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

Wspomaganie wydobycia ropy metodą naprzemiennego zatłaczania wody i gazu (WAG) Mirosław Wojnicki Wateralternating gas (WAG) injection for enhanced oil recovery Abstract 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. Streszczenie 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. Wprowadzenie Eksploatację złóż ropy prowadzi się z wykorzystaniem różnych metod, których wybór zależy m.in. od warunków złożowych oraz stopnia zaawansowania eksploatacji. Początkowo eksploatacja oparta jest na pierwszych metodach wydobycia (wypływ samoczynny, pompowanie), które z reguły nie pozwalają na sczerpanie złoża w satysfakcjonującym stopniu. Aktualna sytuacja w branży naftowej, gdzie z jednej strony rozwijająca się gospodarka generuje zwiększony popyt na ropę, natomiast z drugiej kosztowne i nierzadko nieudane poszukiwania nowych złóż, skłania do przemyśleń nad racjonalnym wykorzystaniem odkrytych już zasobów. Kluczem dla racjonalnej gospodarki złożem jest zadbanie o jak najwyższy stopień sczerpania ropy ze złoża. By zwiększyć stopień sczerpania wprowadza się metody wtórne, a po nich metody trzecie wspomagania wydobycia. Odpowiednikiem metod wspomagania wydobycia w anglojęzycznej literaturze naftowej jest termin Improved Oil Recovery (IOR), natomiast w zawężeniu do metod trzecich powszechnie stosuje się określenie Enhanced Oil Recovery (EOR) [10]. Zwykle wydobycie metodami pierwszymi pozwala na sczerpanie złoża w 5-40% (średnio ok. 20%). Dodatkowe 10-20% sczerpania można uzyskać stosując metody wtórne, takie jak np. nawadnianie. Metody trzecie, takie jak np. naprzemienne zatłaczanie wody i gazu, pozwalają na sczerpanie kolejnych 5-23% ropy pozostającej w złożu. Wymienione wyżej zakresy stopnia sczerpania mają oczywiście charakter poglądowy. Ostateczny stopień sczerpania dla konkretnego złoża zależy od wielu czynników i jest ściśle związany m.in. z parametrami ropy i skały złożowej oraz z warunkami panującymi w złożu [5], [6]. Wspomaganie wydobycia metodą mieszającego zatłaczania gazów stosowane jest za- Rys.1. Podział metod eksploatacji wg SPE [17] 4

zwyczaj jako metoda trzecia, w celu sczerpania ropy, której nie udało się wydobyć metodami wtórnymi (zwykle nawadnianiem). Niekiedy jest ona również stosowana, jako wtórna metoda wydobycia, bez uprzedniego nawadniania. W przypadku złóż lądowych mieszające zatłaczanie gazu jest drugą najczęściej stosowaną (zaraz po metodzie termicznej, mającej zastosowanie głównie dla złóż rop ciężkich) metodą wspomagania wydobycia ropy. W przypadku złóż ropy lekkiej i średniej jest ona na pierwszym miejscu pod względem częstości stosowania. Udział metody zatłaczania gazu, wśród światowych lądowych projektów EOR zakończonych sukcesem przedstawiono na rysunku 2 [4]. Inaczej wygląda sytuacja w przypadku projektów EOR na złożach podmorskich. Tutaj prym wiedzie metoda mieszającego zatłaczania gazu węglowodorowego (rys. 3). Zatłaczane do złoża gazy to mieszaniny lotnych węglowodorów od metanu do propanu, bądź gazy niewęglowodorowe takie jak CO 2, N 2, H 2 S czy SO 2. W warunkach powierzchniowych znajdują się one najczęściej w stanie gazowym, jednakże w warunkach złożowych mogą mieć postać płynów w stanie nadkrytycznym. Głównym mechanizmem odpowiedzialnym za zwiększone sczerpanie ropy podczas zatłaczania gazu niemieszającego się z ropą jest dostarczenie energii złożowej (przez zwiększenie ciśnienia). Dla gazu mieszającego się z ropą, mechanizmem tym jest transfer masowy składników pomiędzy przepływającą fazą gazową a fazą ropną obecną w złożu. Efektywność tego procesu zwiększa się wraz