Wspomaganie wydobycia ropy metodą naprzemiennego zatłaczania wody i gazu (WAG)

• Autorzy: Wojnicki M.

Warianty tytułu

EN

Wateralternating gas (WAG) injection for enhanced oil recovery

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Proces naprzemiennego zatłaczania wody i gazu WAG (z ang. Water Alternating Gas), został zaproponowany już w latach 50-tych ubiegłego stulecia jako usprawnienie metody nagazowania złoża. Wprowadzenie naprzemiennych cykli zatłaczania wody i gazu pozwoliło na ograniczenie niekorzystnych zjawisk związanych z dużą mobilnością gazu oraz na poprawienie efektywności pionowego objęcia złoża przez zatłaczane płyny. W artykule przedstawiono założenia teoretyczne procesu WAG oraz omówiono jego praktyczne zastosowanie w światowym przemyśle naftowym. Zasygnalizowano również potrzebę wdrażania procesów wspomagania wydobycia na krajowych złożach ropy naftowej.

EN

Water alternating gas (WAG) injection process was proposed in the 1950s to improve the sweep efficiency of gas flooding. Application of alternating water and gas cycles has led to the minimalization of unfavorable effects caused by high mobility of gas, and to the better macroscopic displacement efficiency of the injected fluids. This paper gives brief background on the theory of the WAG process, and an overview of its practical implementation in the world oil and gas industry. The need of the implementation of enhanced oil recovery methods on the national oil fields was also mentioned.

Słowa kluczowe

PL

wydobycie ropy; metoda naprzemiennego zatłaczania wody i gazu; WAG

EN

oil recovery; oil recovery metod; Water Alternating Gas

• Wydawca: Stowarzyszenie Naukowo-Techniczne Inżynierów i Techników Przemysłu Naftowego i Gazowniczego
• Czasopismo: Wiadomości Naftowe i Gazownicze
• Rocznik: 2017
• Tom: R. 20, Nr 8 (226)
• Strony: 4--8
• Opis fizyczny: Bibliogr. 19 poz., rys.

Twórcy

autor

Wojnicki M.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• 1.Al.-Mjeni R., Arora S., Cherukupalli P., Edwards J., Felber B.J., Gurpinar O., ... Ramamoorthy R.: Has the Time Come for EOR? Oilfield Review 2010, vol. 22, nr 4, s. 16-35.
• 2.Awan, Anwar R., Teigland R., Kleppe J,: EOR Survey in the North Sea. In SPE/DOE Symposium on improved Oil Recovery 2006. Society of Petroleum Engineers.
• 3.Claudle B.H., Dyes A.B.: Improving Miscible Displacement by Gas-Water Injection. Petroleum Transactions 1958, vol. 213, s. 281-284.
• 4.Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A.: Review of Wag Field Experience. SPE Reservoir Evaluation & Engineering 2001, vol. 4, nr 2, s. 97-106.
• 5.Christensen J.R., Senby E.H., Skauge A.: Review of WAG Field Experience. In International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico 1998. Society od Petroleum Engineers.
• 6.Ghedan S.G.: Global Laboratory Experience of XO2-EOR Flooding. In SPE/EAGE Resorvoir Characterization and Simulation Conference 2009. Society of Petroleum Engineers.
• 7.Jarrell P.M.: Practical aspects of CO flooding. SPE Monograph Series 2002, vol. 22, s. 220.
• 8.Kang P.S., Lim J.S., Huh C.: Screening criteria and considerations of offshore enhanced oil recovery. Energies 2016, vol. 9, nr 1, s.1-18.
• 9.Kharrat R., Mahdavi S., Ghorbani D.: A Comprehensive EOR Study of a Highly Fractured Matured Field-Case Study. In SPE Europec/EAGE Annual Conference 2012. Society of Petroleum Engineers.
• 10.Lake L.W., Johns R., Rossen B., Pope G., Russell Johns, Bill Rossen, Gary Pope: Fundamentals of Enhanced Oil Recovery 2014, S. 479.
• 11.Lubaś J.: O potrzebie bardziej dynamicznego wdrażania metod wspomagania wydobycia ropy naftowej z krajowych złóż. Nafta-Gaz 2013, nr 10, s. 744-750.
• 12.Lyons W.C., Pilsga G.J., Lorens M.D.: Standard handbook of petroleum and natural gas engineering 2016. Gult Professional Publishing 2016.
• 13.Miłek K., Szott W.: Zastosowanie symulacji złożowych do analizy porównawczej procesu EOR na przykładzie wybranych metod wspomagania. Nafta-Gaz 2015, nr 3, s. 167-176.
• 14.Pham V. Halland E: Perspective of CO 2 for Storage and Enhanced Oil Recovery (EOR) in Norwegian North Sea. Energy Procedia 2016, vol. 0, s. 13-14.
• 15.Sheng J: Enhanced oil recovery field case studies 2013. Gulf Professional Publishing 2013.
• 16.Solomon S., Plattner G.-K, Knutti R., Friedlingstein P.: Irreversible climate change due to carbon dioxide emissions. Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America 2009, vol. 106, nr 6, s. 1704-1709.
• 17.Stosur G.J., Hite J.R., Carnahan N.F., Miller K.: The Alphabet Soup of IOR, EOR and AOR: Effective Communication Requires a Definition of Terms. In SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific 2003. Society of Petroleum Engineers.
• 18.Such J., Szott W.: Symulacyjne badania procesu przemiennego zatłaczania wody i gazu (WAG) stosowanego dla zwiększania efektywności wypierania ropy w złożu. Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa 1997, vol. 89, s. 21.
• 19.Verma M.K.: Fundamentals of Carbon Dioxide-Enhanced Oil recovery (CO 2 – EOR)-A Supporting Document of the Assessment Methodology for Hydrocarbon Recovery Using CO 2 – EOR Associated with Carbon Sequestration. U.S. Geological Survey Open-File Report 2015, s.19.