Analysis of the enhanced oil recovery process through a bilateral well using WAG-CO2 based on reservoir simulation. Part I – synthetic reservoir model

• Autorzy: Szott W. , Miłek K.

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2018.04.02

Warianty tytułu

PL

liza procesu wspomaganego wydobycia ropy odwiertem bilateralnym z wykorzystaniem WAG-CO2w oparciu o symulacje złożowe. Część I – model złoża syntetycznego

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The paper presents analysis of the selected EOR methods based on the results of reservoir simulations with particular attention paid to WAG method and its SWAG variation consisting in simultaneous and selective injecting of water and CO2 (water through the upper section, CO2 through the lower section of the injector). Reservoir simulations have been performed on two models of synthetic reservoir: one with standard permeability equal to the average permeability of the largest Polish reservoir and the second one with reduced permeability. Forecasts of oil production with the use of the primary method, waterflooding method as well as WAG and SWAG methods have been performed for each of these models. For each of these methods, the cases of oil production by a vertical, standard horizontal and by bilateral well with two sections situated one above the other were considered. In order to perform the above described forecasts, a number of general assumptions were made concerning the amount of injected and produced liquids as well as limitations associated with it. The paper presents a detailed analysis of the reservoir exploitation for each of the cases. Results for total amounts are presented in the table, and the qualitative assessment is presented based on simulation results including distribution of oil saturation in the reservoir at the end of exploitation process.

PL

W pracy w oparciu o wyniki symulacji złożowych przedstawiono wybrane metody EOR ze szczególnym uwzględnieniem metody WAG i jej odmiany SWAG polegającej na równoczesnym i selektywnym tłoczeniu wody i CO2 (wody górną sekcją odwiertu zatłaczającego, CO2 dolną jego sekcją). Symulacje złożowe przeprowadzono na dwóch modelach syntetycznego złoża: jednego o standardowej przepuszczalności, tj. równej średniej przepuszczalności dla jednego z największych polskich złóż i drugiego o przepuszczalności zredukowanej. Dla każdego z tych modeli przeprowadzono prognozy wydobycia ropy przy użyciu metody pierwszej, metody nawadniania oraz metod WAG i SWAG. Dla każdej z powyższych metod rozpatrzono przypadki wydobycia ropy przez odwiert pionowy, standardowy horyzontalny oraz bilateralny o dwóch sekcjach znajdujących się jedna nad drugą. W celu przeprowadzenia powyżej opisanych prognoz przyjęto szereg założeń ogólnych dotyczących ilości zatłaczanych i wydobywanych płynów oraz ograniczeń z tym związanych. W pracy przedstawiono szczegółową analizę eksploatacji złoża dla każdego wariantu. Wyniki dla sumarycznych wielkości zestawiono w tabeli, a ocenę jakościową przedstawiono w oparciu o podstawowe wyniki symulacji, w tym rozkłady nasycenia ropą w złożu na koniec eksploatacji złoża.

Słowa kluczowe

EN

EOR; WAG; SWAG; CO2 injection; miscible displacement; bilateral wells

PL

WAG (naprzemienne zatłaczanie wody i gazu); SWAG (jednoczesne, naprzemienne zatłaczanie wody i gazu); zatłaczanie CO2; wypieranie mieszające; EOR; wspomagane wydobycie ropy

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2018
• Tom: R. 74, nr 4
• Strony: 270--278
• Opis fizyczny: Bibliogr. 22 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Szott W.

• Oil and Gas Institute - National Research Institute, ul. Lubicz 25 A, 31-503 Kraków

autor

Miłek K.

