| dc.description.abstract | Valget av brønnhullsgeometri og diameter spiller en avgjørende rolle for effektiv utvinning av hydrokarboner fra reservoarer, siden det direkte påvirker strømningsoppførselen og den endelige produksjonsytelsen. Den optimale utformingen av brønnhullets geometri og diameter avhenger av ulike reservoaregenskaper, inkludert permeabilitet, fluidviskositet, heterogenitet og brønnavstand. Disse faktorene samvirker med den valgte brønnkonfigurasjonen for å bestemme strømningskarakteristikkene, trykkfordelingen og den totale hydrokarbonutvinningen. Derfor er nøye vurdering og analyse av reservoaregenskaper avgjørende for å velge riktig brønnhullsgeometri og diameter for å maksimere hydrokarbonutvinningen og sikre den økonomiske levedyktigheten til olje- og gassoperasjoner.
Denne oppgaven undersøker påvirkningen av brønnboringsretning og geometri på hydrokarbonproduksjon og -utvinning, med sikte på å bestemme den optimale brønnkonfigurasjonen for å maksimere oljeutvinningen i en gitt representativ reservoarmodell i Nordsjøen. Studien innebærer en litteraturgjennomgang, utvikling av en integrert reservoarsimuleringsmodell, evaluering av simuleringsresultater og praktiske implikasjoner for olje- og gassindustrien.
Vår studie avslørte at valg av brønnhullsgeometri og diameter påvirker hydrokarbonutvinningseffektiviteten betydelig i vårt studietilfelle. Evalueringen av simuleringsresultatene våre avdekket fascinerende innsikt. Vertica-brønner presterte gjennomgående bedre i utvinning av olje, mens horisontale brønner hadde en lengre platåperiode og lavere hydrokarbonutvinning. Våre funn indikerte også en positiv korrelasjon mellom ID og produksjon. Spesifikt observerte vi at økt diameter på brønnhullet generelt førte til høyere oljeutvinningshastigheter. LedaFlow-programvaren letter sammenligningen av simuleringsresultater og forbedrer forståelsen av væskestrømningsdynamikken til den integrerte modellen. Samlet sett bidrar denne forskningen til forståelsen av brønnborings innflytelse på hydrokarbonutvinning og gir innsikt for brønndesign i olje- og gassindustrien. Funnene har praktiske implikasjoner for ingeniører, og anbefaler grundig karakterisering, simuleringsstudier og kontinuerlig overvåking for å optimalisere hydrokarbonutvinningen. Innsikten oppnådd fra denne forskningen bidrar til den generelle effektiviteten og effektiviteten til olje- og gassoperasjoner. | |
| dc.description.abstract | The selection of wellbore geometry and diameter plays a crucial role in the efficient recovery of hydrocarbons from reservoirs, as it directly influences the flow behavior and ultimate production performance. The optimal design of the wellbore geometry and diameter depends on various reservoir properties, including permeability, fluid viscosity, heterogeneity, and well spacing. These factors interact with the chosen well configuration to determine the flow characteristics, pressure distribution, and overall hydrocarbon recovery. Therefore, careful consideration and analysis of reservoir properties are essential in selecting the appropriate wellbore geometry and diameter to maximize hydrocarbon recovery and ensure the economic viability of oil and gas operations.
This thesis investigates the influence of wellbore direction and geometry on hydrocarbon production and recovery, aiming to determine the optimal well configuration for maximizing oil recovery in a given North Sea representative reservoir model. The study involves a literature review, development of an integrated reservoir simulation model, evaluation of simulation results, and practical implications for the oil and gas industry.
Our study revealed that wellbore geometry and diameter selection significantly influence hydrocarbon recovery efficiency in our case of study. The evaluation of our simulation results uncovered fascinating insights. Vertica wells consistently performed better in recovering oil, while horizontal wells had a longer plateau period and lower hydrocarbon recovery. Our findings also indicated a positive correlation between the ID and production. Specifically, we observed that, in general, increasing the diameter of the wellbore led to higher oil recovery rates. LedaFlow software facilitates the comparison of simulation results and improves the understanding of fluid flow dynamics of the integrated model. Overall, this research contributes to the understanding of wellbore influence on hydrocarbon recovery and provides insights for well design in the oil and gas industry. The findings have practical implications for engineers, recommending thorough characterization, simulation studies, and ongoing monitoring to optimize hydrocarbon recovery. The insights gained from this research contribute to the overall efficiency and effectiveness of oil and gas operations. | |