ze wzrostem stopnia zmieszania obydwu faz. Drugorzędnym mechanizmem jest zwiększenie objętości ropy i obniżenie jej lepkości w wyniku kondensacji składników gazu w ropie. Zasadniczym problemem związanym z zatłaczaniem gazu do złoża ropy jest niekorzystny stosunek mobilności (związany z dużą różnicą w lepkości) medium wypierającego i wypieranego. Zatłaczany gaz ma tendencje do migrowania strefami o zwiększonej przepuszczalności, prowadząc do powstania języków gazowych. Jest to niekorzystne zjawisko prowadzące do destabilizacji frontu wypierania i przedwczesnego przebicia gazu do odwiertów wydobywczych [4], [5]. By jemu przeciwdziałać Claude and Dyes w 1958 r [3], w artykule opartym na obserwacjach laboratoryjnych, zaproponowali jednoczesne zatłaczanie wody z gazem do złoża. Dodatek wody wpływał na zmniejszenie mobilności płynów wypierających oraz na stabilizacje frontu wypierania. Zastosowanie metody w praktyce złożowej potwierdziło jej skuteczność i zweryfikowało sposób wprowadzania płynów do złoża. Okazało się, że zatłaczanie płynów jest bardziej efektywne, gdy jest prowadzone w osobnych cyklach wody i gazu [2], [6]. Rys. 2. Udział poszczególnych metod wśród lądowych projektów EOR na całym świecie [8] Rys. 3. Udział poszczególnych metod wśród morskich projektów EOR na całym świecie [8] Założenia procesu WAG Głównym atutem naprzemiennego zatłaczania wody i gazu jest połączenie zwiększonej efektywności wypierania gazem w skali mikroskopowej oraz lepszej zdolności wody do wypierania wolumetrycznego w skali makroskopowej (rys. 3). Całkowity odzysk ropy (z ang. Recovery Factor RF) opiera się w równej mierze na mikroskopowej jak i na makroskopowej efektywności przemieszczenia [5], [15]; gdzie: E v przemieszczenie wertykalne, E h przemieszczenie horyzontalne, E m mikroskopowa efektywność przemieszczenia. Na wzrost wydobycia można wpłynąć usprawniając dowolny z wymienionych czynników, a w najlepszym przypadku (jaki ma miejsce przy naprzemiennym zatłaczaniu wody i gazu) zmaksymalizować wszystkie jednocześnie. Makroskopowa efektywność przemieszczenia charakteryzowana jest przez E v i E h [4]. Horyzontalna efektywność przemieszczenia jest silnie zależna od stabilności frontu wypierania, dlatego jest ona określana poprzez współczynnik mobilności (M). Współczynnik M jest definiowany jako stosunek mobilności płynu wypierającego do płynu wypieranego [4]: gdzie: k przepuszczalność efektywna lub względna, µ lepkość. Podstawowym założeniem każdej metody wspomagania wydobycia jest uzyskanie korzystnego współczynnika mobilności M < 1,0. W przypadku wystąpienia niekorzystnego współczynnika M pojawiają się problemy związane z tworzeniem się języków gazu, które zmniejszają efektywność wypierania i prowadzą do przedwczesnego przebicia zatłaczanych płynów do odwiertów wydobywczych. Przedwczesne przebicie gazu nie zależy wyłącznie od współczynnika mobilności, ale jest również wy- 5

padkową heterogeniczności złoża (występowania stref o zwiększonej przepuszczalności) [10]. Wertykalna efektywność przemieszczenia jest zależna od stosunku pomiędzy siłami lepkości a siłami grawitacyjnymi (R v/g ), który wyrażony jest następującym równaniem [4]: Zastosowanie procesu WAG na świecie W znakomitej większości przypadków projekty WAG EOR zaimplementowane na złożach zakończyły się sukcesem. Metodę stosuje się głównie na złożach o wysokiej przepuszczalności, jednak notowane są przypadki stosowania jej na złożach o gorszych parametrach np. w wagdzie: v prędkość filtracji, μ 0 lepkość ropy, L odległość pomiędzy odwiertami, k przepuszczalność dla ropy, g siła grawitacji, ρ różnica w gęstości pomiędzy