Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Economics of combined CO2-EOR and CCS projects based on the example of a Polish multilayered oil field

Kosowski Piotr

Archives of Mining Sciences

|

2020

|

Vol. 65, no. 2

241--254

EN

The article presents a comprehensive economic analysis of a CO2 injection project in one of the Po-lish oil fields for both increased production (CO2-EOR) and underground storage (CCS). An interesting differentiator of this work is the use of a multilayered reservoir, which is actually not one reservoir but several located in the same place, as an example. It allows the optimization of the processes of injection, production and storage. Such projects are becoming more and more important because recently, after a period of long-term stagnation, costs of carbon allowances have started to rise which affects e.g. the electricity market in Poland. This can be an important incentive for the development of CCS technology, especially in combination with CO2-EOR. In the case of very high costs of carbon emissions rights CCS may turn out to be a cheaper solution. Economic efficiency is the main determinant of the EOR project’s success, as well as a very significant factor influencing the potential development of CO2 underground storage. Results are based on the numerical simulation of a combined CO2-EOR and CCS project. This analysis has been divided into two parts. The first uses a standard, deterministic approach, based on the DCF method and NPV indicator. It also provides a detailed sensitivity analysis, with particular reference to the impact of oil prices and the cost of carbon emissions rights on a project’s profitability. The second part of the economic analysis is probabilistic and involves estimating the maximum amount of CAPEX using the Monte Carlo method. Two cases were taken into account. The first assumes that the CO2 emitter pays for CO2 storage and the price is equal to 80% of the emissions rights price (with storage revenue). In the second one the emitter does not pay for storage (without storage revenue).

2

Możliwości zastosowania zaawansowanych metod wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złóż dojrzałych

Lubaś Jan, Stopa Jerzy, Warnecki Marcin, Wojnicki Mirosław

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 1

24--28

PL

Ze względu na malejącą w Polsce liczbę odkryć jeszcze bardziej ważne staje się osiąganie możliwie wysokich wskaźników stopnia sczerpania zasobów zagospodarowanych złóż ropy naftowej. W ostatnich miesiącach 2018 r. nastąpił radykalny wzrost cen europejskich uprawnień do emisji CO2 (z 5 do ponad 20 euro/t), dlatego jeszcze większe niż dotychczas może być znaczenie dwutlenku węgla w metodach CO2-EOR (ang. CO2 – enhanced oil recovery). W publikacji przedstawiono wyniki aktualnych badań i analiz przeprowadzonych w Katedrze Inżynierii Naftowej Akademii Górniczo-Hutniczej oraz Zakładzie Badania Złóż Ropy i Gazu Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego. Pierwsze z nich dotyczyły szeregu symulacji komputerowych różnych procesów rewitalizacyjnych możliwych do wykonania na złożach karpackich, ze szczególnym uwzględnieniem metod CO2-EOR i CO2- CCS (ang. CO2 – carbon capture and storage). Zilustrowano wyniki efektywności ekonomicznej badanych metod na złożach Podkarpacia. W dalszej części przedstawiono rezultaty podobnych symulacji wykonanych w INiG – PIB na modelach geologicznych wybranych złóż. Wykazały one, że przyrost sczerpania złoża przy zastosowaniu CO2 może być bardzo wysoki – w zakresie 23–57%. Oprócz symulacyjnych analiz efektywności omówiono również wyniki badań wykonanych na fizycznych modelach złoża, tj. metody naprzemiennego zatłaczania wody i ditlenku węgla WAG-CO2 (z ang. water alternating gas). Eksperymenty wypierania prowadzono na dolomitowych rdzeniach odpowiadających skale zbiornikowej, charakterystycznej dla złóż ropy naftowej na Niżu Polskim, z wykorzystaniem oryginalnych płynów złożowych. Dzięki możliwości wykonywania badań przy zadanym ciśnieniu i temperaturze możliwie dokładnie odwzorowano warunki panujące w złożu. Proces WAG prowadzono w reżimie mieszającym i zastosowano go jako metodę trzecią po uprzednim nawadnianiu. Na podstawie przeprowadzonych badań wykazano wysoką skuteczność procesu w zadanych warunkach, uzyskując stopień sczerpania na poziomie 80–95%. Przyrost stopnia odropienia w odniesieniu do kontynuacji procesu nawadniania był znaczący i zawierał się w zakresie 30–40%. Przytoczono również wyniki badań wybranych polimerów stosowanych w procesach nawadniania.

