Ocena efektywności ekonomicznej procesu WAG na podstawie danych eksperymentalnych dla jednego z krajowych złóż ropy naftowej

• Autorzy: Wojnicki Mirosław , Kuśnierczyk Jerzy , Szuflita Sławomir , Warnecki Marcin

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2021.02.02

Warianty tytułu

EN

Evaluation of the economic efficiency of the WAG process based on experimental data for one of the domestic oil fields

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Problem związany z koniecznością zwiększenia stopnia sczerpania zasobów złoża dotyczy wielu dojrzałych, również krajowych, złóż ropy naftowej, w tym tych najważniejszych – zlokalizowanych w dolomicie głównym. Zapewnienie zadowalającego stopnia sczerpania jest możliwe jedynie dzięki zastosowaniu efektywnej metody wspomagania wydobycia ropy (ang. enhanced oil recovery, EOR). Naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (ang. water alternating gas, WAG), jako jedna ze skuteczniejszych metod EOR, została przebadana w warunkach charakterystycznych dla krajowych złóż w formacjach węglanowych. Rezultaty prac eksperymentalnych, a także symulacyjnych prowadzonych w INiG – PIB wskazują na duży potencjał zastosowania metody WAG w warunkach krajowych. Niewątpliwą zaletą wykorzystania metody WAG jest możliwość utylizacji różnego rodzaju gazów, w tym gazów spalinowych/odpadowych lub gazów ziemnych o znikomej wartości energetycznej. Kwestia ta zasługuje na szczególną uwagę, gdyż jak wiadomo, ograniczenie emisji gazów odpowiedzialnych za globalne ocieplenie ma krytyczne znaczenie dla przyszłości naszej planety. Użycie w metodach EOR gazów, powiązane z ich bezpiecznym składowaniem w strukturach geologicznych, oraz wykorzystanie naturalnej energii złożowej to działania pozwalające na zmniejszenie śladu środowiskowego wydobywanej ropy. W niniejszym artykule, opierając się na wynikach prac eksperymentalnych, przeprowadzono uproszczoną analizę ekonomiczną wykorzystania w metodzie WAG czterech typów gazów: w postaci gazów kwaśnych (dwutlenek węgla i jego mieszanina z siarkowodorem) oraz gazów ziemnych (zaazotowanych i wysokozaazotowanych). Pozwoliło to na wytypowanie optymalnych pod względem ekonomicznym wariantów metody WAG. Przeprowadzone obliczenia wykazały, że pomimo znacząco niższej skuteczności zaazotowanych gazów ziemnych przy wspomaganiu wydobycia ropy (w kontekście uzyskiwanego współczynnika odropienia), ich zastosowanie może być uzasadnione pod względem ekonomicznym. Dobór optymalnego wariantu wspomagania wydobycia zależy w dużej mierze od przyjętych (aktualnych) kosztów pozyskania zatłaczanych mediów oraz ceny wydobywanego surowca na rynkach światowych.

EN

The challenge related to the need for an increase of the recovery factor concerns numerous mature, also domestic oilfields, including the most important ones – located in Main Dolomite formation. Satisfactory recovery factor can be ensured only through applying an effective enhanced oil recovery method (EOR). Water Alternating Gas (WAG), as one of the most effective EOR methods, has been tested in conditions characteristic for domestic deposits in carbonate formations. The results of experimental and simulation works carried out at the Oil and Gas Institute (INiG – PIB) indicate significant potential for the application of the WAG method in domestic conditions. An unquestionable advantage of the WAG method is the opportunity to utilize various types of gases, including flue/waste gas or low-energy natural gas. This issue deserves special attention because, as we know, the reduction in the emissions of gases involved in global warming is critical for the future of our planet. Their utilization in EOR methods, coupled with their safe storage in geological structures, constitute measures that reduce the environmental footprint of produced oil. In the article, based on the of experimental results, a simplified economic analysis of the utilization of four gas types in the form of acidic gases (carbon dioxide and its mixture with hydrogen sulfide) and natural gases (high and very high nitrogen content) in the WAG method was carried out. That allowed to identify the most economically optimal variants of the WAG method. The results showed that despite significantly lower effectiveness of nitrogen-rich natural gases in enhancing oil recovery (in the context of recovery factor), their application might be justified in economic terms. The selection of the optimal variant for enhancing recovery is strongly influenced by the assumed (current) cost of acquiring the injected media, and of course by the current (and forecasted) crude oil price.

Słowa kluczowe

PL

wspomagane wydobycie ropy; EOR; zatłaczanie gazu; naprzemienne zatłaczanie wody i gazu; WAG; gaz zaazotowany

EN

enhanced oil recovery; EOR; gas injection; water alternating gas; WAG; CO2; high-nitrogen natural gas

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2021
• Tom: R. 77, nr 2
• Strony: 75--81
• Opis fizyczny: Bibliogr. 29 poz.

