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

• Autorzy: Szott W. , Miłek K.

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2018.07/03

Warianty tytułu

PL

Analiza procesu wspomaganego wydobycia ropy odwiertem bilateralnym z wykorzystaniem WAG-CO2 w oparciu o symulacje złożowe. Część II – model złoża rzeczywistego

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Based on the general conclusions in part I of the study, this part II presents the analysis of the selected EOR methods with particular attention paid to the WAG (Water-Alternating-Gas) method and its SWAG (Simultaneous Water-Alternating-Gas) version, involving the simultaneous and selective injecting of water and CO2 (water through the upper section of the injection well, CO2 through the lower section of the well) for a real reservoir model. Forecasts of oil production have been performed with the use of the primary method, waterflooding method as well as the WAG and SWAG methods. For each of the above production methods, additional options were considered to increase the number of injection wells from 6 to 8. 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 them. The paper presents a detailed analysis of the reservoir operation for each case. Results of total amounts of the injected and produced fluids are presented in detail. Qualitative assessment of the analyzed methods is presented based on the main simulation results including distribution of oil saturation in the reservoir model at the end of production forecasts.

PL

Bazując na wnioskach ogólnych w części I pracy w niniejszej II części przedstawiono analizę wybranych metod EOR ze szczególnym uwzględnieniem metody WAG (Water-Alternating-Gas) i jej odmiany SWAG (Simultaneous Water-Alternating-Gas) polegającej na równoczesnym i selektywnym tłoczeniu wody i CO2 (górną sekcją wody, dolną sekcją CO2) dla modelu rzeczywistego złoża. Przeprowadzono prognozy wydobycia ropy przy użyciu metody pierwszej, metody nawadniania i metod WAG i SWAG. Dla każdej z powyższych metod wspomagania wydobycia rozpatrzono dodatkowe warianty zakładające zwiększenie liczby odwiertów tłoczących z 6 do 8. 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 pracy złoża dla każdego wariantu. Podano szczegółowe wyniki dla sumarycznych wielkości zatłaczanych i wydobytych płynów. Ocenę jakościową przedstawiono w oparciu o podstawowe wyniki eksploatacji, w tym rozkłady nasycenia ropą w złożu na koniec jej eksploatacji złoża.

Słowa kluczowe

EN

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

PL

wspomagane wydobycie ropy; naprzemienne zatłaczanie wody i gazu; zatłaczanie CO2; wypieranie typu mieszającego; odwierty wielodenne

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2018
• Tom: R. 74, nr 7
• Strony: 503--510
• Opis fizyczny: Bibliogr. 24 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, September 2015, no. 2.
• [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. JCPT, February 2000.
• [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. Journal of Petroleum and Environmental Biotechnology 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] Rychlicki S., Stopa J., Wojnarowski P.: Możliwości rewitalizacji złóż ropy. Wiertnictwo Nafta Gaz 2008, t. 25, z. 1, pp. 43–50.
• [17] Sahin S., Kalfa U., Celebioglu D.: Bati Raman Field Immiscible CO2 Application – Status Quo and Future Plans. SPE 106575, 2008.
• [18] Schneider C., Shi W.: A Miscible WAG Project Using Horizontal Wells in a Mature, Offshore, Carbonate Middle East Reservoir. SPE 93606, 2005.
• [19] 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.
• [20] 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 Instytutu Nafty i Gazu 2012, no. 184.
• [21] Szott W., Miłek K.: Analysis of the enhanced oil recovery process through a bilateral well using WAG-CO2 based on reservoir simulation. Part I – synthetic reservoir model. Nafta-Gaz 2018, no. 4, pp. 270–278, DOI: 10.18668/NG.2018.04.02.
• [22] Taylor W., Russell R.: Multilateral technologies increase operational efficiencies in Middle East. Oil and Gas Journal 1998, vol. 16, pp. 76–80.
• [23] Yu W., Lashgari H.R., Sepehrnoori K.: Simulation Study of CO2 Huff-n-Puff Process in Bakken Tight Oil Reservoirs. SPE169575-MS, 2014.
• [24] 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).