• Oil and Gas Institute - National Research Institute, ul. Lubicz 25 A, 31-503 Kraków

Bibliografia

• [1] Akervoll I., Bergmo P.E.: CO2 EOR from Representative North Sea Oil Reservoirs. SPE 139765, 2010.
• [2] Al-Hammadi K., Al-Yafei A, Rawahi A., Hafez H.H, Ghori S.G., Putney K.L., Matthews T.R., Stadler M.P.: Interpreting CO2 Pilot Flood in Heterogeneous Carbonate Reservoirs. SPE 162284, 2012.
• [3] Ansarizadeh M., Dodds K., Gurpinar O., Pecot L.J., Kalfa U., Sahin S., Uysal S., Ramakrishnan T.S., Sacuta N., Whittaker S.: Carbon dioxide – Challenges and Opportunities. Oilfield Review 2015, vol. 27, no. 2, pp. 36–50.
• [4] Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A.: Review of WAG Field Experience. SPE 71203, 2001.
• [5] Chugh S., Baker R., Cooper L., Spence S.: Simulation of Horizontal Wells to Mitigate Miscible Solvent Gravity Override in the Virginia Hills Margin. J. Can. Petrol Tech. 2000, vol. 39, no. 2, pp. 28–34.
• [6] Dollens K.B., Larson D.C., Anthony T.L., Howell D.A., Jones T.A.; Storbeck W.G.: The Redevelopment of a Mature Waterflood Through the Application of Horizontal Multilateral Drilling Technology in Preparation for Tertiary CO2 WAG Operations. SPE 55613, 1999.
• [7] Domitrović D., Sunjerga S., Jelić-Balta J.: Numerical Simulation of Tertiary CO2 Injection at Ivanic Oil Field, Croatia. SPE 89361, 2004.
• [8] Edwards K.A., Anderson B.: Horizontal Injectors Rejuvenate Mature Miscible Flood – South Swan Hills Field. SPE 77302, 2002.
• [9] Ghoodjani E., Bolouri S.H.: Experimental Study of CO2-EOR and N2-EOR with Focus on Relative Permeability Effect. J. Pet. Environ. Biotechnol. 2011, no. 2, pp. 106–111.
• [10] Hall S.D.: Multi-Lateral Horizontal Wells Optimizing a 5-Spot Waterflood. SPE 35210, 1996.
• [11] Kumar R., Ramanan S., Narasimham J.L.: Redevelopment of Matured Multilayered Carbonate Offshore Field Through High-Technology Horizontal and Multilateral Wells. SPE 97520, 2007.
• [12] McGuire P.L., Holt B.M.: Unconventional Miscible EOR Experience at Prudhoe Bay: A Project Summary. SPE 82140, 2003.
• [13] Miłek K., Szott W., Gołąbek A.: Symulacyjne badanie procesów wypierania metanu rozpuszczonego w wodach złożowych poprzez zatłaczanie gazów kwaśnych w ramach ich sekwestracji. Nafta-Gaz 2013, no. 2, pp. 112–122.
• [14] Miłek K., Szott W.: Zastosowanie symulacji złożowych do analizy porównawczej procesu EOR na przykładzie wybranych metod wspomagania. Nafta-Gaz 2015, no. 3, pp. 167–176.
• [15] Petrel ver. 2014, ECLIPSE 300 ver. 2014 by GeoQuest, Schlumberger.
• [16] Sahin S., Kalfa U., Celebioglu D.: Bati Raman Field Immiscible CO2 Application – Status Quo and Future Plans. SPE 106575, 2008.
• [17] Schneider C., Shi W.: A Miscible WAG Project Using Horizontal Wells in a Mature, Offshore, Carbonate Middle East Reservoir. SPE 93606, 2005.
• [18] Such J., Szott W.: Symulacyjne badania procesu przemiennego zatłaczania wody i gazu (WAG) stosowanego dla zwiększenia efektywności wypierania ropy w złożu. Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa 1997, no. 89.
• [19] Szott W., Łętkowski P., Gołąbek A., Miłek K.: Ocena efektów wspomaganego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego z wybranych złóż krajowych z zastosowaniem zatłaczania CO2. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu 2012, no. 184.
• [20] Taylor W., Russell R.: Multilateral technologies increase operational efficiencies in Middle East. Oil and Gas Journal 1998, vol. 16, pp. 76–80.
• [21] Yu W., Lashgari H.R., Sepehrnoori K.: Simulation Study of CO2 Huff-n-Puff Process in Bakken Tight Oil Reservoirs. SPE169575-MS, 2014.
• [22] Zheng S., Yang D.: Pressure Maintenance and Improving Oil Recovery by Means of Immiscible Water-Alternating-CO2 Processes in Thin Heavy-Oil Reservoirs. SPE 157719, 2013.

Uwagi

PL

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2018).