BP HOLDINGShttp://www.bp.com/extendedsectiongenericarticle.do?categoryId=9044266&contentId=7077297

BP HOLDINGS

Nyttiggørelse faktor - forbedret olie inddrivelse

Luk inspektion: en operator i bps laboratorier i Sunbury på Themsen, UK, overvåger trykket og temperaturen aflæsninger på en rigMed søgning efter giant reservoirer stadig mere udfordrende, er muligheden for at feje mere olie og gas fra eksisterende reservoirer et uvurderligt værktøj til en virksomhed som BP. Enhanced olie gendannelse er ikke en ny idé, men resultaterne fra teknikker, som BP har brugt år på at udvikle beviser meget spændende. BP Magazine rapporter.Hver eneste dag på sin Tjæreborg Bay oilfield i Alaska, producerer BP gas, sammen med råolie, masser af gas. Det koeler det til ca 40 ° C under frysepunktet og re-injects i reservoiret næsten lige så meget gas som bruges i hele Det Forenede Kongerige hver dag.Processen for køleapparater gassen muliggør BP til flydende kulbrinteproduktion, der kan blandes i den rå olien og solgt, men gør det også muligt for virksomheden at øge olie nyttiggørelse fra Tjæreborg.BP fører an i kørsel op mængden olie, der kan gendannes fra hjemhavnen fields. De banebrydende ideer er knyttet til denne praksis, kendt som forbedret olie nyttiggørelse (EELLER), har fået olieindustrien opmærksomhed over hele verden. Hvad er så involveret i EELLER?

Hvad er et reservoir?

Til en ikke-specialist, måske et "reservoir" skaber billeder af en stor mængde af flydende rasler rundt på ét sted. Men det er faktisk rock med millioner af bittesmå huller – eller porer – at fill med olie og gas. Disse porer fungere som opbevaring rum. Typen af rock i reservoiret, afgør den rock porøsitet og et reservoir kan ligne noget fra en del af lufthavnen landingsbanen, med andre ord meget komprimeret, med mikroskopiske porer, at grove sandsten, med porer, der er synlig med det blotte øje. Denne variation er forårsaget af korn størrelser inden for rock og den dybde, hvormed reservoir rock ligger begravet. Den dybere rock, jo højere temperatur og tryk, forårsager rock til at komprimere og cement til formular mellem kornene.

Arten af latente porer, eller, mere præcist, hvordan tilsluttede de – dens permeabilitet – er vigtig, når det kommer til fjernelse af carbonhydrider fra den subsurface. Størrelsen af porer bestemmer rock's evne til at lagre olie og gas, mens permeabiliteten bestemmer hastigheden hvormed olie og gas vil flow fra rock til en wellbore.

Opretholde pressetI BP, en indsats for at øge olie nyttiggørelse ledes af sit skubber Reservoir grænser ™ (ENA) hold, en af en række teknologi flagship programmer i BP. ENA forsknings- og manager Raymond Choo siger: "i et typisk reservoir, omkring 10% af olien kan hentes ved blot at bore et hul, stikke en pipe i reservoiret og lade det fysiske pres tvinge olie op af brønd til overfladen. Da olien er produceret, så trykket falder i reservoiret, indtil det ikke længere kan understøtte en kolonne med olie på overfladen. På dette tidspunkt stopper godt flowing."For at få mere olie ud, vi har til at opretholde pression, som regel ved indsprøjtning vand – et ' waterflood' – eller gas. I begge tilfælde det indsprøjtede fluid flows gennem porer i rock, tvinger olien foran. Men den indsprøjtede fluid følger den nemmeste vej, så er gået glip af nogle porer. En anden faktor er, at nogle af olie stadig sidder fast på overfladen af sand kornene eller fanget i porer. Også fordelt den indsprøjtede fluid ikke fuldt ud fra injektion godt at få adgang til alle rock. Disse faktorer kombineret verdensomspændende gennemsnitlige inddrivelse fra en oilfield er ca. 35%."En oilfield inddrivelse faktor beregnes ved at multiplicere sammen fire faktorer, kendt som "fraktioner": pore skala deplacement, feje, dræning og cut-off (se panelet på side 46 for en forklaring på hvert af disse).

