Analiza efektów zastosowania chemicznych metod trzecich wspomaganego wydobycia ropy na przykładzie złoża krajowego oparta na modelowaniu numerycznym

• Autorzy: Szott Wiesław , Miłek Krzysztof

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.04.04

Warianty tytułu

EN

Analysis of the effects of tertiary EOR methods applied to a domestic oil reservoir from numerical modelling

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W pracy przedstawiono wyniki analizy zastosowania chemicznej metody wspomaganego wydobycia ropy wykorzystującej zatłaczanie do złoża roztworu polimeru i środka powierzchniowo czynnego (SPCz). Analizę tę przeprowadzono przy użyciu numerycznego modelowania procesów wypierania ropy z ośrodków porowatych. W modelowaniu tym uwzględniono wszystkie istotne zjawiska występujące w trakcie przepływów powyższych płynów w ośrodku porowatym, w szczególności: adsorpcję polimeru i SPCz na powierzchni porów skały złożowej, wpływ koncentracji polimeru i szybkości ścinania na efektywną lepkość wodnego roztworu wypierającego ropę, wpływ adsorpcji polimeru na redukcję przepuszczalności dla płynów złożowych, redukcję porowatości dostępnej dla cząsteczek polimeru, modyfikację napięcia międzyfazowego w układzie roztwory wodne–ropa spowodowaną obecnością środków powierzchniowo czynnych w roztworach. W rezultacie mechanizm wypierania ropy zatłaczanym roztworem przyjmuje złożony charakter, tzn. oprócz standardowej składowej wypierania niemieszającego ujawnia składową wypierania mieszającego, zależną od szczegółowych własności systemu: płyn wypierany–płyn wypierający–skała złożowa. Ze względu na złożony charakter powyższych zjawisk zachodzi potrzeba określenia ilościowych zależności istotnych właściwości chemikaliów od ich rodzaju i koncentracji w płynie wypierającym, co jest realizowane poprzez modelowanie procesów wypierania ropy w uproszczonych systemach próbek (układów rdzeni) skały złożowej. W tym celu skonstruowano modele badań laboratoryjnych na układzie rdzeni wiertniczych, na których odtworzono przebieg badań. Pozwoliło to na określenie ilościowych charakterystyk mechanizmów wypierania i zweryfikowało poprawność zastosowanego podejścia. Scharakteryzowane w ten sposób mechanizmy wypierania ropy zaimplementowano w numerycznym modelu rzeczywistego złoża krajowego. Przedstawiono uzyskane na tym modelu wyniki symulacji sczerpania ropy naftowej przy wykorzystaniu powyższych metod wykazujące ich korzystny wpływ na stopień sczerpania zasobów ropy. Otrzymano ilościowe wyniki dla różnych parametrów operacyjnych procesu wypierania ropy badanymi roztworami pozwalające ocenić efektywność stosowania analizowanych metod wspomaganego wydobycia ropy.

EN

The paper presents an analysis of the chemical EOR method utilising waterflooding with the use of a polymer and a surfactant solution. The analyse was carried out using numerical modelling of oil displacement processes from porous media. This modelling took into account all the significant phenomena occurring during the flow of the above fluids in the porous medium. It included polymer and surfactant adsorption on the surface of the rock pores; the impact of polymer concentration and shear rate on the effective viscosity of the displacing fluid; the effect of polymer adsorption on the reduction of permeability for reservoir fluids; the reduction of the porosity available for polymer particles; the modification of the interfacial tension in the aqueous solutions – oil system caused by the presence of a surfactant. As a result, the oil displacement mechanism with the injected solution becomes complex, i.e., in addition to the standard non-miscible displacement component, it reveals a miscible component depending on the specific properties of the system: displaced fluid – displacing fluid – reservoir rock. Due to the complex nature of the above phenomena, there is a need to determine the quantitative relationships for the significant properties of chemicals on their type and concentration in the displacing fluid. These relationships are obtained from modelling oil displacement processes in simplified systems of reservoir rock samples. For this purpose, models of laboratory tests were constructed for a system of drilling cores, on which the results of displacement tests were reproduced. This allowed the quantitative characteristics of displacement mechanisms to be determined and the correctness of the used approach to be verified. The oil displacement mechanisms characterized in this way were implemented in the numerical model of a real oil reservoir. The results of simulations for crude oil depletion using the above methods have been obtained in this model, showing their beneficial effect on the degree of depletion of oil resources. The dependents of production results on various operational parameters were obtained allowing to assess the effectiveness of the analysed methods for enhanced oil recovery.

Słowa kluczowe

PL

wspomagane wydobycie ropy; zatłaczanie związków chemicznych; polimery; środki powierzchniowo czynne; symulacje złożowe; mechanizmy wypierania

EN

EOR; chemical flooding; polymers; surfactants; reservoir simulations; displacement mechanisms

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 4
• Strony: 249--260
• Opis fizyczny: Bibliogr. 27 poz.

