Probing the roots of Arps hyperbolic relation and assessing variable-drive mechanisms for improved DCA

Sharma, Pushpesh; Salman, Mohamad; Reza, Zulfiquar; Kabir, C.S.

doi:10.1016/j.petrol.2019.106288

Cited by 7 publications

(4 citation statements)

References 15 publications

Supporting

Mentioning

Contrasting

Unclassified

Order By: Relevance

“…Empirical models are simple, but they also are mere curve fits, whose parameters have little physical meaning and cannot be generalized. In hyperbolic DCA, for example, the exponent b is adjusted to fit production data, notwithstanding several studies that have tried to elucidate its physical meaning [18][19][20]. Another limitation of most empirical models is their inability to capture the two regimes of oil and gas production in shales that are transient-linear flow at early times and boundary-dominated flow at later times on production [21].…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Physical Scaling of Oil Production Rates and Ultimate Recovery from All Horizontal Wells in the Bakken Shale

2020

View full text Add to dashboard Cite

A recent study by the Wall Street Journal reveals that the hydrofractured horizontal wells in shales have been producing less than the industrial forecasts with the empirical hyperbolic decline curve analysis (DCA). As an alternative to DCA, we introduce a simple, fast and accurate method of estimating ultimate recovery in oil shales. We adopt a physics-based scaling approach to analyze oil rates and ultimate recovery from 14,888 active horizontal oil wells in the Bakken shale. To predict the Estimated Ultimate Recovery (EUR), we collapse production records from individual horizontal shale oil wells onto two segments of a master curve: (1) We find that cumulative oil production from 4845 wells is still growing linearly with the square root of time; and (2) 6401 wells are already in exponential decline after approximately seven years on production. In addition, 2363 wells have discontinuous production records, because of refracturing or changes in downhole flowing pressure, and are matched with a linear combination of scaling curves superposed in time. The remaining 1279 new wells with less than 12 months on production have too few production records to allow for robust matches. These wells are scaled with the slopes of other comparable wells in the square-root-of-time flow regime. In the end, we predict that total ultimate recovery from all existing horizontal wells in Bakken will be some 4.5 billion barrels of oil. We also find that wells completed in the Middle Bakken formation, in general, produce more oil than those completed in the Upper Three Forks formation. The newly completed longer wells with larger hydrofractures have higher initial production rates, but they decline faster and have EURs similar to the cheaper old wells. There is little correlation among EUR, lateral length, and the number and size of hydrofractures. Therefore, technology may not help much in boosting production of new wells completed in the poor immature areas along the edges of the Williston Basin. Operators and policymakers may use our findings to optimize the possible futures of the Bakken shale and other plays. More importantly, the petroleum industry may adopt our physics-based method as an alternative to the overly optimistic hyperbolic DCA that yields an ‘illusory picture’ of shale oil resources.

show abstract

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Physical Scaling of Oil Production Rates and Ultimate Recovery from All Horizontal Wells in the Bakken Shale

2020

View full text Add to dashboard Cite

show abstract

“…A pesar de ser antigua, esta metodología continúa siendo uno de los métodos de estimación más usados para el cálculo de reservas remanentes en yacimientos convencionales (Can y Kabir, 2014although grid-based models are also often used. This paper examines the performance of some commonly used tools, such as the water-oil ratio (WOR; Sharma et al, 2019). Una de las principales ventajas del método es que no requiere parámetros del yacimiento y resulta eficaz para diferentes tipos de campos convencionales, por lo que se considera la herramienta de predicción del rendimiento de producción más sencilla, rápida y menos intensiva desde el punto de vista computacional (Yehia et al, 2023).…”

Section: Escenarios De Evolución De Las Reservas Y De La Producción F...unclassified

A 20 años del pico del petróleo en México: análisis del sector hidrocarburos e implicaciones para el futuro energético nacional

