Please use this identifier to cite or link to this item: https://cuir.car.chula.ac.th/handle/123456789/50989
Full metadata record
DC FieldValueLanguage
dc.contributor.advisorSuwat Athichanagornen_US
dc.contributor.authorPichita Booncharoenen_US
dc.contributor.otherChulalongkorn University. Faculty of Engineeringen_US
dc.date.accessioned2016-12-02T02:08:04Z-
dc.date.available2016-12-02T02:08:04Z-
dc.date.issued2015en_US
dc.identifier.urihttp://cuir.car.chula.ac.th/handle/123456789/50989-
dc.descriptionThesis (M.Eng.)--Chulalongkorn University, 2015en_US
dc.description.abstractWater dumpflood is a proven technology that can help maintain reservoir pressure and improve oil production. This process helps save capital and operating costs of pump and injection pipeline. However, due to limited control of the amount of water being dumped, oil recovery from water dumpflood may not be very high. Thus, there is a need to design appropriate water dumpers and oil producers in order to displace oil as much as possible in such situation. In this study, a numerical reservoir simulator was used to compare the performance of different well types (vertical versus horizontal dumpers and producers), well lengths (in the case of horizontal penetration in the oil zone), and starting time for dumpflood for different aquifer sizes. The reservoir simulation model is based on reservoir and fluid properties of an onshore oilfield in Thailand. For well type, results from simulation indicate that vertical dumper and horizontal producer can yield oil recovery of 30.78% while oil recovery of vertical dumper and vertical producer is 14.46%. Simulation results also indicate that longer horizontal well length yields higher oil recovery and less water production. For starting time of water dumpflood, it does not have a significant effect on oil production. In summary, water dumpflood has better production performance than natural depletion and worse performance than conventional waterflood.en_US
dc.description.abstractalternativeกระบวนการอัดน้ำแบบถ่ายเทเข้าสู่แหล่งกักเก็บน้ำมันเป็นเทคโนโลยีที่ได้รับการพิสูจน์ที่ช่วยรักษาความดันของแหล่งกักเก็บและเพิ่มปริมาณน้ำมันที่นำขึ้นมา กระบวนการนี้ช่วยประหยัดต้นทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของปั๊มและท่อสำหรับอัดน้ำ แต่เนื่องจากปริมาณน้ำที่อัดที่มีจำนวนจำกัด ทำให้ปริมาณน้ำมันที่นำขึ้นมาโดยกระบวนการอัดน้ำแบบถ่ายเทยังมากไม่เพียงพอ ดังนั้นการออกแบบหลุมอัดน้ำและหลุมผลิตน้ำมันที่เหมาะสมเป็นปัจจัยสำคัญในการเพิ่มประสิทธิภาพในการแทนที่น้ำมัน ในการศึกษาครั้งนี้การจำลองการไหลในแห่งกักเก็บใช้ในการเปรียบเทียบประสิทธิภาพของชนิดหลุมที่แตกต่างกัน (หลุมแนวตั้งและแนวนอนสำหรับหลุมถ่ายเทน้ำและหลุมผลิต), ความยาวของหลุมแนวนอน (ในกรณีการเจาะแนวนอนในแหล่งกักเก็บน้ำมัน) สำหรับแหล่งชั้นน้ำขนาดต่างๆ แบบจำลองแหล่งกักเก็บถูกสร้างจากลักษณะของแหล่งกักเก็บและคุณสมบัติของของไหลอ้างอิงจากแหล่งน้ำมันบนบกในประเทศไทย ในการศึกษาชนิดของหลุม ผลการศึกษาบ่งชี้ว่า หลุมถ่ายเทน้ำแนวตั้งและหลุมผลิตแนวนอนสามารถผลิตน้ำมันขึ้นมาได้ 30.78% ในขณะที่ปริมาณการผลิตน้ำมันจากหลุมถ่ายเทแนวตั้งและหลุมผลิตแนวตั้งสามารถผลิตน้ำมันขึ้นมาได้ 14.67% ผลจากการจำลองพบว่า การเพิ่มของความยาวหลุมแนวนอนช่วยเพิ่มปริมาณน้ำมันที่นำขึ้นมาจากกระบวนการอัดน้ำแบบถ่ายเทและปริมาณน้ำที่นำขึ้นมาน้อยกว่า สำหรับเวลาที่เริ่มการอัดน้ำ เวลาที่เริ่มการอัดน้ำไม่ส่งผลกระทบอย่างมากกับปริมาณน้ำมันที่นำขึ้นมา โดยสรุปแล้วกระบวนการอัดน้ำแบบถ่ายเททำให้ประสิทธิภาพในการผลิตดีกว่าการผลิตแบบธรรมชาติ แต่ประสิทธิภาพในการผลิตแย่กว่ากระบวนการอัดน้ำแทนที่en_US
dc.language.isoenen_US
dc.publisherChulalongkorn Universityen_US
dc.relation.urihttp://doi.org/10.14457/CU.the.2015.190-
dc.rightsChulalongkorn Universityen_US
dc.subjectPetroleum
dc.subjectProductivity
dc.subjectปิโตรเลียม
dc.subjectผลิตภาพ
dc.titleOPTIMAL WELL DESIGN FOR WATER DUMPFLOODen_US
dc.title.alternativeการออกแบบหลุมที่เหมาะสมสำหรับการอัดน้ำแบบถ่ายเทในเเหล่งกักเก็บนํ้ามันen_US
dc.typeThesisen_US
dc.degree.nameMaster of Engineeringen_US
dc.degree.levelMaster's Degreeen_US
dc.degree.disciplinePetroleum Engineeringen_US
dc.degree.grantorChulalongkorn Universityen_US
dc.email.advisor[email protected],[email protected]en_US
dc.identifier.DOI10.14457/CU.the.2015.190-
Appears in Collections:Eng - Theses

Files in This Item:
File Description SizeFormat 
5771215321.pdf3.88 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.