Foam assisted water alternating gas injection optimization under uncertainties on a real reservoir

In recent years, injections of surfactant have been studied in the oil industry to generate foam inside the reservoir in order to mitigate the negative effects on the production, due mainly to the high mobility of the gas injected during enhanced oil recovery processes. Several applications, conducted at both pilot and field scales, led to extremely beneficial results from an economic point of view, by improving the exploitation of the selected reservoirs. Laboratory experiments have been carried out in parallel to empirical simulation models, in order to examine in more detail the effects of this process and the behavior of the foam inside the reservoir. The aim of this work is to suggest an approach to achieve optimal results in terms of future reservoir management and control, at the same time, the uncertainties related to the foam behavior. The methodology has been applied to a real field through the available simulation model. The chosen greenfield is an off-shore reservoir located in the West Africa region. It will be earmarked for enhanced oil recovery techniques (WAG – Water Alternating Gas) aimed at associated gas disposal and oil production improvement. In order to mitigate the possible negative effects coming from the gas production, the surfactant injection is proposed to generate the foam inside the reservoir. Thus, the reported approach consists of a robust oil and gas production optimization, consequent to foam application, through proxy model applied to an optimized WAG base case. Once that ranges of uncertain parameters coming from the simulation model have been proactively selected, optimal possible averaged values have been obtained shaping a Pareto frontier. The positive results achieved show the possibility to improve the oil recovery and minimize the gas production. Anyhow, it is necessary to plan detailed laboratory analyses (core-floods and surfactant selection) to verify the surfactant injection efficacy inside the selected reservoir.

Negli ultimi anni, iniezioni di tensioattivo sono state studiate nell’industria petrolifera allo scopo di generare schiuma in giacimento per mitigare le ripercussioni negative sulla produzione, dovute principalmente all’alta mobilità del gas iniettato durante processi di recupero avanzato. Diverse applicazioni, condotte sia a livello pilota che di campo, hanno portato a risultati estremamente vantaggiosi in termini economici, migliorando lo sfruttamento dei giacimenti selezionati. Allo scopo di analizzare con maggior dettaglio gli effetti derivanti da tale processo ed il comportamento della schiuma in giacimento, sono stati sviluppati in parallelo esperimenti di laboratorio e modelli di simulazione empirici. L’obiettivo di questo lavoro è quello di proporre un approccio che verta a conseguire risultati ottimali in termini di gestione futura del giacimento, governando le incertezze relative al comportamento della schiuma. La metodologia è stata applicata ad un campo reale tramite il modello di simulazione disponibile. Il giacimento selezionato, è un campo off-shore del West Africa non ancora entrato in produzione. Il campo è destinato ad essere sviluppato con tecniche di recupero avanzato (WAG – Water Alternating Gas) finalizzate allo smaltimento del gas associato e all’incremento della produzione di petrolio. L’iniezione di tensioattivo per la formazione di schiuma in giacimento è stata proposta per mitigare i possibili effetti negativi legati alla produzione di gas. Partendo quindi dall’ottimizzazione del caso WAG, l’approccio si basa su un’ottimizzazione robusta della produzione di petrolio e gas a seguito dell’applicazione di schiuma in giacimento tramite l’utilizzo di modelli proxy. Dopo aver preventivamente selezionato i range di incertezza dei parametri del modello di simulazione, si sono ottenuti possibili valori ottimali mediati con la formazione di una frontiera Paretiana. I risultati positivi così conseguiti mostrano la possibilità di incrementare la produzione di petrolio minimizzando la produzione di gas. Sarà però necessario pianificare analisi di laboratorio di dettaglio (selezione di tensioattivo e flussaggi in carota) per confermare l’efficacia dell’iniezione di tensioattivo nel giacimento selezionato.