Aspekty termodynamiczne zatłaczania dwutlenku węgla w procesach intensyfikacji wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego (EOR/EGR)

• Autorzy: Habera Ł.

Identyfikatory

DOI

10.18668/PN2016.210

Warianty tytułu

EN

Thermodynamic aspects of carbon dioxide injection in enhanced oil/gas recovery processes (EOR/EGR)

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W monografii przedstawiono metody laboratoryjne, korelacje empiryczne i rozwiązania analityczne wyznaczania minimalnego ciśnienia mieszania (MMP, minimum miscibility pressure), jako kluczowego parametru w projektowaniu procesu podziemnego zatłaczania CO2 ukierunkowanego na zwiększenie odzysku płynu złożowego. W pracy przybliżono fizyczną naturę dwutlenku węgla (CO2), podkreślono rolę mieszalnego charakteru wypierania ropy naftowej oraz wskazano metody wyznaczania minimalnego ciśnienia mieszania. Przedstawiono mechanizmy, które powodują, że sczerpanie węglowodorów w procesach intensyfikujących wydobycie osiąga wysoki poziom. Termofizyczne własności ropy i zatłaczanego dwutlenku węgla (CO2) determinują istnienie złożonych procesów mieszania płynów zachodzących w wyniku występowania przejść fazowych, którym towarzyszy migracja składników układu. Scharakteryzowano mechanizm parowania, kondensacji i mechanizm złożony, łączący cechy obu wcześniej wymienionych. Rozważania na temat podziemnego zachowania CO2 oparto na badaniach laboratoryjnych przeprowadzonych przez autora rozprawy na fizycznym modelu złoża typu slim tube. Kluczową część pracy stanowi autorski model analityczny do wyznaczania współczynnika sczerpania złoża RF oraz minimalnego ciśnienia mieszania układu ropa naftowa–CO2. Proponowany model oparty jest na metodzie wielokrotnego kontaktu płynów (zatłaczanego i wypieranego) w koncepcyjnych komorach mieszania, symulując przebieg testu laboratoryjnego typu slim tube. Sercem modelu jest moduł obliczeń termodynamicznej równowagi fazowej z wykorzystaniem, jako przykładowego, równania stanu Soave'a–Redlicha–Kwonga (SRK).

EN

This monograph presents empiric correlations as well as laboratory and analytical methods to predict Minimum Miscibility Pressure, which is a crucial parameter of Enhanced Oil and Gas Recovery process. Moreover, the vaporizing, condensing and combined gas drive were demonstrated as displacment mechanisms that occur during the CO2–EOR process. The description of CO2–Oil interaction was based on laboratory Slim Tube tests conducted by the author. The focal point of the thesis is the analytical model designed to determine minimum miscibility pressure (MMP) and recovery factor (RF). The model is based on the multiple contact of CO2 as an injected fluid and oil at virtual mixing cells. In the aforementioned model only thermodynamic relation describe the system and Soave–Redlich–Kwong equation of state was used, as a paradigm in order to perform numerous flash calculations.

Słowa kluczowe

PL

eksploatacja ropy naftowej; eksploatacja gazu; intensyfikacja; zatłaczanie CO2; właściwości termodynamiczne

EN

oil exploitation; gas exploitation; recovery process; CO2 injection; thermodynamic properties

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
• Rocznik: 2016
• Tom: nr 210
• Strony: 1--169
• Opis fizyczny: Bibliogr. 55 poz., rys., tab., wykr., zdj.

