Development of gas assisted gravity drainage (GAGD) process for improved light oil recovery

gas assisted gravity drainage GAGD improved light oil recovery eor EOR

SPE 89357 Development of Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process for Improved Light Oil Recovery D N Rao, S C Ayirala, M M Kulkarni, and A P Sharma, Louisiana State University Copyright 2004, Society of Petroleum Engineers Inc This paper was prepared for presentation at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma, U.S.A., 17–21 April 2004 This paper was selected for presentation by an SPE Program Committee following review of information contained in a proposal submitted by the author(s) Contents of the paper, as presented, have not been reviewed by the Society of Petroleum Engineers and are subject to correction by the author(s) The material, as presented, does not necessarily reflect any position of the Society of Petroleum Engineers, its officers, or members Papers presented at SPE meetings are subject to publication review by Editorial Committees of the Society of Petroleum Engineers Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper for commercial purposes without the written consent of the Society of Petroleum Engineers is prohibited Permission to reproduce in print is restricted to a proposal of not more than 300 words; illustrations may not be copied The proposal must contain conspicuous acknowledgment of where and by whom the paper was presented Write Librarian, SPE, P.O Box 833836, Richardson, TX 75083-3836, U.S.A., fax 01-972-952-9435 Abstract Attempting to overcome natural gravity segregation by alternating gas injection with water has yielded better EOR performance in WAG floods than continuous gas injection (CGI) field projects However, WAG is still a method to ‘combat’ the natural phenomenon of gravity segregation In attempting to resolve one problem of adverse mobility, the WAG process gives rise to other problems associated with increased water saturation in the reservoir including diminished gas injectivity and increased competition to the flow of oil The disappointing field performance of WAG floods with oil recoveries in the range of 5-10% is a clear indication of these limitations Cố gắng để vượt qua phân biệt lực hấp dẫn tự nhiên cách xen phun khí với nước mang lại hiệu suất tốt EOR lũ WAG phun khí (CGI) dự án lĩnh vực liên tục Tuy nhiên, WAG phương pháp để 'chiến đấu' tượng tự nhiên trọng lực phân biệt chủng tộc Trong nỗ lực để giải vấn đề tính di động bất lợi, trình WAG làm phát sinh vấn đề khác có liên quan với tăng độ bão hòa nước hồ chứa gồm injectivity khí hao hụt, tăng cạnh tranh với dòng chảy dầu Việc thực lĩnh vực đáng thất vọng lũ WAG với phục hồi dầu khoảng 5-10% dấu hiệu rõ ràng hạn chế In order to find an effective alternative to WAG, we have initiated the development of the Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) process Unlike WAG, the GAGD process takes advantage of the natural segregation of injected gas from crude oil in the reservoir Although gravity-stable gas floods have long been practiced in selected dipping reservoirs and pinnacle reefs, this project is aimed at a systematic development of a recovery process that would be widely applicable to different reservoir types in both secondary and tertiary modes Để tìm thay hiệu để WAG, khởi xướng phát triển Gas-Assisted Trọng lực thoát nước (GAGD) trình Không giống WAG, trình GAGD lợi dụng phân biệt tự nhiên khí tiêm từ dầu thô hồ chứa Mặc dù lũ khí trọng lực ổn định lâu thực hành hồ chứa chấm chọn rạn đỉnh cao, dự án nhằm mục đích phát triển hệ thống trình phục hồi ứng dụng rộng rãi cho loại bể chứa khác hai chế độ học đại học The GAGD process consists of placing a horizontal producer near the bottom of the payzone and injecting gas through existing vertical wells used in prior waterfloods As the injected gas rises to the top to form a gas zone, oil and water drain down to the horizontal producer The new GAGD process is being developed using a three-pronged approach: (1) Design and construction of a scaled physical model to demonstrate process feasibility and to investigate and understand the interplay of capillary, gravitational and viscous forces (2) Process optimization by determining miscibility pressures and compositions through the use of the Vanishing Interfacial Tension (VIT) technique (3) The process demonstration at reservoir conditions by conducting horizontal WAG floods and vertical GAGD floods in 2-meter long cores This paper will present the GAGD concept and its advantages over WAG and a summary of the experimental evidence collected so far Quá trình GAGD bao gồm việc đặt nhà sản xuất ngang gần đáy payzone tiêm chích khí thông qua giếng thẳng đứng sử dụng waterfloods trước Khi khí bơm tăng từ đầu để tạo thành khu vực khí đốt, dầu mỏ thoát nước xuống cho nhà sản xuất ngang Quá trình GAGD phát triển cách sử dụng cách tiếp cận theo ba hướng: (1) Thiết kế xây dựng mô hình vật lý thu nhỏ để chứng minh tính khả thi trình điều tra hiểu tương tác mao mạch, hấp dẫn lực nhớt (2) Quy trình tối ưu hóa cách xác định áp lực trộn lẫn tác phẩm thông qua việc sử dụng Vanishing Interfacial Căng thẳng (VIT) kỹ thuật (3) Quá trình trình diễn điều kiện hồ chứa cách tiến hành lụt WAG ngang lũ lụt GAGD dọc mét lõi dài Bài viết trình bày khái niệm GAGD lợi SPE qua WAG tóm tắt chứng thực nghiệm thu thập SPEđược Introduction 1.1 Status of Gas Injection Projects (1.1 Tình trạng dự án khí phun) Within the last twelve years the miscible CO2 projects have increased from 52 in 1990 to 66 in 2002 and their production during the same time period has almost doubled from 95,000 BPD to 187,400 BPD These data indicate that while the production (and number) of CO2 miscible projects has increased steadily over the last two decades, all other gas injection projects (CO2 immiscible, N2 and flue gas) have declined or become extinct except for the hydrocarbon miscible projects The production from miscible hydrocarbon gas injection projects in the US has steadily increased from 55,386 BPD in 1990 to 124,500 BPD in 2000 in spite of their decreasing numbers However, this trend was reversed in 2002 when the production from hydrocarbon gas floods fell to 95,300 BPD, perhaps due to the increasing price of natural gas The overall effect is that the share of production from gas injection EOR in the US has almost doubled from 23% in 1990 to 44.5% in 2002 This clearly demonstrates the growing commercial interest that the US oil industry has in gas injection EOR projects The relatively high price of natural gas and the additional benefit of carbon sequestration tip the scales in favor of CO2 for future gas injection projects Trong thời hạn mười hai năm qua, dự án trộn CO2 tăng từ 52 năm 1990 lên 66 năm 2002 sản xuất họ khoảng thời gian tương tự tăng gần gấp đôi từ 95.000 đến 187.400 BPD BPD Những liệu cho thấy sản xuất (và số lượng) dự án trộn CO2 tăng lên đặn hai thập kỷ qua, tất dự án phun khí khác (CO2 immiscible, N2 khí thải) từ chối bị tuyệt chủng trừ dự án trộn với hydrocarbon Việc sản xuất từ dự án phun khí hydrocarbon trộn với Mỹ tăng lên đặn từ 55.386 BPD năm 1990 lên 124.500 BPD vào năm 2000 số giảm họ Tuy nhiên, xu hướng bị đảo ngược vào năm 2002 sản xuất từ trận lũ khí hydrocarbon giảm xuống 95.300 BPD, có lẽ tăng giá khí đốt tự nhiên Hiệu tổng thể phần chia sản phẩm từ phun khí EOR Mỹ tăng gần gấp đôi từ 23% năm 1990 lên 44,5% vào năm 2002 Điều thể rõ quan tâm thương mại ngày tăng ngành công nghiệp dầu mỏ Mỹ có dự án EOR phun khí Các mức giá tương đối cao khí thiên nhiên lợi ích khác việc cô lập carbon tip quy mô lợi CO2 dự án tiêm khí tương lai 1.2 Current Practice by Industry(1.2 Thực hành Công nghiệp) The viscosity of gases injected, whether CO or hydrocarbons, is generally less than onetenth of that of the oil at reservoir conditions making mobility control one of the biggest factors in a successful gas injection project Research is ongoing on foams and gels to viscosify the solvents However, these techniques, still of experimental nature, are not accepted as a part of current miscible flood technology Hence, the WAG process, first proposed by Caudle and Dyes1 in 1958, has remained the default option for mobility control in horizontal gas floods Độ nhớt chất khí tiêm, cho dù CO2 hydrocarbon, nói chung phần mười dầu điều kiện vỉa việc kiểm soát yếu tố lớn dự án thành công phun khí di động Nghiên cứu tiến hành bọt gel để viscosify dung môi Tuy nhiên, kỹ thuật này, có tính chất thử nghiệm, không chấp nhận phần công nghệ lũ trộn với Do đó, trình WAG, lần Caudle Dyes1 năm 1958, lựa chọn mặc định để kiểm soát động lũ khí ngang Christensen et al.2 have presented a review of 59 WAG field experiences, starting from the first WAG flood of 1957 by Mobil in North Pembina field in Alberta, to the latest in theNorth Sea Of the 59 WAG floods around the world, 37 (excluding the four simultaneous water and gas injection projects) have been in the United States Of these 37 WAG floods in the US, 26 have been CO2 floods In spite of its predominance in field applications, the performance of the WAG process has been disappointing The above noted review concludes that in a majority