzyskanego przez operatorów pracujących na platformach wydobywczych w Zatoce Meksykańskiej. Porównano lokalne statystyki i obserwacje ze złoża oraz uogólnione dane dotyczące występowania i genezy ciśnienia gazu na rury okładzinowe w Zatoce Meksykańskiej. Przedstawiono również doświadczenia operatorów zajmujących się likwidowaniem ciśnienia gazu na rurach okładzinowych za pomocą kosztownych przewiertów, lub techniki polegającej na usunięciu płynów z przestrzeni pierścieniowej i zatłoczeniu nowych. Z historii złoża i otworów z ciśnieniem wynika, że technologie prewencyjne są kosztowne i złożone. Dlatego konieczne jest dalsze prowadzenie badań w tym zakresie.