Twórcy

autor

Szott Wiesław

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Miłek Krzysztof

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Alzayer A., Voskov D., Tchelepi H., 2016. On Modification of Relative Permeability in Compositional Simulation of Near-miscible Processes. Conference: ECMOR XV – 15th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. DOI: 10.3997/2214-4609.201601741.
• Delshad M., Han C., Veedu F.K., Pope G.A., 2013. A simplified model for simulations of alkaline–surfactant–polymer floods. Journal of Petroleum Science and Engineering, 108: 1–9.
• Fath A.H., Pouranfard A.R., Parandvar R., Pourhadi S., 2016. An investigation of different gas injection scenarios as enhanced condensate recovery method in a naturally fractured gas-condensate reservoir. Petroleum Science and Technology, 34(3): 295–301. DOI:10.1080/10916466.2015.1098663.
• Felber B., 2002. Overview: Tertiary Recovery (January 2002). Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/0102-0048-JPT.
• Golabi E., 2014. The investigation of the Anionic and Cationic Surfactants effects on the enhanced oil recovery in Iran oil reservoir. International Journal of Chemical Studies, 2(2): 63–71.
• Gu J.W., Lu W., Zheng J.P., 2013. Application Research of numerical Simulation in Physical Modeling Displacement Experiments. Advanced Materials Research, 680: 301–306. DOI: 10.4028/www.scentific.net/AMR.680.301.
• Guo H., Dou M., Hanqing W., Wang F., Yuanyuan G., Yu Z., Yansheng W., Li Y., 2017. Proper Use of Capillary Number in Chemical Flooding. Journal of Chemistry. Article ID 4307368: 11. DOI: 10.1155/2017/4307368.
• Holm L.W., 1986. Miscibility and Miscible Displacement. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/15794-PA.
• Jankovic M.S., 1986. Analytical Miscible Relative Permeability Curves and Their Usage with Compositional and Pseudo-Miscible Simulators. Journal of Canadian Petroleum Technology, 25(4): 11. DOI: 10.2118/86-04-07.
• Lubaś J., Szott W., 2012. Projects of Enhanced Gas and Oil Recovery Using CO2 Sequestration Processes in Poland. Nafta-Gaz, 6: 350–358.
• Mandal A., 2015. Chemical flood enhanced oil recovery: a review. International Journal of Oil Gas and Coal Technology, 9(3): 241. DOI:10.1504/IJOGCT.2015.069001.
• Mishra S., Bera A., Mandal A., 2014. Effect of Polymer Adsorption on Permeability Reduction in Enhanced Oil Recovery. Journal of Petroleum Engineering, 2014, Article ID 395857: 9. DOI: 10.1155/2014/395857.
• Mokheimer E., Hamdy M., Abubakar Z., Shakeel R., Habib M.A., Mahmoud M., 2019. A Comprehensive Review of Thermal Enhanced Oil Recovery: Techniques Evaluation. Journal of Energy Resources Technology, 141(3): 18. DOI: 10.1115/1.4041096.
• Moreno R., Gonçalves R., Okabe C., Schiozer D., Trevisan O., Bonet E., Iatchuk S., 2011. Comparison of residual oil saturation for water and supercritical CO2 flooding in a long core, with live oil at reservoir conditions. Journal of Porous Media, 14(8): 699–708. DOI:10.1615/JPorMedia.v14.i8.40.
• Ong S.C., Sami A.M., Elhassan M.A., 2019. Numerical Simulation of Alkaline – Surfactant – Polymer Flooding for Enhanced Oil Recovery. International Journal of Innovative Technology and Exploring Engineering, 8(4): 315–320. ISSN: 2278-3075.
• Oskarsson H., Uneback I., Hellsten M., 2005. Surfactants as Flow Improvers in Water Injection. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/93116-MS.
• Peters E.J., Hardham W.D., 1986. A Comparison of Unstable Miscible and Immiscible Displacements. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/19640-MS.
• Ruben J., Patzek T.W., 2002. Three-Phase Displacement Theory: An Improved Description of Relative Permeabilities. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/77539-MS.
• Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N., 2015. Status of Polymer-Flooding Technology. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/174541-PA.
• Sochi T., 2009. Single-phase flow of non-Newtonian fluids in porous media. Thesis of University College London, London: 8–11.
• Szott W., 2007. Symulacja laboratoryjnych testów wypierania mieszającego za pomocą symulatora Eclipse Compositional dla polskich złóż ropno-gazowych. Prace Instytutu Nafty i Gazu, 141: 1–50. ISSN 0209-0724.
• Szott W., 2012. Bilansowa metoda modelowania wypierania mieszającego. Nafta-Gaz, 12: 965–975.
• Szott W., Łętkowski P., Gołąbek A., Miłek K., 2012. Ocena efektów wspomaganego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego z wybranych złóż krajowych z zastosowaniem zatłaczania CO2. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu, 184: 1–35. ISSN 0209-0724.
• Szott W., Miłek K., 2015. Zastosowanie symulacji złożowych do analizy porównawczej procesu EOR na przykładzie wybranych metod wspomagania. Nafta-Gaz, 3: 167–176.
• Wilk K., Wojnicki M., Kasza P., Warnecki M., Czupski M., Masłowski M., Moska R., 2019. Cooperation between INiG – PIB and PGNiG in the field of increasing oil recovery efficiency from polish mature reservoirs. Praca własna Zakładu Stymulacji Wydobycia Węglowodorów, Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego przedstawiona na HC Increasing Recovery Efficiency in the Mature Fields. Methods & Technology for Cooperation, WPC Expert Workshop, 21–22 October 2019, Bucharest, Romania.
• Wuensche R., 1987. Nitrogen Injection for Enhanced Oil Recovery. Petroleum Society of Canada. DOI: 10.2118/78-29-44.
• Xiong L., Huang Y., Wu Y., Gao C., Gao W., 2018. Study on the Influence of Inaccessible Pore Volume of Polymer Development. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 170(2): 022045. DOI: 10.1088/1755-1315/170/2/022045.

Uwagi

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