EN

Due to the decreasing number of discoveries in Poland, it is of even more importance and necessary to take care of achieving the highest possible oil recovery from the reservoirs. In the last months of 2018 there has been a radical increase in the prices of European CO2 Emission Allowances (from 5 to over 20 EUR/t), which is why the significance of carbon dioxide in CO2-EOR methods may be even greater than before. The publication presents the results of recently performed tests and analysis carried out at the Oil Engineering Department of the AGH University of Science and Technology and the Department of Oil and Gas Reservoir Testing of the Oil and Gas Institute – National Research Institute. The first of them concerned a number of computer simulations of various revitalization processes possible to be carried out on the Carpathian Foredeep oil fields, with particular emphasis on CO2-EOR and CO2-CCS methods. The results of the economic effectiveness of the tested methods on the Carpathian reservoirs are presented. In a later section, the results of similar simulations carried out at INiG – PIB on geological models of selected reservoirs are presented. In addition to the simulation analysis of the effectiveness of the CO2-EOR method, the results of tests carried out on physical reservoir models, i.e. the methods of water alternating gas injection (WAG-CO2 process), were also discussed. The research results of selected polymers used in water flooding processes were also presented.

3

Seismic anisotropy of a fractured rock during CO2 injection: a feasibility study

Ganguli Shib Sankar, Kumar Prakash, Dimri V. P.

Acta Geophysica

|

2019

|

Vol. 67, no. 1

141--148

EN

Fluid substitution plays the key role in reservoir characterization, leading to enhance understanding of the influence of fluids on seismic parameters. In general, fluid substitution tool assumes that the Earth is as an isotropic medium, which may not represent the practical field situation. Nevertheless, anisotropic fluid substitution provides important insights into the processes that control the anisotropic seismic response of a fractured rock when subjected to CO2 injection for enhanced oil recovery and its geological sequestration. Here, we examine the influence of fluid substitution in a porous yet fractured reservoir for quantitative interpretation of seismic data. This investigation involves anisotropic Gassmann’s equation and linear slip theory for fluid substitution in a transversely isotropic media with a horizontal axis of symmetry (HTI). We present a synthetic case by conceptualizing a double-layered half-space model with upper layer as shale and bottom layer as HTI sandstone, representing an Indian mature reservoir. The effects of variation in background porosity and fracture weaknesses on anisotropic (Thomsen’s) parameters, acoustic parameters including amplitude variation with angle have also been discussed. We observe that brine and oil sands to be associated with the highest elastic moduli, while CO2 sands exhibit contrasting trend. It is noteworthy that CO2 is more sensitive to fracture weakness when compared to the other reservoir fluids such as hydrocarbons and brines, as P-wave moduli (as much as 37.1%) and velocity (as high as 12.2%) reduces significantly with the increase in fracture weakness. Further, Gassmann’s assumption is validated as we noticed unchanged values in shear-wave moduli and shear-wave splitting parameter (γ) for various fluid types.

4

Intelligent control of CO2-EOR process

Mikołajczak E., Stopa J., Wojnarowski P., Janiga D., Czarnota R.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2018

|

Vol. 35, no. 1

235--243

EN

One of the enhanced oil recovery methods, which enables to recover an additional 15–20% of oil resources is the CO2-EOR method based on carbon dioxide injection into partially depleted reservoirs. Determination of the optimal process control facilitates effective use of natural resources. The idea of this paper is to develop an algorithm that optimizes the CO2-EOR process. This algorithm is based on the combination of artificial intelligence, control theory and computer simulation of hydrocarbon reservoirs. The effect of the proposed solution is the CO2-EOR process control, which is optimal in the case of the adopted objective function expressing the economic value of the project. The obtained results suggest that the use of artificial intelligence methods in the hydrocarbon production allows to improve the process efficiency by an additional 31% compared to the project carried out with the use of engineering knowledge.

