ปริญญา นรพักตร์ - Energy Policy and Planning Office

ปริญญา นรพักตร: การเพิ่มศักยภาพการผลิตกาซในหินคารบอเนตโดยการกระตุนหลุมเจาะ
(INCREASING POTENTIAL OF PRODUCTION IN TIGHT GAS CARBONATE
ROCK BY WELL STIMULATION) อาจารยที่ปรึกษา: ผศ. เกรียงไกร ไตรสาร, 262หนา.
ISBN 974-533-226-7
พลังงานจากปโตเลียม ถือไดวาเปนปจจัยที่สําคัญที่สุดปจจัยหนึ่งในการพัฒนาเศรษฐกิจของ
ประเทศ การสํารวจและการพัฒนาแหลงปโตรเลียมในประเทศไทยประสบความสําเร็จพอควร ลดการ
พึ่งพาปโตรเลียมจากตางประเทศ แตการสํารวจและพัฒนาแหลงปโตรเลียมในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
ของประเทศไทยยังไมประสบความสําเร็จเทาที่ควร มีการคนพบและผลิตปโตรเลียมที่อําเภอน้ําพอง
จังหวัดขอนแกนเพียงแหงเดียว และพบอีกแหลงที่อําเภอภูฮอม จังหวัดอุดรธานี แตยังไมมีการผลิต ซึ่ง
ถือวานอยมากเมื่อเปรียบเทียบกับแองปโตรเลียมที่กระจัดกระจายอยูทั่วภาคตะวันออกเฉียงเหนือของ
ประเทศ ซึ่งสวนใหญอยูในแหลงหินปูนยุคเพอรเมียน ความพรุน (Porosity) และความไหลผานได
(Permeability) มีคานอย ทําใหผลิตลําบาก มีอัตราการผลิตนอย ดังนั้นจุดประสงคในการศึกษานี้เพื่อ
ทราบคาความพรุน ความไหลผานได ของหินปูนยุคเพอรเมียนในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ หาขอมูล
พื้นฐาน ศักยภาพ ปริมาณสํารอง และประสิทธิภาพการผลิตปโตรเลียมในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
ศึกษาผลการเพิ่มอัตราการผลิตและประสิทธิภาพการผลิตปโตรเลียมจากการกระตุนหลุมเจาะ (Well
stimulation) โดยโปรแกรมที่พัฒนาขึ้นเอง เปรียบเทียบกับ แบบจําลองคอมพิวเตอรที่ใชซอฟตแวร
สําเร็จรูป ซึ่งมีขั้นตอนดังนี้ 1) รวบรวมขอมูลเกี่ยวกับลักษณะของหินคารบอเนตยุคเพอรเมียน การ
สํารวจ การกระตุนหลุมเจาะ และการผลิตปโตรเลียมในภาคตะวันออกเฉียงเหนือจากที่เคยมีผูศึกษามา
กอน 2) วิเคราะหขอมูลหลุมเจาะเพื่อนํามาประกอบใน การศึกษา 3) เก็บตัวอยางหินที่เปนหินโผล
I

(Outcrop) อยางนอย 10 ตัวอยาง และศึกษาคุณสมบัติทางฟสิกสจากหินตัวอยาง เพื่อหาความพรุนและ
ความไหลผานได ในหองปฏิบัติการ 4) เขียนและพัฒนาโปรแกรมคอมพิวเตอรเพื่อคํานวณ ปริมาณกรด
ที่ใช ระยะแตกของหิน ในการทําการกระตุนหลุมเจาะ อัตราการผลิตและศักยภาพการผลิตปโตรเลียม
5) สรางแบบจําลองคอมพิวเตอรแหลงผลิตปโตรเลียม (Reservoir simulation) กับโปรแกรม Work Bench
เพื่อหาอัตราและประสิทธิการผลิต การศึกษาในครั้งนี้ สามารถรูถึงผลการกระตุนหลุมเจาะ ในแหลงกาซ
หินปูนเนื้อแนน เพื่อเพิ่มศักยภาพและอัตราการผลิตปโตรเลียมในภาคตะวันออกเฉียงเหนือของประเทศ
ไทย ขอมูลที่ไดจะมีประโยชนในการวางแผนการจัดหาแหลงพลังงาน ผลการศึกษาความพรุนของหิน
คารบอเนตประมาณ 4% คาความไหลผานไดกอนทําการกระตุนหลุมเจาะประมาณ 0.2 มิลลิดารซี ใช
แบบจําลองปริมาณกาซ 3 แสนลานลูกบาศกฟุต หลุมผลิต 6 หลุม หลังจากทําการกระตุนหลุมเจาะโดย
ใชกรด 4,440 บาเรลตอหลุม ทําใหเกิดแนวแตกเปนแนวดิ่งไกลออกจากหลุม รัศมี 540 ฟุต จะทําใหคา
ความไหลผานไดเฉลี่ยในโซนของแนวแตกเปลี่ยนไปเปน 18.97 มิลลิดารซี ทําใหอัตราการผลิตเริ่มตน
เพิ่มขึ้นจาก 24 เปน 73 ลานลูกบาศกฟุตตอวัน ผลการวิเคราะหเศษฐศาสตรปโตรเลียม ถาไมไดทําการ
กระตุนหลุมเจาะ จะไมสามารถคืนทุนไดจากการเจาะหลุมผลิตเพิ่ม แตถาทําการกระตุนหลุมเจาะ จะ
สามารถคืนทุนได โดยอัตราการคืนทุนรอยละ 18.17 สามารถคืนทุนไดในปที่ 3 ของการผลิตและผลจาก
โปรแกรมที่พัฒนาขึ้นเองไดผลใกลเคียง
สาขาวิชาเทคโนโลยีธรณี ลายมือชื่อนักศึกษา……………………………….
ปการศึกษา 2545 ลายมือชื่ออาจารยที่ปรึกษา……………………….
II

