Experimental study on foam assisted water alternating gas for enhanced oil recovery field application

Today, a main challenges of oil & gas industries is that the global growth of the oil demand is starting to outpace the world’s oil production. This fact has put an emphasis on identifying realistic solutions to meet future world energy demands. Applying enhanced oil recovery (EOR) techniques in the existing fields is indeed a key step to sustain the oil production level. One of the most accepted and widely used EOR methods is gas flooding. Due to their low viscosities, gases have high mobility which results in poor macroscopic sweep efficiency. The injection of water after gas, helps to control the mobility of the gas and stabilizes the displacement front. Following this idea Water Alternating Gas injection has been conducted (WAG). This injection has also several problems, which are early gas breakthrough and poor sweep efficiency. In recent years, foam injection have been studied in the oil industry in order to mitigate the negative effects on the production, due mainly to the high mobility of the gas injected during WAG processes. This thesis has been conducted in eni E&P LAIP laboratories. The main goal is the reduction in the gas mobility in Angolan offshore reservoir. We performed several experiments o Foam Assisted Water Alternating Gas (FAWAG) as an advanced EOR technique. We carried out some preliminary tests in order to investigate the physics of foam during the injection in the core without using oil. All the experiments have been executed at low pressure, temperature. Also a high-pressure and temperature core flood facility was designed to perform core experiments in presence of oil at reservoir condition. Using results in terms of pressure drop in WAG and FAWAG experiments, we were able to calculate the mobility reduction factor (MRF). Considerable agreements were found between experimental result and theory.

1 – introduzione Attualmente, l’aspetto su cui si sta focalizzando sempre più l’attenzione delle aziende che operano nel settore oil & gas, è che la domanda mondiale di petrolio sta iniziando a superare l’effettiva capacità produttiva. Questo ha enfatizzato la necessità di ricercare nuove soluzioni che possano soddisfare la domanda futura di petrolio. L’applicazione di tecniche di recupero avanzato (EOR) rappresenta la chiave per mantenere il giusto livello produttivo. 2 – La dinamica dei fluidi nei mezzi porosi Lo studio dei flussi multifase riveste grossa importanza a livello industriale. Diverse applicazioni riguardano purificazione di acquiferi, contenimento di tossicità e rifiuti derivanti dal nucleare, flusso del magma terrestre, reazioni chimiche nei catalizzatori, recupero avanzato di petrolio e flusso sanguigno. In campo petrolifero l’importanza dei flussi multifase nasce dalla conoscenza del fatto che le rocce serbatoio contengono all’interno dei pori due o più fluidi immiscibili. Inoltre spesso diversi fluidi sono iniettati nel giacimento per aumentare il recupero di olio o gas. I flussi multifase sono caratterizzati da due parametri: saturazione residua e permeabilità relativa. Questi parametri sono molto importanti in quanto permettono di determinare il fattore di recupero e capire quando i processi di spiazzamento hanno raggiunto i risultati prefissati. È altrettanto importante definire altri parametri riferiti alla roccia e ai fluidi che ci permetteranno di apprendere al meglio la fisica di questi processi. Quindi nel seguito vedremo nello specifico i concetti di porosità, permeabilità e saturazione. La porosità è la frazione del volume totale della roccia occupato dai pori. La porosità totale (totale) è relativa al volume totale dei pori occupati dal fluido. I pori interconnessi, che vedono il flusso dei fluidi, portano alla definizione di porosità effettiva (effettiva) che è minore della permeabilità assoluta. ϕ_totale=V_pori/V_totale ϕ_effettivo=V_(pori interconessi)/V_total La permeabilità è una proprietà del mezzo poroso che quantifica la facilità con cui un fluido attraversa il mezzo poroso stesso. Tanto più è alta la permeabilità tanto più alto sarà il quantitativo di fluidi capaci di attraversare il mezzo. Darcy ha svolto diversi esperimenti su campioni di roccia utilizzando diversi liquidi ed ha estrapolato la seguente relazione: q=- k(P_out- P_in )/(µL) La saturazione è definita come la frazione percentuale del volume dei pori occupata da un determinato fluido (olio, gas, acqua). Saturazione=(Volume totale di fluido)/(Volume dei pori) È possibile avere due tipi di spiazzamento dei fluidi, in cui due o più fluidi occupana un mezzo poroso: Spiazzamento miscibile, ha luogo quando due o più fluidi sono completamente miscibili l’uno nell’altro. Le tensioni interfacciali sono nulle e quindi i