Konventionelle EELLERBPS forbedrede olie nyttiggørelse indsats er fokuseret på Jyllandsslaget skala porestørrelse og feje faktorer, som disse er den mindste af fire, og derfor har det største behov for forbedringer. I et stykke tid nu, forskellige teknologier har været til rådighed til at forbedre efficiency af waterflooding – eksempelvis stoffer kaldet overfladeaktive stoffer bruges til at forbedre pore skala forskydningen. Overfladeaktive stoffer ligner opvaskemiddel; de bidrager til at fjerne olie fra overfladen af sand korn og reducere det beløb, der bliver fanget i porer. Men de er dyre, og da de forbruges ved rock, du skal indsprøjtes en masse af dem. En anden metode er at bruge polymerer til Forstør vand, som kan bidrage til at øge inddrivelse.

Gas injektion-metoden anvendes på Tjæreborg Bay oilfield i Alaska siden 1986, er en anden mulighed. Ved forarbejdning af naturgas for at ændre dens egenskaber, er BP genoprette meget mere olie end ellers ville være muligt. Nogle af denne gas bruges til at oprette såkaldte blandbart gas. Denne gas er meget god til pore skala deplacement og uddrager typisk op til 95% af olien fra rock det fejer. Tjæreborg Bay er verdens største kulbrinte blandbart gas projekt.

Lignende programmer er i drift i BP-drives fields i Nordsøen. EELLER på Norges Ula field startede i 1999 og skønnes for at tegner sig for omkring 70% af den aktuelle olieproduktion. Magnus field, EELLER startede i 2001 og er anslået til tegner sig for omkring 30% af den aktuelle produktion.

ENA og de nye teknologierBPS førende teknologier er kommet på grund af et bevidst valg af bps ENA team. Snarere end blot fortsætte industriens fremskridt i trinvis udvikling af eksisterende teknologier, valgte holdet at fokusere på revolutionære billig EELLER teknikker.

Lavt saltindhold vand (LoSal ® EELLER)Havvand er almindeligt anvendt i traditionelle waterflooding-teknikker, indsprøjtning reservoirer at fastholde presset. ENA holdet så bevis for, at lave saltholdighed vand indeholdende næsten som lidt salt som drikkevand kan frigive olie, der ellers ville være bundet til sand kornene. Holdet udført mange intern laboratorieundersøgelser ved hjælp af reelle reservoir klipper, efterfulgt af yderligere analyser i rock omkring faktiske brønde, før finally udførelse en altfavnende, multi-touch millioner dollar field rettergang ved Endicott field i Alaska. Her, teamet injiceres lavt saltindhold vand i en brønd og overvåges den resulterende olieproduktion fra hinanden.Todd Buikema, leder af distributionsgruppen ENA, siger: "udviklingen af LoSal EELLER teknologi har taget 20 år, med BP udgivelse talrige papirer rapportering om fremskridt, som det været banebrydende vejen frem. Denne indsats er blevet belønnet med verdens first sanktioneret offshore lavt saltindhold projekt i Clair Ridge i Det Forenede Kongerige. Clair Ridge platforme vil være udstyret med afsaltning udstyr at reducere saltholdigheden på de 145.000 tønder pr. dag indsprøjtede vand, der er nødvendige.

"Det skal levere ca. 42 millioner tønder mere olie end en flood med konventionelle havvand," siger Buikema. "Det betyder, at omkring $3 pr. trinvis tønde, hvilket er temmelig imponerende i verden af EELLER.“

Teknologien er skal så effektiv, at BP har besluttet at lave saltholdighed waterflooding være standard for alle fremtidige sandsten waterfloods. Andre lavt saltindhold distributionsprojekter er på forskellige udviklingstrin, herunder planer om at medtage LoSal EELLER i anden fase af den Mexicanske Golfs gale hund field.