Ferrari,

Flores Hernández,

Hernández Martínez

2024

revmexcg

View full text Add to dashboard Cite

Hace dos décadas México tocó el cénit de la producción de petróleo y hace 15 años el del gas natural. Desde entonces la producción petrolera ha disminuido a la mitad y la del gas a dos tercios, mientras que las reservas probadas de crudo equivalen al 26 % de las existentes en 2004. A pesar del evidente declive geológico persiste la idea de que el sector de los hidrocarburos es un elemento fundamental para el futuro del país. En este trabajo presentamos una revisión y un análisis crítico de la producción y refinación de hidrocarburos de las últimas décadas y escenarios probabilísticos de la producción futura, para proveer elementos de discusión objetivos sobre la viabilidad de un modelo de país basado en combustibles fósiles. Nuestro análisis indica que desde hace dos décadas México ha entrado en un proceso irreversible de retornos decrecientes, que implica un incremento de los costos energéticos y económicos tanto en exploración y producción como en refinación, así como una creciente dependencia de las importaciones de gas natural. El agotamiento de los campos gigantes de la Sonda de Campeche se ha intentado compensar con un número creciente de campos de mucho menor tamaño y producción, y a mayores profundidades. Aunado a la necesidad de métodos de recuperación mejorada en los campos maduros, todo esto ha bajado constantemente la tasa de retorno energético (TRE), que es actualmente de menos de la mitad de la de 2004. En consecuencia, aunque desde 2019 se ha estabilizado el nivel de producción, la energía neta disponible para la sociedad y la economía va decreciendo, al tiempo que los costos energéticos y económicos van subiendo. En el sector refinación, se observa un déficit creciente entre la producción nacional y la demanda de gasolina y diésel, que se compensa con importación. Si bien en los últimos tres años ha empezado un cambio de tendencia, nuestro análisis indica que aún refinando todo el petróleo que se produce en México la cantidad de gasolina producida no sería suficiente para satisfacer el nivel de consumo actual. Por otro lado, el consumo de gas natural de la propia PEMEX para la producción y refinación ha estado creciendo hasta llegar al 60 % de la producción gasífera nacional. Paradójicamente, el esfuerzo para subir la producción y disminuir la importación de refinados produce un incremento de la importación de gas natural, que ya representa el 70 % de la demanda nacional. El análisis probabilístico indica que no existe la posibilidad de descubrir más campos gigantes y que, en su mayoría, lo que queda por descubrir son campos pequeños o muy pequeños. Los escenarios de declinación que presentamos, basados en el comportamiento histórico de las reservas y la producción, se ajustan mucho mejor al comportamiento real que los publicados en años anteriores por la Secretaría de Energía. Nuestros escenarios indican que para 2030 se tendría una producción de alrededor 1.25 millones de barriles diarios de crudo, sin considerar la explotación de recursos no convencionales. Estos últimos, sin embargo, solo podrían proveer un paliativo temporal al declive de la producción de hidrocarburos a expensas de un alto costo ambiental, energético y económico. Tomando en cuenta el creciente impacto socioambiental y los efectos sobre el clima de la producción y consumo de energía fósil, es necesario pensar en una desescalada de la actividad petrolera, formulando un plan de salida gradual de la dependencia de combustibles fósiles que necesariamente implica una disminución del consumo energético.

show abstract

“…The Arps method was not originally intended to predict gas production [13]. There are several fall curve analysis models used for gas wells, including exponential fall, hyperbolic fall, harmonic fall [14], Duong model, Fetkovich analysis [15].…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Study on Application of Arps Decline Curves for Gas Production Forecasting in Senegal

Dieng,

Poplygin

2023

IJE

View full text Add to dashboard Cite

The purpose of this study is to evaluate the feasibility of using methods for predicting the flow rates of gas wells in fields in Senegal. Accurate forecasting of natural gas production allows you to correctly set the operating mode of wells and design onshore infrastructure. One of the gas fields of Senegal was chosen as the object of study, where deposits were discovered within the exploitation perimeters in the Campanian and Santonian sandstone horizons. Gas formations have high porosity and permeability values, as well as high formation temperatures. Gas well flow rates can be predicted using hydrodynamic models, mathematical models (hyperbolic, etc.) and other methods. This study assessed the possibility of using Arps curves for long-term forecasting of gas flow rate and comparing the forecasting results with actual data. Comparison of Arps curves and actual gas flow rates for wells made it possible to note a discrepancy in the forecast results and actual values of more than 20%. These differences arose for two reasons. Deviations at the initial stage of well operation (6 months), which is associated with the adjustment of the technological operating mode of the well and the establishment of constant parameters of rocks near the wellbore. The second reason is well repairs, which change the properties of rocks near the wellbore. In general, Arps curves of exponential type showed high convergence between predicted and actual values, which makes it possible to use them in predicting the flow rate of gas wells in Senegal.

show abstract

Probing the roots of Arps hyperbolic relation and assessing variable-drive mechanisms for improved DCA

Cited by 7 publications

References 15 publications

Physical Scaling of Oil Production Rates and Ultimate Recovery from All Horizontal Wells in the Bakken Shale

Physical Scaling of Oil Production Rates and Ultimate Recovery from All Horizontal Wells in the Bakken Shale

A 20 años del pico del petróleo en México: análisis del sector hidrocarburos e implicaciones para el futuro energético nacional

Study on Application of Arps Decline Curves for Gas Production Forecasting in Senegal

Contact Info

Product

Resources

About