Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Ocena skuteczności naprzemiennego zatłaczania wody i gazu w procesie pozyskiwania ropy naftowej ze złóż węglanowych – studium eksperymentalne

Wojnicki Mirosław

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2023

|

nr 238

1--182

PL

Biorąc pod uwagę fakt, że wydobycie z dojrzałych złóż ropy naftowej sukcesywnie spada, a nowe odkrycia nie są wystarczające, by sprostać rosnącemu zapotrzebowaniu na produkty naftowe, należy stwierdzić, że metody wspomagania wydobycia (EOR) stają się niezbędnym ogniwem światowego przemysłu naftowego. Problematyka ta jest aktualna również w ujęciu krajowym, w którym kluczowe złoża ropy naftowej wymagają niezwłocznego wprowadzenia skutecznej metody EOR. Celem niniejszej monografii jest rozpoznanie możliwości wspomagania wydobycia ropy naftowej z krajowych złóż węglanowych przy zastosowaniu naprzemiennego zatłaczania wody i gazu (WAG) z wykorzystaniem różnego typu gazów, w tym gazów ziemnych wysokozaazotowanych występujących na obszarze Niżu Polskiego. Praca ma w głównej mierze charakter eksperymentalny, choć zostały w niej również zastosowane zaawansowane metody obliczeniowe. Głównym procesem badawczym były eksperymenty wypierania ropy naftowej z rdzeni wiertniczych prowadzone z dokładnym odwzorowaniem warunków złożowych dzięki wykorzystaniu oryginalnych płynów złożowych, skały złożowej oraz zadaniu odpowiednich warunków termobarycznych. Eksperymenty te pozwoliły na ocenę skuteczności poszczególnych wariantów procesu WAG – wyróżniających się typem zatłaczanego gazu, stosunkiem wody do gazu w strumieniu zatłaczanych płynów oraz ciśnieniem tłoczenia. Przetestowano również skuteczność metody WAG w warunkach szczelinowatego ośrodka porowatego (sztuczna szczelina) oraz efektywność ograniczania mobilności gazu z wykorzystaniem przepływu pianowego (FAWAG). Na podstawie danych eksperymentalnych dokonano wstępnej oceny efektywności ekonomicznej testowanych wariantów WAG. Eksperymenty wypierania poprzedzono szeregiem badań i analiz pozwalających na ich odpowiednie zaprojektowanie, przeprowadzenie i zbilansowanie. Dla pełniejszej ewaluacji procesu WAG w węglanowym ośrodku porowatym przeprowadzono również eksperymenty uzupełniające, mające na celu rozpoznanie wpływu zatłaczanych w procesie WAG mediów na skałę zbiornikową. Ostatecznie, opierając się na wynikach prac eksperymentalnych i wykorzystując algorytm programowania genetycznego, opracowano model matematyczny pozwalający na oszacowanie wartości współczynnika odropienia na podstawie zmiennych charakteryzujących dany wariant WAG.

EN

Since production from mature oil fields is gradually declining and new discoveries are not sufficient to meet the growing demand for oil products, enhanced oil recovery is emerging as an essential component of the global oil industry. This issue is also relevant in the national context, where key oil fields require the immediate introduction of an effective EOR method. The aim of the presented dissertation is to explore the possibility of enhancing oil recovery from domestic carbonate reservoirs by a process of water alternating gas injection (WAG) using various types of gases, including high-nitrogen natural gases occurring in the Polish Lowlands. The work is mainly experimental, although advanced calculation methods have also been integrated. The primary research process involved coreflooding experiments carried out with exact reconstruction of reservoir conditions using original reservoir fluids, reservoir rock and application of appropriate thermobaric conditions. This helped assess the effectiveness of particular WAG process variants distinguished by the type of injected gas, water to gas ratio and injection pressure. The effectiveness of the WAG method for a fractured porous medium (artificial fracture) and the efficiency of reducing gas mobility using foam flow (FAWAG) were also tested. On the basis of the experimental data, an initial assessment of the WAG economic efficiency was made. The coreflooding experiments were preceded by a series of introductory studies and analyses allowing for their proper design, execution and balance. For a complete evaluation of the WAG process in the carbonate porous medium, supplementary experiments were also carried out to identify the impact of media injected in the WAG process on the reservoir rock. Finally, based on the results of the experimental work and a genetic programming algorithm, a mathematical model was developed to estimate the recovery factor using variables specific for a given WAG variant.

