Multi-phase near well reservoir flow

This work will present the development of a new model used for reservoir flow calculation. This new model is designed in order to simulate the non-steady state multi-phase flow in a circular reservoir. The main originality of this development is the use of analytical solution where possible, in order to obtain a model of intermediate complexity, consistent and fast at the same time. The model is mainly composed by three sub-models: Core-type correlations for relative permeability; Buckley-Leverett equation for two-phase saturation distribution in non-steady state conditions (i.e. immiscible displacement); multiphase pressure drop gradient in mono-dimensional radial coordinates. The first two can be solved analytically, whereas the last one must be computed numerically. Firstly, a deep analysis of influence of the two main flow parameters on the reservoir flow is performed. Viscosity and relative permeability curve are envisaged in terms of influence on the global performances of the reservoir. It is concluded that only the application of the full model is able to give a good insight on the reservoir performances because many of the parameters are related to each other, so it’s almost impossible to analyze their impact as single parameters. Secondly, the model is applied in three different set-ups in order to test its performances and to observe the multi-phase flow effects on the reservoir flow. The full model shows some convergence problems when it comes to simulate the flow over the breakthrough conditions. This is due to the rapidly changing conditions in the flow behavior that don’t allow the computation to converge. However, the overall quality of the computation enables a good level of reliability of the results, which can be interpreted. It’s shown that when the water front reaches the near-well area, its effect immediately affect the entire reservoir performances. Either the flow rate decreases or the drawdown pressure increases, as if the whole reservoir is impaired, whereas it’s only the multiphase effect in the near-wellbore area that causes these changes. The reservoir performances, measured by the IPR, are dramatically decreased after the breakthrough. It doesn’t matter if the required drawdown is diminishing after breakthrough; the oil flow rate dramatically drops with a higher magnitude. In case of two layers subjected to the same waterflooding recovery process, the injected flow rate is distributed according to the path with less resistance to flow, which is the layer in after breakthrough conditions. If one layer sees the breakthrough, the injected flow rate is mainly diverted in this one, causing a reduction in the oil displacement for the other layer. This causes a reduction of the potential oil production just because of the inefficient distribution of the injected water.

Questo lavoro presenta lo sviluppo di un nuovo modello utilizzato per la simulazione dei flussi fluidi in giacimento. Questo nuovo modello è progettato per simulare un flusso multifase non stazionario in un giacimento circolare. L'originalità principale di questo lavoro è l'uso di una soluzione analitica ove possibile, al fine di ottenere un modello di complessità intermedia, coerente e veloce allo stesso tempo. Il modello è composto principalmente da tre sotto-modelli: correlazioni di Corey per la permeabilità relativa; equazione di Buckley-Leverett per la distribuzione delle saturazioni per due fasi in condizioni di stato non stazionario; gradiente di pressione in regime multifase in coordinate radiali mono-dimensionali. I primi due possono essere risolti analiticamente, mentre l'ultimo deve essere calcolato in modo numerico. In primo luogo, viene effettuata una’accurata analisi di influenza dei due parametri principali che governano il flusso in giacimento. La viscosità e l’andamento della permeabilità relativa sono analizzati in termini d’influenza sulle prestazioni globali del giacimento. Si è concluso che solo l'applicazione del modello completo è in grado di dare una buona conoscenza sulle prestazioni del giacimento perché molti delle grandezze sono collegate tra di loro, quindi è quasi impossibile studiare il loro impatto come parametri singoli. In secondo luogo, il modello viene applicato in tre diversi set-up al fine di testare le sue prestazioni e per osservare gli effetti dei flussi multi-fase sul flusso in giacimento. Il modello completo mostra alcuni problemi di convergenza quando si tratta di simulare il flusso sulle condizioni di breakthrough. Ciò è dovuto alla rapida evoluzione delle condizioni che influenzano il comportamento del flusso, non permettono la convergenza del calcolo. Tuttavia, la qualità complessiva del calcolo consente un buon livello di affidabilità dei risultati, che possono conseguentemente essere interpretati. E 'dimostrato che quando il fronte acqua raggiunge la zona vicino al pozzo, il suo effetto influenza immediatamente l'intera performance del giacimento. In entrambi i casi, la portata diminuisce o la differenza di pressione aumenta, come se l'intero giacimento fosse danneggiato, mentre è solo l'effetto del flusso multifase ristretto alla zona vicino al pozzo che provoca questi cambiamenti. Le prestazioni del giacimento, misurate dall’indice IPR (Inflow Performance Relation), sono drasticamente diminuite dopo l’arrivo del fronte d’acqua nel pozzo. Non importa se il salto di pressione richiesto è in diminuzione dopo il breakthrough; la portata dell'olio scende drasticamente con un ordine di grandezza superiore. Nel caso di un giacimento composto di due strati sottoposti allo stesso processo di recupero attraverso waterflooding, la portata d’acqua iniettata è distribuita secondo il percorso con minore resistenza al flusso, che è lo strato nelle condizioni di post-breakthrough. Se in uno strato l’acqua ha già raggiunto il pozzo, la portata iniettata viene deviata principalmente in questa parte del giacimento, provocando una riduzione della portata di olio per l'altro strato. Questo provoca una riduzione del potenziale di produzione di petrolio proprio a causa della distribuzione inefficiente dell'acqua iniettata.