of the 59 projects reviewed the incremental oil recovery was in the range of to 10%, with an average incremental recovery of 9.7% for miscible WAG projects and 6.4% for immiscible WAG projects (The authors further note that the highest oil recovery was surprisingly obtained in carbonate formations, and dolomites had higher predicted recoveries than the average for sandstones) In comparison, the oil recoveries were much better in the range of 15 - 40% OOIP in the gravity-stable vertical gas floods conducted in pinnacle reefs of Alberta3 These field results indicate the benefits of working with nature by making use of buoyancy rise of injected gas to displace oil downwards This leads us to the question: why not inject the gas always in a gravity-stable mode at the top of the payzone in order to drain the oil downwards into a horizontal producer? The proposed project aims to answer this question by developing suitable scaling criteria for the new concept, building a visual physical model to demonstrate the process feasibility, and by conducting long-core floods in both vertical (gravity-stable) mode and horizontal (WAG) mode In addition, the proposed project also aims to further develop the new Vanishing Interfacial Tension (VIT) technique4-6 to determine miscibility conditions in the reservoir Christensen et al.2 trình bày đánh giá 59 WAG kinh nghiệm thực địa, trận lụt WAG năm 1957 Mobil lĩnh vực Bắc Pembina Alberta, đến Sea theNorth Trong số 59 trận lụt WAG khắp giới, 37 (không bao gồm bốn dự án nước phun khí đồng thời) Hoa Kỳ Trong số 37 WAG lũ lụt Mỹ, 26 lũ CO2 Mặc dù ưu lĩnh vực ứng dụng, hiệu suất trình WAG gây thất vọng Việc xem xét ghi nhận kết luận phần lớn 59 dự án xem xét thu hồi dầu tăng khoảng 5-10%, với phục hồi trung bình tăng 9,7% dự án WAG trộn 6,4% dự án WAG immiscible (Các tác giả nhận thấy phục hồi dầu cao thu bất ngờ thành cacbonat, dolomit phục hồi cao mức trung bình đá cát dự đoán) Trong đó, phục hồi dầu tốt nhiều khoảng 15 - 40% OOIP lũ lụt khí thẳng đứng trọng lực ổn định tiến hành rạn đỉnh cao Alberta3 Những kết cho thấy lĩnh vực lợi ích làm việc với thiên nhiên cách sử dụng lên khí tiêm để thuyên xuống dầu Điều dẫn đến câu hỏi: không bơm khí chế độ hấp dẫn, ổn định phía payzone để dầu xuống thành nhà sản xuất ngang? Các dự án đề xuất nhằm mục đích để trả lời câu hỏi cách phát triển tiêu chí mở rộng quy mô phù hợp với khái niệm mới, xây dựng mô hình vật lý trực quan để chứng minh trình khả thi, cách thực lũ dài lõi hai chiều dọc (lực hấp dẫn ổn định) chế độ chiều ngang (WAG) chế độ Ngoài ra, dự án đề xuất nhằm phát triển Vanishing Interfacial Căng thẳng (VIT) technique4-6 để xác định điều kiện trộn lẫn hồ chứa 1.3 Why are the oil recoveries so low in WAG projects? The conventional WAG process is schematically depicted in Figure If the injected gas and water slugs flowed as envisioned in the above schematic, significantly higher oil recoveries would be obtained due to excellent sweep efficiency The fact that the accumulated experience from several field projects contradicts this high expectation clearly indicates that the real fluids flow behavior in the reservoir in a WAG process is significantly different from that envisioned in Figure Considering the natural tendency of the injected gas to override and of the water to under-ride, a more realistic flow pattern could be as depicted in Figure The consequence of such gas-water segregation is the poor sweep efficiency resulting in low recoveries as found in field projects Quá trình WAG thông thường sơ đồ mô tả hình Nếu sên khí nước bơm chảy đề sơ đồ trên, phục hồi dầu cao đáng kể có hiệu quét tuyệt vời Thực tế kinh nghiệm tích lũy từ số dự án trường mâu thuẫn với kỳ vọng cao cho thấy rõ ràng chất lỏng thực hành vi dòng chảy hồ chứa trình WAG khác đáng kể từ đề Hình Xem xét xu hướng tự nhiên khí tiêm để ghi đè lên nước để đi, mô hình dòng chảy thực tế mô tả hình Hậu phân biệt khínước hiệu quét nghèo dẫn đến phục hồi thấp tìm thấy dự án lĩnh vực 1.4 Gravity-Stable Gas Injection Field Projects The gravity drainage process has been successfully implemented in many field applications in the US, Canada and in other parts of the world Table shows the summary of the gravity drainage field applications reviewed so far during this study Howes summarizes the vertical gravity stable SPE hydrocarbon (HC) miscible floods conducted in Canadian reservoirs from 1964 - 1987 Quá trình thoát nước trọng lực thực SPE thành công nhiều lĩnh vực ứng dụng Mỹ, Canada nơi khác giới Bảng cho thấy tóm tắt ứng dụng lĩnh vực thoát nước trọng lực xem xét trình nghiên cứu Howes3 tóm tắt trọng lực thẳng đứng ổn định hydrocarbon (HC) lũ lụt trộn tiến hành hồ chứa Canada 1964-1987 The field reviews underscore the applicability of the gas gravity drainage process to several reservoir types and characteristics in both secondary and tertiary mode Gravity drainage is seen to be ‘best applicable’ to low connate water saturation, thick, highly dipping or reef type, and light oil reservoirs with moderate to high vertical permeability and lowre-pressurization requirements High recovery factors in the range of 58 – 95% OOIP have been reported Các ý kiến nhấn mạnh lĩnh vực ứng dụng trình thoát nước trọng lực khí để số loại hồ chứa đặc điểm hai chế độ học đại học Thoát nước trọng lực xem 'tốt áp dụng' đến thấp bão hòa nước thiên bẩm, dày, cao ngâm loại san hô, hồ chứa dầu nhẹ vừa đến độ thấm lowređiều áp yêu cầu thẳng đứng cao Yếu tố thu hồi cao khoảng 58-95% OOIP báo cáo The Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process 2.1 The Concept and Benefits of GAGD The idea originated as a natural extension of the gravity-stable gas injection projects discussed earlier, which amply demonstrate that working with nature yields significant benefits over processes designed to combat the natural phenomenon of gravity segregation The name was chosen intentionally to mimic the steam-assisted gravity drainage (SAGD) process7 being developed for thermal recovery of heavy oils Ý tưởng ban đầu mở rộng tự nhiên dự án phun khí trọng lực ổn định thảo luận trước đó, mà amply chứng minh làm việc với thiên nhiên mang lại lợi ích đáng kể trình thiết kế để chống lại tượng tự nhiên trọng lực phân biệt chủng tộc Cái tên chọn cố tình để bắt chước hệ thống thoát nước trọng lực nước có hỗ trợ (SAGD) process7 phát triển để thu hồi nhiệt dầu nặng The concept of the GAGD process is shown schematically in Figure CO2 injected in the vertical wells accumulates at the top of the payzone due to gravity segregation and displaces oil, which drains to the horizontal producer straddling several injection wells As injection continues, the CO2 chamber grows downward and sideways resulting in larger and larger portions of the reservoir being swept by it without any increase in water saturation in the reservoir This maximizes the volumetric sweep efficiency The gravity segregation of CO2 also helps in delaying, or even eliminating, CO2 breakthrough to the producer as well as preventing the gas phase from competing for flow with oil Within the CO2 filled chamber, the oil displacement efficiency could be maximized by keeping the pressure above the minimum miscibility pressure (MMP) This helps in achieving low interfacial tension between the oil and the injected CO2, which in turn results in large capillary numbers and low residual oil saturations in the CO2 swept region If the formation is water- wet, water is likely to be held back in the rock pores by capillary pressure while oil will be preferentially displaced by CO2 If the formation is oil-wet, the continuous films of oil will help create drainage paths for the oil to flow to the horizontal producer Thus the proposed GAGD process appears capable of not only eliminating the two main problems (poor sweep and water-shielding) of the conventional WAG processes, but also additional advantages of increased oil saturation and consequently improved oil relative permeability near the producing well-bore, and the lack of competing gas flow The process makes use of the existing vertical wells in the field for CO injection and calls for drilling a long horizontal well for producing the draining oil The drilling costs of horizontal wells have been significantly reduced in recent years due to advancements in drilling technology In summary, the proposed GAGD process offers significant potential for increasing not only ultimate oil recovery but also the rates of recovery compared to that achievable by the conventional WAG process that is being widely applied in the US oil fields Khái niệm trình GAGD thể sơ đồ Hình CO2 bơm vào giếng dọc tích tụ đầu payzone trọng lực phân biệt chủng tộc hất dầu, mà cống cho nhà sản xuất ngang đứng số giếng khoan phun Khi tiêm tiếp tục, buồng CO2 tăng giảm ngang dẫn đến phần lớn lớn hồ chứa bị theo mà gia tăng độ bão hòa nước hồ chứa Điều tối đa hóa hiệu quét thể tích Sự phân biệt trọng lực CO2 giúp việc trì hoãn, chí loại bỏ, bước đột phá CO2 để sản xuất ngăn chặn pha khí từ cạnh tranh cho dòng chảy với dầu Trong buồng CO2 điền, hiệu chuyển dầu tối đa cách giữ cho áp lực áp lực trộn lẫn tối thiểu (MMP) Điều giúp việc đạt căng thẳng bề thấp dầu CO2 tiêm, mà kết với số lượng