2

Ocena efektywności ekonomicznej procesu WAG na podstawie danych eksperymentalnych dla jednego z krajowych złóż ropy naftowej

Wojnicki Mirosław, Kuśnierczyk Jerzy, Szuflita Sławomir, Warnecki Marcin

Nafta-Gaz

|

2021

|

R. 77, nr 2

75--81

PL

Problem związany z koniecznością zwiększenia stopnia sczerpania zasobów złoża dotyczy wielu dojrzałych, również krajowych, złóż ropy naftowej, w tym tych najważniejszych – zlokalizowanych w dolomicie głównym. Zapewnienie zadowalającego stopnia sczerpania jest możliwe jedynie dzięki zastosowaniu efektywnej metody wspomagania wydobycia ropy (ang. enhanced oil recovery, EOR). Naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (ang. water alternating gas, WAG), jako jedna ze skuteczniejszych metod EOR, została przebadana w warunkach charakterystycznych dla krajowych złóż w formacjach węglanowych. Rezultaty prac eksperymentalnych, a także symulacyjnych prowadzonych w INiG – PIB wskazują na duży potencjał zastosowania metody WAG w warunkach krajowych. Niewątpliwą zaletą wykorzystania metody WAG jest możliwość utylizacji różnego rodzaju gazów, w tym gazów spalinowych/odpadowych lub gazów ziemnych o znikomej wartości energetycznej. Kwestia ta zasługuje na szczególną uwagę, gdyż jak wiadomo, ograniczenie emisji gazów odpowiedzialnych za globalne ocieplenie ma krytyczne znaczenie dla przyszłości naszej planety. Użycie w metodach EOR gazów, powiązane z ich bezpiecznym składowaniem w strukturach geologicznych, oraz wykorzystanie naturalnej energii złożowej to działania pozwalające na zmniejszenie śladu środowiskowego wydobywanej ropy. W niniejszym artykule, opierając się na wynikach prac eksperymentalnych, przeprowadzono uproszczoną analizę ekonomiczną wykorzystania w metodzie WAG czterech typów gazów: w postaci gazów kwaśnych (dwutlenek węgla i jego mieszanina z siarkowodorem) oraz gazów ziemnych (zaazotowanych i wysokozaazotowanych). Pozwoliło to na wytypowanie optymalnych pod względem ekonomicznym wariantów metody WAG. Przeprowadzone obliczenia wykazały, że pomimo znacząco niższej skuteczności zaazotowanych gazów ziemnych przy wspomaganiu wydobycia ropy (w kontekście uzyskiwanego współczynnika odropienia), ich zastosowanie może być uzasadnione pod względem ekonomicznym. Dobór optymalnego wariantu wspomagania wydobycia zależy w dużej mierze od przyjętych (aktualnych) kosztów pozyskania zatłaczanych mediów oraz ceny wydobywanego surowca na rynkach światowych.

EN

The challenge related to the need for an increase of the recovery factor concerns numerous mature, also domestic oilfields, including the most important ones – located in Main Dolomite formation. Satisfactory recovery factor can be ensured only through applying an effective enhanced oil recovery method (EOR). Water Alternating Gas (WAG), as one of the most effective EOR methods, has been tested in conditions characteristic for domestic deposits in carbonate formations. The results of experimental and simulation works carried out at the Oil and Gas Institute (INiG – PIB) indicate significant potential for the application of the WAG method in domestic conditions. An unquestionable advantage of the WAG method is the opportunity to utilize various types of gases, including flue/waste gas or low-energy natural gas. This issue deserves special attention because, as we know, the reduction in the emissions of gases involved in global warming is critical for the future of our planet. Their utilization in EOR methods, coupled with their safe storage in geological structures, constitute measures that reduce the environmental footprint of produced oil. In the article, based on the of experimental results, a simplified economic analysis of the utilization of four gas types in the form of acidic gases (carbon dioxide and its mixture with hydrogen sulfide) and natural gases (high and very high nitrogen content) in the WAG method was carried out. That allowed to identify the most economically optimal variants of the WAG method. The results showed that despite significantly lower effectiveness of nitrogen-rich natural gases in enhancing oil recovery (in the context of recovery factor), their application might be justified in economic terms. The selection of the optimal variant for enhancing recovery is strongly influenced by the assumed (current) cost of acquiring the injected media, and of course by the current (and forecasted) crude oil price.

3

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

PL

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.

EN

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.

4

Przykłady udanych wdrożeń metody naprzemiennego zatłaczania wody i gazu do węglanowych złóż ropy

Wojnicki Mirosław

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2019

|

R. 22, Nr 1 (243)

4--7

PL

Stopień sczerpania węglanowych złóż ropy naftowej jest wyraźnie niższy od średniego stopnia sczerpania i nie przekracza 25%, gdyż prowadzenie efektywnego procesu wspomagania wydobycia z kolektorów węglanowych jest sporym wyzwaniem ze względu na ich heterogeniczność. Połączenie niekorzystnej zwilżalności, która utrudnia wyparcie pozostałej w matrycy skalnej ropy naftowej oraz szczelinowatości, która ogranicza wpływ sił lepkości na efektywność wypierania i prowadzi do przedwczesnego przebicia zatłaczanych mediów do odwiertów wydobywczych sprawia znaczne trudności w eksploatacji. Jedną z ciekawszych metod wspomagania wydobycia, która pozwala na ograniczenie mobilności zatłaczanych płynów jest naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (ang. water-alternating-gas - WAG). Przy odpowiednim zaprojektowaniu i optymalizacji proces WAG może być efektywny również w trudnych warunkach geologiczno-złożowych. Przedstawione w artykule przykłady udanych wdrożeń metody WAG są potwierdzeniem możliwości efektywnego prowadzenia procesu w węglanowych skałach zbiornikowych.

