Chemical injection feasibility study and numerical simulations in a viscous oil field

In spite of the substantial growth of energy production from shale, renewables and other sources, conventional fossil fuel supplies are still required to expand, providing almost half the growth in energy supply by 2030. In order to maximize the recovery factor from conventional resources, in particular from oil reservoirs, the contribution of EOR techniques appear to be crucial for the global energy scenario. The aim of this work is to evaluate the possibility of applying a technique of enhanced oil recovery (EOR) on a viscous oilfield located in West Africa. After a brief introduction on the global energetic outline and an overview on some basic concepts of reservoir engineering (water flooding process, fluids mobility in a reservoir, recovery efficiencies), the first part of the work focuses on the most important techniques actually available for enhanced oil recovery (thermal recovery, miscible flooding, chemical flooding). The screening criteria for each one of these techniques are then considered in order to choose the most appropriate one for the case-study analysed. The polymer flooding appeared to be the theoretically best solution to maximise the oil recovery from the field. The second part of the work is based on a theoretical dissertation about polymer flooding. The types of polymer available for EOR processes and their properties are described in detail. The most critical issues related to polymer flooding are also analysed together with the future prospectives based on the syntesis of polymers with better properties. Afterwards, the operating principles of the reservoir simulator Eclipse are introduced together with the numerical model (the black oil model) used in all the simulations run. In the last part of the work the results of the simulations run on the case-study model are discussed. The results show that the effect of polymer injection on oil recovery strongly depends on the geological and physical properties of the reservoir. While the advantages of applying polymer flooding appear to be not very relevant in areas where the average value of porosity and rock permeability are too low, the situation is completely different in those regions in which the formation shows better petro-physical properties. In one of the sector analyzed the increase in the oil recovery factor achieved with polymer injection in respect to water injection is close to 10%. The technical efficiency of the EOR technique is also confirmed by the results of economic analysis.

Nonostante l’incremento sostanziale nella produzione di energia da fonti fossili non convenzionali, come lo shale gas e lo shale oil, e da fonti rinnovabili registrato negli ultimi anni, l’approvvigionamento energetico proveniente da fonti fossili convenzionali è previsto in ulteriore espansione nel corso dei prossimi anni fino al 2030. Si prevede infatti che l’incremento nella domanda energetica verrà per metà soddisfatto tramite fonti fossili tradizionali. Allo scopo di massimizzare il recupero da fonti convenzionali, in particolare da giacimenti di petrolio, il potenziale attualmente a disposizione fornito dalle tecnice di enhanced oil recovery (EOR) appare cruciale nel panorama energetico globale. Lo scopo di questo lavoro è quello di valutare la possibilità di applicare una tecnica di EOR in un giacimento di olio situato nell’Africa occidentale. A seguito di una breve introduzione sul panorama energetico mondiale e su alcuni concetti base di ingegneria dei giacimenti (inziezione d’acqua, mobilità dei fluidi nella formazione, efficienze di recupero), la prima parte del lavoro si è incentrata sulle tecniche di EOR più importanti e promettenti attualmente disponibili (recupero termico, iniezione di gas miscibili, iniezione di agenti chimici). Succesivamente si è effettuata un’operazione di screening per selezionare la migliore tecnica di EOR da applicare al caso studio considerato. L’iniezione di polimero è sembrata da un punto di vista teorico la migliore delle possibilità per massimizzare il recupero di petrolio dal giacimento considerato. La seconda parte del lavoro si è focalizzata sulle basi teoriche riguardanti l’iniezione di polimero. Vengono descritti nel dettaglio i principali tipi di polimero disponibili per processi di EOR e le loro proprietà fisiche. Vengono anche analizzati gli aspetti più critici riguardanti l’iniezione di polimero e le prospettive future incentrate sulla sintesi di polimeri sempre più performanti. Successivamente vengono descritti i principi di funzionalmento del simulatore Eclipse e il modello numerico utilizzato nelle simulazioni (il black oil model). Nell’ultima parte del lavoro vengono discussi i risultati delle simulazioni fatte girare sul modello del caso studio considerato. I risultati mostrano che l’effetto dell’iniezione di polimero sull’estrazione di petrolio dipende fortemente dalle proprietà fisiche e geologiche del giacimento. I vantaggi nell’applicare l’iniezione di polimero risultano essere poco rilevanti in quelle zone in cui i valori di porosita e permeabilità della roccia risultano essere troppo bassi. La situazione si rivela invece completamente diversa in quelle regioni in cui la formazione presenta caratteristiche petro-fisiche migliori. Nel settore analizzato infatti l’incremento nel fattore di recupero di petrolio ottenuto tramite iniezione di polimero rispetto ad uno scenario di iniezione d’acqua preso come riferimento si avvicina al 10%. L’efficienza tecnica del processo EOR risulta essere confermata anche da un’analisi di tipo economico.