mao mạch lớn độ bão hòa dầu lượng thấp CO2 quét khu vực Nếu hình dụng nước mưa, nước tổ chức lại lỗ chân lông đá áp lực mao dẫn dầu ưu tiên di dời CO2 Nếu hình dầu ướt, phim liên tục dầu giúp tạo đường thoát nước cho dầu chảy vào sản xuất ngang Như trình GAGD đề nghị xuất có khả không loại bỏ hai vấn đề (quét nước, chắn) trình WAG thông thường, mà thêm lợi tăng độ bão hòa dầu cải thiện tính thấm tương đối dầu gần sản xuất lòng giếng, thiếu cạnh tranh dòng khí Quá trình làm cho việc sử dụng giếng thẳng đứng lĩnh vực tiêm CO2 kêu gọi khoan giếng ngang dài cho sản xuất dầu chảy Các chi phí khoan giếng ngang giảm đáng kể năm gần tiến công nghệ khoan Tóm lại, trình GAGD đề xuất cung cấp tiềm đáng kể để tăng không phục hồi dầu cuối tỷ lệ phục hồi so với đạt trình WAG thông thường áp dụng rộng rãi lĩnh vực dầu mỏ Mỹ 2.2 Physical Model Development As a part of this project, a scaled physical model is being constructed not only to demonstrate the process but also to identify suitable reservoirs parameters as well as to examine the effect of factors such as (1) miscible/immiscible floods, (2) GAGD/WAG, (3) wettability, (4) heterogeneity, and others Such physical model studies are just a few and far between (Claridge8 in 1972; Jackson et al.9 in 1985; and Butler10 in 2000) Such models are very useful in deriving field implications from well-designed simple experiments and in comparing different displacement mechanisms Since the GAGD concept is new, use of the dimensional similarity approach will enhance the usefulness of data obtained from laboratory physical model experiments A set of dimensionless groups has to be identified in order to represent similarity of the laboratory scaled model with the real reservoir Two general methods for obtaining dimensionless groups used in scaling are dimensional analysis and inspectional analysis Như phần dự án này, mô hình vật lý thu nhỏ xây dựng không để chứng minh trình mà để xác định thông số hồ chứa phù hợp để kiểm tra tác động yếu tố (1) trộn / lũ immiscible, (2) GAGD / WAG, (3) wettability, (4) không đồng nhất, người khác Nghiên cứu mô hình vật lý số xa (Claridge8 năm 1972; Jackson et al.9 năm 1985; Butler10 vào năm 2000) Mô hữu ích việc phát sinh tác động từ lĩnh vực thiết kế tốt thí nghiệm đơn giản so sánh chế chuyển khác Kể từ khái niệm GAGD mới, sử dụng phương pháp tiếp cận tương tự chiều nâng cao tính hữu dụng liệu thu từ phòng thí nghiệm thử nghiệm mô hình vật lý Một tập hợp nhóm thứ nguyên xác định để đại diện cho giống phòng thí nghiệm thu nhỏ mô hình với hồ chứa thực Hai phương pháp chung cho việc thu thập nhóm thứ nguyên sử dụng phân tích chiều rộng phân tích inspectional The general procedure of using inspectional analysis reported by Shook et al.11 is being applied to the GAGD process under conditions that the injected gas is immiscible in the crude oil As can be expected, the mechanisms operative in the GAGD process appear to be reasonably well represented by the use of Gravity (or Buoyancy) number, Capillary number, end-point mobility ratio and an effective geometric aspect ratio as the dimensionless parameters to be matched between the field and the model Các thủ tục chung việc sử dụng phân tích inspectional báo cáo Shook et al.11 áp dụng cho trình GAGD điều kiện khí tiêm immiscible dầu thô Theo dự báo, chế tác dụng trình GAGD xuất cách hợp lý đại diện việc sử dụng trọng lực (hay Buoyancy) số lượng, số mao mạch, tỷ lệ di chuyển điểm cuối tỷ lệ khung hình học có hiệu thông số không thứ nguyên để xuất trường mô hình For the miscible gas injection process, Doscher and Gharib12 report that, the following equalities must be maintained as indicated by SPE dimensional analysis and inspectional analysis.scanning They concluded that very high oilSPE recoveries under gravity assisted inert gas injection are only possible when oil spreads over water (positive spreading coefficient), and the reservoir is strongly water wet With short core plugs, the development and propagation of the oil bank are limited by the size of the plug, and the use of a capillary barrier at the producing end is necessary for achieving high capillary pressure conditions to produce the oil Capillary end-effect has a profound impact in laboratory studies, while its role is negligible on the field scale Đối với trình phun khí trộn, Doscher Gharib12 báo cáo rằng, đẳng thức sau phải trì phân tích chiều analysis.scanning inspectional Họ kết luận phục hồi dầu cao trọng lực hỗ trợ phun khí trơ có dầu lan mặt nước (hệ số tán dương), hồ chứa nước mạnh ướt Với phích cắm lõi ngắn, phát triển lan truyền ngân hàng dầu giới hạn kích thước plug, việc sử dụng hàng rào mao mạch cuối sản xuất cần thiết để đạt điều kiện áp lực mao dẫn cao để sản xuất dầu Mao mạch kết  D    l  K∆ρ   v KP   ρ c  K     m       vl K vµ l  p p  p    P = = = = vµ  p =1 µ   D  vρ K l K   P m   K∆ρ         c   K 2  vµ vl µ  M  v µl M M M  The ratio of all these terms for the prototype to the model can conveniently be kept constant by adjusting the rock and fluid properties (permeability, grain size, viscosity, density etc.) in the model The first term in the above equation signifies the ratio of gravity forces to the viscous forces The second term scales the molecular diffusion to the viscous forces (ratio of diffusion to convective dispersion)    M     thúc hiệu ứng có tác động sâu sắc nghiên cứu phòng thí nghiệm, vai trò không đáng kể quy mô trường Kantzas et al.15 reported experimental results for both unconsolidated and consolidated porous media In “controlled drainage” experiments, a capillary barrier was used to stabilize the displacement by reducing flow rate The capillary barrier also prevented gas from breaking through Ultimate oil recoveries from unconsolidated experiments were very high, 99% and 94% for oil at connate water saturation and at water- flooded residual-oil saturation, respectively Kantzas et al.15 báo cáo kết thực nghiệm cho hai phương tiện truyền thông xốp bở rời hợp Trong "thoát kiểm soát" thí nghiệm, rào cản mao mạch sử dụng để ổn định di dời cách giảm tốc độ dòng chảy Các rào cản mao mạch ngăn cản khí từ tạt bóng Thu hồi dầu cuối từ thí nghiệm chưa hợp cao, 99% 94% cho dầu vào bão hòa nước trời sanh nước bị ngập lụt bão hòa dư dầu, tương ứng Meszaros et al.16 conducted scaled physical model study of 17 gravity assisted inert gas injection process Both low-pressure and high-pressure physical models were built and tested Scaling were used criteria ACO total of Islam of 23 and experimental Farouq Aliscaled runs, with N and at different injection pressures and oil viscosities (750-7500 cp), were conducted The 2 results indicated that it is much harder to maintain a stable gashighfront in a geometrically scaled   pressure 3-dimensional model than in a partially scaled 2dimensional model Gas injection at an injection pressure of psi increased oil production substantially In the N  injectio n  run, considerable amount of oil was produced after gas breakthrough As high as 70% of the oil in place was The third scaling ratio is for the Reynolds number The fourth scaling ratio is that for the ratio of the total length of the system to the number of pores per unit length of the system If this scaling ratio is maintained unity, then it is impossible to maintain the proper scaling of the gravity to viscous forces Therefore, for this reason the fourth term is neglected The last scaling ratio is that for the capillary forces to the viscous forces The scaling factors about which there are some uncertainties are those which affect the subsequent oil recovery after breakthrough and not the phenomenon occurring at the solvent water interfaces viz., frontal displacement, gravity override and viscous fingering12 Tỷ lệ tất điều khoản cho mẫu thử nghiệm với mô hình thuận tiện giữ không đổi cách điều chỉnh nhạc rock tính chất lỏng (thấm, kích thước hạt, độ nhớt, mật độ, vv) mô hình Nhiệm kỳ phương trình có ý nghĩa tỷ lệ lực hấp dẫn để lực lượng nhớt Thuật ngữ thứ hai quy mô phân tử khuếch tán đến lực lượng nhớt (tỉ lệ khuếch tán để phân tán đối lưu) Rộng lệ thứ ba cho số Reynolds Rộng lệ thứ tư cho tỷ lệ tổng chiều dài hệ thống với số lượng lỗ đơn vị chiều dài hệ thống Nếu rộng lệ trì đoàn kết, sau trì tỉ lệ thích hợp trọng lực để lực lượng nhớt Do đó, lý nhiệm kỳ IV bỏ qua Rộng lệ cuối cho lực mao dẫn để lực lượng nhớt Các yếu tố rộng khoảng có số điều không chắn người có ảnh hưởng đến phục hồi dầu sau đột phá tượng xảy giao diện nước dung môi viz., Chuyển phía trước, trọng lực đè fingering12 nhớt 2.2.1 Scaled physical model study on gravity drainage Doscher et al.13 reported experimental work on CO2 and N2 floods for recovery of waterflood residual oil under reservoir conditions They pointed out that convective mixing or dispersion is exaggerated in the model Doscher et al.13 báo cáo công việc thử nghiệm CO2 N2 lũ cho thu hồi dầu dư waterflood điều kiện hồ chứa Họ trộn đối lưu phân tán phóng đại mô hình Chatzis et al.14 reported gravity drainage experimental study results in both capillary tubes and a long Berea sandstone core The formation of an oil bank in the Berea core during the process with capillary barrier was demonstrated by CT recovered using