EN

An overall oil recovery factor for carbonate reservoirs is significantly lower than average and does not exceed 25%, as conducting an effective EOR process is quite challenging due to their heterogeneity. The combination of unfavourable wettability - which hinders the displacement of crude oil remaining in the rock matrix, and fracturing - which reduces the impact of viscosity forces on displacement efficiency and leads to a premature breakthrough of the injected fluids into the production wells, causes significant problems in production. Water-alternating-gas (WAG) injection is one of the most interesting EOR methods, which reduces the mobility of injected fluids. If properly designed and optimised, the WAG process can also be effective in difficult geological and reservoir conditions. The examples of successful implementation of the WAG method presented in the paper confirm the possibility of effective WAG process development in the carbonate reservoirs.

5

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

Szott W., Miłek K.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 7

503--510

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.

6

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

Szott W., Miłek K.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 4

270--278

EN

The paper presents analysis of the selected EOR methods based on the results of reservoir simulations with particular attention paid to WAG method and its SWAG variation consisting in simultaneous and selective injecting of water and CO2 (water through the upper section, CO2 through the lower section of the injector). Reservoir simulations have been performed on two models of synthetic reservoir: one with standard permeability equal to the average permeability of the largest Polish reservoir and the second one with reduced permeability. Forecasts of oil production with the use of the primary method, waterflooding method as well as WAG and SWAG methods have been performed for each of these models. For each of these methods, the cases of oil production by a vertical, standard horizontal and by bilateral well with two sections situated one above the other were considered. 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 it. The paper presents a detailed analysis of the reservoir exploitation for each of the cases. Results for total amounts are presented in the table, and the qualitative assessment is presented based on simulation results including distribution of oil saturation in the reservoir at the end of exploitation process.

PL

W pracy w oparciu o wyniki symulacji złożowych przedstawiono wybrane metody EOR ze szczególnym uwzględnieniem metody WAG i jej odmiany SWAG polegającej na równoczesnym i selektywnym tłoczeniu wody i CO2 (wody górną sekcją odwiertu zatłaczającego, CO2 dolną jego sekcją). Symulacje złożowe przeprowadzono na dwóch modelach syntetycznego złoża: jednego o standardowej przepuszczalności, tj. równej średniej przepuszczalności dla jednego z największych polskich złóż i drugiego o przepuszczalności zredukowanej. Dla każdego z tych modeli przeprowadzono prognozy wydobycia ropy przy użyciu metody pierwszej, metody nawadniania oraz metod WAG i SWAG. Dla każdej z powyższych metod rozpatrzono przypadki wydobycia ropy przez odwiert pionowy, standardowy horyzontalny oraz bilateralny o dwóch sekcjach znajdujących się jedna nad drugą. 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 eksploatacji złoża dla każdego wariantu. Wyniki dla sumarycznych wielkości zestawiono w tabeli, a ocenę jakościową przedstawiono w oparciu o podstawowe wyniki symulacji, w tym rozkłady nasycenia ropą w złożu na koniec eksploatacji złoża.

7

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

Wojnicki M.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2017

|

R. 20, Nr 8 (226)

4--8

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.

8

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.

9

Space-time/frequency/scale representation of the turbulence near the wall

Sedat Tardu F.

Journal of Theoretical and Applied Mechanics

|

2007

|

Vol. 45 nr 4

833-852

EN

It is proved that the Window Average Gradient (WAG) scheme designed to detect singularities in the turbulence is approximately equivalent to the Rilbert transform of the "Mexican Rat" wavelet. Several identities are derived between these schemes and their validity are theoretically and experimentally shown through the fluctuating wall shear stress and velocity data taken in the turbulent boundary layer. The instantaneous amplitude-frequency representation of WAG at the large scale is also considered. These results indicate that the wall turbulence is significantly regular. It is shown that the near wall singularities involve in the large scale frequency shift key process and that the corresponding instantaneous phase consists of discontinuous line segments.

PL

W pracy wykazano, że metoda WAG (ang. Windo w Average Gradient) przewidziana do wyszukiwania osobliwości w turbulencji jest w przybliżeniu równoważna transformacji Hilberta falki typu "meksykański kapelusz". Na podstawie badań teoretycznych i doświadczalnych dotyczących fluktuacji naprężeń na ściance oraz rozkładu prędkości w warstwie przyściennej wyprowadzono kilka tożsamości pomiędzy schematami WAG i udowodniono ich prawdziwość. Rozważono także chwilową charakterystykę amplitudowo-częstościową WAG dla dużej skali. Rezultaty analizy wskazały na znaczącą regularność turbulencji przyściennej. Pokazano, że osobliwości obserwowane przy brzegu w dużej skali związane są z procesem przesuwania częstości i odpowiadającym mu nieciągłym zmianom chwilowej fazy.