Your SlideShare is downloading. ×
Oil exploration theory
Upcoming SlideShare
Loading in...5
×

Thanks for flagging this SlideShare!

Oops! An error has occurred.

×

Saving this for later?

Get the SlideShare app to save on your phone or tablet. Read anywhere, anytime - even offline.

Text the download link to your phone

Standard text messaging rates apply

Oil exploration theory

1,982
views

Published on

Published in: Business, Technology

0 Comments
3 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

No Downloads
Views
Total Views
1,982
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
0
Actions
Shares
0
Downloads
222
Comments
0
Likes
3
Embeds 0
No embeds

Report content
Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
No notes for slide

Transcript

  • 1. Section 1  The Oil & Gas Value Chain    Oil & Gas Industry has the following chain of value for its upstream activity (simplified, see Figure 1).   Exploration Production Sales   Figure 1. Simplified Oil & Gas Value Chain   The  process  starts  with  exploration  activity  which  basically  an  activity  to  ‘search’  and  discover  source  of  hydrocarbons  to  be  extracted. Exploration process is a high risk activity with high amount investment. The probability of exploration activity to discover hydrocarbons is app. 20% that is 4 out of 20 wells drilled by a company are productive. The process starts from seismic activity and ended with reservoir modeling to estimate & determine the best production method (see Figure 2). A compact narration on exploration process and reserve estimation can be seen in Section 2 Petroleum System.   Exploration Production Sales The process of discovering  hydrocarbons Reservoir  Geophysics Geology Drilling Engineering Do seismic to  Determine well  Drill well to  Determine  determine if  location to be  prove  total reserves  any anticline  drilled existence of oil  and reservoir  and/or fault  & gas model are found   Figure 2. Exploration Process   Once  the  reservoir  model  is  built,  the  process  continues  in  designing  the  proper  production  facilities  to  extract  hydrocarbons.  Project management and procurement process are critical in this phase. After the facilities are completely built, operations of the facilities are started. Production  control  system  and  monitoring  system  play  important  role  in  this  phase.  Be  noted  that  since  the  process  of  extracting  the hydrocarbons  are  based  on  hydrostatic  pressure,  throughout  the  years  production  rate  will  be  declined  since  pressure  in  reservoir  will  be depleted  (See  Section  4  Typical  Production  Profile).  To  maintain  and  improve  the  declined  production  rate,  developmental  projects  are mandatory  (See  Section  4  Typical  Production  Profile).  See  Figure  3  for  detail  description  of  Production  Activities.  Maintenance  also  plays important  role  in  assuring  the  operability  of  production  facilities.  It  relates  commonly  with  inventory  management  in  term  of  spare  part management.         
  • 2.     Exploration Production Sales The process of extracting  hydrocarbons Developmental  Storage &  Facilities Design Operating Projects Transportation Engineers and  Process the  Projects to  The storing of  constructs the  ‘raw’ increase the  oil/condensate proper  hydrocarbons  always‐ /LPG/LNG and  facilities to  to be able to  declined  the  extract and  meet sales  production  transportation  process  requirement rate of gas to  hydrocarbon buyers Maintenance   Figure 3. Production Process     Sales of hydrocarbons can be in form of agreement. See Figure 4 for description.   Exploration Production Sales • Gas sales need agreement; since  gas can’t be stored (economically),  prior to producing gas, company  needs to have agreement with  buyer • Oil is more flexible, it can be stored  and handled with easier care to the  buyer   Figure 4. Sales of Hydrocarbon 
  • 3. Section 2  Petroleum System   Generally,  Petroleum  System  is  consisted  of  Source  Rock,  Reservoir,  and  Trap/Seal  (see  Figure  5).  Source  Rock  is  kind  of  sedimentary depositional rock (formation) that consisted of organic material to produce hydrocarbon (as a place to produce hydrocarbon). The Reservoir is a  kind  of  place  (formation)  that  stores  and  makes  an  avenue  of  hydrocarbon  (as  a  place  to  store  the  hydrocarbon).  Trap/Seal  is  a  kind  of structure/layer that seals the hydrocarbon.     Figure 5. Petroleum System  Source: oceanexplorer.noaa.gov  Crude  oil  is  found  in  oil  reservoirs  formed  in  the  Earths  layer/  formation  from  the  remains  of  living  things.  Crude  oil  is  properly  known  as petroleum, and is used as fossil fuel. Evidence indicates that millions of years of heat and pressure changed the remains of microscopic plant and animal remains into oil and natural gas. Although the process is generally the same, various environmental factors lead to the creation of a wide  variety  of  reservoirs.  Reservoirs  exist  anywhere  from  the  land  surface  to  30,000 ft  (9,000 m)  below  the  surface  and  are  a  variety  of shapes, sizes and ages.   