fluidi si dissolvono uno nell’altro Spiazzamento immiscibile, si ha quando c’è un flusso simultaneo di due o più fluidi o fasi di uno stesso fluido nel mezzo poroso. In questo caso le tensioni interfacciali sono diverse da zero e un’interfaccia distinta fluido-fluido separa i fluidi nei pori. 3 – Principi fondamentali della WAG injection La WAG injection è un metodo EOR in cui acqua e gas sono iniettati alternativamente in una giacimento per un determinato periodo di tempo allo scopo di migliorare l’efficienza di spiazzamento sia microscopica che macroscopica e ridurre gli effetti di mobilità del gas. A causa della bassa viscosità i gas hanno un alta mobilità che risulta in una bassa efficienza di spiazzamento microscopica. L’iniezione di acqua dopo quella di gas permette di controllare la mobilità del gas e stabilizzare il fronte di spiazzamento. Le tecniche di WAG injection combinano entrambi i benefici derivanti dall’iniezione di acqua e gas. La principale classificazione per la WAG injection riguarda il tipo di processo di iniezione; ovvero miscibile o immiscibile. Il tipo di iniezione dipende dalle proprietà dell’olio spiazzato e del gas iniettato, oltre che da temperatura e pressione del giacimento. Durante la WAG injection è molto importante prendere in considerazione le caratteristiche del giacimento e le proprietà dei fluidi. I parametri riguardanti la WAG injection e la progettazione del pozzo produttore ed iniettore sono i fattori fondamentali da cui dipende il processo di recupero di WAG injection. Nel seguito vedremo solo alcuni di questi fattori, per la trattazione completa si rimanda al capitolo 3. Efficienza di spiazzamento microscopica e macroscopica, l’efficienza microscopica (o di spiazzamento) e l’efficienza macroscopica (o volumetrica) sono utilizzate per misurare la bontà di qualsiasi sistema di flussaggio in mezzo poroso. Sono definite come segue: La frazione di olio rimossa dai pori a seguito dell’iniezione di un fluido è definita come efficienza di spiazzamento, Ed: E_d=(Quantità di olio spiazzato)/(Quantità di olio intercettato dal fluido iniettato) L’efficienza di spiazzamento volumetrica, Ev il volume della porzione di giacimento in cui è possibile l’iniezione che viene a contatto con il fluido iniettato. E_V=(Volume di olio dintercettato dal fluido iniettato)/(Volume di olio originariamente presente in giacimento) WAG radio, WR è definito come il rapporto tra la portata di acqua iniettata (𝑞𝑤,inj) e la portata di gas iniettata (𝑞𝑔,𝑖𝑛𝑗): W_R=q_(w,inj)/q_(g,inj) Un valore di WAG ratio ottimale è necessario per raggiungere una buona mobilità. Inoltre è possibile evitare problematiche relative all’iniezione di un quantitativo eccessivo di acqua come, ad esempio, la riduzione dell’efficienza di spiazzamento microscopica. Al contrario un eccessivo quantitativo di gas porterebbe ad breakthrough del gas troppo veloce che lo porterebbe ad affiorare precocemente in testa pozzo. Cicli di WAG, rappresentano gruppi di iniezione alternata di acqua e gas. Il numero dei cicli dei WAG è importante perché determina il recupero finale di olio. Infatti all’aumentare del numero di cicli di WAG il recupero di olio finale aumenta. La WAG injection ha però alcuni problemi tra i quali i più importanti sono, il prematuro breakthrough del gas e la bassa efficienza di spiazzamento. Negli ultimi anni ha preso piede l’iniezione di schiume che permettono la riduzione della mobilità del gas. 4 – Principi fondamentali della FAWAG injection Alla fine del capitolo precedente abbiamo visto come alla WAG injection conseguano delle problematiche che l’iniezione di schiuma può risolvere. L’utilizzo di schiume è vantaggioso in processi che prevedono il controllo della mobilità in mezzo poroso. La schiuma è generata dalla dispersione di gas all’interno di un liquido. Un tensioattivo è utilizzato per vincere le tensioni interfacciali del liquido e permettere al gas di entrare e quindi formare le bolle. Il gas è la fase discontinua, mentre il liquido è definito come la fase continua. Le bolle sono tra loro separate da un film sottile di liquido chiamato lamella. Il meccanismo di riduzione della mobilità richiede la formazione di bolle multiple disconnesse e un film di liquido stabile tra le bolle. La stabilità del film dipende dalle molecole di tensioattivo the si dispongono lungo l’interfaccia liquido-gas. La riduzione di mobilità è identificata dal fattore di riduzione della mobilità, ovvero l’MRF definito come segue: MRF=(∆P_(con schiuma))/(∆P_(senza schiuma) ) I ΔPcon schiuma e ΔPsenza schiuma sono le differenze di pressione misurate a cavallo del mezzo poroso con e senza schiuma, in condizioni stazionarie. Un alto MRF corrisponde ad una schiuma solida e stabile. 