Naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (WAG) wspomagane pianą (FAWAG) jako efektywna metoda EOR w złożach szczelinowatych i heterogenicznych

• Autorzy: Wojnicki Mirosław

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.05.04

Warianty tytułu

EN

Foam Assisted Water Alternating Gas Injection as an effective EOR method in heterogenous and fractured reservoirs

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Zatłaczanie gazu w procesach wspomagania wydobycia ropy (z ang. enhanced oil recovery – EOR) wiąże się z wystąpieniem niekorzystnego współczynnika mobilności, co często prowadzi do destabilizacji frontu wypierania, tworzenia się języków gazowych i przedwczesnego przebicia zatłaczanego płynu do odwiertów wydobywczych. Jedną z ciekawszych metod, która pozwala na skuteczną kontrolę mobilności gazu, jest naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (z ang. water alternating gas – WAG). Łączy ona zalety większej skuteczności wolumetrycznego wypierania ropy (w skali makro) przy zatłaczaniu wody oraz lepszej efektywności wypierania ropy gazem w skali porowej. Największe krajowe nagromadzenia ropy naftowej zlokalizowane są w formacjach węglanowych, które posiadają cechy problematyczne dla procesów EOR, tj. silną heterogeniczność oraz szczelinowatość. Doświadczenia złożowe wskazują, że w takich przypadkach konwencjonalny proces WAG może nie być wystarczający, aby przeciwdziałać niekorzystnym, z punktu widzenia efektywności wypierania ropy, zjawiskom zachodzącym podczas przepływu zatłaczanych płynów. W celu wzmocnienia efektywności procesu WAG stosowane są odpowiednie środki chemiczne, pozwalające na wytworzenie piany, która znacząco ogranicza mobilność gazu i wyrównuje prędkość przepływu między matrycą skalną i systemem szczelin. System pianowy pozwala skierować przepływ zatłaczanych płynów poza strefy o zwiększonej przepuszczalności, zwiększając tym samym skuteczność wypierania ropy w matrycy skalnej. W artykule, który ma charakter przeglądowy, wyczerpująco przedstawiono założenia teoretyczne procesu naprzemiennego zatłaczania wody i gazu wspomaganego pianą (z ang. foam-assisted WAG – FAWAG) oraz jego pozycję na tle pozostałych wariantów metody WAG. Omówiono zastosowanie piany w EOR, scharakteryzowano szczegółowo właściwości piany oraz przedstawiono zagadnienia jej stabilności w ośrodku porowatym. Przybliżono również kwestie mechanizmów odpowiedzialnych za generację piany w ośrodku porowatym. Na koniec krótko scharakteryzowano środki chemiczne stosowane w procesach EOR oraz podano przykłady zastosowań metody FAWAG w skali złożowej.

EN

Gas injection in enhanced oil recovery (EOR) processes is associated with the occurrence of an unfavourable mobility factor. It often leads to the destabilisation of displacement front, viscous fingering and the early breakthrough of the injected fluids into extraction wells. One of the most interesting methods for effective controlling of gas mobility is water alternating gas injection (WAG). It combines the advantages of increased volumetric sweep efficiency (macro-scale) by water injection and improved efficiency of pore-scale oil displacement by gas injection. The largest domestic crude oil accumulations are located in carbonate formations which represent problematic features for EOR processes such as strong heterogeneity and fracturing. Field experience shows that in such cases a conventional WAG process may not be capable to counteract unfavourable (for displacement efficiency) phenomena occurring during the flow of injected fluids. Therefore, suitable chemicals are used to produce foam to enhance the WAG process efficiency. It significantly reduces the mobility of gas and equalises the flow velocity between the rock matrix and fractures. The foam system allows the flow of injected fluids to be directed out of the permeable zones, thus increasing the effectiveness of oil displacement in the rock matrix. In this review paper, detailed principles of the Foam Assisted WAG (FAWAG) process as well as its position among other WAG variants are presented. The application of foam is discussed. The properties of the foam are characterised in detail, and the issues of its stability in the porous medium are presented. The mechanisms responsible for the foam formation in a porous medium are also discussed. Finally, the chemical agents used in EOR processes are briefly characterised, and the examples of FAWAG reservoir scale implementation are presented.

