ویژگی E&P Plus: طراحی های Shale Frac به سمت اقتصاد مناسب خوب پیش می روند

[ad_1]

ارائه شده توسط:

E&P Plus

یادداشت سردبیر: این مقاله در اصل در شماره مارس E&P Plus منتشر شده است.
در نشریه دیجیتالی اینجا مشترک شوید.


انتخاب تجهیزات مناسب بخش مهمی در طراحی شکستگی هیدرولیک است. در سال های اخیر انتخاب های مناسب انتخاب به طور چشمگیری افزایش یافته است زیرا ماسه های منطقه ای در بسیاری از نمایشنامه های غنی از مایع به گزینه اصلی تبدیل شده اند. اما آیا این تجهیزات جدید بهترین گزینه های بلند مدت برای به حداکثر رساندن تولید هستند؟ آیا آنها بهترین اقتصاد چاه را ارائه می دهند؟

همانطور که انقلاب شیل به مخازن نفوذپذیری کمتری کشیده شد ، مفهوم رسانایی شکستگی بدون بعد ، صنعت ما را به استفاده از مواد رسانای پایین تر سوق داده است – به دور از سرامیک ها و مواد پوشیده شده با رزین به ماسه سفید در برخی از نمایش های کوهستان راکی ​​و اخیراً از رنگ سفید شن و ماسه به ماسه منطقه ای در نمایش های پرمیان و عقاب فورد.

انتخاب مناسب از نظر تاریخی بر اساس خرد شدن مقاومت ذرات در برابر فشار تنش و هدایت شکستگی در شرایط مختلف جریان است ، در حالی که ایده آل ترین کمترین هزینه ممکن را دارد. در این مقاله توضیح داده شده است كه چه میزان رسانایی در برابر شکستگی برای یک شکستگی موثر و نفوذپذیری مخزن مناسب است و سپس اقتصاد دستیابی به هدایت هدف “فقط به اندازه کافی خوب” را بررسی می کند.

آزمایش و نتایج آزمایشگاهی

در میان یافته های اصلی ، خدمات Liberty Oilfield Services شواهد روشنی را نمی بیند که نشان می دهد تجهیزات هدایت بالاتر (ماسه سفید در مقایسه با ماسه منطقه ای یا سرامیک در مقایسه با ماسه سفید) منجر به عملکرد و اقتصاد بهتر می شوند (شکل 1). این استثنا ممکن است در سازندهای عمیق تر و استرس بالاتر ایگل فورد باشد که در آن شن و ماسه سفید می تواند اقتصاد کمی بهتر ارائه دهد. لازم به ذکر است که مکان چاه با توجه به معادن محلی شن و ماسه تأثیر زیادی در اقتصاد دارد.

(منبع: SPE-199755 / خدمات میدان نفتی لیبرتی)
شکل 1. یک نمودار فرکانس تجمعی برای عقاب فورد (بالا) و پرمین (پایین) شن و ماسه منطقه ای در مقابل سفید را در تولید روغن 365 روز (چپ) و 730 روز (راست) در هر پایه جانبی نشان می دهد. (منبع: SPE-199755 / خدمات میدان نفتی لیبرتی)

تست هدایت آزمایشگاهی نشان می دهد که شن و ماسه سفید 100 مش و 40/70 مش به ترتیب 1.8 برابر و 2.4 برابر هدایت دارد ، در مقایسه با شن و ماسه منطقه ای همان اندازه (شکل 2). این به وضوح نشان می دهد که ، با استفاده از همان شرایط آزمون آزمایشگاهی ، شن و ماسه سفید رسانایی بالاتری نسبت به ماسه منطقه ای فراهم می کند. اندازه مش مناسب از اهمیت بیشتری برخوردار است. داده های آزمایشگاهی نشان می دهد که ماسه های سفید 20/40 دارای بیشترین رسانایی متوسط ​​هستند (شکل 2) حدود هشت برابر بیشتر از ماسه منطقه ای 100 مش است. این نتایج آزمایشگاهی ممکن است اپراتورها را وسوسه کند تا از بالاترین رسانای هدایت استفاده کنند ، اما سوال مهمتر این است که آیا واقعاً نسبت به ظرفیت جریان بسیار پایین مخازن غیرمتعارف به این رسانایی بالاتر نیاز است؟

