Kuzey Denizi'ndeki Danimarka Merkez Graben Valdemar Alanına Hidrokarbon Gaz Enjeksiyonunu Fizibilite Çalışması

Yıl 2019, Cilt: 21 Sayı: 61, 55 - 66, 15.01.2019

Vural Sander Suiçmez

Öz

Valdemar Sahasının keşfi Kuzey Denizindeki Danimarka Merkez
Grabeninin orta kesiminde 1977 senesinde gerçekleştirilmiştir. Son bir kaç on
yıl boyunca sadece basınç tükenimine dayalı olarak geliştirilen sahanın Alt
Kretase formasyonunda önemli hidrokarbon hacimlerinin mevcudiyeti rapor
edilmiştir. Basınç desteğinin sağlanması için su itim mekanizmasının
kullanıldığı Valdemar sahasına komşu olan Dan, Halfdan veya Gorn gibi
sahalardan elde edilenin aksine az geçirimli özelikte olan Alt Kretase ve
azalan rezervuar basınçları sebeplerinden dolayı Valdemar sahasının ortalama
ekonomik nihai kurtarım (ENK) değeri oldukça düşüktür. Bunlara ilave olarak,
yeterli petrofiziksel verinin elde olmaması; sahanın gelecek performansı
hakkında güvenilir ölçüde tahminler yapılabilmesinin yanısıra belirli
eksikliklerin daha iyi anlaşılabilmesinde önemli bir engeldir.

Üretimin ve dolayısıyla ENK’nin arttırılma fırsatları için su
ve/veya gaz enjeksiyon çalışmalarının hem analitik hem de numerik metotları
kullanılmaktadır. İlk olarak analitik teknikler kullanılarak su ve gaz
enjeksiyonunun verimliliği karşılaştırılmıştır. Elde edilen sonuçlar; sahanın dahada
geliştirilmesi seçeneği için gaz enjeksiyonunun daha iyi enjekte edilmesi,
bulunabilirlik ve kısa sonuç alma süresi nedenleriyle daha umut verici olduğunu
göstermiştir. Bu tür bir geliştirme planı, her ne var ki; yeni bir kuyubaşı
platformunun yerleştirilmesi ve yüksek basınçlı gaz enjeksiyon kompresörlerinin
montajları gibi büyük bir yatırım harcaması gerektirecektir.

Bu çalışmada; Alt Kretase formasyonundan elde edilmiş olan
petrol numunesine yönelik olarak detaylı bir faz davranış çalışması verilmektedir.
Şişme testi ve çoklu temas deneyleri gibi hem statik hem de dinamik PVT
analizleri gerçekleştirilmiş ve güvenilir bir kompozisyon modeli elde
edilmiştir. Uzun yatay kuyular boyunca çizgi hattı modu şeklinde gaz
enjeksiyonunun çalışılması için 3-Boyutlu bir model oluşturulmuştur. Model
mevcut olan kuyu log verilerinden elde edilen petrofizik bilgilerini dikkate
almaktadır. Model ayrıca daha önce geliştirilmiş olan tam alan modeliyle aynı
doğrultuda olan üretim ve basınç verilerinin tarihsel eşleşmesine
uyarlanmıştır.

Sonuçlar Valdemar sahasından gaz enjeksiyonu yoluyla ilave
petrolün üretilebileceğine işaret etmektedir. Gaz enjeksiyonu sürecinin
optimize edilmesine yönelik olarak bir dizi duyarlılık çalışması
yürütülmektedir. Çalışma anahtar parametrenin en önde geleninin gaz enjeksiyon
oranı olduğunu göstermiştir. Daha yüksek enjeksiyon oranları petrol üretim
artışını büyük ölçüde artıracak daha fazla basınç azalımları ve böylelikle
geniş karışabilir alanların oluşmasına yol açacaktır. Bu sonuç olarak daha
büyük kompresyon gücüne ve daha yüksek gaz geri dönüşüm kapasitesine olan
ihtiyacı doğuracaktır.

Anahtar Kelimeler

gaz enjeksiyonu, petrol sahası geliştirilmesi, modelleme, üretim geliştirme

Feasibility of Hydrocarbon Gas Injection in Valdemar Field of Danish Central Graben in the North Sea

Öz

Valdemar Field was discovered as
early as 1977 in the central part of the Danish Central Graben in the North
Sea. Significant hydrocarbon volume is reported in the Lower Cretaceous
formation which has been developed via pure pressure depletion for the last few
decades. Due to the tight nature of the Lower Cretaceous and declining
reservoir pressure, the average economic ultimate recovery (EUR) from Valdemar
field is significantly lower than what is achievable in the neighboring fields
such as Dan, Halfdan or Gorm where water flooding is utilized for pressure
support. On top of this, lack of sufficient petrophysical data stand as an
important barrier to better understand the certain shortcomings as well as to
make reliable predictions for the future performance of the field.

In the course of this study, we
investigate different development options for the Valdemar Field. We utilize
both analytical and numerical methods to study water and/or gas injection
opportunities to boost the production and hence EUR in Valdemar. We first
compare the efficiency of water and gas injection by employing analytical
techniques. Results suggest that better injectivities, availability and short
response times may make hydrocarbon gas injection a promising candidate for a
further development option. That kind of a development scheme would, however,
require a significant capital expenditure such as building a new well head
platform and installation of a high pressure gas injection compressor. 

We present a detailed phase
behavior study on a recently obtained Lower Cretaceous oil sample. Both static
and dynamic PVT tests, such as the swelling test and multi-contact experiments,
were conducted and a reliable compositional model was built. We then construct
a 3-D box model to study gas injection via long horizontal wells in a line
drive mode. Model honors petropyhsical information obtained from the available
well log data. It is further tuned to history match the production and pressure
data, which is also in line with the previously developed full-field model.

Results suggest that additional oil
can be recovered via hydrocarbon gas injection in Valdemar field. We conduct a
set of sensitivity studies to optimize the gas injection process. We show that
the key parameter is, by far, the gas injection rate. Higher injection rates
result in higher pressure drops and hence development of a large miscible zone,
which significantly increase the oil production. This would, in return, require
larger compression power and more gas recycling capacity.

Anahtar Kelimeler

gas injection, oil field development, modelling, production enhancement

Kaynakça

• [1] Frykman, P. 2002. Modelling of fracture permeability in the Valdemar Field. EFP 97 Priority report. I.7.d, GEUS, Copenhagen, Denmark.
• [2] Jakobsen, F., Ineson, J. R., Kristensen, L., Nytoft, H. P., and Stemmerik, L. 2005. The Valdemar Field, Danish Central Graben: field compartmentalization and regional prospectivity of the Lower Cretaceous chalk play. In: Dore, A. G. & Vining, B. A. (eds) Petroleum Geology: North-West Europe and Global Perspectives - Proceedings of the 6th Petroleum Geology Conference, 177–186.
• [3] Buckley, S.E. and Leverett, M.C. 1942. Mechanism of fluid displacements in sands. Transactions of the AIME (146), 107–116.
• [4] Kokal, S. and Al-Kaabi, A. 2010. Enhanced oil recovery: challenges & opportunities. World Petroleum Council Official Publication, 64 – 69.
• [5] Johns, R.T., and Dindoruk, B. 2013. Gas Flooding. pp 1-22. Sheng J.J., ed. 2013. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies, Elsevier, USA, 667p.
• [6] Suicmez, V.S., Piri, M., and Blunt, M.J. 2007. Pore-scale Simulation of Water Alternate Gas Injection. Transport in Porous Media, Volume 66, p. 259 – 286, DOI 10.1007/s11242-006-0017-9