Estimating reserves After the discovery of a reservoir, engineer will seek to build a better picture of the accumulation. In a simple text book example of a uniform reservoir, the first stage is to conduct a seismic survey to determine the possible size of the trap. Appraisal wells can be used to determine the location of oil‐water contact and  with it, the height of the oil bearing sands. Often coupled with seismic data, it is possible to estimate  the volume of oil bearing reservoir. The  next  step  is  to  use  information  from  appraisal  wells  to  estimate  the  porosity  of  the  rock.  The  porosity,  or  the  percentage  of  the  total volume  that  contains  fluids  rather  than  solid  rock,  is  20‐35%  or  less.  It  can  give  information  on  the  actual  capacity.  Laboratory  testing  can determine the characteristics of the reservoir fluids, particularly the expansion factor of the oil, or how much the oil expands when brought from high pressure, high temperature of the reservoir to "stock tank" at the surface. With such information, it is possible to estimate how many "stock tank" barrels of oil are located in the reservoir. Such oil is called the Original Oil in Place (OOIP). As a result of studying things such as the permeability of the rock (how easily fluids can flow through the rock) and possible drive mechanisms, it is possible to estimate the recovery factor, or what proportion of oil in place can be reasonably expected to be produced. The recovery factor is approximately 30%‐35% in common, giving a value for the recoverable reserves. The difficulty is that reservoirs are not uniform. They have variable porosity and permeability and may be compartmentalized, with fractures and faults breaking them up and complicating fluid flow. For this reason, computer modeling of economically viable reservoirs is often carried out.  Geologist,  geophysicist  and  reservoir  engineer  work  together  to  build  a  model  which  allows  simulation  of  the  flow  of  fluids  in  the reservoir, leading to an improved estimate of reserves.    
  • 4. Section 3  Original Oil in Place    Original Oil in place is the total hydrocarbon content of an oil reservoir and is often abbreviated OOIP, referring to the oil in place before the commencement of production.  Oil in place must not be confused with oil reserves that are the technically and economically recoverable portion of oil volume in the reservoir. Current  recovery  factors  for  oil  fields  around  the  world  typically  range  between  10  and  60  percent;  some  are  over  80  percent.  The  wide variance is due largely to the diversity of fluid and reservoir characteristics for different deposits.  Accurate calculation of the value of OOIP requires knowledge of:  • volume of rock containing oil (Bulk Rock Volume, in the USA this is usually in acre‐feet)  • percentage porosity of the rock in the reservoir  • percentage water content of that porosity  • amount of shrinkage that the oil undergoes when brought to the Earths surface  OOIP is calculated using the formula:  [stb/ standard barrel]    Or    3 [m ] where  • = OOIIP (barrels)  • = Bulk (rock) volume (acre‐feet or cubic metres)  • = Fluid‐filled porosity of the rock (fraction)  • = Water saturation ‐ water‐filled portion of this porosity (fraction)  • = Formation Volume Factor (dimensionless factor for the change in volume between reservoir and standard conditions at  surface)   Formation Volume Factor When oil is produced, the high reservoir temperature and pressure decreases to surface conditions and gas bubbles out of the oil. As the gas bubbles out of the oil, the volume of the oil decreases. Stabilized oil under surface conditions (either 60 F and 14.7 psi or 15 C and 101.325 kPa) is called stock tank oil. Oil reserves are calculated in terms of stock tank oil volumes rather than reservoir oil volumes. The ratio of stock tank volume to oil volume under reservoir conditions is called the formation volume factor (FVF). It usually varies from 1.0 to 1.7. A formation volume factor of 1.4 is characteristic of high‐shrinkage oil and 1.2 of low‐shrinkage oil.   
  • 5. Section 4  Typical Production Profile    Hydrocarbon production rate is always declining over the years. Company needs to have improvement in increasing production with (but not limited to) these ways:  • Enhanced Oil/Gas Recovery  • Installation of Compressor  • Acquiring assets  • Development Drilling (new wells)  • New Venture (look for new reserve)    Production rate Estimated Production (model base) Gap on  Design Production increases as developmental  project is finished; the time when the  project’s done is named Place In Service  (PIS) Production rate on  plant capacity Plant capacity Project lead time  (4 years) // 2010 201 201 1 2 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030   Figure 6. Typical Production Profile     Project lead time is consists of these activities:  • Engineering phase of facilities and flow lines  • Procurement of required material and services  • Fabrication of certain customized parts  • Construction of facilities at site  • Installation and Commissioning of the facilities (go on‐line/PIS)  Which commonly known as EPCI Activity.