5 – Metodo sperimentale La maggior parte del lavoro presente in questa tesi è relativo all’attività sperimentale svolta presso i laboratori LAIP di eni E&P. Lo scopo principale dell’attività è stato lo svolgimento di flussaggi in mezzo poroso in assenza di olio, al fine di valutare la riduzione della mobilità del gas a seguito dell’iniezione di schiuma. Sono stati svolti sia esperimenti di WAG injection che di FAWAG injection per essere capaci, alla fine, di calcolare il MRF. Diversi esperimenti sono stati condotti ma nel seguito verranno riportati ed analizzati solo gli esperimenti che hanno fornito risultati utili: Designing del set-up sperimentale della WAG injection a bassa P e bassa T (LPLT). Esperimenti LPLT WAG injection. Designing set-up sperimentale LPLT FAWAG injection. Esperimenti LPLT FAWAG injection a diverse concentrazioni di tensioattivo. FAWAG ad una concentrazione di tensioattivo di 2000 ppm FAWAG ad una concentrazione di tensioattivo di 5000 ppm FAWAG ad una concentrazione di tensioattivo di 10000 ppm Designing del set-up sperimentale per WAG e FAWAG injection alle condizioni di giacimento ovvero alta pressione ed alta temperatura (HPHT) Tutti gli esperimenti sono stati svolti allo stesso modo e nelle stesse condizioni operative. A seguito di diversi esperimenti fini alla preparazione dell’impianto e alla caratterizzazione della roccia sono stati iniettati 2 PV di soluzione acquosa e successivamente 1 PV di gas. Questo rappresenta il primo ciclo di WAG/FAWAG injection. Gli altri due cicli sono stati svolti iniettando alternativamente 1 PV di soluzione acquosa e 1PV di gas. Il fatto di aver iniettato nel primo ciclo 2 PV di soluzione acquosa è dovuto al fatto che il tensioattivo tende ad adsorbirsi sulla roccia e, a seguito di esperimenti sull’adsorbimento, si è scelto di sacrificare 1 PV iniziale per questa problematica. Sebbene nell’esperimento di WAG injection ovviamente non ci sia il problema dell’adsorbimento, abbiamo deciso di iniettare comunque 2 PV iniziali per essere esattamente nelle stesse condizioni sperimentali. 6 – Analisi dei risultati In questa sezione vedremo esclusivamente i risultati in termini di MRF, per tutti i risultati sperimentali si rimanda al capitolo 6. Questo parametro da informazioni fondamentali riguardanti la bontà dell’uso di schiuma in applicazioni di recupero avanzato EOR. Si ricorda che l’MRF è dato sostanzialmente dal rapporto tra le differenze di pressione lungo la carota negli esperimenti di FAWAG injection e quelle relative alla WAG injection. La carota utilizzata in fase sperimentale è divisa in 3 sezioni diverse e per ognuna delle quali è stato possibile rilevare le differenze di pressione. Un importante considerazione, derivante dall’analisi dei risultati sperimentali, è che la seconda sezione della carota (la centrale) è quella che meglio descrive il processo. La prima sezione risente degli effetti di imbocco dovuti al fatto che due fluidi diversi sono iniettati alternativamente nella carota. In questo modo la prima sezione non riesce a raggiungere uno stato stabile. L’ultima sezione risente, invece, degli effetti di uscita dovuti essenzialmente alle pressioni capillari. Nella figura seguente viene presentato l’andamento dell’MRF nella sezione 2 al variare della concentrazione di tensioattivo e del ciclo di FAWAG/WAG. La figura mostra chiaramente che, guardando al terzo ciclo, l’MRF aumenta all’aumentare dalla concentrazione di tensioattivo. D’altro canto, prestando attenzione al coefficiente angolare della curva, si nota come quest’ultimo sia maggiore nel range tra 2000 ppm e 5000 ppm che in quello tra 5000 ppm. 7 – conclusioni e sviluppi futuri Prestando attenzione al MRF è stato possibile stilare le seguenti considerazioni: Nell’ottica futura di implementare tre cicli di iniezione, la soluzione migliore, in termini di miglior trade-off tra efficienza e costi, è quella a 5000 ppm di concentrazione di tensioattivo Un soluzione con concentrazione di tensioattivo di 10000 ppm può trovare applicazione in un ottica futura di limitare i cicli di iniezione a due. La soluzione di tensioattivo a 2000 ppm è da escludere in quanto porta alla generazione di una schiuma debole e completamente instabile. Per il futuro sono già in programma esperimenti ad alta pressione ed alta temperatura in presenza di olio. Per questi esperimenti un suggerimento potrebbe essere quello di svolgere uno screening più accurato dei tensioattivi in modo tale da creare un database interno consultabile in future applicazioni. Un'altra idea è quella di valutare, oltre ai singoli tensioattivi, un eventuale miscela di questi ultimi per meglio rispondere alle esigenze del singolo giacimento in cui l’applicazione FAWAG verrà implementata. Un ulteriore ed interessante studio futuro potrebbe essere l’implementazione di una FAWAG injection che sfrutta un gas miscibile come ad esempio la CO2.