gravity-stable gas injection Vizika and Lombard18 analyzed wettability and spreading, the two key parameters in oil recovery with three-phase gravity drainage Experiments using oil-wet, water-wet, and fractional-wet porous media with three different fluid systems were conducted The three phase relative permeabilities from the experimental data were obtained by numerical history matching It was concluded that the existence of wetting and spreading films, greatly affected the flow mechanisms and consequently the recovery kinetics and also the process efficiency The highest oil recoveries were obtained for positive spreading coefficients under waterwet conditions, due to the flow of oil by spreading films, which maintain the hydraulic continuity Vizika Lombard18 phân tích wettability lan rộng, hai thông số quan trọng thu hồi dầu với hệ thống thoát nước trọng lực ba pha Các thí nghiệm cách sử dụng dầu ướt, nước mưa, phương tiện truyền thông xốp fractional-ướt với ba hệ thống chất lỏng khác tiến hành Các thấm tương đối ba giai đoạn từ số liệu thực nghiệm thu cách kết hợp lịch sử số Đó kết luận tồn ướt truyền bá phim, ảnh hưởng nhiều chế dòng chảy hậu động học phục hồi hiệu trình Sự phục hồi dầu cao thu với hệ số lan truyền tích cực điều kiện nước ẩm ướt, dòng chảy dầu cách truyền bá phim, trì liên tục thủy lực Grattoni et al.19studied free gravity drainage in a 2D visual cell A good correlation was found between a new dimensionless group and oil production The new dimensionless group was a combination of the capillary number, the Bond number, and the viscosity ratio Results and methods used in the various physical model studies are summarized in Table Grattoni et al.19studied thoát nước trọng lực tự tế bào thị giác 2D Một mối tương quan tốt tìm thấy nhóm thứ nguyên sản xuất dầu Nhóm thứ nguyên kết hợp mao mạch số, số lượng trái phiếu, tỷ lệ độ nhớt Kết phương pháp sử dụng nghiên cứu mô hình vật lý khác tóm tắt Bảng 2.2.1 Preliminary Experiments with an Unscaled Model SPE A physical model, consisting of a bead pack in a visual model, was used for preliminary free gravity SPEdrainage studies Figure shows the schematic of the experimental apparatus The liquid pump and the floating piston vessels provide means of saturating and de-saturating the porous media in the visual model with oil or water Effluent liquids are collected in a glass cylinder A vision system, which consists of a camera, frame grabber and imaging analysis software, is used to measure oil and/or water production rates Một mô hình vật lý, bao gồm gói hạt mô hình trực quan, sử dụng để nghiên cứu hệ thống thoát nước trọng lực miễn phí sơ Hình cho thấy sơ đồ thiết bị thí nghiệm Bơm chất lỏng mạch piston cung cấp phương tiện bão hòa de-bão hòa phương tiện thông tin lỗ hổng mô hình trực quan với dầu nước Chất lỏng nước thải thu thập xi lanh thủy tinh Một hệ thống thị giác, bao gồm máy ảnh, khung grabber phân tích hình ảnh phần mềm, sử dụng để đo lường mức sản xuất dầu / nước The visual model is made of mainly two parallel pieces of Pyrex glass and an aluminum frame The inner dimensions of the model are: 14.92 x 35.23 x 2.54 cm, which gives a volume of 1336 cc Size of glass beads used was in the range of 0.4-0.6 mm Dry-packing resulted in a porosity of 0.39 and estimated permeability of 10 Darcy In these tests, de-ionized water, n-decane and paraffin oil, and air have been used Some physical properties of these fluids are shown in Table Các mô hình trực quan làm chủ yếu hai mảnh song song Pyrex kính khung nhôm Các kích thước bên mô hình là: 14,92 x 35,23 x 2,54 cm, cung cấp khối lượng 1336 cc Kích thước hạt thủy tinh sử dụng khoảng 0,40,6 mm Khô-đóng gói dẫn đến độ xốp 0,39 ước tính thấm 10 Darcy Trong thử nghiệm, de-ion hóa nước, n-decane parafin dầu, không khí sử dụng Một số tính chất vật lý chất lỏng thể Bảng Run 1: Free gravity drainage with decane In this run, the bead pack was initially saturated with water Then Decane was injected at a rate of cc/min to displace water and create a pre-gravity-drainage condition Decane broke through after 68 minutes (0.83 pore volume (PV)) Figure shows the oil recovery as a percentage of initial oil in place (IOIP) versus time elapsed during the gravity drainage experiment During the first ten minutes, production rate was high and almost constant, after which it decreased significantly There appear to be two stages in this gravity drainage process The fist stage corresponds to an oleic single-phase drainage at a higher rate In this stage, oil bank in the model rapidly shrunk while only oil was produced at roughly constant rate The second stage was characterized with twophase flow at a much lower oil drainage rate In this stage, both oil and gas were produced in alternative slugs at the effluent end Run 1: thoát nước trọng lực với decane Trong hoạt động này, gói hạt bước đầu bão hòa với nước Sau Decane tiêm tỷ lệ cc / phút để loại bỏ nước tạo tình trạng trước trọng lực thoát nước Decane đưa bóng vào lưới sau 68 phút (0,83 khối lượng lỗ chân lông (PV)) Hình cho thấy phục hồi dầu tỷ lệ phần trăm dầu ban đầu chỗ (IOIP) so với thời gian trôi qua thử nghiệm hệ thống thoát nước trọng lực Trong mười phút đầu tiên, tỷ lệ sản xuất cao không đổi, sau giảm đáng kể Có xuất hai giai đoạn trình thoát nước trọng lực Các giai đoạn nắm tay tương ứng với hệ thống thoát nước pha oleic mức cao Trong giai đoạn này, ngân hàng dầu mô hình nhanh chóng bị thu hẹp có dầu sản xuất tốc độ ổn Giai đoạn thứ hai đặc trưng với dòng chảy twophase với tốc độ thoát dầu thấp nhiều Trong giai đoạn này, dầu khí đốt sản xuất sên thay vào cuối thải Run 2: Free gravity drainage with paraffin This run was conducted in a manner similar to Run Due to much higher viscosity of paraffin compared to Decane, it was possible to observe the air-oil interface and its movement within the model A clear-cut air/oil interface between the gas and oil zones was observed (Figure 6) During the test, no water was produced, supporting the assumption that water (at its initial saturation of about 10%) was immobile during gravity drainage Run 2: thoát nước trọng lực với paraffin Hoạt động tiến hành theo cách thức tương tự để chạy Do độ nhớt cao nhiều so với parafin Decane, quan sát giao diện máy dầu chuyển động mô hình Một giao diện không khí / dầu rõ ràng khu vực khí đốt dầu quan sát (Hình 6) Trong thử nghiệm, nước sản xuất, hỗ trợ giả định nước (ít bão hòa ban đầu khoảng 10%) bất động hệ thống thoát nước trọng lực Gas-Oil Miscibility Evaluation 3.1 The Need for Miscibility The main reason for the presence of large quantities of residual oil left behind in the reservoir after secondary waterfloods is the trapping effect caused by surface or capillary forces caused by high interfacial tension Miscibility between the displacing and displaced fluids means, by definition, that these is no interface between them or that the interfacial tension is reduced to zero, thereby resulting in a capillary number of infinity Therefore, much of the research effort in the past has been directed at EOR processes that seek to reduce the interfacial tension by using surfactants with injected water (chemical flooding) or miscible solvents such as hydrocarbon gases or CO An interesting outcome results when the capillary number concept is applied to the proposed GAGD process Initially, the injected gas, if it were below (but close to) the minimum miscibility pressure, would create a three-phase zone of oil, water and gas The rising gas would then preferentially displace oil because of its lower interfacial tension with oil than with reservoir brine Although the injected gas may exist as a separate phase below MMP, this rising gas phase will not compete with the downward flowing liquids Thus the three-phase relative permeability effects can be expected to be largely absent near the producing horizontal well Lý cho diện lượng lớn dầu dư lại phía sau hồ sau waterfloods thứ cấp hiệu ứng bẫy gây bề mặt mao mạch lực lượng gây căng thẳng bề cao Trộn lẫn thay chất lỏng di dời phương tiện, theo định nghĩa, giao diện chúng hay căng thẳng bề giảm xuống không, dẫn đến số mao mạch vô Vì vậy, phần lớn nỗ lực nghiên cứu khứ hướng vào trình EOR nhằm làm giảm căng thẳng bề bề mặt nước tiêm (ngập hóa học) trộn dung môi loại khí hydrocarbon CO2 Một kết thú vị kết khái niệm số mao mạch áp dụng cho trình GAGD đề xuất Ban đầu, khí tiêm, Độ tan benzen dung dịch ethanol bắt đầu vào việc làm giàu thêm ethanol 35% sau tăng dần để trở thành hoàn toàn hòa tan 78% ethanol làm giàu, trưng bày mối quan hệ độ tan theo cấp số nhân làm giàu Các đặc tính hòa tan chia thành ba khu vực: (1) Vùng 1, tồn enrichments ethanol 35%, benzen hoàn toàn không hoà tan; (2) Khu vực 2, tồn enrichments ethanol 35% 78%, benzen phần hòa tan Trong khu vực này, bên đường cong khả hòa tan, benzen hoàn toàn hòa tan, bên đường hòa tan, benzen hoàn toàn không hòa tan Khu vực gọi khu vực phần hòa tan (3) Vùng 3, tồn enrichments ethanol 78%, benzen hòa tan tất tỷ lệ điều gọi khu vực trộn Vì vậy, nghiên cứu phân biệt khả hòa tan trộn lẫn Vì vậy, enrichments trộn lẫn ethanol tối thiểu hệ thống chất lỏng bậc ba tiêu chuẩn hai sơ đồ giai đoạn (76%) liệu khả hòa tan (78%) xuất để phù hợp với chặt chẽ The interfacial tension between benzene and aqueous ethanol at various ethanol enrichments is measured in pendent drop mode, using the Axisymmetric Drop Shape Analysis (ADSA) technique The IFTs between the fluids could not be measured above 40% ethanol enrichment, using the drop shape analysis At these ethanol enrichments, pendent drops could not be formed as the oil quickly escaped in streaks through the solvent, indicating proximity to miscible region The measured values of interfacial tension for benzene in aqueous ethanol at various ethanol enrichments are given in Table and summarized in Figure As can be seen, IFT decreases exponentially as the ethanol enrichment in the aqueous phase is increased In order to determine the existence of a direct correlation between solubility and IFT, the solubility is plotted against reciprocal IFT in Figure Solubility is linearly related to (1/IFT), indicating a strong mutual relationship between these two thermodynamic properties Sự căng thẳng bề benzen dung dịch ethanol enrichments ethanol khác đo chế độ độc thả, sử dụng axisymmetric Drop Shape Analysis (ADSA) kỹ thuật Các IFTs chất lỏng đo 40% ethanol làm giàu, cách sử dụng phân tích thả hình dạng Tại enrichments ethanol, độc giọt không hình thành dầu nhanh chóng trốn thoát vệt qua dung môi, cho thấy gần gũi với khu vực trộn Các giá trị đo căng thẳng bề benzene dung dịch ethanol enrichments ethanol khác đưa Bảng tóm tắt Hình Như thấy, IFT giảm theo cấp số nhân làm giàu ethanol pha lỏng tăng lên Để xác định tồn mối tương quan trực tiếp độ tan IFT, độ hòa tan âm mưu chống đối ứng IFT hình Tính hòa tan tuyến tính liên quan đến (1 / IFT), cho thấy mối quan hệ lẫn mạnh mẽ hai tính chất nhiệt From the correlation of miscibility and solubility with interfacial tension obtained in this study, it is evident that IFT must become zero at 78% ethanol enrichment, since benzene is not only miscible31, but also completely soluble 32 at this ethanol enrichment Hence, further attempts are being made to use capillary rise technique for measuring low IFTs needed to clearly show the vanishing nature of IFT at 78% ethanol enrichment for benzene-water-ethanol ternary liquid system (as indicated by the extrapolated IFT line in Figure 7) All these results obtained so far for the standard ternary liquid system of ethanol, water and benzene positively indicate the applicability of the new VIT technique to determine the miscibility of ternary liquid systems as well Từ tương quan hòa trộn hòa tan với căng bề thu nghiên cứu này, rõ ràng IFT phải trở thành số không 78% ethanol làm giàu, kể từ benzen không miscible31, hoàn toàn soluble32 làm giàu ethanol Do đó, nỗ lực thực để sử dụng mao dẫn kỹ thuật tăng để đo IFTs thấp cần thể rõ chất biến IFT 78% làm giàu ethanol cho benzen-nước-ethanol hệ chất lỏng tam phân (như dòng IFT ngoại suy hình ) Tất kết đạt cho hệ thống chất lỏng bậc ba tiêu chuẩn ethanol, nước benzen tích cực cho thấy khả ứng dụng kỹ thuật VIT để xác định trộn lẫn hệ thống chất lỏng ternary tốt 3.4 Mass Transfer Effects on Interfacial Tension While most of the thermodynamic properties refer to individual fluid phases, interfacial tension (IFT) is unique in the sense that it is a property of the interface between the fluid phases Hence, it is strongly dependent on the composition of phases in contact, which in turn dependent on the mass transfer interactions between the phases In order to study the mass transfer effects on IFT, the IFT measurements of VIT technique have been compared against Macleod-Sudgen’s 33,34 Parachor model predictions, using Weinaug and Katz’s35 molar averaging technique for multi-component hydrocarbon systems In Parachor model, Parachor values of pure components are used, considering each component of the mixture as if all the others are absent Due to this assumption, the counter-directional mass transfer mechanisms that affect the interfacial tension between the fluids are neglected in this model Terra Nova reservoir fluids have been used since the phase behavior data for IFT computations and the IFT measurements are readily available Trong hầu hết tính chất nhiệt động đề cập đến giai đoạn dịch cá nhân, căng thẳng bề (IFT) độc đáo ý nghĩa thuộc tính giao diện giai đoạn chất lỏng Do đó, phụ thuộc nhiều vào thành phần giai đoạn tiếp xúc, phụ thuộc vào tương tác chuyển giao khối lượng giai đoạn Để nghiên cứu ảnh hưởng khối lượng chuyển nhượng IFT, phép đo IFT kỹ thuật VIT so sánh với Macleod-Sudgen's33,34 Parachor mô hình dự đoán, sử dụng Weinaug Katz's35 kỹ thuật trung bình phân tử cho hệ thống hydrocarbon đa thành phần Trong mô hình Parachor, giá trị thành phần tinh khiết Parachor sử dụng, xem xét thành phần hỗn hợp, tất người khác vắng mặt Do giả định này, chế chuyển giao khối lượng counter-directional có ảnh hưởng đến sức căng bề chất lỏng bị bỏ quên mô hình Chất lỏng chứa Terra Nova sử dụng từ liệu hành vi giai đoạn để tính toán IFT phép đo IFT có sẵn The phase behavior data for the Terra Nova reservoir from reference36 is used in IFT computations IFT measurements, at various solvent enrichments from reference6 are used for comparison with model predictions A mixture consisting of mole% of crude oil and 92 mole% of solvent is used as the feed composition in the calculations in order to match the composition used in the experiments Các liệu hành vi giai đoạn cho hồ chứa Terra Nova từ reference36 sử dụng tính toán IFT Đo IFT, enrichments dung môi khác từ reference6 sử dụng để so sánh với mô hình dự báo Một hỗn hợp gồm mol% lượng dầu thô 92% mol dung môi sử dụng thành phần thức ăn tính toán để phù hợp với thành phần sử dụng thí nghiệm The comparison of experimental IFTs with Parachor model predictions for different C2+ enrichments of solvent at 30 MPa and 96oC is given in Table and shown in Figure As can be seen, the match between the experiments and the model predictions is very poor and significant IFT under-predictions are obtained with the Parachor model This is mainly attributed to the absence of mass transfer effects in the Parachor model This not only points out the importance of mass transfer effects on IFT, but also the fact that the IFT measurements used in the VIT technique for Terra Nova miscibility evaluation include all the mass transfer effects in them Việc so sánh IFTs nghiệm với Parachor mô hình dự báo cho C2 khác + enrichments dung môi 30 MPa 96oC đưa Bảng thể hình Như thấy, trận đấu thí nghiệm mô hình dự báo nghèo có ý nghĩa IFT dự đoán thu với mô hình Parachor Điều chủ yếu vắng mặt hiệu ứng chuyển khối mô hình Parachor Điều không chỉ tầm quan trọng hiệu ứng khối lượng chuyển nhượng IFT, thực tế phép đo IFT sử dụng kỹ thuật VIT cho Terra Nova thẩm trộn lẫn bao gồm tất hiệu ứng khối lượng chuyển nhượng Experimental Evaluation of Gas Injection Modes 4.1 Background As noted earlier, the gas injection EOR processes contribute a substantial portion of the oil from light oil reservoirs, and their importance is continuing to rise Nearly all the commercial gas injection projects today employ the WAG method In the United States, most of the WAG applications are onshore, employing a wide variety of injection gases for a wide range of reservoir characteristics in the miscible mode Although many types of injectant gases have been used in the commercial WAG floods, CO2 and Hydrocarbon gases form the major share of injectant types (~ 90%) Như nói trước đó, trình phun khí EOR đóng góp phần đáng kể dầu từ bể chứa dầu nhẹ, tầm quan trọng họ tiếp tục tăng Gần tất dự án tiêm khí thương mại ngày sử dụng phương pháp WAG Tại Hoa Kỳ, hầu hết ứng dụng WAG bờ, sử dụng loạt loại khí tiêm cho loạt đặc điểm chứa chế độ hòa trộn Mặc dù nhiều loại khí injectant sử dụng trận lũ WAG thương mại, CO2 loại khí hydrocarbon thành phần loại injectant (~ 90%) Although field applications have repeatedly proven the moderate success (with recovery of – 10% OOIP) of the WAG process, it has remained the default process due to the absence of a viable alternative Hence the full utilization of EOR potential in the U.S requires the development of new and more efficient gas injection processes that would overcome the limitations of the WAG process Since WAG process is the dominant gas injection method, its experimental evaluation and performance assessment against the GAGD process, being developed, is critical Coreflood experiments at reservoir conditions have been conducted in tertiary recovery mode by employing three modes of injection, namely continuous gas injection (CGI), water alternating gas (WAG) and gas assisted gravity drainage (GAGD) Mặc dù trường ứng dụng nhiều lần chứng minh thành công vừa phải (với phục hồi 5-10% OOIP) trình WAG, trình mặc định vắng mặt thay khả thi Do việc sử dụng đầy đủ EOR tiềm Mỹ đòi hỏi phát triển trình phun khí hiệu mà khắc phục hạn chế trình WAG Vì trình WAG phương pháp phun khí chủ yếu, đánh giá thực đánh giá thử nghiệm chống lại trình GAGD, phát triển, quan trọng Thí nghiệm Coreflood điều kiện hồ chứa tiến hành chế độ phục hồi đại học cách sử dụng ba phương thức tiêm, tiêm khí cụ thể liên tục (CGI), nước xen kẽ khí (WAG) khí thoát trọng lực hỗ trợ (GAGD) 4.2 Laboratory Studies Coreflood experiments have been conducted with