Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

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.

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

Optymalizacja procesu zatłaczania CO2 do złoża ropy nienasyconej przy wykorzystaniu pionowych odwiertów iniekcyjnych

Janiga D., Czarnota R., Stopa J., Wojnarowski P., Knapik E., Kosowski P., Wartak J.

Przemysł Chemiczny

|

2018

|

T. 97, nr 6

879--882

PL

Malejąca tendencja odkryć nowych konwencjonalnych złóż węglowodorów wymusza konieczność poszukiwania nowych dróg rozwoju przemysłu naftowego umożliwiając utrzymanie lub podniesienie zasobów wydobywalnych i kontynuację wydobycia. Jedną z możliwych ścieżek ekspansji jest wykorzystanie trzecich metod wydobycia polegających na zatłaczaniu ditlenku węgla do złoża. Skala problemu optymalizacji procesu zatłaczania ditlenku węgla do złoża wymaga wielowymiarowej analizy danych ze względu na interferencję parametrów geologiczno-technologicznych. Określono optymalną strategię prowadzenia eksploatacji złoża ropy nienasyconej poprzez zatłaczanie ditlenku węgla, poprzez definicję miejsc wykonania odwiertów udostępniających.

EN

Computer simulation of the crude oil field exploitation by using 4 prodn. wells and 3 injection wells for CO2 injection was applied to assess the effectiveness of the tested method of oil field exploitation. The method enabled an increased oil prodn. by controlling the use of prodn. and injection wells.

4

Rola i znaczenie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w programie Czysta Energia

Lubaś J.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 12

944--950

PL

Istotnym czynnikiem gwałtownego w chwili obecnej wzrostu kosztów energii elektrycznej w Polsce jest znaczący wzrost cen europejskich uprawnień do emisji CO2. Jednym ze sposobów zmniejszenia emisji CO2 do atmosfery przez energetykę w Polsce może być sposób zalecany w dokumencie Ministerstwa Energii Innowacje dla energetyki – kierunki rozwoju innowacji energetycznych z 2017 roku [9], w którym zapisano: „Wskazany jest rozwój technologii wychwytywania i zagospodarowania CO2 (Carbon Capture and Utilization – CCU)”. W licznych krajach wykazano, że technologia zatłaczania CO2 do złóż ropy naftowej i gazu ziemnego jest technologią dojrzałą, mogącą stanowić jedną ze znaczących możliwości zagospodarowania CO2 w procesach wspomagania ich wydobycia [7, 8]. Również w Polsce na przestrzeni ostatnich dwudziestu lat wdrożono dwie instalacje zatłaczania gazów kwaśnych do złóż gazu i ropy naftowej – wprawdzie niewielkie, ale umożliwiające wykazanie technicznych możliwości w tym zakresie. W prezentowanym artykule omówiono wyniki uzyskane w ramach przedsięwzięcia zrealizowanego przez INiG – PIB i PIG – PIB na zamówienie Ministerstwa Środowiska [6], w którym dokonano pierwszej w naszym kraju metodycznej oceny wielkości potencjalnego dodatkowego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego podczas realizacji procesów CO2-EOR/EGR (ang. enhanced oil recovery, enhanced gas recovery). Dla wytypowanych sześciu złóż ropy naftowej i czterech złóż gazu ziemnego, najbardziej perspektywicznych z punktu widzenia technologii CO2-EOR/EGR na obszarze lądowym Polski, wykonano analizy geologicznozłożowe, symulacje komputerowe i laboratoryjne, a także wstępne analizy efektywności ekonomicznej przedsięwzięcia. Z przeprowadzonych obliczeń wynika relatywnie niewielki przyrost sczerpania zasobów złóż gazowych. W przypadku złóż ropnych efekty zastosowania omawianej metody EOR są znacznie większe, a przyrost sczerpania zasobów średnio przekracza 30%. Wyniki te dla kolejnych złóż są silnie zróżnicowane ze względu na dotychczasowy stopień sczerpania, charakter metody (wtórna lub trzecia), mechanizmy energetyczne (aktywność wody dopływającej do złoża) oraz inne czynniki złożowe i eksploatacyjne (takie jak system odwiertów wydobywczych). Dokonano również ilościowej oceny pojemności sekwestracyjnej CO2 w 10 wybranych krajowych złożach ropy naftowej i gazu ziemnego. Proces sekwestracji był realizowany jako część i jednocześnie rozszerzenie procesu wspomagania wydobycia ropy naftowej / gazu ziemnego poprzez zatłaczanie CO2. Wykonano wstępne analizy opłacalności ekonomicznej dla dwóch wariantów przyjętych scenariuszy różnicujących koszty dostawy CO2, opierając się na modelach bilansowych, wynikach symulacji oraz historii i prognozach eksploatacji złóż. Wykazano, że wykorzystanie CO2 w projektach zwiększenia stopnia sczerpania odkrytych i zagospodarowanych złóż, szczególnie ropy naftowej, mogłoby stanowić w najbliższej przyszłości jeden z bardziej znaczących obszarów działania polskiego górnictwa naftowego, pozwalających rocznie pozyskiwać dodatkowo znaczące ilości ropy naftowej oraz uzyskiwać dodatkowe profity z handlu uprawnieniami do emisji CO2.

