Dissertação

{pt_PT=Optimisation of Well Trajectory and Hydraulic Fracture Design in a Poor Formation Quality Gas-Condensate Reservoir} {} EVALUATED

{pt=O principal objectivo deste projecto era para determinar a trajectória ideal de um poço e o desenho da fractura hidráulica que dão maximos níveis sustentáveis para as taxas de produção e a recuperação de um reservatório de gas-condensação de baixa qualidade no Norte de África. Especificamente, isso significa quantificando a recuperação e o potencial da produção do reservatório com diferentes tipos de poços: vertical ou alto ângulo (horizontal). A metodologia consistiu na construção de modelos numéricos tridimensionais de alta resolução seguidos pela avaliação da recuperação com um simulador de reservatório comercial Este documento descreve primeiro a natureza do reservatório, a caracterização da formação e o análise do reservatório em questão. Em seguida, descreve as entradas para a construção do modelo. A análise do fluido do reservatório e a geometria do modelo, propriedades, valores de permeabilidade e porosidade, foram fornecidos pela PetroCeltic International plc, o operador do campo. Os cenários potenciais para cada desenho de fractura hidráulica e poço foram simulados com os respectivos fatores de recuperação comparados. Um modelo financeiro foi construído para avaliar o valor comercial de cada opção e, portanto, permitir recomendar opções de implementação. O critério de seleção financeira é o Valor Atual Líquido (VAL). Este estudo conclui que o desenho ideal de poço, quando não existe uma zona de alta permeabilidade e existe uma relação ideal kv / kh de 1, é um poço horizontal de 2 km fraturado hidraulicamente: VAL = 142.247.066 USD, recuperação = 2.071.570.000 sm3., en=The main aim of this project is to determine the optimal well trajectory and hydraulic fracture design that give the maximum sustainable production rates and recovery from a low-quality gas-condensate reservoir in North Africa. Specifically, this will mean quantifying recovery and production potential of the reservoir with different well types: vertical or high angle (horizontal). The backbone of the methodology consisted of constructing high resolution 3-dimensional numerical models followed by evaluation of recovery with a commercial reservoir simulator This document first describes the nature of the reservoir, the characterisation of the formation, and analysis of the reservoir fluid in question. Next it outlines the inputs into building the model. The reservoir fluid analysis and the model grid geometry, properties, permeability and porosity values were provided by PetroCeltic International plc, the operator of the field. Potential well and hydraulic fracture scenarios were simulated with their respective recovery factors compared. A financial model was then constructed to evaluate the commercial value of each option and, hence allow recommending options for implementation. The financial selection criterion is Net Present Value (NPV). This study concludes that the optimal well design, for when there is no high permeability zone and an optimal kv/kh ratio of 1, is a hydraulically fractured 2km horizontal well: NPV = 142,247,066 USD, recovery = 2,071,570,000 sm3.}
{pt=Gas-condensado, formação de baixa-qualidade, desenho de fratura hidráulica, trajetória de poço, en=Gas-condensate, Poor-quality formation, Hydraulic fracture design, Well trajectory}

Fevereiro 3, 2017, 14:0

Publicação

Obra sujeita a Direitos de Autor

Orientação

ORIENTADOR

David Edward Tipping

Consultor (Profissional Liberal)

Especialista

ORIENTADOR

Maria João Correia Colunas Pereira

Departamento de Engenharia Civil, Arquitectura e Georrecursos (DECivil)

Professor Associado