the objective of evaluating the effects of (i) mode of gas injection, (ii) miscibility development and (iii) core length on gas-oil displacements in Berea sandstone cores, n-Decane and 5% NaCl brine as synthetic fluids and reservoir fluids from the Yates reservoir in West Texas Thí nghiệm Coreflood tiến hành với mục tiêu việc đánh giá tác động (i) chế độ phun khí, (ii) phát triển hòa trộn (iii) chiều dài lõi chuyển vị khí-dầu Berea lõi đá sa thạch, n-Decane 5% NaCl nước muối chất lỏng tổng hợp chất lỏng chứa từ hồ chứa Yates Tây Texas.Miscible floods at 2500 psi and immiscible floods at 500 psi have been carried out, using 1-ft Berea cores, n-Decane and two different brines, namely the commonly used 5% NaCl solution and the multi-component reservoir brine from the Yates reservoir Each of the corefloods consisted of a series of steps including brine saturation, absolute permeability determination, flooding with oil to initial oil saturation, end- point oil permeability determination, flooding with brine to residual oil saturation, end-point water permeability determination, and finally, tertiary gas injection to recover the waterflood residual oil A common comparison parameter was required for the fair and consistent performance evaluation of the various tertiary gas injection mode corefloods Hence, a parameter, ‘Tertiary Recovery Factor’ (TRF), defined as the oil recovery per unit volume of gas injection was used along with conventional recovery plots Lũ lụt trộn 2500 psi lũ lụt immiscible 500 psi thực hiện, sử dụng 1-ft Berea lõi, n-Decane hai nước mặn khác nhau, cụ thể 5%, dung dịch NaCl thường sử dụng nước muối chứa nhiều thành phần từ hồ chứa Yates Mỗi phòng số corefloods bao gồm loạt bước bao gồm bão hòa nước muối, xác định độ thấm tuyệt đối, lũ lụt với dầu để ban đầu bão hòa dầu, điểm thúc- thấm dầu tâm, lũ lụt với nước muối bão hòa dư dầu, điểm cuối thấm nước tâm, cuối , phun khí cấp ba để thu hồi waterflood dầu dư Một thông số so sánh thường yêu cầu đánh giá hiệu suất công quán đại học phun khí chế corefloods khác Do đó, tham số, 'Đệ Tam Phục hồi Factor "(TRF), định nghĩa phục hồi dầu đơn vị thể tích phun khí sử dụng với âm mưu phục hồi thông thường 4.3 CGI Versus WAG Figure 10 (a, b) shows the comparison of miscible CGI and WAG performance for n-Decane and Yates reservoir brine Figure 10 (a) is the conventional oil recovery plot (as % ROIP), which suggests that the CGI flood is better in performance than the WAG flood These conclusions are somewhat misleading since the amount of CO injected in WAG floods is only half that in CGI Figure 10 (b) plots the same data on the TRF basis, which shows that the TRF value for the CGI flood decreases significantly in later stages of the flood, while the WAG employment arrests this decline However, WAG floods lagged behind CGI floods in terms of production rate Hình 10 (a, b) cho thấy so sánh CGI trộn hiệu suất WAG cho n-Decane Yates hồ chứa nước muối Hình 10 (a) âm mưu thu hồi dầu thông thường (theo% ROIP), điều cho thấy lũ CGI tốt hoạt so với lũ WAG Những kết luận gây lượng CO2 bơm vào lũ WAG nửa mà CGI Hình 10 (b) âm mưu liệu sở TRF, cho thấy giá trị TRF cho lũ CGI giảm đáng kể giai đoạn sau lũ lụt, vụ bắt giữ việc làm WAG suy giảm Tuy nhiên, lũ lụt WAG tụt lại phía sau lũ lụt CGI tốc độ sản xuất It is interesting to note in Figure 10 (b), that the WAG floods demonstrated periodic increases corresponding to gas injection wells in the TRF throughout the life of the flood, while, for CGI miscible flood, TRF crested at ~ 0.7 PV injection and later declined with increasing gas injection These plots clearly demonstrate that the WAG process, due to better mobility control, had better CO utilization efficiency compared to CGI Similar TRF trends were also observed when 5% NaCl brine was used These results indicated that optimum performance could be obtained by a combination of CGI and WAG modes of gas injection Similar comparisons of immiscible and miscible WAG coreflood experiments showed the distinct advantage of miscibility development in floods Figure 11 (a, b) compares the miscible and immiscible WAG flood performance for nDecane and Yates reservoir brine system Higher oil recoveries for miscible displacements can be observed, which is attributed to large reduction in interfacial tension between the displacing and displaced fluids due to miscibility development resulting in very high capillary numbers and near perfect microscopic displacement efficiency Nó thú vị để lưu ý hình 10 (b), lũ lụt WAG chứng minh tăng định kỳ tương ứng với giếng phun khí TRF suốt sống lũ lụt, khi, cho CGI lũ trộn, TRF mào ~ 0,7 PV tiêm sau giảm với tăng phun khí Những lô rõ ràng chứng minh trình WAG, kiểm soát động tốt hơn, có hiệu sử dụng CO2 tốt so với CGI Xu hướng TRF tương tự quan sát thấy 5% NaCl mặn sử dụng Những kết hiệu suất tối ưu thu kết hợp CGI WAG chế độ phun khí So sánh tương tự thí nghiệm coreflood WAG immiscible hòa trộn cho thấy lợi khác biệt phát triển trộn lẫn lũ lụt Hình 11 (a, b) so sánh hiệu suất lũ WAG trộn immiscible cho hệ thống hồ chứa nước muối Decane Yates n- Thu hồi dầu cao cho chuyển thể trộn quan sát, mà giảm lớn căng thẳng bề thay chất lỏng di dời phát triển hòa trộn kết số mao mạch cao gần hiệu chuyển vi hoàn hảo 4.4 Evaluation of Modes of Gas Injection in Long Cores The immiscible gas assisted gravity drainage (GAGD) flood was conducted in a 6-ft Berea core using 5% NaCl brine and nDecane Initially floods with long cores have been conducted with n-Decane, 5% NaCl brine prior to exposing the cores to crude oils Immiscible CGI and WAG floods were conducted at similar conditions for comparison with GAGD floods Results of these floods are included as Figure 12 Các immiscible gas thoát nước trọng lực hỗ trợ (GAGD) lũ tiến hành 6-ft Berea lõi sử dụng 5% NaCl nước muối n-Decane Ban đầu lũ lụt với lõi từ lâu tiến hành với n-Decane, 5% NaCl nước muối trước phơi bày lõi với dầu thô Immiscible CGI WAG lũ lụt tiến hành điều kiện tương tự để so sánh với lũ GAGD Kết trận lũ bao gồm hình 12 Figure 12 shows amplification of the difference in the recoveries between CGI and WAG, which were not obvious in 1-ft immiscible corefloods This shows that gravity segregation would be more pronounced in the longer cores; hence long core tests are not only appropriate and useful but also essential for performance assessment of floods involving gravity segregation effects Figure 12 shows that the GAGD process has the highest recovery efficiency compared to WAG and CGI The GAGD process produces nearly 8.6% higher tertiary EOR oil than WAG and 31.3% over CGI even in the immiscible mode Miscible floods in long cores are planned for the future Hình 12 cho thấy khuếch đại khác biệt phục hồi CGI WAG, không rõ ràng 1-ft corefloods immiscible Điều cho thấy lực hấp dẫn tách biệt rõ rệt lõi còn; kiểm tra lõi dài không thích hợp hữu ích cần thiết cho việc đánh giá hiệu suất lũ lụt liên quan đến tác động trọng lực phân biệt chủng tộc Hình 12 cho thấy trình GAGD có hiệu phục hồi cao so với WAG CGI Quá trình sản xuất dầu GAGD EOR đại học cao gần 8,6% so với WAG 31,3% so với CGI chế độ immiscible Lũ lụt trộn lõi dài lên kế hoạch cho tương lai Conclusions The short and long core floods have clearly demonstrated the high oil recovery potential of the GAGD process compared to that of WAG As expected, miscible CO2 floods have out performed the immiscible floods in all three modes of gas injection (CGI, WAG and GAGD) The mechanistic parameters governing the effectiveness of the GAGD process are being identified through visual model tests in order to enable optimum design strategy for field applications Our continuing work with interfacial tension measurements appear to indicate the suitability of the VIT technique to infer multiple contact miscibility involving condensing and / or vaporizing mass transfer effects Các trận lũ lụt lõi ngắn dài làm rõ tiềm thu hồi dầu cao trình GAGD so với WAG Theo dự kiến, lũ lụt trộn CO2 diễn trận lụt immiscible ba chế độ phun khí (CGI, WAG GAGD) Các thông số học quản hiệu trình GAGD xác định thông qua kiểm tra mô hình trực quan phép chiến lược thiết kế tối ưu cho ứng dụng lĩnh vực Việc tiếp tục với phép đo sức căng bề xuất để phù hợp kỹ thuật VIT để suy nhiều trộn lẫn xúc liên quan đến ngưng tụ / bốc hiệu ứng khối lượng chuyển nhượng Acknowledgements This paper was prepared with the support of the U.S Department of Energy under Award No DE-FC26-02NT15323 Any opinions, findings, conclusions or recommendations expressed herein are those of authors and not necessarily reflect the views of the DOE The financial support of this project by the U.S Department of Energy is gratefully acknowledged The authors also thank Dr Jerry Casteel of NPTO/DOE for his support and encouragement Thanks are due to Dr Karsten Thompson and Mr Paul Rodriguez of LSU’s Chemical Engineering Department for lending and helping with their unscaled physical model used in this study Nomenclature K = permeability v = fluid velocity ρ = fluid density l = characteristic length l = length of trapped oil volume Pc = capillary pressure µ = characteristic viscosity ∆ = differential of that quantity Subscripts M= model P = prototype