Twórcy

autor

Wojnicki Mirosław

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Kuśnierczyk Jerzy

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Szuflita Sławomir

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Warnecki Marcin

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Combined Effect of Injecting Low Salinity Water and Carbon Dioxide on Oil Recovery from Carbonate Cores. International Petroleum Technology Conference. DOI: 10.2523/IPTC-17862-MS.
• Al-Shuraiqi H.S., Muggeridge A.H., Grattoni C.A., 2003. Laboratory Investigations of First Contact Miscible Wag Displacement: The Effects of Wag Ratio and Flow Rate. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/84894-MS.
• Belazreg L., Mahmood S.M., Aulia A., 2019. Novel approach for predicting water alternating gas injection recovery factor, Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(4): 2893–2910. DOI: 10.1007/s13202-019-0673-2.
• Ghafoori A., Shahbazi K., Darabi A., Soleymanzadeh A., Abedini A., 2012. The experimental investigation of nitrogen and carbon dioxide water-alternating-gas injection in a carbonate reservoir. Petroleum Science and Technology, 30(11): 1071–1081. DOI:10.1080/10916461003681745.
• Herzog H.J., 2011. Scaling up carbon dioxide capture and storage: From megatons to gigatons. Energy Economics, 33(4): 597–604. DOI:10.1016/j.eneco.2010.11.004.
• Hoare G., Coll C., 2018. Effect of small/medium scale reservoir heterogeneity on the effectiveness of water, gas and water alternating gas WAG injection. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/190855-ms.
• Huang E.T.S., Holm L.W., 1988. Effect of WAG injection and rock wettability on oil recovery during CO2 flooding. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/15491-PA.
• Jafari M., 2014. Laboratory study for water, gas and wag injection in lab scale and core condition. Petroleum & Coal, 56(2): 175–181.
• Jiang H., Nuryaningsih L., Adidharma H., 2012. The study of timing of cyclic injections in miscible CO2 WAG. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/153792-MS.
• Juanes R., Blunt M.J., 2007. Impact of viscous fingering on the prediction of optimum WAG ratio. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/99721-PA.
• Kulkarni M.M., Rao D.N., 2005. Experimental investigation of miscible and immiscible Water-Alternating-Gas (WAG) process performance. Journal of Petroleum Science and Engineering, 48(1–2): 1–20. DOI: 10.1016/j.petrol.2005.05.001.
• van Lingen P.P., Barzanji O.H.M., van Kruijsdijk C.P.J.W., 1996. WAG Injection to Reduce Capillary Entrapment in Small-Scale Heterogeneities. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/36662-MS.
• 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., Wójcicki A., 2015. Wspomaganie wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego z polskich złóż z wykorzystaniem CO2 i jego równoczesną sekwestracją. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego, 465: 45–46.
• Moreno J.E., Flew S., Gurpinar O., Liu Y., Gossuin J., 2018. Effective Use of Laboratory Measurements on Eor Planning. Offshore Technology Conference. DOI: 10.4043/29057-MS.
• Núñez-López V., Moskal E., 2019. Potential of CO2-EOR for Near-Term Decarbonization. Frontiers in Climate, 1: 5. DOI:10.3389/fclim.2019.00005.
• Rahimi V., Bidarigh, M., Bahrami, P., 2017. Experimental Study and Performance Investigation of Miscible Water-Alternating-CO2 Flooding for Enhancing Oil Recovery in the Sarvak Formation. Oil & Gas Sciences and Technology – Revue d’IFP Energies nouvelles, 72, 6: 1–12. DOI: 10.2516/ogst/2017030.
• Skauge A., Aarra M.G., 1993. Effect of Wettability on the Oil Recovery by WAG. 7th European Symposium on Improved Oil Recovery, 26– 28 October 1993, Moscow, Russia.
• Surguchev L.M., Korbel R., Haugen S., Krakstad O.S., 1992. Screening of WAG Injection Strategies for Heterogeneous Reservoirs. European Petroleum Conference, Cannes, France, 16–18 November. DOI: 10.2118/25075-MS. U.S. Energy Information Administration, 2020. Short-Term Energy Outlook (STEO).
• Wojnicki M., 2017a. Experimental investigations of oil displacement using the WAG method with carbon dioxide. Nafta-Gaz, 11: 864–870. DOI: 10.18668/NG.2017.11.06.
• Wojnicki M., 2017b. Wspomaganie wydobycia ropy metodą naprzemiennego zatłaczania wody i gazu (WAG). Wiadomości Naftowe i Gazownicze, 8: 4–8.
• Wojnicki M., 2019. Przykłady udanych wdrożeń metody naprzemiennego zatłaczania wody i gazu do węglanowych złóż ropy. Wiadomości Naftowe i Gazownicze, 22(1): 243.
• Wojnicki M., 2020a. Naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (WAG) wspomagane pianą (FAWAG) jako efektywna metoda EOR w złożach szczelinowatych i heterogenicznych. Nafta-Gaz, 5: 311–321. DOI: 10.18668/NG.2020.05.04.
• Wojnicki M., 2020b. Ocena skuteczności naprzemiennego zatłaczania wody i gazu w procesie pozyskiwania ropy naftowej ze złóż węglanowych – studium eksperymentalne. Niepublikowana rozprawa doktorska, Politechnika Śląska, Gliwice.
• Wojnicki M., Lubaś J., Warnecki M., Kuśnierczyk J., Szuflita S., 2020. Experimental studies of immiscible high-nitrogen natural gas WAG injection efficiency in mixed-wet carbonate reservoir. Energies, 13(9): 2346. DOI: 10.3390/en13092346.
• Wojnicki M., Warnecki M., Kuśnierczyk J., Szuflita S., 2017. Ocena skuteczności wypierania ropy metodą WAG z wykorzystaniem gazów kwaśnych. Praca INiG - PIB, nr zlec. 1887/KB/2017, Archiwum Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, Kraków.
• Wojnicki M., Warnecki M., Szuflita S., Kuśnierczyk J., Biały S., 2019. Laboratoryjne badania efektywności metody WAG (EOR) wspieranej chemicznie w węglanowych skałach zbiornikowych. Praca statutowa INiG – PIB, nr zlec. 0033/KB/2019, Archiwum Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, Kraków.
• Zolfaghari H., Zebarjadi A., Shahrokhi O., Ghazanfari M.H., 2013. An Experimental Study of CO2-low Salinity Water Alternating Gas Injection in Sandstone Heavy Oil Reservoirs. Iranian Journal of Oil & Gas Science and Technology, 2(3): 37–47. DOI: 10.22050/IJOGST.2013.3643.

Uwagi

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