(منبع: SPE-199755 / خدمات میدان نفتی لیبرتی)
شکل 2. یک نمودار فرکانس تجمعی از نتایج آزمون PS-50 ، نمونه های ماسه ای منطقه ای را با ماسه های سفید در اندازه های مختلف مش مقایسه می کند. (منبع: SPE-199755 / خدمات میدان نفتی لیبرتی)

رسانایی

در حالی که اندازه گیری ها و مقایسه های هدایت آزمایشگاهی اطلاعات مهم و اساسی را ارائه می دهند ، آنها نمی توانند به طور کامل به س aboutال مربوط به رسانایی مورد نیاز برای ارائه اقتصاد مناسب “به اندازه کافی خوب” پاسخ دهند. این سوال را می توان با ابزارهای مدل سازی تولید مانند مدل سازی مخزن عددی ، که برای تعیین حداقل رسانایی شکستگی مورد نیاز (“هدایت شکستگی به اندازه کافی خوب”) برای به حداکثر رساندن تولید روغن کوتاه مدت (یک تا سه سال) برای یک مورد استفاده شد ، پاسخ داد. شکستگی به طول نیمه ، شکستگی و نفوذپذیری مخزن.

در این مطالعه مدل مخزن عددی عمداً ساده متمرکز شد تا بر اثرات مرتبه اول رسانایی شکستگی با فرض یک لایه مخزن منفرد ، چاه منفرد 10000 فوت در مرکز یک منطقه زهکشی 2000 فوت در 11000 فوت که در یک جریان جریان دارد ، تمرکز شود. فشار پایین سوراخ (BHP) 1000 psi.

مراحل زیر در مدل سازی انجام شده است:

  1. با فرض یک مورد پایه 300 فوت شکستگی نیمی از طول و فاصله شکستگی 18 فوت (فاصله خوشه 25 فوت با زاویه frac 45 درجه نسبت به چاه) ، چندین حالت نفوذ پذیری مخزن از 0.00005 میلی متر تا 0.1 میلی متر برای مدل سازی شد یک سال و سه سال تولید.
  2. برای هر سناریوی نفوذ پذیری مخزن ، رسانایی های مختلف شکست برای تعیین حداقل رسانایی شکست مورد نیاز برای داشتن اختلاف کمتر از 1٪ در تولید روغن تجمعی از حداکثر قابل دستیابی در بازه زمانی مشخص ، مورد بررسی قرار گرفت. توجه به این نکته مهم است که این معیارها بهینه سازی هدایت اقتصادی را نشان نمی دهند.
  3. برای نشان دادن اثر فاصله شکستگی مراحل 1 و 2 را برای یک شکستگی 36 فوت (فاصله خوشه 50 فوت با زاویه فراک 45 درجه نسبت به چاه چاه) تکرار کنید.

نتایج حاصل در نمودارهای شکل 3 مقایسه دو خوشه متفاوت (فاصله های فراک) در برابر نفوذ پذیری مخزن و زمان تولید (یک سال در مقابل سه سال) را ارائه می دهد. این نشان می دهد که تکمیل های افقی با شدت بالا در مخازن غیر متعارف با خوشه و فاصله فراک بسیار کم به هدایت شکست بسیار کمتری (به طور کلی زیر 10 میلی متر فوت) نسبت به خوشه های کاملاً فاصله دار قبلی یا تکمیل چاه های عمودی نیاز دارند. همچنین ، حرکت به منظور کاهش تداخل چاه ناشی از شکست با طول های کوتاه تر ، علاوه بر این ، الزامات هدایت شکستگی را برای بیشتر سناریوهای نفوذپذیری غیر متعارف کاهش می دهد.