References Caudle, B.H and Dyes, A.B.: "Improving Miscible Displacement by Gas-Water Injection", Transactions of AIME, 213 (1959), 281-284 Christensen J.R., Stenby, E.H and Skauge, A.: "Review of WAG Field Experience", Paper SPE 39883, presented at SPE International Petroleum Conference and Exhibition, Villahermose, Mexico, 3-5 March 1998 Howes, B.J.: “Enhanced oil recovery in Canada: Success in progress”, JCPT, November – December 80-88, 1988 Rao, D.N.: “A New Technique of Vanishing interfacial Tension for Miscibility Determination,” Fluid Phase Equilibria, 139 (1997) 311-324 Rao, D.N., Mcintyre, F.J and Fong, D.K.: “Application of a New Technique to Optimize Injection Gas Composition for the Rainbow Keg River F Pool Miscible Flood,” JCPT, 38 (Dec 1999) Rao, D.N and Lee, J.I.: “Application of the New Vanishing Interfacial Tension Technique to Evaluate Miscibility Conditions for the Terra Nova Offshore Project,” Journal of Petroleum Science and Engineering, 35 (2002) 247-262 Butler, R.M.: “A New Approach to the Modeling of SteamAssisted Gravity Drainage,” JCPT, May-June 1985, pages 4251 Claridge, E.L., "A trapping Hele-Shaw Model for MiscibleImmiscible Flooding", Paper SPE 4105, 47th Annual Fall Meeting, San Antonio, October 8-11, 1972 Jackson, D.D., Andrews, G.L., and Claridge, E.L., " Optimum WAG Ratio vs Rock Wettability in CO2 Flooding", SPE 14303, 60th Annual Conf And Exh., Las Vegas, Septemebr 22- 25, 1985 10 Butler, R.M., Thermal Recovery of Oil and Bitumen, GravDrain Inc., Calgary, Canada, 1998 11 Shook, M., Li, D and Lake, L.W.: “scaling Immiscible Flow Through Permeable Media by Inspectional Analysis,” In Situ, 16(4), 311-349,1992 12 Gharib, S and Doscher, T.M.: “Physically Scaled Model Simulating the Displacement of Residual Oil by Miscible CO2 in Linear Geometry,” Paper SPE 8896, presented at the 50th California regional meeting of the society of petroleum engineers of AIME held in Los Angeles, California, April 9-11, 1980 13 Doscher, T.M., Oyakan, R.O and Arabi, M.EI.: “The Displacement of Residual Crude Oil by CO2 and Nitrogen in Gravity Stabilized Systems,” SPE J., Dec 1984 14 Chatzis, I, Kantzas, A and Dullien, F.A.L.: “On The Investigation of Gravity-Assisted Inert Gas Injection Using Micromodels, Long Berea Sandstone Cores, and ComputerAssisted Tomography,” Paper SPE 18284, preseneted at the 63 rd Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Houston, TX, October 2-5, 1988 15 Kantzas, A., Chatzis, I and Dullien, F.A.L.: “Mechanisms of Capillary Displacement of Residual Oil by Gravity-Assisted Inert Gas Injection,” Paper SPE 17506, presented at the SPE Rocky Mountain Regional Meeting, held in Casper, WY, May 11-13, 1988 16 Meszaros F., Chakma, A., Jha, K.N and Islam, M.R.: “Scaled Model Studies and Numerical Simulation of Inert Gas Injection with Horizontal Wells,” Paper SPE 20529, presented at the 65th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in New Orleans, LA, September 2326, 1990 17 Islam M.R and Farouq Ali, S.M.: “Scaling of In-situ Combustion Experiments,” J Pet Sci Eng., vol 6, 367-379 18 Vizika, O and Lombard, J.M.: “ Wettability and Spreading: Two Key Parameters in Oil Recovery with Three-Phase Gravity Drainage,” SPERE (Feb 1996) 54-60 19 Grattoni, C.A., Jing, X.D and Dawe, R.A.: “Dimensionless Groups for Three-Phase Gravity Drainage Flow in Porous Media,” J Pet Sci & Eng., 29 (2001), 53-65 20 Elsharkawy, A.M., Poettmann, F.H and Christiansen, R.L.: “Measuring CO2 Minimum Miscibility Pressure: Slim-Tube or RisingBubble Method?” Energy & Fuels, 10 (1996) 443-449 21 Holm, L.W and Josendal, V.A.: “Effect of Oil Composition on Miscible-Type Displacement by Carbon Dioxide,” SPEJ (Feb 1982) 87-98 22 Williams, C.A., Zana, E.N and Humphrys, G.E.: “Use of PengRobinson Equation of State to Predict Hydrocarbon Phase Behavior and Miscibility for Fluid Displacement,” Paper SPE 8817, presented at the 1st Joint SPE/DOE Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, April 20-23, 1980 23 Perry, G.E.: “Weeks Island S Sand Reservoir B Gravity Stable Miscible CO2 Displacement, Iberia Perish, Louisiana, Third Annual Report,” DOE/METC-5232-4, June 1980 24 Johnson, J.P and Pollin, J.S.: “Measurements and Correlation of CO2 Miscibility Pressures,” Paper SPE 9790, presented at the 2nd Joint SPE/DOE Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, April 58, 1981 25 Holm, L.W.: “Miscible Displacement,” in H.B Bradley (Ed.), Petroleum Engineering Hand Book, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX (1987) 1-45 26 Lake, L.W.: Enhanced Oil Recovery, Prentice-Hall Englewood Cliffs, NJ (1989) 234 27 Benham, A.L., Dowden, W.E and Kunzman, W.J.: “Miscible Fluid Displacement – Prediction of Miscibility,” Petroleum Transactions Reprint Series No 8, Society of Petroleum Engineers of AIME (1965) 123 28 Blanco, A.M and Ortega, J.: “Experimental Study of Miscibility, Density and Isobaric Vapor-Liquid Equilibrium Values for Mixtures of Methanol in Hydrocarbons (C 5, C6),” Fluid Phase Equilibria, 122 (1996) 207-222 29 Lee, L.H.: “Relevance of Film Pressures to Interfacial Tension, Miscibility of Liquids, and Lewis Acid – Base Approach,” Journal of Colloid and Interface Science, 214 (1999) 64-78 30 van Oss, C.J., Chaudhury, M.K and Good, R.J., Adv Colloid Interface Sci., 28 (1987) 35 31 Chang, Y.C and Moulton, R.W.: “Quaternary Liquid Systems with Two Immiscible Liquid Pairs,” Industrial Engineering Chemistry, 45 (1953) 2350-2361 32 Sidgwick, N.V and Spurrel, W.J.: “The System Benzene-Ethyl Alcohol-Water between +25o and –5o,” Journal of Chemical Society, 117 (1920) 1397-1404 33 Macleod, D.B.: “On a Relation Between Surface Tension and Density,” Trans Faraday Soc., 19 (1923) 38-42 34 Sudgen, S.: “The Variation of Surface Tension with Temperature and Some Related Functions,” Journal of Chemical Society, 1924, 32-41 35 Weinaug, C.F and Katz, D.L.: “Surface Tensions of MethanePropane Mixtures,” Industrial Engineering Chemistry, 35 (1943) 239-246 36 Ayirala, S.C., Rao, D.N and Casteel, J.: “Comparison of Minimum Miscibility Pressures Determined from Gas-Oil Interfacial Tension Measurements with Equation of State Calculations,” Paper SPE 84187, presented at the 2003 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, October 5-8, Denver, Colorado, 2003 37 Gillham, T.H., Cerveny, B.W., Turek, E A and Yannimaras, D.V.: “Keys to increasing production via air injection in Gulf coast light oil reservoirs”, Paper SPE 38848, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, TX, Oct 5-8, 1997 38 Carlson, L.O.: “Performance of Hawkins Field Unit Under Gas Drive-Pressure Maintenance Operations and Development of an Enhanced Oil Recovery Project,” Paper SPE 17324, presented at the SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, April 17-20, 1988 39 Johnston, J.R.: “Weeks Island Gravity Stable CO Pilot,” Paper SPE 17351, presented at the SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, Aril 17-20, 1988 40 Nute, A.J.: “Design and evaluation of a gravity stable, miscible CO2 solvent flood, Bay St Elaine field”, Paper SPE 11506, presented at the Middle East Oil technical conference of the Society of Petroleum Engineers, held in Manama, Bahrain, March 14-17, 1983 41 Backmeyer, L.A., Guise, D.R., MacDonell, P.E and Nute, A.J.: “The Tertiary Extension of the Wizard Lake D-3A Pool Miscible Flood” Paper SPE 13271, presented at the 1984 SPE 59th Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, September 16-19, 1984 42 Da Sle, W.J and Guo, D.S.: “Assessment of a Vertical Hydrocarbon Miscible Flood in the Westpem Nisku D Reef,” SPE Reservoir Engineering, May 1990, pp 147-154 43 Bangla, V.K., Yau, F and Hendricks, G.R.: “Reservoir performance of a Gravity stable vertical CO miscible flood: Wolfcamp reservoir, Wellman Unit”, Paper SPE 22898, presented at the 66th annual technical conference and exhibition of the Society of Petroleum Engineers, held in Dallas, TX, Oct 6-9, 1991 44 DesBrisay, C.L., Ghussein, F.E and Holst, P.H.: “Review of Miscible Flood Performance, Intisar “D” field, Socialist People’s Libyan Arab Jamahiriya,” Paper SPE 10245, presented at the 56th Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers of AIME, held in San Antonio, TX, Oct - 7, 1981 45 Gunawan, S., Caie, D.: “Handil Field: Three years of lean gas injection into water flooded reservoirs”, Paper SPE 57289, presented at the 1999 SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference held in Kuala Lumpur, Malaysia, Oct 25-26, 1999 Hawkins Dexter Sand 32.9 1480 15 20 N/A 164 36 35 36 0.667 N/A 584 1.283 CO 1985 -60 > 80.0 5000 N/A 60 - 70 60.0 3334 3334 76.5* 85.0 10.94 1375 5.64 35 24.5 167 Reef 648 38 N/A 2154 567 1.313 HC 2370 2131 62.9* 95.5 2 42 Jan 1981 320 Alberta/ Canada Carbonate 12 1050 11 Sec GF 218 Reef 292 45 0.19 3966 1800 2.45 HC 4060 4640 N/A 84.0 43 Mid-1983 1306 Texas/ USA LimeStone 8.5 110 20 35 10 151 Reef 824 43.5 0.43 1375 450 1.284 CO 44 Dec 1969 3325 Libya 970 1900 56.3* 74.8 Biomicrite/ Dolo 22 200 16 - 38 20 - 30 N/A 226 Reef 950 40 0.46 2224 509 1.315 HC 4100 4257 N/A 67.5 Handil Main Zone 41 Oct 1983 3725 Alberta/ Canada Dol-omite Westpem Nisku D Wizard Lake D3A 40 May 1982 0.4 (Pilot) Louisiana/ USA