PARINYA NONRAPUG: INCREASING POTENTIAL OF PRODUCTION IN
TIGHT GAS CARBONATE ROCK BY WELL STIMULATION
THESIS ADVISOR: ASST.PROF. KRIANGKRAI TRISARN, M.S. 262 PP.
ISBN 974-533-226-7
CARBONATE ROCK/POROSITY/PERMEABILITY/WELL STIMULATION/
SIMULATION
The petroleum energy is the most important factor for Thailand economic
development. Petroleum exploration and development in the country are moderately
successful. Now we can reduce the petroleum import from abroad and can establish
the stable energy supply for the economic and social development of our country. The
exploration and development of the petroleum reservoirs in northeast Thailand are still
not successful. Only two-gas fields are discovered. One is producing petroleum in
Nam Phong district, Khon Kean province (Assavarittiprom, 1995) and the other in
Phu Horm distric, Udonthani province is not producing. There are few petroleum
reservoirs discovered, despite the number of potential structures in overall area of the
Northeast. Most of reservoirs in the northeast are in the Permian carbonate rock
(Pradidtan, 1995). The porosity and permeability of the Permian carbonate rock are
very small, so production rate is low and very difficult to predict the actual
performance and efficiency. The purpose of this study is to analyze carbonate rock to
find porosity, reserve, production rate, and well stimulation performance. Well
stimulation will be applied to the tight gas rock to increase the production rate and
efficiency. The methodologies for this study are as follows: 1) Compiling the porosity
III

and permeability data obtained from the concessionaire results, the technical and
research papers, 2) Analyzing the well data for using in this study, 3) Collecting 10
carbonate rock samples and measuring their porosity and permeability values in
laboratory, 4) Writing and developing computer program to calculate fracturing and
acid fracturing performance, production rate and petroleum production efficiency
(Tank model) and 5) Creating simulation model (Reservoir simulation). Therefore
the expected results from this study are to improve the knowledge of well stimulation
for the reservoir potential and the increase of production rate. Reservoir simulation
model includes the ability to use the software approximation of the petroleum
production efficiency in the northeast Thailand. Moreover, it can also be used as the
reference data for studying petroleum potential and petroleum production efficiency in
northeastern Thailand. The average porosity value of limestone specimen is 4%.
The average permeability is 0.2 md. The reservoir model has gas in place of 300
BCF. There are six production wells. The well stimulation shows fracturing radius of
540 feet for 4,440 bbl of acid per well. Average permeability value at fracturing zone
will change to 18.97 md with the production rate are increasing from 24 MMSCF/D to
73 MMSCF/D. Result of economic analysis after well stimulation is 18.17% internal
rate of return.. Pay back period will be at the third year of the production. Tank model
also shows the comparable results.
สาขาวิชาเทคโนโลยีธรณี
ลายมือชื่อนักศึกษา………………………………..
ปการศึกษา 2545 ลายมือชื่ออาจารยที่ปรึกษา………………………..
IV

ACKNOWLEDGEMENTS
The author wishes to acknowledge the support of the Energy Policy and
Planning Office Ministry of Energy.
Special acknowledgements are due to Mr. Somchai Phumim and his staff for
their assistance and valuable suggestions.
The author is particularly indebted to his thesis advisor, Asst.Prof. Kriangkrai
Trisarn who assisted in the selection of his thesis topics, effectively and patiently
steered his to the right path and Miss Siree Nasakul who directed, taught and made
many helpful suggestion in Black Oil Simulation of Petroleum WorkBench program.
The author would like to express appreciation to his thesis committee members,
Dr. Chongpan Chonglakmani, Asst. Prof. Kriangkrai Trisarn and Dr. Jirawat
Chewaroungroaj.
Mr. Parinya Nonrapug
V