(منبع: SPE-199755 / خدمات میدان نفتی لیبرتی)
شکل 3. این مقایسه حداقل هدایت شکست و FcD را برای به حداکثر رساندن تولید یک ساله روغن و تولید سه ساله روغن در فاصله شکست 18 فوت (چپ) و فاصله شکستگی 18 فوت و 36 فوت (راست) در یک نشان می دهد سال تولید روغن. شکستگی نیمی از طول 300 فوت است (منبع: SPE-199755 / Lifieldy Oilfield Services)

به طور خلاصه نتایج فوق را به روشی کیفی ، خدمات Liberty Oilfield Services می بیند که حداقل رسانایی شکست مورد نیاز برای دامنه نفوذپذیری هایی که در بازی های غیر متعارف مشاهده می شود ، با افزایش فاصله شکستگی و شکستگی های کوتاه تر ، کاهش می یابد (روند فعلی در تکمیل های با شدت بالا نیز به عنوان جبران کننده کاهش ضربات ضربه).

نتایج همچنین نشان می دهد که حداقل رسانایی شکستگی مورد نیاز بر اساس مفهوم داشتن رسانایی شکستگی بدون بعد کافی احتمالاً بیش از حد محافظه کارانه است و یک مرز فوقانی را نشان می دهد. دلیل این امر آنست که تعریف سنتی از رسانایی شکستگی بدون بعد ، قابلیت تحویل ثابت مخزن را در طی دوره جریان زمانی اولیه فرض می کند ، که بسیار زیاد است. با گذشت زمان ، همزمان با ایجاد تداخل در شکست و جریان شروع به دور شدن از جریان خطی می کند ، قابلیت تحویل مخزن کاهش می یابد ، و بنابراین هدایت شکست مورد نیاز نیز کاهش می یابد (نمودار سمت چپ در شکل 3). اگرچه مفهوم سنتی FcD می تواند برای تخمین رسانایی اولیه خشن استفاده شود ، این یک “هدف بهینه در حال حرکت” در چاه های افقی غیرمتعارف است زیرا تابعی نیز از زمان تولید ، فاصله خوشه و فاصله چاه است.

این بدان معناست که مدل سازی دقیق تر مخزن و شکستگی همراه با تجزیه و تحلیل ارزش خالص ارزش فعلی با استفاده از هزینه های اتمام واقعی باید برای هر مورد خاص انجام شود تا هدایت شکست مورد نیاز بهینه شود.

حوضه میدلند طیف گسترده ای از شرایط مخزن را با برآورد استفاده از شن و ماسه منطقه ای بیش از 80٪ از کل شن و ماسه حوضه پوشش می دهد. سناریوی مدل سازی اسپرابری پایین (شکل 4) از یک جانبی با طول میانی با طراحی تکمیل مدرن تولید می شود. کنترل جریان برای مدت شبیه سازی از BHP ثابت استفاده می کند. حجم روغن تجمعی سه ساله برای موارد شن و ماسه 100 مش منطقه ای و سفید در 3٪ است.

(منبع: SPE-199755 / خدمات میدان نفتی لیبرتی)
شکل 4: این نمودار حجم تولید روغن تجمعی Spraberry Lower را بر اساس نوع proppant (چپ) و مقادیر فعلی خالص مربوط به نوع proppant (راست) را نشان می دهد. (منبع: SPE-199755 / خدمات میدان نفتی لیبرتی)

اگرچه چاه شن و ماسه سفید کمی بیشتر روغن تولید می کند ، با توجه به تفاوت در هزینه مناسب ، اقتصاد چاه شن و ماسه منطقه ای برتر است. در زمان این تجزیه و تحلیل ، شن و ماسه سفید 3.5 برابر هزینه شن و ماسه منطقه ای بود.

این مقاله نشان دهنده مزیت استفاده از ترکیبی از ابزارهای آماری Big Data ، نتایج آزمون آزمایشگاهی ، تشخیص شکستگی و مدل سازی دقیق فیزیکی برای ارزیابی عملکرد جامع چاه با توجه به انتخاب مناسب و بهینه سازی تکمیل است ، که برای موفقیت روغن غیرمتعارف آینده بسیار مهم است. و توسعه گاز.

این داستان در اصل در تاریخ 19 مارس منتشر شد.

Leave a reply

You may use these HTML tags and attributes: <a href="" title=""> <abbr title=""> <acronym title=""> <b> <blockquote cite=""> <cite> <code> <del datetime=""> <em> <i> <q cite=""> <s> <strike> <strong>