Forbedre sweep med Bright vand ™ partiklerEgenskaberne for sandsten rock variere meget, afhængigt af størrelsen og sammensætningen af de sand grains det gøres fra og om andre funktioner er til stede. Sandstones tendens til formularen som en sekvens af lag, hvoraf nogle kan have lav permeabilitet og nogle høje. Der er ofte et par lag med meget højere permeabilitet end resten af field. Væsker flow lettest gennem de mere højgennemtrængelige lag, altså hvor vandet fra de godt injektion vil naturligvis gå og hurtigt push-out olien.Men disse mere højgennemtrængelige lag hurtigt fill med vand, som derefter begynder at blive udvist sammen med olien. Når dette sker, er mere vand ind dette lag er spildt så der lidt olie tilbage for at presse igennem, så vand cyklusser gennem ned indsprøjtning godt, kampen gennem vand-filled laget og op på godt produktion. Fordi disse lag har tendens til at "stjæle" en uforholdsmæssig stor mængde af det indsprøjtede vand, kaldes de «tyv zoner».

For at bekæmpe dette, BP havde tanken om en partikel, der kunne blokere deaktivere disse zoner dybt i reservoiret mellem godt indsprøjtning og produktion godt og udviklet teknologi kaldet Bright vand partikler. Paul Denyer, Bright vand partikel Installationsstyring, forklarer: "partiklen er langkædede molekyle holdt i et stramt bundet bolden – lidt ligesom en kugle af uld. Disse kugler er så små, at de kan føjes til injektion vandet og passere uhindret gennem reservoir-rock. Når koldt havvand injiceres, er det varmes op i zonen tyv fra det varmere, unswept rock ovenfor og nedenunder. Dette bryder nogle af kæderne i Bright vand partiklen og stramt bundet bolden pop åbne til noget omkring 10 gange større."Disse større molekyler kamp at komme igennem eller bliver helt fast i strammere hullerne mellem de sand korn og vand flow reduceres drastisk. Resultatet er, at det indsprøjtede vand er tvunget til at tage en ny sti og sweep nye rock, som derefter øger det olie opsving fra field."BP har påvist udførelsen af partiklen Bright vand i fields i Alaska og dens argentinske joint venture-selskabet, Pan American energi og andre steder. Lyse vand partikel behandlinger udført hidtil af BP har yderligere kulbrinte ressourcer vurderes for at være mere end 20 millioner tønder ovenfor hvad måske ellers har generhvervet uden behandling, og en attraktiv EELLER omkostninger.

Vindende holdGruppen ENA, der fulgte med disse innovative løsninger er organiseret i fire hold der dækker forskning og udvikling, laboratorium, implementering og computation rock fysik – udvikle nye teknologier til reservoir karakterisering og ydeevne forudsigelse, der er vigtigt at optimere olie inddrivelse. Holdene er centraliseret i bps to vigtigste opstrøms teknologicentre Sunbury på Themsen, UK, og Houston, USA.Verdensklasse laboratorierne de bruger indeholder udstyr som hel-krops medicinsk CT scannere for at se inde på klippeprøver. Med en vellykket track record oprettet, vokser ENA holdene at klare de nye teknologier og sikre, at BP uddrager det maksimale benefit fra deres implementering.

ENA teknologi innovation leder Andrew Cockin siger: "BP har været leder i EELLER i lang tid. Vi opererer verdens største kulbrinte blandbart gas projekt, samt flere andre significant projekter, som på Magnus og Ula. Vi har oprettet roman, meget-cost-effektiv EELLER teknologier og har mere EELLER teknologier under udvikling til at revolutionere EELLER yderligere og øge recovery faktoren."EELLER er begyndt at vise, at det har potentiale til at yde et reelt bidrag til ressource erstatning. Cockin siger: "historisk olie selskaber flyttede til nye fields når konventionelle olieproduktion faldt til uøkonomisk niveauer. Jagten på nye giant oilfields får sværere, så ønsket om at inddrive mere fra eksisterende fields øges. Når nationale olieselskaber overvejer hvem der skal partner med, er evnen til at genoprette mere olie en kvalitet, de mere og mere værdi. "Dette er et godt tidspunkt til at fungere i forbedrede olie nyttiggørelse og et værdifuldt område for BP at være førende i verden."