Efektywność procesu intensyfikacji wydobycia ropy naftowej z zastosowaniem metody nawadniania oryginalną wodą złożową oraz wodami o niskim stopniu zasolenia

• Autorzy: Majkrzak Marcin

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2021.08.05

Warianty tytułu

EN

Efficiency of enhanced oil recovery by original and low salinity waterflooding treatment

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań dotyczących możliwości zwiększenia współczynnika sczerpania zasobów złóż ropy naftowej poprzez wdrożenie procesu nawadniania jako jednej z głównych metod wspomagania wydobycia. Na podstawie interpretacji danych z przeprowadzonych testów przepływowych podjęto próbę dokonania charakterystyki przebiegu procesu wypierania ropy naftowej z wykorzystaniem zarówno oryginalnej wody złożowej, jak też wód o odmiennym (niższym w stosunku do solanki złożowej) stopniu zasolenia. Podjęto również próbę powiązania wyznaczonego typu zwilżalności matrycy skalnej ze wzrostem współczynnika sczerpania w następstwie procesu nawadniania. W celu realizacji pracy w badaniach wykorzystano oryginalne płyny złożowe, które scharakteryzowano pod względem podstawowych parametrów reologicznych. Materiał rdzeniowy stanowiło 16 próbek piaskowców kambryjskich. Wstępny zakres prac dotyczył charakterystyki petrofizycznej rdzeni, która objęła określenie ich podstawowych parametrów, takich jak przepuszczalność absolutna dla gazu, porowatość i objętość porowa. Na podstawie wyznaczonych wartości przepuszczalności dostępne próbki pogrupowano, co dało możliwość przeprowadzenia w kolejnych etapach projektu dwóch odmiennych zestawów badań dla par o maksymalnie zbliżonych parametrach filtracyjnych. Dalsze prace obejmowały wykonanie analiz przepuszczalności względnych oraz wyznaczenie wartości współczynnika mobilności dla układu ropa naftowa–woda złożowa w celu określenia typu zwilżalności matrycy skalnej i potencjalnej efektywności procesu wypierania ropy naftowej. Głównym elementem przeprowadzonych badań była symulacja procesu nawadniania, realizowana w dwóch częściach: pierwszej – z wykorzystaniem oryginalnej wody złożowej (odpowiadającej wtórnym metodom eksploatacji) oraz drugiej – przy użyciu wód o niskim stopniu zasolenia (trzecie metody eksploatacji) w dwóch wariantach poziomu mineralizacji. Na podstawie uzyskanych danych objętości wypartej ropy naftowej w następstwie procesu nawadniania, dla każdego medium wypierającego skonstruowano krzywe zmian współczynnika sczerpania, które zestawiono z wyznaczonym typem zwilżalności matrycy skalnej.

EN

The article presents the results of research on the possibility of increasing the recovery factor of oil fields by implementing the waterflooding treatment as one of the most common enhanced oil recovery method. Based on the interpretation of data from the core flow tests, an attempt was made to characterize the displacement process using original reservoir brine and waters with lower salinity level. Additionally, the relation between the type of wettability of the rock and recovery factor was investigated. Original reservoir fluids that were characterized in terms of their basic rheological parameters were used for research purposes. The rock material consisted of 16 samples of Cambrian sandstones. The initial scope of work concerned the petrophysical characteristics of the cores, including the determination of their basic parameters, such as absolute gas permeability, porosity and pore volume. Based on the determined values of permeability, the available samples were grouped which made it possible to perform test sets for pairs with the most similar filtration parameters in the next stages of the research. Further work included the performance of relative permeability analyses and the determination of the value of the mobility factor for the oil – reservoir water system in order to determine the type of wettability of the rock and the potential efficiency of the oil displacement process. The main element of the research was the simulation of the waterflooding process carried out in two parts – the first with the use of the original reservoir water (corresponding to the secondary recovery methods) and the second with the use of low-salinity waters (the third recovery methods) in two variants of the mineralization level. Based on the obtained data of the displaced oil, for each of the displacement medium recovery factor curve were constructed and compared with the determined type of wettability of the rock.

