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전기공저펌프/가스리프트 혼합시스템이 오일 생산성에 미치는 영향 분석
이혜수(Hyesoo Lee),Joseph Iranzi,왕지훈(Jihoon Wang),손한암(Hanam Son) 한국가스학회 2022 한국가스학회지 Vol.26 No.5
적합한 인공채유법의 선정은 유정의 효율적인 운영과 경제성의 측면에서 중요하다. 일반적으로 인공채유법의 선정은 유정 설계에 포함되는 과정이며, 저류층의 상황이나 유정의 생산 조건에 따라 두 가지 이상의 인공채유법을 적용한 혼합시스템을 활용하여 오일생산량을 증가시킬 수 있다. 대표적인 인공채유법 중 하나인 전기공저펌프(Electric submersible pump, ESP)는 전기 에너지를 이용한 다단계 원심분리형 펌프를 이용하여 유정 하부에서 압력을 공급하는 방식으로 오일생산량을 증대시킨다. 그러나 이 방식은 펌프의 수명과 연관된 결함에 의해 적용 기간에 한계를 가지는 단점이 있다. 이에 전기공저펌프/가스리프트 혼합시스템(ESP/Gas lift hybrid system)을 적용하여 전기공저펌프의 결함 발생 시에는 바로 가스리프트로 전환하여 오일생산이 중단되는 시간을 감소시킬 수 있다. 본 연구에서는 퍼미안 분지에 있는 육상 수평정을 대상으로 전기공저펌프/가스 리프트 혼합시스템을 적용했을 때의 생산 중단시간의 감소에 따른 오일생산량 차이 및 경제성 분석을 수행하였다. 전기공저펌프/가스리프트 혼합시스템은 전기공저펌프의 단독 적용에 비교하여 더욱 효율적인 오일 생산성을 나타냄을 확인하였다. 또한 이 연구에서는 혼합시스템을 적용했을 때 얼마나 경제적 이득이 있는지를 정량적으로 예측함을 나타냈다. Selection of a suitable artificial lift is important in terms of efficient operation and economics for oil production. In general, process of well design includes the selection of artificial lift, but the oil recovery could be enhanced by use of hybrid system combined with two types of artificial lift method according to reservoir condition for oil production. Electric submersible pump (ESP), as a presentative artificial lift method, is a manner for supplying the pressure in the lower part of oil well by using of a multi-stage centrifugal pump with an electric energy. However, there is a disadvantage that has a limit to the application period because of mechanical defection on ESP. Accordingly, it is possible to reduce the shutdown time of production well by applying the ESP/Gas lift hybrid system, which is to switch to a gas lift when an ESP is defective. This study describes the effect of ESP/gas lift hybrid system compared with ESP method for a onshore horizontal well locating in the of Permian basin, USA. As a result of study, ESP/gas lift hybrid system could make more effective productivity than ESP method. Also, we quantitatively predicted how much economic benefit would be obtained when the hybrid system was applied in the production well.
셰일저류층의 다단계 수압파쇄에서 응력그림자 효과를 고려한 균열형태 분석
유정민(Jeong-min Yoo),박혜민(Hyemin Park),왕지훈(Jihoon Wang),성원모(Wonmo Sung) 한국가스학회 2021 한국가스학회지 Vol.25 No.1
투과성이 낮은 셰일층에서의 다단계 수압파쇄 시, 파쇄단계 간의 서로 근접한 균열로 인해 지층 간 응력간섭이 발생하는 ‘응력그림자효과’가 나타날 수 있다. 이로 인해 균열의 전파 방향성이 변화하거나 비정형적인 형태의 균열이 발생하게 된다. 본 연구에서는 응력그림자효과의 영향에 따른 수압파쇄 균열형태와 생산성을 분석하고자 상용 수압파쇄 시뮬레이터 full-3D모델인 ‘GOHFER’를 사용하였다. 균질한 저류층 모델에서 응력 그림자효과 고려 유무에 따른 분석을 수행하였다. 또한 지력학적 물성이 다른 두 셰일층에서 수압파쇄 모델링을 수행하여 영률과 포아송비에 따른 응력그림자효과를 분석하였다. 선행 파쇄단계의 균열로 인한 응력변화는 최대/최소 주응력을 역전시켜 T-방향보다는 생산성이 미비한 L-방향 균열이 주로 형성되었다. 또한 Marcellus 셰일의 경우 연성 특성을 갖는 Eagle Ford 셰일에 비해 높은 취성으로 인해 균열의 폭이 더 두껍게 형성되어 균열 체적이 더욱 크게 산출되었다. Marcellus 셰일지층의 영률이 Eagle Ford 셰일에 비해 크게 낮기때문에 stage 2에서 응력그림자효과의 영향을 적게 받는 것을 확인할 수 있었다. 이처럼 응력그림자효과는 균열 간의 간격 뿐만 아니라 지력학적 물성에 따라서도 크게 달라진다. 그러므로 좀 더 정확한 균열 형태와 현실성 있는 생산성 예측하기 위해 응력그림자효과는 고려되어야 한다. During multi-stage fracturing in a low permeable shale formation, stress interference occurs between the stages which is called the “stress shadow effect(SSE)”. The effect may alter the fracture propagation direction and induce ununiform geometry. In this study, the stress shadow effect on the hydraulic fracture geometry and the well productivity were investigated by the commercial full-3D fracture model, GOHFER. In a homogeneous reservoir model, a multi-stage fracturing process was performed with or without the SSE. In addition, the fracturing was performed on two shale reservoirs with different geomechanical properties(Young’s modulus and Poisson’s ratio) to analyze the stress shadow effect. In the simulation results, the stress change caused by the fracture created in the previous stage switched the maximum/minimum horizontal stress and the lower productivity L-direction fracture was more dominating over the T-direction fracture. Since the Marcellus shale is more brittle than more dominating over the T-direction fracture. Since the Marcellus shale is more brittle than the relatively ductile Eagle Ford shale, the fracture width in the former was developed thicker, resulting in the larger fracture volume. And the Marcellus shale’s Young’s modulus is low, the stress effect is less significant than the Eagle Ford shale in the stage 2. The stress shadow effect strongly depends on not only the spacing between fractures but also the geomechanical properties. Therefore, the stress shadow effect needs to be taken into account for more accurate analysis of the fracture geometry and for more reliable prediction of the well productivity.