Designing of Steam Flooding Pilot Test for a Sudanese Oil Field (FNE Oil Field-Case Study)

Abstract

Thermal methods are the most commonly used and most advanced enhanced oil recovery methods around the world. They are best suited for heavy oils (10º-20º) API, and tar sands (≤10 API). One of the thermal EOR method is the steam flooding, which is a pattern drive similar to water flooding; in which the steam is injected continuously with a certain quality (i.e. 80% steam and 20% water) to the reservoir having shallow depth which is preferred. It forms a steam zone which advanced slowly in the reservoir heating the oil and reducing its viscosity. In addition to continuous steam injection, oil is pushed toward the producer. FNE field is a Sudanese heavy (high viscous) oil field, which need Steam Flooding (SF) to be implemented in the field after the current Cyclic Steam Stimulation (CSS) in the same field and getting low recovery factor (only 3.60%). FNE field consist of three structure units in oil-bearing area: (FNE-1, FNE-3 and FNE-N). In this report, detail analysis for the current situation of FNE field has been done, then selection of the pilot area in the field (FNE-3), and several simulation models for different development scenarios have been built, each scenario with different steam injection parameters, all this to compare the feasibility of applying steam flooding versus applying the other scenarios like DNC, CSS, Infill wells (cold) and infill wells (css), and to determine the optimum steam flooding parameters to be applied in FNE-3, all this is done by using the thermal simulator of Computer Modeling Group (CMG) software. From the results obtained after the designing and future forecasting till 2026, it has been found that implementation of (SF) after the current (CSS) in FNE-3 will give high productivity (4.9 MM bbl) as compared with CSS which give only (3.575 MM bbl), and the recovery factor by (SF) will reach up to 20.41% comparing with the current value for the field, which is only 3.60%. Also the optimum steam flooding parameters have been determined as follows: injection rate of 250 m3/day and temperature of 200 (0C) and steam quality equal 80%.

تعتبر الطرق الحرارية لاستخلاص النفط هي الأكثر تقدمّاً واستخداماَ من بين طرق الاستخلاص المحسّن للنفط في العالم، فهي الأنسب للزيوت الثقيلة (كثافتها 10-20 درجة) و ورمال القطران (كثافتها اقل من 10 درجات). إحدى الطرق الحراريّة للاستخلاص المعزّز للنفط هي الحقن بالبخار، وهو نمط دفع مثل الغمر المائي، يتم حقن البخار باستمرار بجودة معيّنة (80% بخار و20% ماء) الى المكمن ذو العمق الضحل (يفضّل ذلك). وتتشكّل منطقة بخار تتقدّم ببطء في المكمن؛ تسخَّن النّفط وتقلّل لزوجته، بالاضافة الى أنّ الحقن المستمر للبخار يقوم بدفع الزيت نحو البئر المنتجة. حقل الفولة (شمال- شرق) يعتبر من الحقول السودانية ذات الزيت الثقيل (عالي الزوجة)، والذي يحتاج تطبيق الحقن بالبخار بعد تطبيق الحقن المتقطّع للبخار فيه والتحصل على معامل استخلاص منخفض 3.6 %. في هذا البحث، تم اجراء تحليل مفصّل للوضعية الحالية للحقل، وتمّ اختيار منطقة نموذجية في الحقل، ونمّ بناء نماذج محاكاة لسيناريوهات مختلفة لتحديد المعاملات المثلى للحقن بالبخار، ومقارنة جدوى تطبيق الحقن المستمر بالبخار مع عدم حقن شيء او استخدام الحقن المتقطّع للبخار في الحقل كل هذا باستخدام المحاكي الحراري لبرنامج CMG. من النتائج التي تمّ الحصول عليها بعد التصميم؛ فقد وُجد أنّ تنفيذ الغمر بالبخار بعد الحقن الحالي المتقطّع للبخار في حقل الفولة (شمال- شرق) يعطي إنتاجيّة عاليّة (4.9 مليون برميل) مقارنة مع (3.575مليون برميل ) في حالة الاستمرار بالحقن المتقطّع للبخار؛ ومعامل الاستخلاص يصل إلى 20.41% ، وكذلك تم ّ تحديد المعاملات المثلى للحقن بالبخار وهي: معدّل حقن 250 متر مكعّب/يوم، بدرجة حرارة 200 درجة مئوية و جودة بخار 80%.