Słowa kluczowe

PL

złoże ropy naftowej; współczynnik sczerpania; nawadnianie; zasolenie wody

EN

oil field; recovery factor; waterflooding; water salinity

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2021
• Tom: R. 77, nr 8
• Strony: 541--552
• Opis fizyczny: Bibliogr. 18 poz.

Twórcy

autor

Majkrzak Marcin

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Al-Saedi H., Flori R., 2018. Enhanced oil recovery of low salinity water flooding in sandstone and the role of clay. Petroleum Exploration and Development, 45: 927–931. DOI: 10.1016/S1876-3804(18)30096-X.
• Anderson W.G., 1987. Wettability Literature Survey – Part 6: The Effects of Wettability on Waterflooding. Journal of Petroleum Technology, 39(12): 1453–1468. DOI: 10.2118/16471-PA.
• Bartels B., Mahani H., Berg S., Hassanizadeh S., 2019. Literature review of low salinity waterflooding from a length and time scale perspective. Fuel, 236: 338–353. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.09.018.
• Bassir S.M., Moghadasi J., Zargar G., 2016. A Comprehensive Review of Low Salinity Waterflooding in Sandstone/Carbonate Reservoirs: From Theory to Practice. Conference Paper: The Fourth International Conference on Oil, Gas, Refining and Petrochemical With Focus Relationship Between Government, University and Industry. DOI: 10.1016/j.petrol.2015.11.027.
• Craig F.F. Jr., 1993. The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding. Society of Petroleum Engineers Monograph, 3: 1–134.
• Fattahi A., 2014. Low salinity waterflooding in sandstone – a review. International Journal of Petroleum and Geoscience Engineering, 2(4):315–341.
• Green D.W., Willhite G.P., 1988. Enhanced Oil Recovery. SPE Textbook Series, Volume 6. Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas.
• Jadhunandan P., Morrow N.R., 1991. Spontaneous imbibition of water by crude oil/brine/rock systems. SPERE, 2: 40–46.
• Katende A., Sagala F., 2019. A critical review of low salinity water flooding: Mechanism, laboratory and field application. Journal of Molecular Liquids, 278: 627–649. DOI: 10.1016/j.molliq.2019.01.037.
• Lubaś J., Stopa J., Warnecki M., Wojnicki M., 2019. Możliwości zastosowania zaawansowanych metod wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złóż dojrzałych. Nafta-Gaz, 1: 24–28. DOI: 10.18668/NG.2019.01.04.
• Lubaś J., Szott W., Dziadkiewicz M., 2012. Analiza możliwości zwiększenia stopnia sczerpania zasobów złóż ropy naftowej w Polsce. Nafta-Gaz, 8: 481–489.
• Mahmud H.B., Arumugam S., Mahmud W., 2019. Potential of Low-salinity Waterflooding Technology to Improve Oil Recovery. IntechOpen. DOI: 10.5772/intechopen.88082.
• Romero M., Gamage P., Jiang H., Chopping C., Thyne G., 2013. Study of low-salinity waterflooding for single- and two-phase experiments in Barea sandstone cores. Journal of Petroleum Science and Engineering, 110: 149–154. DOI: 10.1016/j.petrol.2013.08.050.
• Shaddel S., Hemmati M., Zamanian E., Moharrami N., 2014. Core flood studies to evaluate efficiency of oil recovery by low salinity water flooding as a secondary recovery process. Journal of Petroleum Science and Technology, 4: 47–56. DOI: 10.22078/jpst.2014.322.
• Sheng J., 2014. Critical review of low-salinity waterflooding. Journal of Petroleum Science and Engineering, 120: 216–224. DOI:10.1016/j.petrol.2014.05.026.
• Snosy M.F., Abu El Ela M., El-Banbi A., Sayyouh H., 2020. Comprehensive investigation of low-salinity waterflooding in sandstone reservoirs. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10: 2019–2034. DOI: 10.1007/s13202-020-00862-z.
• Tiab D., Donaldson E.C., 2015. Petrophysics. Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Elsevier.
• Zhao X., Blunt M.J., Yao J., 2010. Pore-scale modeling: Effects of wettability on waterflood oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 71(3–4): 169–178. DOI: 10.1016/j.petrol.2010.01.011.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2021).