STOCHASTIC OPTIMIZATION OF HYDRAULIC FRACTURE AND HORIZONTAL WELL PARAMETERS IN SHALE GAS RESERVOIRS. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF (Muzammil_MS_Thesis_2015) Muzammil_MS_Thesis_2015.pdf - Accepted Version Download (2MB) | Preview

Arabic Abstract

أصبحت عملية التصديع الهيدولي ذو المراحل المتعددة واحدةً من التقنيات المهمة في نجاح عملية استثمار وتطوير المكامن غير الإعتيادية، معظم هذه المكامن غير الإعتيادية كمكامن ميثان سرير الفحم، مكامن الغاز الصخري، مكامن النفط الصخري، مكامن الغاز الحبيس ومكامن النفط الحبيس تستجيب بصورة عميقة لتقنيات التصديع الهيدولي المتعدد المراحل لنجاحها الاقتصادي ولجودتها ولقدرتها على البقاء. يكمن الهدف الأسمى في عمل إرتباط بأكبر صورة ممكنة بين مكامن الغاز الصخري أو المكامن غير الإعتيادية مع شبكة التصديع الهيدولي لتحقيق إرتباط تصديعي أمثل. يحقق هذا الهدف الأسمى بواسطة حفر الأبار الأفقية بطول مناسب بخلق تصديعات متعددة بواسطة عملية التصديع الهيدولي. يتم استمثال ربط مكامن الغاز الصخري بالأبار الأفقية عن طريق تعريف الطول الأمثل للبئر، الحجم الأمثل لمائع التصديع الهيدولي بالكتلة المثلى لمادة السيراميك، عدد مراحل التصديع التي يتم وضعها في الطول الأفقي للبئر والفاصل البعدي بين هذه التصدعات. يعتمد عملية استمثال حجم مائع التصديع وكتلة السيراميك على الأطوال والتوصيلات المثلى لكل مراحل التصديع. تتطلب عملية التصديع الهيدولي وحفر الأبار الأفقية الطويلة تكلفةً أعلى في تطوير حقول الغاز الصخري مقارنةً مع تطوير الحقول الإعتيادية. يمكن تحسينه الجانب الاقتصادي من تطوير حقول الغاز الصخري بصورةواضحة عن طريق استخدام خوارزميات الاستمثال الشامل لإيجاد أقصى قيمة لصافي القيمة الحالية (NPV). في مكامن الغاز الصخري، لابد أن يتم استمثال كل عناصر عملية التصديع الهيدولي كطول الصدع، كمية السيراميك لتحقيق التوصيلية المرغوبة للصدوع، مسارات الصدوع، عدد مراحل التصديع والفاصل البعدي للتصدعات لتحقيق أقصى ربح وقيمة حالية. في هذا العمل، طبقت عملية الاستمثال العشوائي لتحقيق أعلى ربح من حيث صافي القيمة الحالية باستمثال عناصر عملية التصديع الهيدولي وطول الأبار الأفقية. في عمليات الاستمثال هذه، طبقت خوارزميات الاستمثال الشامل وعملية التطوير التفاضلي لإيجاد أمثل قيم لعناصر التصديع الهيدولي كطول الصدوع، الفواصل البعدية للصدوع، عدد مراحل التصديعات، توصيلات التصدعات وطول الأبار الأفقية. طبقت عملية الاستمثال العشوائي في نمذجة مكمن غاز صخري حقيقي بدمجها مع خوارزمية الاستمثال الشامل. رفعت قيم صافي القيمة الحالية لأعلى قيم لها في ثلاث حالات باستخدام حل استمثال شامل لعناصر التصديع الهيدولي متعدد المراحل والبئر الأفقية باستخدام خوارزمية التطوير التفاضلي. أشارت المقارنة في نتائج عمليات الاستمثال الآلي إلى أن هنالك زيادة واضحة في الربح بواسطة استخدام خوارزمية التطوير التفاضلي. هذا العمل يعطي صورة إيجابية في صناعة النفط والغاز، لأن استخدام هذه الخوارزميات الحاسوبية وهيكلة النظام يؤدي إلى إزدياد الربح من حيث قيم صافي القيمة الحالية لمكامن الغاز الصخري.

English Abstract

Multistage hydraulic fracturing has become one of the most important techniques in the successful exploitation and development of shale or unconventional reservoirs. Most of the unconventional reservoirs like coal bed methane, shale gas, shale oil, tight gas and tight oil reservoirs rely heavily on the multistage hydraulic fracturing technique for commercial success, feasibility and viability. The ultimate goal in unconventional or shale gas reservoir is to contact as much as possible with a hydraulic fracture or a hydraulic fracture network of optimal fracture conductivity. This ultimate goal is accomplished by horizontal well drilling of appropriate length with creation of traverse multi fracture stages by hydraulic fracturing process. Shale gas reservoir contact with the horizontal well bore is optimized by defining the optimal length of horizontal well, optimal fracturing fluid volume with optimal mass of proppant, number of multi frac stages to be placed in horizontal lateral of well and fracture spacings or isolation between fracture stages. Optimal fracturing fluid volume and mass of proppant depend on the optimal fracture lengths and optimal fracture conductivities of each fracturing stage. Multistage fracturing and long length horizontal wells increase the cost of shale gas field development as compared to conventional field development. The economics of shale gas field development can be improved significantly by using global optimization algorithms to find the maximum Net Present value. In shale gas reservoirs the parameters of hydraulic fracturing like fracture half length, amount of proppant with desired fracture conductivity, fracture Patterns, number of fracturing stages and fracture spacing should be optimized in order to maximize the profit or Net Present Value. In this work, stochastic optimization is implemented in order to maximize the profit in terms of Net Present Value by optimizing hydraulic fracturing parameters and horizontal well length. In the optimizations considered here, global optimization algorithm, Differential Evolution is applied and seek to determine the optimal fracture lengths, fracture spacings, number of fracture stages, fracture conductivities and horizontal well length. Stochastic optimization successfully implemented in more realistic LGR based gas shale reservoir simulation model by coupling with global optimization algorithm. Net present value is maximized for three different cases by finding global optimum solution for the multistage hydraulic fractures parameters and horizontal well using Differential Evolution algorithm. The comparison of the automated optimization results with base case indicates that the significant profit increase observed by using coupled Differential Evolution algorithm. This work can be significant valued addition for oil and gas industry, because by using these computational algorithms, workflows and framework, they can maximize Profits in terms of Net Present value from shale gas reservoirs.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Reservoir Modelling and Simulation Petroleum > Well Completion and Stimulation
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Awotunde, Abeeb A.
Committee Members:	Al-Yousef, Hasan and Alshuhail, Abdullah A.
Depositing User:	MUZAMMIL HUSSAIN RAMMAY (g201205680)
Date Deposited:	06 Jan 2016 11:33
Last Modified:	01 Nov 2019 16:31
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/139831