5

Experimental investigations of oil displacement using the WAG method with carbon dioxide

Wojnicki M.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 11

864--870

EN

The article presents results of experimental studies of oil displacement efficiency by Water Alternating Gas (WAG) injection using carbon dioxide. WAG process was implemented as a tertiary recovery method, after waterflooding. The experiments were conducted on a long-core reservoir model at thermobaric conditions, which are characteristic for Polish carbonate reservoirs. Carbon dioxide injection was performed under miscible conditions (above minimum miscibility pressure). The results have practical importance because they confirm the suitability of conducting WAG process analysis on mentioned reservoir model and they present the WAG method effectiveness in specific reservoir conditions.

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań eksperymentalnych nad skutecznością wypierania ropy, metodą naprzemiennego zatłaczania wody i gazu (z ang. Water Alternating Gas – WAG), z wykorzystaniem dwutlenku węgla. Proces WAG zastosowano jako metodę trzecią wspomagania wydobycia, po uprzednim procesie nawadniania. Badania przeprowadzono na fizycznym modelu złoża, zbudowanym z długich rdzeni wiertniczych, w warunkach termobarycznych charakterystycznych dla polskich złóż ropy w kolektorach węglanowych. Zatłaczanie dwutlenku węgla odbywało się w warunkach mieszających (powyżej minimalnego ciśnienia zmieszania). Uzyskane wyniki mają charakter praktyczny, gdyż potwierdzają stosowność prowadzenia analiz procesu WAG na wspomnianym modelu złoża oraz przedstawiają skuteczność metody w konkretnych warunkach złożowych.

6

Microscale modeling of CO2-EOR process in coupling with laboratory measurements

Janiga D., Czarnota R., Stopa J., Wojnarowski P.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2017

|

Vol. 34, no. 1

37--47

EN

Application of enhance oil recovery methods (EOR) as carbon dioxide injection (CO2-EOR) can increase technological or economical production indicators. For the evaluation of process effectiveness, full scale simulation model is used. Numerical models require large number of high quality geological and production data. However, the necessary data may be uncertain therefore microscale laboratory experiment and modeling can provide a knowledge to understand the fluid flow phenomena. In this paper the authors propose an integrated decision model coupling laboratory measurements of displacement with the numerical simulation of flow. First step consists of routine rock properties determination, after that core sample geometry, porosity and permeability were reconstructed in numerical reservoir simulator. Simple core model was combined with relative permeability measurements for oil - water and oil - carbon dioxide as well as fluid properties. Calibrated to laboratory measurements simulation model was used to analyze the process of CO2-EOR and evaluation of its effectiveness depending on technological parameters.

7

Ocena społecznej akceptacji przemysłu naftowego w Polsce

Rychlicki S., Kosowski P., Wartak J., Solecki M.

Polityka Energetyczna

|

2016

|

T. 19, z. 3

133--145

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań ankietowych przeprowadzonych w celu poznania oceny społecznej akceptacji przemysłu naftowego w Polsce. Ankieta została przeprowadzona w południowej części województwa podkarpackiego (w Krośnie, Jedliczu i Rymanowie), gdzie od wielu lat funkcjonuje przemysł naftowy. Zbadano ogólny stan wiedzy respondentów w zakresie zagadnień związanych z przemysłem naftowym. Ocenie poddano odbiór społeczny wpływu działań przemysłu naftowego na życie ludzi oraz na środowisko przyrodnicze. Istniejące w obrębie badań złoża ropy naftowej i gazu ziemnego brane są pod uwagę przy możliwości intensyfikacji wydobycia ropy naftowej poprzez zatłaczanie dwutlenku węgla (CO2-EOR) z jednoczesną jego sekwestracją w złożu (CCS). W związku z powyższym, szczególną uwagę zwrócono na postrzeganie oraz akceptację przez społeczność lokalną wspomnianych technologii. Zaobserwowano, że badana społeczność w znacznej części deklaruje brak wiedzy w obrębie poruszanych zagadnień. Brak akceptacji społecznej w dużej mierze wynika z obawy przed nieznanym i może prowadzić do utrudnień w realizacji nowych inwestycji związanych z działalnością przemysłu naftowego. W związku z tym stwierdzono, że edukacja społeczeństwa w zakresie wspomnianej tematyki jest konieczna, ponieważ ma bezpośredni wpływ na postrzeganie oraz akceptację działań prowadzonych przez przemysł naftowy.