Słowa kluczowe

PL

FAWAG; WAG; wspomaganie wydobycia ropy naftowej; EOR; piana; przepływ w ośrodku porowatym

EN

FAWAG; WAG; Enhanced Oil Recovery; EOR; foam; flow in porous media

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 5
• Strony: 311--321
• Opis fizyczny: Bibliogr. 41 poz.

Twórcy

autor

Wojnicki Mirosław

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Afzali S., Rezaei N., Zendehboudi S., 2018. A comprehensive review on Enhanced Oil Recovery by Water Alternating Gas (WAG) injection. Fuel, 227: 218–246. DOI: 10.1016/J.FUEL.2018.04.015.
• Ahmed S., Elraies K.A., Tan I.M., Mumtaz M., 2017. A Review on CO2 Foam for Mobility Control: Enhanced Oil Recovery. ICIPEG 2016. Springer Singapore: 205–215. DOI: 10.1007/978-981-10-3650-7_17.
• Almajid M.M., Kovscek A.R., 2016. Pore-level mechanics of foam generation and coalescence in the presence of oil. Advances in Colloid and Interface Science, 233: 65–82. DOI: 10.1016/j.cis.2015.10.008.
• Anwar R.A., Teigland R., Kleppe J., 2006. EOR Survey in the North Sea. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/99546-PA.
• Bertin H.J., Apaydin O.G., Castanier L.M., Kovscek A.R., 1999. Foam Flow in Heterogeneous Porous Media: Effect of Cross Flow. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/56009-PA.
• Blaker T., Aarra M.G., Skauge A., Rasmussen L., Celius H.K., Martinsen H.A., Vassenden F., 2002. Foam for Gas Mobility Control in the Snorre Field: The FAWAG Project. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/78824-PA.
• Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A., 1998. Review of WAG Field Experience. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/39883-MS.
• Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A., 2001. Review of WAG Field Experience. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/71203-PA.
• Farajzadeh R., Andrianov A., Krastev R., Hirasaki G.J., Rossen W.R., 2012. Foam–oil interaction in porous media: Implications for foam assisted enhanced oil recovery. Advances in Colloid and Interface Science, 183–184: 1–13. DOI: 10.1016/J.CIS.2012.07.002.
• Farajzadeh R., Andrianov A., Zitha P.L.J., 2009. Foam assisted oil recovery at miscible and immiscible conditions. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/126410-MS.
• Gauteplass J., Chaudhary K., Kovscek A.R., Fernø M.A., 2015. Pore-level foam generation and flow for mobility control in fractured systems. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 468: 184–192. DOI: 10.1016/J.COLSURFA.2014.12.043.
• Harpole K.J., Hallenbeck L.D., 1996. East Vacuum Grayburg San Andres Unit CO2 Flood Ten Year Performance Review: Evolution of a Reservoir Management Strategy and Results of WAG Optimization. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/36710-MS.
• Haugen Å., Fernø M.A., Graue A., Bertin H.J., 2012. Experimental Study of Foam Flow in Fractured Oil-Wet Limestone for Enhanced Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/129763-PA.
• Haugen Å., Mani N., Svenningsen S., Brattekås B., Graue A., Ersland G., Fernø M.A., 2014. Miscible and Immiscible Foam Injection for
• Mobility Control and EOR in Fractured Oil-Wet Carbonate Rocks. Transport in Porous Media, 104: 109–131. DOI: 10.1007/s11242-014-0323-6.
• 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: 1–20. DOI: 10.1016/j.petrol.2005.05.001.
• Lake L.W., Johns R., Rossen B., Pope G., 2014. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers. ISBN: 978-1-61399-328-6.
• Lee S., Kam S.I., 2013. Enhanced Oil Recovery by Using CO2 Foams: Fundamentals and Field Applications. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies, 23–63. DOI: 10.1016/B978-0-12-386545-8.00002-6.
• Li R.F., Yan W., Liu S., Hirasaki G., Miller C.A., 2010. Foam Mobility Control for Surfactant Enhanced Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/113910-PA.