Twórcy

autor

Habera Ł.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• [1] Ahmadi K., Johns R. T.: Multiple Mixing-Cell Method for MMP Calculations. Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, 2008.
• [2] Ahmed T.: Hydrocarbon Phase Behavior. Contributions in Petroleum Geology and Engineering, vol. 7. Gulf Publishing Company, 1989.
• [3] Alston R. B.: CO2 Minimum Miscibility Pressure: A Correlation for Impure CO2 Streams and Live Oil Systems. 11959-PA SPE Journal Paper, 1985.
• [4] Benham A. L., Dowden W. E., Kunzman W. J.: Miscible Fluid Displacement - Prediction of Miscibility. Trans. AIME 1960, vol. 219, s. 229-237.
• [5] Callen H. B.: Thermodynamics and an introduction to thermostatistics. 1985.
• [6] Clancy M., Stewart G., Thomson A., Todd A. C., Varotsis N.: Optimized Compositional Models for Simulation of EOR Process. Proc., Third European Meeting on Improved Oil Recovery, Rome, 16-18 April, 1986.
• [7] Cook A. B., Walker C. J., Spencer J. B.: Realistic K-Values of C7+ Hydrocarbons for Calculating Oil Vaporization During Gas Cycling at High Pressures. Journal of Petroleum Technology 1969, vol. 21, no. 7, s. 901-915.
• [8] Danesh A.: PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids. Elsevier, 7.05.1998.
• [9] Dawidowicz S.: Zarys termodynamiki gazu ziemnego. AGH, Skrypty Uczelniane, nr 1161, Kraków 1989.
• [10] Firoozabadi A.: Thermodynamic of Hydrocarbon Reservoirs. New York, Mc Graw- Hill, 1999.
• [11] Habera Ł.: Analiza zatłaczania CO2 do złóż węglowodorów w oparciu o badania laboratoryjne na fizycznym modelu złoża typu Cienka Rurka. [W:] Prace Naukowe INiG nr 150, Kraków 2008, s. 975-979.
• [12] Habera Ł.: The Laboratory and Analytical Methods to Predict the Optimal Pressure for CO2 Injection into the Geologic Formation. AAPG research conference: Geological Carbon Sequestration-Prediction and Verification. Vancouver, 16-19 August 2009.
• [13] Habera Ł.: Ocena zjawisk fazowych w procesie wypierania ropy naftowej dwutlenkiem węgla (CO2) na modelu złoża typu Slim Tube. Nafta-Gaz 2010, nr 5, s. 339-403.
• [14] Habera Ł.: Termodynamiczne aspekty procesu wypierania ropy naftowej dwutlenkiem węgla w procesach intensyfikacji wydobycia EOR (Enhanced Oil Recovery). Praca Statutowa INiG, 2011.
• [15] Habera Ł.: Model termodynamiczny do wyznaczania minimalnego ciśnienia mieszania MMP (Minimum Miscibility Pressure) układu CO2—ropa naftowa. Nafta-Gaz 2012, nr 11, s. 846-853.
• [16] Hearn C. L., Whitson C. H.: Evaluating Miscible and Immiscible Gas Injection in the Safah Field, Oman. Proc., SPE Reservoir Simulation Symposium. San Antonio, Texas, 12-15 February 1995. SPE 29115-MS.
• [17] Holm L. W., Josendal V. A.: Effect of Oil Composition on Miscible Type Displacement by Carbon Dioxide. SPE Journal 1982, vol. 22, no. 1, s. 87-98.
• [18] Jarrell P., Fox C., Stein M., Webb S.: Practical Aspects of CO2 Flooding. SPE Mono- graph Series, vol. 22. SPE, Richardson, Texas, 2002.
• [19] Jaubert J. N., Arras L., Neau E., Avaullee L.: Properly Defining the Classical Vaporizing and Condensing Mechanisms When a Gas Is Injected into a Crude Oil. Industrial & Engineering Chemistry Research 1998, vol. 37, no. 12, s. 4860-4869.
• [20] Jaubert J. N. et al.: A new algorithm for enhanced oil recovery. Fluid Phase Equilibria 1996, vol. 117, s. 265-272.
• [21] Jaubert J. N., Wolff L., Neau E., Avaullee L.: A Very Simple Multiple Mixing Cell Calculation to Compute the Minimum Miscibility Pressure Whatever the Displacement Mechanism. Industrial & Engineering Chemistry Research 1998, vol. 37, no. 12, s. 4854-4859.
• [22] Jensen F., Michelsen M. L.: Calculation of First Contact and Multiple Contact Minimum Miscibility Pressures. In Situ: Oil—Coal—Shale—Minerals 1990, vol. 14, no. 1, s. 1-17.
• [23] Jessen K., Michelsen M. L., Stenby E. H.: Global Approach for Calculation of Minimum Miscibility Pressure. Fluid Phase Equilibria 1998, vol. 153, no. 2, s. 251-263.
• [24] Jessen K., Orr F. M.: On IFT Measurements to Estimate Minimum Miscibility Pressures. Proc., SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, 11-14 November 2006. SPE 110725-MS.
• [25] Johns R. T., Dindoruk B., Orr F. M.: Analytical Theory of Combined Condensing Vaporizing Gas Drive. SPE Advanced Technology Series 1993, vol. 1, no. 2, s. 7-16. SPE-24112-PA.
• [26] Johns R. T., Orr F. M.: Miscible Gas Displacement of Multicomponent Oils. SPE Journal 1996, vol. 1, no. 1, s. 39-50. SPE-30798-PA.
• [27] Kuo S. S.: Prediction of Miscibility for the Enriched-Gas Drive Process. Paper SPE 14152 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, 22-25 September 1985.
