Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Wydatki krytyczne przy dopływie ropy lub gazu w odwiercie pionowym i poziomym

Szpunar Tadeusz, Budak Paweł

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 8

589--597

PL

Artykuł poświęcony jest metodom określania wydatku krytycznego w odwiertach pionowych i poziomych eksploatujących ropę naftową i gaz ziemny w stanie pseudoustalonym i nieustalonym. Podano szereg zależności do ustalania wydatku krytycznego dla rozmaitych konfiguracji, tj. rodzaju odwiertu (poziomy/pionowy), charakteru dopływu medium złożowego (pseudoustalony/nieustalony) oraz rodzaju medium (gaz ziemny/ropa naftowa) opracowanych przez rozmaitych autorów, poświęcając szczególną uwagę metodzie Chaperon – jako jedynej mającej podstawy teoretyczne. Podano zaproponowane przez autorów bardzo proste wzory, które mogą służyć do orientacyjnej oceny wielkości wydatku krytycznego, i losowo porównano wyniki z otrzymanymi za pomocą metody Chaperon, stwierdzając dającą się zaakceptować rozbieżność wyników, pomimo że w modelu Chaperon w przypadku odwiertu poziomego przyjmowano inne założenia odnośnie do kształtu obszaru drenowanego przez odwiert i charakteru przepływu. Zależności te wykorzystywane są do interpretacji zachowania ciśnienia przy radialnym dopływie ropy naftowej i gazu ziemnego do odwiertu pionowego i poziomego. Podane zależności oparte są na powszechnie znanych wzorach wiążących ciśnienie denne ruchowe w odwiercie z natężeniem dopływu medium złożowego. W artykule zestawiono rozmaite korelacje służące do określania wydatku krytycznego proponowane przez rozmaitych autorów opracowane przy przyjęciu rozmaitych założeń. Rozbieżności wyników poszczególnych korelacji dla tego samego zestawu danych proponowanych przez różnych autorów mogą dochodzić do kilkuset procent, co uzmysławia złożoność zagadnienia zawadniania się odwiertów eksploatacyjnych i trudność realistycznego opisu tego zjawiska. Korelacje podane w tekście artykułu opracowano na podstawie modeli analogowych lub na podstawie badań laboratoryjnych.

EN

The article discusses the methods used for evaluation of the critical flow rate in vertical and horizontal wells in case of oil or natural gas flow. The transient and pseudo-steady flow is considered. Various relations used for evaluation of critical flow rate for vertical/horizontal wells proposed by several authors have been provided. Special attention has been paid to Chaperon model which is the only one having the theoretical foundation. Very simple equations which can be used for evaluation of critical flow rate, based on well-known and generally accepted equations relating the bottom hole pressure and flow rate have been proposed. Those equations relate the pressure behavior in oil and gas wells assuming the radial flow in the reservoir. Relations for vertical and horizontal wells have been provided. They can be used for approximate evaluation of critical flow rate which is the highest flow rate not causing inflow of water into oil or gas well. Of course there are discrepancies between results given by Chaperon and the proposed methods but they are not very large and are acceptable from the technical point of view. One should remember that in case of the horizontal wells the Chaperon model assumes rectangular shape of drainage area while the methods proposed in this paper use the circular drainage area and radial flow. It should be noted that the critical flow rates evaluated using various methods provided in literature and listed in this article yield results which may differ by several hundred percent for the same set of input data – this indicates the complexity of the problem of water inflow to the production wells. Equations proposed by various authors are based on the analog models or results of the laboratory experiments.

2

Loss and restoration of water coning control - field case history and prediction

Wojtanowicz A., Jin L.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2018

|

Vol. 35, no. 1

343--360

EN

It is well known that water coning is a difficult-to-solve problem in heavy oil reservoirs with bottom water. A promising solution is offered by the downhole water sink (DWS) technology – a dual well completion technique for water coning control in reservoirs with bottom aquifer. In the field case addressed in this study, a DWS well was installed in a heavy oil reservoir underlined by thin water zone – notorious for severe water coning problem. Initially, the two well’s completions had no separating packer; Later, the well was recompleted with packer and displayed much improved oil productivity and water coning control. However, after accidental shutdown of the bottom (water sink) completion and continuing production from the top (oil pay) completion the well was rapidly watered out and shut down. In this study, the well’s production history is analyzed to better understand dynamics of water coning control with packer-less DWS and the effect of temporary water sink shut-down. The analysis is performed with a radial grid-based simulation model using the reservoir properties and well production data. An adequate history match is achieved by tweaking reservoir properties within their uncertainty range – mostly the relative permeability and capillary pressure curves. The packer-less completion displays steady invasion of water to the top oil completion through the gravel pack with no separating packer. The analysis also confirms detrimental effect of sole temporary shutdown of the water sink (bottom) production that caused rapid buildup of water saturation in the oil pay zone around the well. This work also evaluates possible restoration of oil productivity by putting the well back on production after a dormant period of time (when water cone might subside) and the contribution of the bottom water drive (aquifer strength) to the restored productivity. A 25-year production performance forecast is performed for three scenarios of well’s operation after the water sink completion’s shut-down for one month: (a) no shut-down and continuing production as DWS well; (b) one-month shut down and conversion to a conventional single-completed well; (c) one-month shut down and continuing production as DWS well. The results reveal that the watered-out well could be revived as an oil producer only by restoring its DWS operation [scenario (c)] as the conventional well operation [scenario (b)] would produce only water. Moreover, detrimental effect of temporary water-sink shut down would irreversibly reduce well's productivity by more than 10 percent. It is also shown that stronger aquifer stimulates DWS well productivity improvement of up to 20 percent in case of strong bottom water drive.