LIST OF SYMBOLS AND ABBREVIATIONS
A = Annual cash flow
A c = Cross section area perpendicular to fluid flow
A f = Fracture area
A fc = Area of filter
A or A x = Cross sectional area of plug
Atm / sec = Atmosphere per second
B = Barrel
BCF = Billion cubic feet
BHP = Bottom hole pressure
BP = Barometric pressure in the atmosphere unit
BPD = Barrel per day
BTU = British thermal unit
BV = Bulk volume
B g = Gas formation volume factor
B o = Oil formation volume factor
B w = Water formation volume factor
B 1 , B 2 = Collections of terms that include saturation, PVT terms and
production terms
VI

B
n
1 = Collections of terms that include saturation, PVT terms and
production terms at level n
B
n 1
2
+ = Collections of terms that include saturation, PVT terms and
CAPEX = Capital cost
cp = Centipoise
production terms at level n+1
C = Isothermal compressibility factor, negative annual cash flow
value
C = Fracture fluid coefficient
° C = Degree in Celsius unit
D = Diameter
D = Day
ESCAL = Escalation
f = Fanning friction factor
Fac . = Facility
G = Cumulative gas in place
G f = Fracture gradient
G P = Cumulative gas production
GD = Grain density
Gth = Gross thickness
GOR = Gas oil ratio
GV = Grain volume
h = Height
VII

Hh = Hydraulic horsepower
HTOP = High of top structure
I = Assumed value
i = Discount rate
Inc .Tax = Income tax
IRR = Internal rate of return
K gas = Overburden permeability
K f = Permeability in fracture
K fz = Permeability in fracture zone
k g = Gas permeability
k o = Oil permeability
k w = Water permeability
km = Overburden permeability
L = Length
M = Month
MM = Million
MMSCF / D = Million standard cubic feet per day
MSL = Mean sea level
3
m = Cubic meter
mm = Millimeter
3
mm = Cubic millimeter
NPV = Net present value
VIII

N Re = Reynolds number
NTh = Net thickness
n = Amount of year
OPEC = Operating cost
P = Pressure
P 2 = Down stream pressure
n
P = Pressure at this time step
n
1
P + = Pressure at the next time step
P b = Billet equilibrated pressure
P cg = Gas capillary pressure
P cw = Water capillary pressure
P f
= Chamber equilibrated pressure
P g = Gas pressure
P o = Oil pressure
P ob = Reference billet equilibrated pressure
P of = Reference chamber pressure
P os = Reference chamber with helium pressure
P s
= Chamber with helium equilibrated pressure
P sc = Pressure at standard condition
P w = Water pressure
P 1
= Upstream pressure
IX

Phi = Porosity
P s = Surface of injection pressure
PIR = Profit to investment ratio
PV = Pore volume
ΔP f = The friction pressure drop Surface of injection pressure
ΔP s = Hydraulic pressure
Q = Flow rate
q g = Gas rate
r = Radius
RHS i = Result of the multiplication equation on the left hand side
R f = Fracture radiant
SCF = Standard cubic foot
sq .km = Square-kilometer
S g = Gas saturation
S o = Oil saturation
S w = Water saturation
t = Time
t s = Spending time
T = Temperature
T sc = Temperature at standard condition
US $ = United State dollar
Re v = Revenue
X

RV = Reference volume
R so = Oil saturation resistivity
R sw = Water saturation resistivity
W = Width of fracture
V = Velocity
V bil = Volume of billet removed
2
V bil = Volume of billets
V I = Volume injection
V sp = Spurt loss
Z = Gas compressibility factor
Δ x = Distance in x-direction
Δ y = Distance in y-direction
Δ z = Distance in z-direction
% = Percent
π = Constant value equal to 3.1416
Φ ,Φ , Φ = Flux or phase potential of gas, oil and water
g
o
w
φ = Porosity
φ g = Gas porosity
φ o = Oil porosity
φ w = Water porosity
γ g = Specific Gravity of Gas
∈ = Relative pipe roughness
XI

ρ g = Gas density
ρ o = Oil density
ρ w = Water density
λ g = Gas mobility
λ o = Oil mobility
λ w = Water mobility
μair
or μ N2 = Gas viscosity which varies with temperature
μ g = Gas viscosity
μ o = Oil viscosity
μ w = Water viscosity
υ = Velocity
XII