EN

The article presents the results of a survey carried out in the framework of the project MUSE in order to examine the assessment of social acceptance of the oil industry in Poland. The survey was conducted in the part of southern Sub-Carpathian region (in Krosno, Jedlicz and Rymanów), where the oil industry has been operating for many years. The respondents’ knowledge on issues related to the oil industry was exmained. Public perception of the impact of the oil industry on the lives of people and the environment was evaluated. Oil and natural gas fields existing within the field of research were taken into consideration when the possibility of enhancing oil recovery by injecting carbon dioxide (CO2-EOR) with its simultaneous sequence in the bed was concerned (CCS). Therefore, special attention was paid to social perception and acceptance of the above mentioned technologies. It has been observed that respondents of the survey largely declare a lack of knowledge on the issues discussed. The lack of social acceptance is largely due to the fear of the unknown and can lead to the appearance of difficulties in the implementation of new projects related to the activities of the oil industry. Therefore, it was found that it is necessary to educate the public on the subject, because it has a direct impact on the perception and acceptance of the activities of the oil industry.

8

Wspomaganie wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego z polskich złóż z wykorzystaniem CO2 i jego równoczesną sekwestracją

Lubaś J., Szott W., Wójcicki A.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2015

|

nr 465

45--56

PL

Publikację przygotowano na podstawie wyników badań uzyskanych przez Konsorcjum, składające się z Instytutu Nafty i Gazu oraz Państwowego Instytutu Geologicznego – Państwowego Instytutu Badawczego, w ramach projektu realizowanego na zamówienie Ministerstwa Środowiska pt. ,,Program wspomagania wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego z krajowych złóż węglowodorów przy zastosowaniu podziemnego zatłaczania CO[sub]2[/sub]”. Wykonano badania symulacyjne efektywności zastosowania w wybranych złożach ropy i gazu procesów CO[sub]2[/sub]–EOR, EGR z równoczesną sekwestracją CO[sub]2[/sub]. W pierwszej części na przykładzie wytypowanych 10 złóż oceniono możliwości zwiększenia krajowych zasobów wydobywalnych ropy naftowej i gazu ziemnego, przy wykorzystaniu omawianych metod. Następnie określono potencjał składowania CO[sub]2[/sub] w wytypowanych złożach węglowodorów z zastosowaniem metod CO[sub]2[/sub]–EOR, EGR Na zakończenie przeprowadzono wstępną analizę opłacalności ekonomicznej symulowanych metod.

EN

The paper was prepared based on the research results obtained by the consortium of Oil and Gas Institute and Polish Geological Institute – National Research Institute within the project ordered by the Ministry of the Environment and entitled: “Program of Enhanced Oil and Gas Recovery from Domestic Hydrocarbon Reservoirs by the Application of Underground CO2 Injection”. The effectiveness of the CO[sub]2[/sub]–EOR, EGR methods with simultaneous CO[sub]2[/sub] sequestration was studied usingreservoir simulations for selected oil and gas reservoirs in Poland. The first part of the paper includes an evaluation of the potential of the above methods to increase recoverable oil or gas reserves in 10 selected reservoirs. The second part of the paper includes an assessment of the CO[sub]2[/sub] storage potential of the same reservoirs using the studied methods. The paper concludes with the introductory economic analysis for the profitability of the simulated methods.