A Discussion of Different Approaches for Managing the Timing of EOR Projects

Abstract

Studies indicate that as much as 60% of the initial oil-in-place may remain after secondary recovery. At the same time, Enhanced Oil Recovery (EOR) methods are growing more cost effective, with 3% of current worldwide production now attributable to EOR. EOR projects, however, are strongly influenced by economics and long-run crude oil prices. In addition, EOR investment decisions are also heavily impacted by the timing of the switch from primary recovery to water flooding, and then later, the timing of the switch from water flooding to tertiary oil recovery. The question is what are the key approaches and decision parameters that drive the timing of these decisions? Do you design for EOR up front during concept development planning or do you wait and address EOR as a field matures? This paper will discuss the trade-offs between adopting two distinctly different approaches for making EOR switching decisions, designing EOR up front vs. implementation as the field matures. One approach embraces proactively designing for and executing EOR during the initial development of a field. The other approach bases switching decisions on the conditional indicators of the reservoir, coupled with a view toward the long-run oil price. This paper will also explore the key decision parameters that impact the choice of which EOR approach to pursue.

Número Esperado De Dedos Viscosos No Deslocamento Radial De Fluidos Confinados

“…Após a aplicação de técnicas primárias e secundárias de recuperação de petróleo, estudos indicam que até 60% do óleo original in place (OOIP) pode permanecer após a recuperação secundária. Isto ocorre porque parte do fluido injetado pode se mover mais rapidamente através dos poros e fraturas do reservatório, deixando áreas do petróleo mais viscoso para trás (DAI; SHELLEY, 1993;SAYAVEDRA et al, 2013). Ao mesmo tempo, os métodos de Recuperação Avançada de Petróleo (EOR) estão se tornando cada vez mais econômicos, com 3% da atual produção mundial agora atribuível à EOR (SAYAVEDRA et al, 2013).…”

“…Isto ocorre porque parte do fluido injetado pode se mover mais rapidamente através dos poros e fraturas do reservatório, deixando áreas do petróleo mais viscoso para trás (DAI; SHELLEY, 1993;SAYAVEDRA et al, 2013). Ao mesmo tempo, os métodos de Recuperação Avançada de Petróleo (EOR) estão se tornando cada vez mais econômicos, com 3% da atual produção mundial agora atribuível à EOR (SAYAVEDRA et al, 2013). Figura 1.1: Indústria de Petróleo e Gás Sendo assim, a recuperação avançada de petróleo desempenha um papel importante na maximização da produção de petróleo e na recuperação de reservatórios onde a produção primária não é mais eficaz.A escolha do método de recuperação avançada depende das características do reservatório e das condições locais.…”