Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

Znaleziono wyników: 1

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Wyszukiwano:
w słowach kluczowych: FAWAG

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

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

Wojnicki Mirosław

Nafta-Gaz

2020

R. 76, nr 5

311--321

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.

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.