• Liu H.S., Chen G., Cao R.B., Han P.H., Lv C.S., Guo S.L., Cui C.Y., 2020. Properties of surfactant solution for foam-flooding. Proceedings of the International Field Exploration and Development Conference 2018. IFEDC 2018. Springer Series in Geomechanics and Geoengineering. Springer: 1370–1380. DOI: 10.1007/978-981-13-7127-1_128.
• Lubaś J., 2006. Analiza efektywności metod eksploatacji węglanowych złóż ropy naftowej z podwójnym systemem porowatości. Nafta-Gaz, 9: 444–452.
• Lubaś J., 2013. O potrzebie bardziej dynamicznego wdrażania metod wspomagania wydobycia ropy naftowej z krajowych złóż. Nafta-Gaz, 10: 744–750.
• 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.
• Manlowe D.J., Radke C.J., 1990. A Pore-Level Investigation of Foam/Oil Interactions in Porous Media. Society fo Petroleum Engineers.DOI: 10.2118/18069-PA.
• Masalmeh S.K., Wei L., Blom C., Jing X., 2014. EOR Options for Heterogeneous Carbonate Reservoirs Currently Under Waterflooding. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/171900-MS.
• Pariani G.J., McColloch K.A., Warden S.L., Edens D.R., 1992. An Approach To Optimize Economics in a West Texas CO2 Flood. Journal of Petroleum Technology, 44: 984–1025. DOI: 10.2118/22022-PA.
• Prud’homme R.K., Khan S.A., 1996. Foams: theory, measurements, and applications. Marcel Dekker, Inc.
• Sanchez N.L., 1999. Management of Water Alternating Gas (WAG) Injection Projects. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/53714-MS.
• Schramm L.L. (ed.), 1994. Foams: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry. American Chemical Society. DOI: 10.1021/ba1994-0242.
• Sheng J.J. (ed.), 2013a. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies. Elsevier Inc. DOI: 10.1016/C2010-0-67974-0.
• Sheng J.J., 2013b. Review of Surfactant Enhanced Oil Recovery in Carbonate Reservoirs. Advances in Petroleum Exploration and Development, 6: 1–10. DOI: 10.3968/j.aped.1925543820130601.1582.
• Such J., Szott W., 1997. Symulacyjne badania procesu przemiennego zatłaczania wody i gazu (WAG) stosowanego dla zwiększania efektywności wypierania ropy w złożu. Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa, 89: 21.
• Turta A.T., Singhal A.K., 2002. Field Foam Applications in Enhanced Oil Recovery Projects: Screening and Design Aspects. Journal of Canadian Petroleum Technology, 41(10). DOI: 10.2118/02-10-14.
• Verma M.K., 2015. Fundamentals of Carbon Dioxide-Enhanced Oil Recovery (CO2-EOR) – A Supporting Document of the Assessment Methodology for Hydrocarbon Recovery Using CO2-EOR Associated with Carbon Sequestration. U.S. Geological Survey Open-File Report, 19. DOI: 10.3133/ofr20151071.
• Wang J., Han M., Fuseni A.B., Cao D., 2015. Surfactant Adsorption in Surfactant-Polymer Flooding for Carbonate Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/172700-MS.
• Weaire D., 2008. The rheology of foam. Current Opinion in Colloid & Interface Science, 13: 171–176. DOI: 10.1016/J.COCIS.2007.11.004.
• 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., Warnecki M., Kuśnierczyk J., Szuflita S., 2017. Ocena skuteczności wypierania ropy metodą WAG z wykorzystaniem gazów kwaśnych. Praca statutowa INiG – PIB, nr zlec. 1887/KB/2017, Archiwum Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, Kraków.
• Xue Z., Panthi K., Fei Y., Johnston K.P., Mohanty K.K., 2015. CO2-Soluble Ionic Surfactants and CO2 Foams for High-Temperature and High-Salinity Sandstone Reservoirs. Energy and Fuels, 29: 5750–5760. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.5b01568.
• Yan W., Miller C.A., Hirasaki G.J., 2006. Foam sweep in fractures for enhanced oil recovery. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 282–283: 348–359. DOI: 10.1016/J.COLSURFA.2006.02.067.
• Zhang L.-M., Zhu Y.-Y., Zhou L.-F., 2005. State of the art of foaming agents in hightemperature steam foam flooding. Symposium on Tertiary Recovery, 363–367.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).