EN

The significant increase in the price of European CO2 emission allowances is an important factor of the currently rapid increase in electricity costs in Poland. One of the ways to reduce CO2 emissions to the atmosphere by the Power Industry in Poland may be the method recommended in the document of the Ministry of Energy, Innovation for Energy – directions of energy innovation development 2017 [9], where it is stated that the development of CO2 capture and utilization technology – CCU (Carbon Capture and Utilization) is desirable. In many countries [7, 8], it has been shown that the technology of CO2 injection into oil and gas reservoirs is a mature technology that could be one of the significant opportunities for CO2 utilization in the processes of oil and gas recovery. Also in Poland, during the last twenty years, two small acid gas injection installations have been implemented into the gas and oil reservoirs, admittedly small, but they have shown the potential for technical possibilities in this respect in our industry. The presented article discusses the research results obtained as part of a project implemented by the consortium of Oil and Gas Institute and Polish Geological Institute – National Research Institutes and commissioned by the Ministry of Environment [6], in which the first methodical assessment of potential additional oil and gas recovery was carried out in CO2-EOR/EGR processes, (Enhanced Oil, Gas Recovery). For the selected 6 oil and 4 gas reservoirs, the most prospective from the point of view of CO2-EOR/EGR technology in the land area of Poland, geological and reservoirs analyzes, computer and laboratory simulations as well as preliminary analysis of the economic effectiveness were carried out. The calculations show a relatively small increase of gas recovery. In the case of oil reservoirs, the effects of the EOR method discussed here are much higher, and the increase in the recovery of resources on average exceeds 30%. These results for subsequent reservoirs are strongly diversified due to the current level of depletion, the nature of the method (secondary or third), energy mechanisms (water activity flowing into the reservoirs) and other reservoir and drilling factors (density of well grid). A quantitative assessment of CO2 sequestration capacity in 10 selected oil and gas reservoirs was also performed. The sequestration was carried out as part of extended enhanced oil/gas recovery by CO2 injection. Preliminary analysis of economic viability were made for two variants of adopted scenarios differentiating the costs of CO2 supply, based on material models, simulation results and the history and forecasts of the exploitation of reservoirs. It has been shown that the use of CO2 in EOR projects to increase the recovery from discovered and developed reservoirs, especially of oil, could be in the near future one of the most significant areas of Polish oil exploitation, allowing to obtain additional significant amounts of crude oil recovery and additional profits from trading in CO2 emission allowances.

5

CCS jako jedna z metod redukcji emisji CO2

Adamczak-Biały T., Wójcicki A.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2017

|

nr 470

1--7

PL

W artykule zaprezentowano jeden ze sposobów ograniczenia emisji gazów cieplarnianych odpowiedzialnych za wzrost temperatury i zmiany klimatu. Jest nim technologia wychwytu i podziemnego składowania CO2 w strukturach geologicznych (Carbon Capture and Storage – CCS). Większość projektów CCS na dużą skalę (tzn. wychwyt i składowanie CO2 rzędu 1 mln t/rok) funkcjonuje w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie. Wiele z nich wiąże się z wykorzystywaniem CO2 wychwyconego z procesów przemysłowych do wspomagania wydobycia ropy naftowej (Enhanced Oil Recovery – EOR). Prezentowane przykłady projektów to: Boundary Dam Carbon Capture and Storage (Kanada), Great Plains Synfuels and Weyburn-Midale (Kanada) i Kemper County Energy Facility (Stany Zjednoczone). Aktualnie realizowane projekty CCS mają zasadnicze znaczenie, gdyż ukazują gotowość technologiczną do komercyjnego wdrożenia technologii wychwytu i geologicznego składowania CO2. W chwili obecnej mamy na świecie 15 działających dużych projektów CCS oraz 7 na końcowym etapie inwestycji.