płynami, h wysokość strefy przemieszczenia. Na wielkość przemieszczenia wertykalnego wpływają również parametry zbiornikowe tj. kąt upadu warstwy złożowej oraz zmiany w przepuszczalności i porowatości. Wzrost przepuszczalności i porowatości ku dolnej części formacji ma korzystny wpływ na skuteczność zatłaczania metodą WAG, gdyż taka kombinacja zwiększa stabilność frontu wypierającego. Mechanizm grawitacyjny wypiera ropę ze strefy nieobjętej zasięgiem frontu poprzez wznoszenie gazu ku górnej części oraz opadaniem wody ku dolnej części formacji (rys. 5) [7], [4]. By w pełni wykorzystać potencjał procesu WAG należy dobrać odpowiedni stosunek zatłaczanej wody do gazu, wielkość zatłaczanych cykli oraz najkorzystniejszy dla danego złoża schemat zatłaczania. W tym celu niezbędne jest wykonanie odpowiednich badań laboratoryjnych i symulacyjnych dla konkretnych warunków termobarycznych, z wykorzystaniem oryginalnych płynów złożowych [4]. Rodzaje procesów WAG Istnieje kilka wariantów metody WAG, a ich klasyfikacja opiera się na wielkości ciśnienia zatłaczania oraz sposobie zatłaczania gazu. Gaz może być zatłaczany w warunkach mieszania się z ropą proces mieszający (z ang. miscible WAG MWAG) lub w reżimie niemieszającym (z ang. immiscible WAG IWAG) [15]. Proces mieszający (rys. 6.) jest szczególnie korzystny, gdyż w wyniku zmieszania się ropy z gazem Rys. 4 Schemat przybliżający pojęcie przemieszczenia w skali mikroskopowej oraz makroskopowej wg [12] zwiększa się jej objętość (pęcznienie), zmniejsza się jej lepkość oraz napięcie powierzchniowe. Wszystkie te czynniki pozytywnie wpływają na zwiększenie sczerpania ropy ze złoża. Dla osiągnięcia stanu zmieszania konieczne jest jednak zatłaczanie gazu w warunkach minimalnego ciśnienia mieszania MMP (z ang. minimal miscibility pressure), które wyznacza się każdorazowo dla konkretnej pary płynów (ropy złożowej i zatłaczanego gazu). Często w przypadku złóż pracujących poniżej MMP, z powodów ekonomicznych lub technicznych, niestosowne lub niemożliwe jest podniesienie ciśnienia do osiągnięcia MMP [10], [4], [15]. Spośród pozostałych wariantów możemy wyróżnić jednoczesne zatłaczanie wody i gazu (z ang. simultaneous WAG SWAG), proces WAG wspomagany pianą (z ang. foam assisted WAG FAWAG) oraz tzw. wariant hybrydowy (z ang. hybrid WAG HWAG). Wariant SWAG wymaga mieszania się gazu z wodą przy ciśnieniu odpowiednim do zachowania przepływu pęcherzykowo-dyspersyjnego. Utrzymanie takiego przepływu jest dużym wyzwaniem, ze względu na tendencje do separowania się ropy i gazu. Przy SWAG występuje również problem związany z obniżeniem wydajności zatłaczania na skutek redukcji przepuszczalności, powodowany jednoczesną obecnością fazy gazowej i ciekłej (obecność przepuszczalności dwufazowej w strefie przyodwiertowej) [2]. Mianem HWAG określany jest proces, w którym małe naprzemienne przekładki gazu i wody poprzedzone są zatłoczeniem jednej dużej porcji gazu. Bardzo częstą praktyką jest stopniowe zmniejszanie ilości gazu w stosunku do ilości wody (z ang. tapering), co czasem rozróżniane jest jako osobny wariant metody TWAG (z ang. tapered WAG) [5], [19]. Udział poszczególnych metod (IWAG i MWAG razem jako WAG) w projektach EOR, na przykładzie złóż zlokalizowanych na Morzu Północnym, przedstawiono na rysunku 7 [2]. Rys. 5. Segregacja grawitacyjna zatłaczanych płynów w poszczególnych cyklach wg [7] 6

