Optimal Well Inflow Modelling

Abstract

Horisontale brønner (HWs) er utplassert i hydrokarbonreservoarer for å øke reservoarets kontringsområde og dermed utvinning. Trykktap langs brønnens lengde, og reservoarets heterogenitet skaper en ubalansert brønninnstrømningsprofil. Dette er spesielt problematisk for HWs, og påvirker produktiviteten negativt. For å forbedre HW-produktiviteten brukes inflow control devices (ICDer) til å kontrollere strømmen av reservoarvæsker inn i brønnen.

Flere forskjellige arbeidsflyter brukes til å bestemme antall og innstillinger for ICDene. De fleste bruker reservoarmodellene rundt brønnen til å kjøre simuleringer for å bestemme plassering og type ICD fra de tilgjengelige som fungerer best med horizontal-brønnen for å oppnå ønsket reservoarytelsesresultat. I denne avhandlingen utforskes en arbeidsfilosofi der den optimale trykkfordelingen langs brønnbanen i reservoaret bestemmes med hensyn til netto nåverdi (NPV). HW modelleres deretter med ICDer for å gjenskape den optimale trykkfordelingen som bestemmes langs brønnbanen. Målet med arbeidet er å utvikle en arbeidsprosess der ICDer er utformet for å gjenskape strømningsbrønnen som drenerer reservoaret på den gunstigste måten som maksimerer NPV.

I vår arbeidsflyt er brønnen delt inn i brønnsegmenter modellert som individuelle brønner til al-lav for lokal og uavhengig trykkinnstilling. Bunnhullstrykket (BHP) for hvert brønnsegment er optimalisert for å maksimere NPV som målfunksjon. NNV er en funksjon av kostnaden for mengden olje og vann som produseres, og en fast brønnkostnad. De optimale BHP-verdiene oversettes deretter til ICD-styrkeinnstillingene. I dette arbeidet vil plasseringen av de modellerte ICDene falle sammen med brønnsegmentplasseringen. Optimaliseringen løses ved hjelp av Partikkelsvermoptimaliseringsmetoden (PSO) med i FieldOpt-programvaren.

Resultatene fra arbeidsflyten på to syntetiske modelltilfeller presenteres. Det første tilfellet er et homogent reservoar, der trykktapene langs brønnen reduseres etter hvert som brønnen fordeles i mer brønnsegmenter, dette forsinkede vanngjennombruddet. Det andre tilfellet er et heterogent reservoar, kontroll av væskestrøm inn i brønnen forbedret etter hvert som antall brønnsegmenter økte. Flere brønnsegmenter ga mer lokalisert brønnkontroll med hensyn til permeabilitetsfordeling langs brønnbanen. For dette tilfellet ser vi at NPV topper seg på 6 brønnsegmenter ettersom brønnkostnaden begynner å overstige inntektene.

Ved oversetting av optimal trykkfordeling til ICD-design ble HW-ytelsen med ICDer forbedret i begge tilfeller. Metoden som brukes til å oversette det optimale trykket til ICD innstillinger er en første ordretilnærming, men fungerer godt og forskjellen mellom de endelige produksjonsprofilene til den segmenterte brønnen og brønnen med ICDer er liten.

Horizontal wells (HWs) are deployed in hydrocarbon reservoirs to increase the reservoir contact area and hence recovery. Pressure losses along the length of the well, and Reservoir heterogeneity create an imbalanced well inflow profile. This is particularly problematic for HWs, and negatively impacts their productivity. In order to improve the HW productivity, Inflow control devices (ICDs) are used to control the flow of reservoir fluids into the well.

Several different workflows are used to determine the number and settings of the ICDs. Most use models of the reservoir around the well to run simulations to determine the placement and type of ICD from those available that performs best with the Horizontal well to achieve the desired reservoir performance outcome. In this thesis, a working philosophy is explored in which the optimal pressure distribution along the well path in the reservoir is determined with respect to the Net present value (NPV). The HW is then modeled with ICDs to replicate the optimal pressure distribution determined along the well path. The aim of the work is to develop a work process where ICDs are designed to replicate the well inflow that drains the reservoir in the most favorable way that maximizes the NPV.

In our workflow, the well is divided into well segments modeled as individual wells to allow for local and independent pressure settings. The Bottom hole pressure (BHP) for each well segment is optimized to maximize the NPV as the objective function. The NPV is a function of the cost of the amount of oil and water produced, and a fixed well cost. The optimal BHP values are then translated into the ICD strength settings. In this work, the placement of the modeled ICDs will coincide with the well segment location. The optimization is solved using the Particle swarm optimization (PSO) method within the FieldOpt software.

The results from applying the workflow on two synthetic model cases are presented. The first case is a homogeneous reservoir, in which pressure losses along the well are minimized as the well is partitioned into more well segments, this delayed water breakthrough. The second case is a heterogeneous reservoir, the control of fluid flow into the well improved as the number of well segments increased. More well segments gave more localized well control with respect to permeability distribution along the well path. For this case, the NPV is seen to peak at 6 well segments as the well cost starts to exceed the revenue.

Upon translating the optimal pressure distribution to ICD design, the HW performance with ICDs was improved for both cases. The method used to translate the optimal pressures to ICD settings is a first-order approximation, but performs well as the difference between the final production profiles of the segmented well and the well with ICDs is small.