Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

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.

2

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

Szott Wiesław, Miłek Krzysztof

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 4

249--260

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.

3

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.

4

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.