EN

Information presented in the article allows us to introduce one of the approaches to reducing anthropogenic greenhouse gas emissions responsible for the temperature increase and climate change. This is the technology of capture and underground storage of carbon dioxide in geologic structures (Carbon Capture and Storage – CCS). Most of the large-scale CCS projects (i.e. capture and storage of an order of magnitude of 1 million tonnes of CO2 per year) operate in the United States and Canada. Many of them are associated with the use of CO2 captured from the industrial processes for the enhanced oil recovery (EOR). The presented examples of projects are: Boundary Dam Carbon Capture and Storage (Canada), Great Plains Synfuels and Weyburn-Midale (Canada), and Kemper County Energy Facility (United States). Presently operating CCS projects are crucial for demonstrating the technological readiness for commercial implementation of capture and geological storage of CO2. As of today 15 large-scale CCS projects are operating around the world, and 7 projects are in the last stages of investment.

6

O potrzebie bardziej dynamicznego wdrażania metod wspomagania wydobycia ropy naftowej z krajowych złóż

Lubaś J.

Nafta-Gaz

|

2013

|

R. 69, nr 10

744--750

PL

Na przykładzie najzasobniejszych polskich złóż ropy naftowej oraz dotychczasowego sposobu ich eksploatacji autor przedstawia postulat i konieczność bardziej dynamicznego sposobu wdrażania metod wspomagania wydobycia ropy, zarówno z wykorzystaniem metod wtórnych, jak i trzecich. W artykule przedstawiono pozytywne przy kłady wdrażania tych metod w warunkach polskich, zaznaczając jednak, że niejednokrotnie uzyskane efekty mogłyby być korzystniejsze. Następujący w trakcie eksploatacji złoża spadek średniego poziomu ciśnienia złożowego wymaga bowiem możliwie szybkiego zahamowania, co ma znaczący wpływ na możliwą do uzyskania wartość stopnia sczerpania zasobów geologicznych. Zdaniem autora należy w możliwie szybki sposób wprowadzić nowe zapisy w prawie geologicznym i górniczym, wymagające od przyszłych operatorów uwzględniania w przedkładanych do zatwierdzenia projektach zagospodarowania złóż (PZZ) planu wdrażania metod wspomagających, popar tego odpowiednimi studiami i symulacjami złożowymi. Działania te będą miały pozytywne znaczenie dla interesów gospodarczych kraju.

EN

On the example of the largest Polish oil reservoirs and the current way of their exploitation, the author presents and postulates the need of more dynamic implementation of enhanced oil recovery methods. The article presents positive examples of the implementation of these methods in Polish conditions, indicating however, that in some cases obtained results might be even better. For a decrease in reservoir pressure, to occur during exploitation of the reservoir its rapid suppression is required, which has a significant impact on the potential value of recovery of geo logical resources. According to the author, it would be of great importance to the national economy to quickly introduce appropriate legal regulations in the geological and mining law, which would oblige the future operators to present reservoir development plans including the proposal of EOR methods.

7

Możliwość wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka poprzez zatłaczanie CO2

Łętkowski P., Szott W.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2012

|

nr 448 (1)

107--116

PL

W artykule przeanalizowano problem wspomaganego wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka przy pomocy zatłaczania do złoża dwutlenku węgla. W tym celu skonstruowano kompozycyjny model symulacyjny złoża. Model ten wykorzystano do przeprowadzenia wielowariantowych symulacji prognostycznych. Porównano efekty różnych scenariuszy zatłaczania CO2 i wydobycia ropy ze złoża oraz wskazano najbardziej skuteczny program sczerpania ropy ze złoża Nosówka. Określono również pojemność sekwestracyjną struktury do magazynowania CO2.

EN

The paper addresses the problem of enhanced oil recovery (EOR) in the Nosówka oil field by the injection of CO2. It was analysed with the use of a compositional simulation model of the reservoir. Multi-scenario forecasts of the process were performed by simulation modeling. Their results were discussed and compared with respect to the final recovery factor. A most effective scenario was found and characterized. The CO2 storage capacity of the structure was also determined.