Rys. 6. Schemat przedstawiający zastosowanie mieszającej metody WAG na złożu wg [1] Rys. 7. Udział poszczególnych metod w projektach EOR na Morzu Północnym dane wg [2], MEOR (microbial enhanced oil recovery) metody mikrobiologiczne EOR, MGI (miscible gas injection) mieszające zatłaczanie gazu pieniach kredowych o niskiej przepuszczalności [4]. Jak wynika z zestawienia przedstawionego na rysunku 8 metoda WAG znajduje zastosowanie na złożach lądowych i podmorskich, obecnych zarówno w skałach piaskowcowych jak i węglanowych. Większość projektów WAG realizowana jest w reżimie mieszającym (rys. 8), co związane jest oczywiście z lepszą efektywnością tego wariantu. Pozytywne rezultaty uzyskuje się również w silnie zeszczelninowanych, węglanowych skałach zbiornikowych na Bliskim Wschodzie [9]. Najczęściej wykorzystywanym gazem, w ogólnym zestawieniu projektów WAG na świecie jest CO 2 (rys. 8). Jego właściwości fizyczne sprawiają, że jest on doskonałym rozpuszczalnikiem w mieszającym procesie WAG. Największą zaletą CO 2 w porównaniu do innych gazów, jest to, że znakomicie radzi sobie z wypieraniem ciężkich składników ropy (do C 30 ). Ditlenek wę- gla w warunkach termobarycznych wyższych niż krytyczne (stan nadkrytyczny) tworzy fazę o właściwościach bliskich cieczy (ciężka faza gazowa), posiadającą niską lepkość (0,05-0,08 Cp) i niemal zerowe napięcie powierzchniowe. W obliczu udokumentowanych globalnych zmian klimatycznych jakie zachodzą na skutek zwiększania ilości gazów cieplarnianych w ziemskiej atmosferze [16], wykorzystanie CO 2 w projektach wspomagania wydobycia węglowodorów niesie ze sobą dodatkowe korzyści środowiskowe, ekonomiczne i społeczne. Zatłaczanie CO 2 w celu zwiększenia stopnia sczerpania złoża prowadzi jednocześnie do zmagazynowania tego gazu w strukturach geologicznych. Sczerpane złoża węglowodorów są doskonałymi strukturami geologicznymi do składowania CO 2, gdyż cechują się dobrym rozpoznaniem (struktury i parametrów zbiornikowych) oraz szczelnością zweryfikowaną na przestrzeni czasu geologicznego [19], [6]. W realizacjach procesów WAG na złożach podmorskich wykorzystywane są gazy węglowodorowe towarzyszące wydobyciu ropy (ze względu na ich dostępność). Jedne z pierwszych koncepcji WAG zakładały użycie propanu jako zatłaczanego gazu. We współczesnych projektach WAG z zatłaczaniem gazu węglowodorowego, ze względów ekonomicznych, stosuje się głównie gaz suchy. W ostatnich latach, głównie ze względów środowiskowych, obserwuje się wzmożone zainteresowanie nad badaniami możliwości wykorzystania CO 2 w procesach 7

Rys. 8. Charakterystyka zrealizowanych projektów WAG na świecie wg danych [4]; a) mechanizm zatłaczania; b) lokalizacja złoża, c) typ skały złożowej; d) rodzaj gazu użytego w procesie WAG WAG na złożach podmorskich [5], [14]. Pozostałe gazy (głównie gaz spalinowy i azot) są zdecydowanie rzadziej wykorzystywane w procesach WAG (rys. 8). Ich zastosowanie uwarunkowane jest łatwością dostępu do takiego gazu (bliskość emitenta, możliwość wykorzystania gazów poprocesowych z pobliskich instalacji). Pomimo potwierdzonej skuteczności procesu WAG (na przestrzeni blisko 60 lat stosowania) i tendencji do ciągłego wzrostu zainteresowania tą metodą w skali światowej, w polskich warunkach, jak dotąd, nie zastosowano jej na złożach. Badania symulacyjne prowadzone w Instytucie Nafty i Gazu Państwowym Instytucie Badawczym, również dały pozytywne rezultaty zastosowania procesu WAG do wspomagania wydobycia ropy [18], [13]. Wiele z krajowych złóż ropy naftowej wymaga jak najszybszego wdrożenia metod EOR [11], a metoda WAG wydaje się być jedną z najstosowniejszych. Obecnie, w Zakładzie Badań Złóż Ropy i Gazu INiG PIB, prowadzone są badania eksperymentalne wypierania ropy metodą WAG, na fizycznym modelu złoża zbudowanym z długich rdzeni wiertniczych, w warunkach termobarycznych charakterystycznych dla dużych