3

Comparative analysis of selected models of water coning in gas reservoirs

Smulski R.

Archives of Mining Sciences

|

2012

|

Vol. 57, no. 2

451--470

EN

Exploitation of natural gas fields with edge or underlying water is usually defined per analogy to the oil fields. The existing models do not correspond to reality as they do not describe relevant processes related with a turbulent gas flow near the well. The natural gas exploitation with productivity greater than critical may be advantageous in view of summaric depletion and rate of depletion. Article presents: the analysis of the selected critical rates models, determining the influence of specific parameters on the critical rate values, introducing new modified formula for critical rates, and comparative calculations for various configurations with the numerical model.

PL

Problem eksploatacji złóż gazu ziemnego z wodą podścielającą lub okalającą jest określany zwykle na podstawie analogii ze złożami ropnymi. Istniejące modele nie odpowiadają rzeczywistości, ponieważ nie opisują istotnych procesów związanych z turbulentnym przepływem gazu w pobliżu odwiertu. Równocześnie eksploatacja gazu z wydajnością większą od krytycznej może być korzystna z punktu widzenia sumarycznego sczerpania złoża oraz szybkości jego sczerpania. W artykule przedstawiono: analizę wybranych modeli wydajności krytycznej, określenie wpływu poszczególnych parametrów na wartości wydajności krytycznych, wprowadzenie nowych zmodyfikowanych formuł określających wydajności krytyczne oraz przeprowadzenie obliczeń porównawczych dla różnych konfiguracji z wykorzystaniem modelu numerycznego.

4

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.

5

Factors affecting the water coning behavior in vertical and horizontal wells

Salavatov T. Sh., Suleymanov A. A., Ghareeb A., Mamedova Y. V.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

845--849

EN

Production from the well would create pressure gradients that tend to lower the gas-oil contact and elevate the water-oil contact in the immediate vicinity of the well. Counterbalancing these flow gradients is the tendency of the gas to remain above the oil zone because of its lower density and of the water to remain below the oil zone because of its higher density. These counterbalancing forces tend to deform the gas—oil and water—oil contacts into a bell shape forming what is called coning. Delaying the encroachment and production of gas and water are essentially the controlling factors in maximizing the field's ultimate oil recovery. Since coning can have an important influence on operations, recovery, and economics, it is the objective of this paper to develop a computer program for calculating the critical oil rate to avoid coning of unwanted fluids into production wells and to predict the behavior of water coning in vertical and horizontal wells. The effect of various reservoir and fluid parameters (horizontal permeability, vertical permeability, drainage radius, oil column thickness, oil viscosity, porosity, oil rate, etc.) on the coning behavior in vertical and horizontal wells was investigated extensively by varying the base case data.

6

Three-dimensional thermal petroleum filtration study of water coning

Bekbauov B. E., Kaltayev A., Nagy S.

Archives of Mining Sciences

|

2010

|

Vol. 55, no 1

201-215

EN

This paper describes a simulation study of water coning control in an oil production well. In the presence of bottom water, a drop in the reservoir pressure due to oil production causes the water to flow into the reservoir. Therefore, hydrocarbon production is limited by the critical flow rate. A 3D cylindrical nonisothermal two-phase filtration model has been taken into account all terms of the existing mathematical model including barrier-drainage system investigation. A new formula for approximation of Leverett J-function has been proposed which is convenient to use in numerical experiments. Model verification and validation were conducted by using the existing and simulated data of water coning in conventional wells as well as test functions in the isothermal case without barrier - Downhole Water Sink (DWS) system. The output of a comparison between this 3-D model and the reservoir numerical simulator show the developed computer program can be applied to investigate the behavior of water coning, and to predict the breakthrough time at the bottom water reservoir.

PL

W pracy przedstawiono model symulacyjny sterujący powstawaniem stożka wodnego w eksploatowanym odwiercie ropnym w obecności wody podścielającej. Stożek wodny tworzy się na skutek wytworzenia depresji ciśnienia w otworze przekraczającej wartość krytyczną (dla tworzenia stożka). W pracy zbudowany został trójwymiarowy (3D) model nieizotermicznej filtracji z uwzględnieniem bariery blokującej dopływ wody do otworu. Nowa formuła funkcji J-Leveretta została zaproponowana do implementacji w eksperymentach numerycznych. Weryfikacja modelu została wykonana na danych istniejących z klasycznych symulacji stożków wodnych, danych otworowowych, jak również dla danych z izotermicznych systemów DWS (Dowhole Water Sink). Wyniki porównań wskazują, że zbudowany model 3D może być użyty do analizy powstawania stożków i wałów wodnych, a także do oceny czasu przebicia fazy wodnej do otworu eksploatacyjnego.

7

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.

8

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

9

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.

10

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.