OPTIMIZATION OF WELL PLACEMENT AND PATH IN HYDROCARBON RESERVOIRS. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF OPTIMIZATION OF WELL PLACEMENT AND PATH IN HYDROCARBON RESERVOIRS.pdf Restricted to Repository staff only until 11 July 2024. Download (8MB)

Arabic Abstract

يعد اختيار مواقع الآبار عنصر أساسي في خطة تطوير الحقل. تزداد أهميته مع الأوضاع الأكثر تعقيداً وفي مثل هذه الحالات يتطلب تقنيات متقدمة وقيود مفروضة للحصول على الحل الأمثل. لقد أثبتت خوارزميات الاستمثال والتحسين مثل الخوارزمية الوراثية والخوارزمية التطورية نجاحها في تطبيقات اختيار مواقع الآبار المثلى كما يمكن ملاحظته من العديد من الأوراق البحثية المنشورة. تحسن هذه الخوارزميات دالة الهدف (أو ما تسمى أحياناً دالة التكلفة)، من خلال إيجاد القيمة الصغرى أو القصوى لها، وتمثل عادة بعامل اقتصادي مثل القيمة الحالية الصافية (NPV) التي تعكس ربحية الخطة. من البارزٌ أيضا أن عدة دراسات استخدمت أكثر من دالة هدف، والمعروف بالتحسين متعدد الأهداف، لتحسين التخطيط الأمثل لاختيار مواقع الآبار. هدف هذه الدراسة هو استمثال مواقع الآبار عامة، على سبيل المثال الآبار المحفورة رأسيا، أفقيا، بشكل غير منتظم، وغيرها، باستخدام خوارزميات التحسين المطلقة بتعريف NPV كدالة هدف. تتضمن الدراسة كلا من أنواع الآبار (الإنتاجية والحقنية) وتدمج القيود العملية والاقتصادية، مثل الحد الأدنى للمسافة بين الآبار، والحد الأقصى لتغير زاوية الميلان والسمت للبئر، ووضع الآبار داخل حدود المكمن، وضغط قاع البئر لكلا من الآبار الإنتاجية والحقنية. تم تطوير معادلات غير خطية للتأكد من تحقيق متطلبات الحد الأدنى للمسافة بين الآبار ووضع الآبار داخل حدود المكمن. يتفرد هذا البحث عن طريق تقسيم البئر إلى أجزاء يتم تعريف كل منها بمعلومات تعكس موقع واتجاه الجزء. يتم استعمال ودمج هذه المعلومات في خوارزمية التحسين مما يساعد في تخطيط مواقع ومسارات الآبار. من البارز أيضا في هذا البحث هو استعمال "Local Grid Refinement" لتمثيل نقاط الآبار والتغيرات في بيانات الموقع بدقة أعلى. تم توضيح ثلاثة امثلة مختلفة في هذا البحث، حيث تم إجراء مقارنة مع طريقة أخرى وهي تمثيل الآبار كخط مستقيم، وتمت دراسة تأثير عدد أجزاء البئر المحددة باستمثال حالات مع اختيار عدد مختلف من الأجزاء.

English Abstract

The optimization of well placement is an integral element of the development plan of a field. Its essence thrives with more complex problems and, in such cases, requires further advanced techniques and imposed constraints to obtain the optimal solution. The optimization algorithms, e.g., Genetic Algorithm (GA) and Differential Evolution (DE), have proven their success in well placement applications as can be observed by the numerous research papers available in the literature. These algorithms optimize an objective function (or sometimes called cost function), by finding its minimum or maximum, and it is usually represented by an economical factor, e.g., net present value (NPV), that illustrates the plan’s profitability. The objective of this study is to optimize the placement of wells of any shape, e.g., vertical, horizontal, s-shaped, irregular, etc., using DE optimization algorithm with NPV defined as the objective function. The study involves both well types (producers and injectors) and incorporates operational and economical constraints, such as minimum well spacing, maximum inclination and azimuth angle changes, placement within reservoir boundaries, and operating bottomhole pressure for both injectors and producers. Nonlinear inequality formulations have been developed to ensure the satisfaction of the minimum spacing and placement within reservoir boundaries constraints. The novelty of this research is demonstrated in the integration of each well segment directional information (inclination, azimuth, and length) as decision parameters. These parameters are sufficient to represent the segment’s starting and ending points and can be assembled to create the complete well path. Local Grid Refinement was employed to better represent the changes in the path on a smaller scale (within a grid block). In this study, three different reservoir examples were investigated: a reservoir with channels, a reservoir with distributed permeability field, and Brugge field, in which in each case, a comparison with an existing method of representing the well as a straight line was performed. Overall, the proposed method has shown better if not comparable results to the straight-line path method in most scenarios. Additionally, further analysis emphasized the importance of using an appropriate number of segments that suffices to create freedom in designing the well path while not causing extensive simulation time or convergence problems.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum Petroleum > Reservoir Engineering and Management Petroleum > Reservoir Modelling and Simulation
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Awotunde, Abeeb
Committee Co-Advisor:	Alarifi, Sulaiman
Committee Members:	Awotunde, Abeeb and Alarifi, Sulaiman and Alshehri, Dhafer and Alafnan, Saad and Liao, Qinzhuo
Depositing User:	OMAR ALHARBI (g201692840)
Date Deposited:	16 Jul 2023 11:59
Last Modified:	16 Jul 2023 11:59
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/142454