złóż ropy. Wstępne wyniki eksperymentów dają obiecujące rezultaty, co może być kolejnym impulsem prowadzącym do wdrożenia procesu na krajowych złożach ropy naftowej. Przypisy: [1] Al-Mjeni R., Arora S., Cherukupalli P., Edwards J., Felber B.J., Gurpinar O., Ramamoorthy R.: Has the Time Come for EOR? Oilfield Review 2010, vol. 22, nr 4, s. 16 35. [2] Awan, Anwar R., Teigland R., Kleppe J.: EOR Survey in the North Sea. In SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery 2006. Society of Petroleum Engineers. [3] Caudle B.H., Dyes A.B.: Improving Miscible Displacement by Gas-Water Injection. Petroleum Transactions 1958, vol. 213, s. 281 284. [4] Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A.: Review of WAG Field Experience. SPE Reservoir Evaluation & Engineering 2001, vol. 4, nr 2, s. 97 106. [5] Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A.: Review of WAG Field Experience. In International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico 1998. Society of Petroleum Engineers. [6] Ghedan S.G.: Global Laboratory Experience of CO2-EOR Flooding. In SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference 2009. Society of Petroleum Engineers. [7] Jarrell P.M.: Practical aspects of CO₂ flooding. SPE Monograph Series 2002, vol. 22, s. 220. [8] Kang P.S., Lim J.S., Huh C.: Screening criteria and considerations of offshore enhanced oil recovery. Energies 2016, vol. 9, nr 1, s. 1 18. [9] Kharrat R., Mahdavi S., Ghorbani D.: A Comprehensive EOR Study of a Highly Fractured Matured Field- Case Study. In SPE Europec/EAGE Annual Conference 2012. Society of Petroleum Engineers. [10] Lake L.W., Johns R., Rossen B., Pope G., Russell Johns, Bill Rossen, Gary Pope: Fundamentals of Enhanced Oil Recovery 2014, s. 479. [11] Lubaś J.: O potrzebie bardziej dynamicznego wdrażania metod wspomagania wydobycia ropy naftowej z krajowych złóż. Nafta-Gaz 2013, nr 10, s. 744 750. [12] Lyons W.C., Pilsga G.J., Lorenz M.D.: Standard handbook of petroleum and natural gas engineering 2016. Gulf Professional Publishing 2016. [13] Miłek K., Szott W.: Zastosowanie symulacji złożowych do analizy porównawczej procesu EOR na przykładzie wybranych metod wspomagania. Nafta-Gaz 2015, nr 3, s. 167 176. [14] Pham V, Halland E: Perspective of CO 2 for Storage and Enhanced Oil Recovery (EOR) in Norwegian North Sea. Energy Procedia 2016, vol. 0, s. 13 14. [15] Sheng J.: Enhanced oil recovery field case studies 2013. Gulf Professional Publishing 2013. [16] Solomon S., Plattner G.-K., Knutti R., Friedlingstein P.: Irreversible climate change due to carbon dioxide emissions. Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America 2009, vol. 106, nr 6, s. 1704 1709. [17] Stosur G.J., Hite J.R., Carnahan N.F., Miller K.: The Alphabet Soup of IOR, EOR and AOR: Effective Communication Requires a Definition of Terms. In SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific 2003. Society of Petroleum Engineers. [18] Such J., Szott W.: Symulacyjne badania procesu przemiennego zatłaczania wody i gazu (WAG) stosowanego dla zwiększania efektywności wypierania ropy w złożu. Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa 1997, vol. 89, s. 21. [19] Verma M.K.: Fundamentals of Carbon Dioxide- Enhanced Oil Recovery (CO 2 -EOR) A Supporting Document of the Assessment Methodology for Hydrocarbon Recovery Using CO 2 -EOR Associated with Carbon Sequestration. U.S. Geological Survey Open-File Report 2015, s. 19. Mirosław Wojnicki Instytut Nafty i Gazu Państwowy Instytut Badawczy Artykuł recenzowany Artykuł nadesłano do redakcji: 6.07.2017 r. Artykuł przyjęto do druku: 23.07.2017 r. 8