Tilbake til søkeresultatene

PETROMAKS2-Stort program petroleum

Full-field simulation of water-based EOR

Alternativ tittel: Simulering av avanserte metoder for oljeutvinning på oljefelt-skala.

Tildelt: kr 6,3 mill.

Prosjektnummer:

244361

Søknadstype:

Prosjektperiode:

2015 - 2019

Midlene er mottatt fra:

Geografi:

Oljeproduksjonen på norsk sokkel er på vei ned, på tross av at det fortsatt er mye olje igjen i mange felt. Når produksjonen ikke lenger er lønnsom og derfor stoppes, ligger typisk halvparten av oljen igjen. I Nordsjøen er den vanligste utvinningsteknikken vanninjeksjon: Vann pumpes inn i reservoaret for å øke trykket og presse ut oljen. Vann brukes fordi det er billig og tilgjengelig, men det er ikke alltid så effektivt. Alle som har prøvd å vaske fettrester ut av et klesplagg med bare vann vet at det er nesten umulig. For å få plagget rent må vi bruke såpe, altså et stoff som reduserer overflatespenningen mellom fett og vann. Samme prinsipp kan brukes for å øke utvinning fra oljereservoar. Man kan også tilsette andre typer kjemikalier som gjør det injiserte vannet mer tyktflytende slik at det i større grad er i stand til å fortrenge olje fra porene i reservoaret. Slike metoder er i liten grad brukt på norsk sokkel, da det har vært vanskelig å påvise ønskelig effekt. Dette skyldes til dels at det har vært vanskelig å gjennomføre simuleringsstudier med tilstrekkelig nøyaktighet til å beskrive eventuell effekt av injiserte kjemikalier. I prosjektet har vi studert ulike teknikker som kan benyttes for å forbedre oppløsningen av feltskala simuleringer. Vi har først og fremst sett på ulike metoder som muliggjør økt gridoppløsning ved å redusere kjøretiden til en simulering. Dette inkluderer bruk av sekvensielle metoder som løser trykk og transport av fluider i separate steg, multiskalametoder for hurtigere oppdatering av trykkendringer, forbedrede ikkelinære løsere for transportligninger, samt bruk av diverse former for adaptive grid. Vi har også studert bruk av høyereordens diskretiseringer for å redusere uønsket numerisk diffusjon i både sekvensielle og fullt implisitte metoder. Forskningen er dokumentert gjennom en rekke artikler og foredrag, men er også gjort offentlig tilgjengelig som åpen kildekode (MRST). Resultater fra prosjektet har også vært viktige bidragsytere for oppstarten av et stort samarbeidsprosjekt mellom SINTEF og Total E&P som tar sikte på utvikle nye numeriske metoder for nestegenerasjons komposisjonell feltskala simulator.

The project has research several new methods for improved field-scale simulation and demonstrated these in terms of open-source software that currently is used in international cooperation. Several of the new methods will be brought to a higher technology-readiness level through an ongoing industry project that aims to develop technology for next-generation compositional simulators. Insight and methods developed in the project will also be used in other parts of SINTEF's ongoing contract research.

Oil production on the Norwegian Continental Shelf started to decrease in 2000. If recovery techniques are not improved, half the original oil in place will likely remain unexploited. Enhanced oil recovery (EOR) techniques that increase the sweep efficiency and enable displacement of immobile oil may be crucial to sustain production from existing fields and increase recovery factors of future developments. Water-based EOR (polymer,surfactant, etc) has been successfully implemented in onshore operations throughout the world, but remains practically unused in Norway. One reason is that business cases are difficult to establish through numerical simulation: EOR effects are often unresolved and masked by numerical diffusion in field-scale simulations. In the project, we will develop new simulation technology that overcomes this problem and implement an integrated, open-source simulator for field-scale EOR simulations. To this end, we will use a combination of two approaches. First, we will develop more efficient nonlinear solvers to reduce computational costs and hence increase the resolution of grid models that can be run within a given time frame. Second, we will develop higher-order discretizations that increase the resolution inside each grid cell without adding substantially to the overall computational cost. The new simulator will be implemented as part of the Open Porous Media (OPM) initiative, which is an open model for the development of efficient, well-maintained, industry-standard software for reservoir engineering. The main drivers behind OPM are Statoil and several Norwegian and German research groups.

Publikasjoner hentet fra Cristin

Ingen publikasjoner funnet

Ingen publikasjoner funnet

Ingen publikasjoner funnet

Budsjettformål:

PETROMAKS2-Stort program petroleum