• [28] Lubaś J.: Pionierskie doświadczenia Polski w zakresie sekwestracji dwutlenku węgla. Przegląd Geologiczny 2007, nr 8, s. 663-665.
• [29] Łaciak M., Nagy S.: Prediction of the Minimum Miscibility Pressure of Nitrogen/ Oil and Lean Gas/Oil Miscibility. Archives of Mining Sciences 1995, vol. 40, no. 4, s. 503-515.
• [30] Nagy S., Olajossy A.: Analysis of use of low quality natural gas to improve oil recovery factor. Arch. Min. Sci. 2007, vol. 52, no. 4, s. 553-571.
• [31] Nagy S., Olajossy A., Siemek J.: Use of nitrogen and carbon dioxide injection in exploitation of light oil reservoirs. Acta Montanistica Slovaca 2006, no. 11, s. 120-124.
• [32] Mc Caine W. D. Jr.: Properties of Petroleum Fluids. Tulsa, Penn Well Books Publishing Company, 1990.
• [33] Marquardt D.: An Algorithm for Least-Squares Estimation of Nonlinear Parameters. SIAM Journal Applied Math. 1963, vol. 11, s. 431-441.
• [34] Metcalfe R. S., Cook A. B.: Simplified Method for Calculation of Minimum Miscibility Pressure or Enrichment. SPE Journal 1973, vol. 2, s. 116-124.
• [35] Metcalfe R. S., Yarborough L.: Effect of Phase Equilibria on the CO2 Displacement Mechanism. SPE Journal 1979, vol. 19, no. 4, s. 242-252.
• [36] More J. J.: The Levenberg-Marquardt Algorithm: Implementation and Theory. [W:] G. A. Watson (ed.): Numerical Analysis. Springer Verlag, 1977, s. 105-116.
• [37] Mungan N.: Carbon Dioxide Flooding fundamentals. J Can Pet Technol 1981, vol. 20, no. 1, s. 87-92. PETSOC-81-01-03.
• [38] Orr F. M. (ed.): Theory of Gas Injection. Copenhagen, Denmark, Tie-Line Publications, 2007.
• [39] Orr F. M. Jr. et al.: Laboratory Experiments To Evaluate Field Prospects for CO2 Flooding. Journal of Petroleum Technology 1982, April, s. 888-897.
• [40] Pedersen K. S., Christensen P. L.: Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Boca Raton, CRC Taylor & Francis, 2007.
• [41] Pedersen K. S., Fjellerup J., Thornassen P., Fredenslund A.: Studies of Gas Injected into Oil Reserves by Cell-to-Cell Simulation Model. Proc., SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, 5-8 October 1986. SPE 15599-MS.
• [42] Peterson A. V.: Optimal Recovery Experiments With N2 and CO2. Pet. Eng. Intl. 1978, November, s. 40-50.
• [43] Siemek J., Nagy S., Zawisza L.: Carbon dioxide sequestration by injection to various geological reservoirs. Acta Montanistica Slovaca 2006, no. 11, s. 172-177.
• [44] Soave G. S.: Equilibrium Constants from Modified Redlich-Kwong Equation of State. Chemical Engineering Science 1972, vol. 27, s. 1197-1203.
• [45] Stalkup F. I.: Displacement Behavior of the Condensing Vaporizing Gas Drive Process. Proc., SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, 27-30 September 1987. SPE 16715-MS.
• [46] Szostak L., Chrząszcz W.: Naftowa inżynieria złożowa. Kraków, Wyd. Energia Gigawat, 2000.
• [47] Szott W.: Symulacja laboratoryjnych testów wypierania mieszającego za pomocą symulatora Eclipse Compositional dla polskich złóż ropno-gazowych. Prace INiG nr 141. Kraków 2007.
• [48] Wang Y.: Analytical Calculation of Minimum Miscibility Pressure. PhD dissertation, Stanford University, Stanford, California, 1998.
• [49] Wang Y., Orr F. M.: Analytical Calculation of Minimum Miscibility Pressure. Fluid Phase Equilibria 1997, vol. 139, no. 1-2, s. 101-124.
• [50] Warowny W.: Kubiczne równania stanu i ich wykorzystanie w gazownictwie ziemnym. Nafta-Gaz 2007, nr 10, s. 613-623 Warowny W., Nagy St.: Wyznaczanie punktu rosy węglowodorów w gazie ziemnym. Gaz, Woda i Technika Sanitarna 2004, nr 4, s. 114-122.
• [51] Warowny W., Nagy St.: Wyznaczanie punktu rosy węglowodorów w gazie ziemnym. Gaz, Woda i Technika Sanitarna 2004, nr 4, s. 114-122..
• [52] Yellig W. F., Metcalfe R. S.: Determination and Prediction of CO2 Minimum Miscibility Pressures. Journal of Petroleum Technology 1980, vol. 32, no. 1, s. 160-168.
• [53] Zhao G., Adidharma H., Towler B., Radosz M.: Minimum Miscibility Pressure Prediction Using Statistical Associating Fluid Theory: Two- and Three-Phase Systems. Conference Paper - SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, TX, 24-27 September 2006.
• [54] Zhou D., Orr F. M.: Analysis of Rising-Bubble Experiments To Determine Minimum Miscibility Pressures. SPE Journal 1998, vol. 3, no. 1, s. 19-25.
• [55] Zick A. A.: A Combined Condensing/Vaporizing Mechanism in the Displacement of Oil and Enriched Gasses. Proc., SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, 5-8 October 1986. SPE 15493-MS.

Uwagi

Opracowanie ze środków MNiSW w ramach umowy 812/P-DUN/2016 na działalność upowszechniającą naukę (zadania 2017).