Search

Iako su rezerve ugljovodonika na polju Severno Gialo (Libija) ogromne, relativno loše osobine kolektor stena, ograničavaju proizvodne mogućnosti. Cilj ove studije je analiza primene jedne od metoda stimulacije proizvodnje, kako bi se poboljšalo iskorišćenje nafte iz glavnog ležišta (nubijski peščari). Znatno povećanje proizvodnje nakon tretmana hidrauličkog frakturiranja, ukazuje na značaj primene ove metode za optimizaciju procesa. Pored problema vezanih za petrofizičke karakteristike ležišta, polje Severno Gialo prate i problemi vezani, kako za geološki, tako i za temperaturni profil ležišta. Naime, smatra se da je polje Severno Gialo donekle prirodno frakturirano ležište, te je proces stimulacije frakturiranjem fokusiran na poboljšanje veze prirodne frakture u ležištu sa bušotinom, što odlaže primenu gas-lift metode eksploatacije, povećava dnevnu proizvodnju i produžava proizvodni vek bušotine. Tokom procesa frakturiranja je neophodno obezbediti konstantnu vremensku kontrolu veze prirodne frakture i raseda, pošto njihov uzajamni odnos direktno uslovljava dnevnu proizvodnju, kao i sve probleme koji je prate, što sve ima uticaj na konačni stepen iskorišćenja. Sledeći problem za primenu tretmana hidrauličkog frakturiranja predstavlja ležišna temperatura polja Severno Gialo, koja diktira primenu odgovarajućih fluida za frakturiranje i aditiva, kako bi se obezbedila stabilnost gela u uslovima visoke temperature. Ovom studijom su obuhvaćeni i izbor optimalnog fluida za frakturiranje i optimalnog propanta (podupirača), kao ključnih parametara u cilju poboljšanja efikasnosti prozvodnih rezultata. Studija simulacije se sastoji od glavnih koraka u kojima se koriste različite tehnologije. Za modeliranje se koriste programi Production Simulator i Fracture Simulator. Programi Rheology Fluid Softvare Application i Fracture Simulator koriste poznatu reologiju fluida, viskoznost, podatke o rezervoar stenama i mehaničke karakteristike stena, uz odgovarajući plan, program i raspor, The aim of this study is an investigation on North Gialo Field to enhance the oil recovery by stimulating the main reservoir, the Upper Nubian-Nubijski Sandstone, which is affected by pervasive diagenetic modifications of porosity and permeability. The significant increase in the production rate after hydraulic fracturing treatment shows the importance of implementing this method for this formation in Libya for optimizing production. North Gialo reservoir intervals are susceptible to a variety of mechanical and chemical formation damage mechanisms. Due to the limited in situ permeability initially available, drilling, and completion thus fracture stimulation to mitigate a number of formation damage issues, improved productivity, and ultimate economic recovery. North Gialo field thought to be a naturally fractured reservoir to some extent. Hence the coupling between natural fracture and matrix rock is also important; this characterized by the time constant controlling by fracture stimulation to Connect natural fracture, faults, Help control the production of formation sand and fines. The sensitivity of this case that is required a critical treatment with a precaution investigation during the operation such as High Strength Proppant, type of proppant, sieve size, conductivity indication, production estimation, Net Present Value, and the comparison between treated and untreated cases. An investigation of prop mesh size was performed, which showed that HSP- 16/20 had the best results with maximum performance. Furthermore, deeper Nubijski Sandstone formation and the treatment temperature up to 149 °C. Therefore, choosing the delayed borate crosslinked fluid by using Hydroxy Propyl Guar (HPG), gelling agent and special additives designed to enhance the viscosity at a higher temperature. Therefore, the programs used for modeling were Production Simulator and Fracture Simulator. Hence, Rheology Fluid Software Application and Fracture Simulator, these programs use known rheo

Механичке методе експлоатације нафте имају примјену у бушотинама у којима није могућа производња нафте енергијом лежишта, већ се та потребна енергија додаје увођењем ових метода. Да би се остварила оптимална производња важну улогу има избор механичке методе експлоатације нафте. Оптималним избором методе постиже се економична производња. Утицајни параметри на избор методе дјелом су егзактни, а дјелом су описне природе. У релацијама између параметара доминира неизвјесност, вишезначност, субјективност и неодређеност. У дисертацији је као математички и концепцијски модел за оптимизацију коришћена фази логика. Као функција циља је уведена перформанса употребљивости. Исходи, односно „IF-THEN“ правила су формирани на бази искуства са више експлоатационих поља у свијету. Резултати су приказани на два начина, зависно од могућности интерпретације. Први начин приказа резултата дат је кроз дијаграме на којима су површине неправилних геометријских тијела. Поређењем преклапања површине нове бушотине са претходно добијеним површинама појединачних механичких метода добија се проценат примјењивости одређене методе на новој бушотини. Кад постоје мале разлике у излазима, примјењује се други начин тако што се претходно добијеним површинама одређује тежиште и расипање резултата. На крају је дата анализа осјетљивости развијеног модела., Artificial lift methods have applications in oil wells where oil production is not further possible due to natural reservoir energy, so this necessary energy is added by introducing lift methods. In order to achieve optimum production, the selection of an artificial lift method is very important. By selecting an optimal artificial lift method, cost - effective production is achieved. Influential parameters in the selection of a method are measured partly accurately and partly descriptively, in relations between parameters dominated by uncertainty, ambiguity, subjectivity and indeterminacy. This paper uses fuzzy logic as a mathematical and conceptual model for optimization. Usability performance was introduced as the objective function. The outcome or IF-THEN rules, as the central part of the model, is based on empirical data from the selected oil fields. The results are presented in two ways, depending on the interpretability. The first way of showing the results is given through diagrams showing the surfaces of irregular geometric bodies. By comparing the overlap of the surface of the new well with the previously obtained surfaces of the individual artificial lift methods, the percentage of applicability of a particular method to the new well is obtained. When there are minor differences in outputs, another method is applied by calculating the areas of focus and scattering of the previously obtained surfaces. Finally, a sensitivity analysis of the model is presented.