Shly-Sand 27 3400 13 35 12 168 230 25 3.7 1985 900 1.225 N 39 Oct 1978 90 Louisiana/ USA Sandstone 26 1200 10 22 1.9 225 26 186 32.7 0.45 6013 1386 1.62 CO Intisar D Porosity (%) Permeability (mD) Connate Water Sat (%) WF Residual Oil Sat (%) GI Residual Oil Sat (%) Reservoir Temperature (oF) Bed Dip Angle (Degrees) Pay Thickness (ft) Oil API Gravity Oil Viscosity (cP) Bubble Pt Pressure (psi) GOR (SCF/STB) Oil FVF at Bubble Pt Injection Gas Reservoir Pressure at end of WF (psi) Minimum Miscibility Pressure (psi) WF recovery (% OOIP) Gas Flood Recovery: (%OOIP) 38 Jan 1975 N/A Texas/ USA Sand-stone Wolfcamp Reef Rock Type 37 Jul 1996 90 Louisiana/ USA SandStone 27.6 – 23.9 300 – 1000 19 – 23 26 205 – 195 23 – 35 31 – 30 33 0.9 3295 500 1.285 Air 3484 -60 90.0 St ElaineBay West Hackberry Reference Starting Date Approximate Size (Acres) State / Country Weeks Island S RB - Pilot Table 1: Summary of Gravity Drainage Field Applications Property 45 Nov 1995 2965 Borneo SandStone 25 10 – 2000 22 28 N/A N/A – 12 50 – 82 31 – 34 0.6 – 1.0 2800– 3200 2000 1.1 – 1.4 HC 1000 -58 N/A Note: * Based on Reported Saturations Table 2: Summary of Physical Model Studies of Gas Injection Processes Table 4: Summary of Solubility and Interfacial Tension Data of Benzene in Water at Various Ethanol Enrichments Model 22 Meszaros et al Vizika and Lombard16 Chatzis et al.20 Grattoni et al.24 Doscher et al.19 Scaling law Butler et al Islam and Farouq Ali No No No Doscher and Gharib Solubility (Sidgwick et al.) Interfacial Tension Solvent (mole%) Benzene Solubility (gms/liter) Solvent (mole%) Benzene IFT (dynes/cm) Ethanol Water Table 3: Fluids Properties Fluids Table 5: Comparison of IFT Measurements with Specific Dynamic density viscosity (cP) Parachor Model Predictions for Terra Nova Fluids at 30 MPa and 96oC n-decane paraffin 0.734 0.864 0.84 64.5 De-ionized Water Air 1.0 Interfacial tension (dynes/cm) σDW = 49.0 Did not measure σWA = 72 0.0012 0.0182 σAD = 51.4 Enrichment (C2+ %) IFT (dynes/cm) Experimental Parachor Model 9.49 3.19 0.78 11.79 Gas Gas/Water/Oil Switch Gas mass-flow controller Pressure regulator Flowline Oil ∆p1 Valve Visual model withbead packinside ∆p4 Water Signal lines Transfer vessel CCD Camera Data acquisition Figure 1: Conceptual Drawing of CO -WAG Process (Extracted from the US-DOE Website) Figure 4: Schematic of the Experimental Apparatus B 0.80 A 0.60 0.40 0.20 0.00 20 30 40 50 1.00 10 Time (min) Figure 2: Probable breakdown of a WAG cycle Recove ry (IOIP) Figure 5: Experimental Run 1: Oil Recovery in Free Gravity Drainage (with decane) starting at Connate-Water Condition Figure 6: Illustration of Oil-Gas Interface in the Visual Model in Run Figure 3: Concept of the New Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) EOR Process EXPT 9: MIS CGI - Yates Brine EXPT 10: MIS WAG - Yates Brine 7000 35 6000 30 5000 25 4000 20 3000 15 2000 10 1000 0 20 40 60 80 100% 90% So ity Be e (g te I F T 100 Ethanol Enrichment in Water (mole%) o f B e n z e n Solubility IFT Extrapolated IFT 80% 70% Oi Recov 60% ery (% ROIP) 50% 40% -0.0858x y = 32.94e R2 = 0.9912 y = 6.7004e 0.0852x R2 = 0.9955 Comple te ly Insoluble Region Partially Soluble Region 30% Soluble in all Praportions or Miscible Region 20% 10% Ins oluble Soluble Figure 7: The Dependence of Solubility and IFT of Benzene in Water on Ethanol Enrichment in Aqueous Phase 0% 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 P V Injected Figure 10 (a): Conventional Recovery Plot Solubili ty Benzen e (gms/lit er) 7000 6000 5000 y = 223.19x R2 = 0.9826 4000 3000 2000 1000 0 10 15 1/IFT (cm/dyne) 20 25 30 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 EXPT 9: MIS CGI - Yates Brine EXPT 10: MIS WAG - Yates Brine 0.0 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 P V Injected Terti ary Rec v Fact or (RO IP PV of CO Inj'd ) Figure 8: Correlation of Solubility of Benzene in Ethanol, Water Mixture with Reciprocal Interfacial Tension 3.5 3.0 Experimental Parachor 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 10 15 20 25 30 C2+ Enrichment (Mole%) Figure 10 (b): TRF Recovery Plot 80% EXPT 8: IMM WAG - Yates Brine 70% EXPT 10: MIS WAG - Yates Brine 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0.0 0.5 1.0 P V Injected 1.5 2.0 Figure 10: Effect of Mode of Injection on Tertiary Recovery in 1-ft Berea Cores IF (d m Oi Re ery (% RO Figure 9: Comparison between IFT Measurements and Parachor Model Predictions for Terra Nova Fluids at 30 MPa and 96oC Figure 11 (a): Conventional Recovery Plot EXPT 8: IMM WAG - Yates Brine EXPT 10: MIS WAG - Yates Tertiar y Recov ery Facto ( ROI P/ of CO Inj'd 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 0.0 0.5 1.0 P V Injected 1.5 2.0 Figure 11 (b): TRF Recovery Plot Figure 11: Effect of Miscibility Development on Tertiary Recovery in 1-ft Berea Cores 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% GAGD WAG CGI 0% 0.5 P V Injected 1.5 Recov er (%ROI P) Figure 12: Comparison of GAGD floods with WAG and CGI in Immiscible Mode in 6-ft Long Berea Cores [...]... proven the moderate success (with recovery of 5 – 10% OOIP) of the WAG process, it has remained the default process due to the absence of a viable alternative Hence the full utilization of EOR potential in the U.S requires the development of new and more efficient gas injection processes that would overcome the limitations of the WAG process Since WAG process is the dominant gas injection method, its experimental... Figure 2: Probable breakdown of a WAG cycle Recove ry (IOIP) Figure 5: Experimental Run 1: Oil Recovery in Free Gravity Drainage (with decane) starting at Connate-Water Condition Figure 6: Illustration of Oil -Gas Interface in the Visual Model in Run 2 Figure 3: Concept of the New Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) EOR Process EXPT 9: MIS CGI - Yates Brine EXPT 10: MIS WAG - Yates Brine 7000 35 6000 30... Evaluation of Gas Injection Modes 4.1 Background As noted earlier, the gas injection EOR processes contribute a substantial portion of the oil from light oil reservoirs, and their importance is continuing to rise Nearly all the commercial gas injection projects today employ the WAG method In the United States, most of the WAG applications are onshore, employing a wide variety of injection gases for a wide... Carlson, L.O.: “Performance of Hawkins Field Unit Under Gas Drive-Pressure Maintenance Operations and Development of an Enhanced Oil Recovery Project,” Paper SPE 17324, presented at the SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, April 17-20, 1988 39 Johnston, J.R.: “Weeks Island Gravity Stable CO 2 Pilot,” Paper SPE 17351, presented at the SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium... Permeability (mD) Connate Water Sat (%) WF Residual Oil Sat (%) GI Residual Oil Sat (%) Reservoir Temperature (oF) Bed Dip Angle (Degrees) Pay Thickness (ft) Oil API Gravity Oil Viscosity (cP) Bubble Pt Pressure (psi) GOR (SCF/STB) Oil FVF at Bubble Pt Injection Gas Reservoir Pressure at end of WF (psi) Minimum Miscibility Pressure (psi) WF recovery (% OOIP) Gas Flood Recovery: (%OOIP) 38 Jan 1975 N/A Texas/... at the 50th California regional meeting of the society of petroleum engineers of AIME held in Los Angeles, California, April 9-11, 1980 13 Doscher, T.M., Oyakan, R.O and Arabi, M.EI.: “The Displacement of Residual Crude Oil by CO2 and Nitrogen in Gravity Stabilized Systems,” SPE J., Dec 1984 14 Chatzis, I, Kantzas, A and Dullien, F.A.L.: “On The Investigation of Gravity -Assisted Inert Gas Injection Using... demonstrated the high oil recovery potential of the GAGD process compared to that of WAG As expected, miscible CO2 floods have out performed the immiscible floods in all three modes of gas injection (CGI, WAG and GAGD) The mechanistic parameters governing the effectiveness of the GAGD process are being identified through visual model tests in order to enable optimum design strategy for field applications... the gas zone, low gas- oil interfacial tension, or miscibility, is required The GAGD process appears to provide an opportunity to satisfy this requirement by maintaining the reservoir pressure near the MMP through control of the flow rates of injected gas and produced liquids This requires quality data on MMP and MMC (minimum miscibility composition) as well as gas- oil compositional effects on gas- oil, ... injection method, its experimental evaluation and performance assessment against the GAGD process, being developed, is critical Coreflood experiments at reservoir conditions have been conducted in tertiary recovery mode by employing three modes of injection, namely continuous gas injection (CGI), water alternating gas (WAG) and gas assisted gravity drainage (GAGD) Mặc dù các trường ứng dụng đã nhiều lần... indicated that optimum performance could be obtained by a combination of CGI and WAG modes of gas injection Similar comparisons of immiscible and miscible WAG coreflood experiments showed the distinct advantage of miscibility development in floods Figure 11 (a, b) compares the miscible and immiscible WAG flood performance for nDecane and Yates reservoir brine system Higher oil recoveries for miscible displacements