research centers


Search results: Found 2

Listing 1 - 2 of 2
Sort by

Article
Water Injection for Oil Recovery in Mishrif Formation for Amarah Oil Field
حقن الماء لاستخلاص النفط في تكوين المشرف لحقل العمارة النفطي

Loading...
Loading...
Abstract

Water injection, as the secondary oil recovery process, is the most important technology for incremental oil recovery from petroleum reservoirs. Kappa work station software (RUBIS) was used for making the numerical model and history matching. In this research, suggest two cases to enhance pressure and make a comparison in the production of oil and the reservoir pressure for two case studies where the water was not injected in the first case study but adding new vertical wells while other case water is injected. The results of this work represent that if the water is not injected, the reservoir model that has been upgraded and it can produce only 2.9% of the original oil in place. This case study also represents a drop in reservoir pressure, which was not enough to support oil production. Thus, the implementation of water injection in the second case study of the average reservoir pressure may support, which led to an increase in oil production by up to 5.5% of the original oil in place. so the case two can be considered the best scenario to develop Mishrif reservoir of Amarah oil field in the next 10 years from (2020-2030) by water injection method through drilling 18 vertical wells in addition to 6 original wells and 8 injection well using inverted nine-spot pattern which has the best recovery factor 5.5% and keep the pressure (3670 Psia) above bubble pressure (2731 Psia) to producing oil only so that, the use of water injection is a useful way to increase oil production.

يعد حقن الماء من أهم التقنيات لتعزيز إنتاج النفط من مكامن النفط. في هذا البحث ، تم تطوير المكمن النفطي باستخدام برنامج KAPPA WORK STATION (RUBIS) لمحاكاة المكمن. تم استخدام هذا النموذج لمقارنة إنتاج النفط وضغط المكمن لحالتين حيث تم في الحالة الاولى حفر 18 بئر عمودية بالاضافة الى الابار الرئيسة الموجود بالمكمن ولم يتم حقن الماء لكن في الحالة الثانية تم حقن الماء فأظهرت نتائج هذا العمل أنه إذا لم يتم حقن الماء ، فإن نموذج المكمن المطوّر يمكن أن ينتج 2.9٪ فقط من النفط الأصلي في المكمن. كذلك أظهرت دراسة الحالة هذه أيضًا انخفاضًا في ضغط المكمن الذي لم يكن كافيًا لدعم إنتاج النفط. في الحالة الثانية ، تم تطبيق حقن الماء فقد تم دعم متوسط ضغط المكمن مما أدى إلى زيادة إنتاج النفط ليصل إلى 5.5 ٪ من النفط الأصلي في المكمن. وبالتالي ، فان الحالة الثانية هي الافضل للمحافضة عالمكمن للانتاج لفترة 10 سنوات من 2020 الى 2030 من خلال حفر 18 بئر عمودية و8 ابار حقن والحفاظ على المكمن بضغط 3670 Psia فوق ضغط التشبع Psia2731 لذلك فإن تطبيق حقن الماء هو تقنية مفيدة لزيادة إنتاج النفط.


Article
Reservoir Characterizations and Reservoir Performance of Mishrif Formation in Amara Oil Field
الخواص المكمنية والأدائية المكمنية لتكوين المشرف / حقل العمارة

Authors: Hussain Ali Baker حسين علي باقر --- Alaa Shihan Awad علاء شيحان عواد
Journal: Journal of Engineering مجلة الهندسة ISSN: 17264073 25203339 Year: 2017 Volume: 23 Issue: 12 Pages: 33-50
Publisher: Baghdad University جامعة بغداد

Loading...
Loading...
Abstract

Mishrif Formation is the main reservoir in Amara Oil Field. It is divided into three units (MA, TZ1, and MB12). Geological model is important to build reservoir model that was built by Petrel -2009. FZI method was used to determine relationship between porosity and permeability for core data and permeability values for the uncored interval for Mishrif formation. A reservoir simulation model was adopted in this study using Eclipse 100. In this model, production history matching executed by production data for (AM1, AM4) wells since 2001 to 2015. Four different prediction cases have been suggested in the future performance of Mishrif reservoir for ten years extending from June 2015 to June 2025. The comparison has been made between these different cases to select the best case for developing the field that gives the highest recovery factor. The case-4 was chosen to be the best case involved adding 20 vertical production wells, 5 horizontal production wells and 5 vertical injection wells in the reservoir with plateau rate of 50MSTB/D in starting of prediction and dropping to reach 13.5 MSTB/D in end of the prediction and the cumulative production from the reservoir equal to 82 MMSTB and recovery factor reaching 9.06% at the end of 2025.

يعتبر مكمن المشرف المكمن الرئيسي في حقل العمارة النفطي حيث يقسم الى ثلاث وحدات (MA, T.Z1, MB11) . الموديل الجيولوجي مهم جداً لبناء الموديل المكمني حيث ينفذ الاول بواسطة برنامج Petrel-2009 . طريقة FZI تستخدم لايجاد العلاقة بين المسامية والنفاذية لبيانات اللباب والقيم النفاذية الناتجة توزع على كافة مناطق المكمن. الموديل المكمني ينفذ بواسطة برنامج ECLIPSE 100 حيث تم في هذا الموديل ربط تاريخي للبيانات الانتاجية للبئرين (AM1, AM4) وبيدأ في العام 2001وينتهي في 2015. تم أقتراح اربع حالات للتنبأ المستقبلي لسلوك المكمن ولمدة عشرة سنوات بين الفترة (2015-2025) . المقارنة بين الحالات الاربعة أظهرت أن الحالة الرابعة هي من أفضل الحالات للسلوك المكمني بالاعتماد على أعلى عامل أستخلاص حيث شملت حفر 20 بئر عمودي أنتاجي, 5 بئر أفقي أنتاجي, 5 بئر عمودي لحقن الماء مع معدل سقف أنتاجي وصل الى 50 الف برميل/يوم عند بداية التنبأ وأنخفض الى 13.5 الف برميل/يوم عند نهاية التنبأ وتراكم أنتاجي وصل الى 82 مليون برميل مع عامل أستخلاص 9.06 % عند نهاية العام 2025.

Listing 1 - 2 of 2
Sort by
Narrow your search

Resource type

article (2)


Language

English (2)


Year
From To Submit

2020 (1)

2017 (1)