Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "oil field" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-15 z 46
Tytuł:
Analysis of Drill Stem Test (DST) results at Osobnica oil field, in terms of sampling of selected technology parameters
Autorzy:
Dubiel, S.
Rzyczniak, M.
Solecki, M.
Maruta, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298715.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
DST
oil field
Osobnica
analysis
reinterpretation
Opis:
In this paper results of DST tests obtained in two wells at Osobnica oil field are presented. At the same time there were analyzed and reinterpreted the conditions of these results from the selection of technological parameters and geological conditions. The results of this analysis have been developed in conclusions.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2017, 34, 2; 375-384
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Depositional environment, geochemistry and diagenetic control of the reservoir quality of the Oligo-Miocene Asmari Formation, a carbonate platform in SW Iran
Autorzy:
Omidpour, Armin
Moussavi-Harami, Reza
Loon van, Antonius Johannes
Mahboubi, Asadollah
Rahimpour-Bonab, Hossain
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2059594.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
Asmari Formation
Shadegan Oil Field
reservoir geology
diagenesis
oil exploration
Opis:
The Oligo-Miocene Asmari Formation in SW Iran represents sedimentation on a carbonate platform. Thin-section analysis allowed distinguishing 26 microfacies, which can be grouped into twelve microfacies associations that represent four main depositional environments: open-marine, outer-ramp, middle-ramp and inner-ramp settings. The carbonates have undergone a complex diagenetic history, from penecontemporaneous shallow-marine consolidation to deep-burial diagenesis. The most important processes that affected the carbonates are dolomitization (in different stages), cementation (by anhydrite and calcite), dissolution (fabric-selective and fabric-destructive), fracturing, stylolitization and neomorphism. Minor diagenetic processes that modified the sediments are pyritization, silicification, glauconitization, micritization and bioturbation. Diagenetic processes such as dolomitization, dissolution and fracturing improved the reservoir quality, whereas cementation and compaction have reduced the reservoir quality of the Asmari Formation. Whole-rock oxygen and carbon isotope analyses of limestone samples show that the isotopic composition of the carbonates was hardly affected by diagenesis and that the carbonates remained roughly in isotopic equilibrium with the Paleogene seawater. Some samples have, however, been affected significantly by diagenesis during deep burial in a closed to semi-closed diagenetic system.
Źródło:
Geological Quarterly; 2021, 65, 2; 65: 27
1641-7291
Pojawia się w:
Geological Quarterly
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Development of reservoir simulation Mittelplate - a challenge for technology
Rozwój metod symulacji złoża Mittelplate - wyzwanie technologiczne
Autorzy:
Boy, A.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/300057.pdf
Data publikacji:
2007
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
złoże ropy naftowej
symulacja złoża
oil field
reservoir simulation
Opis:
Mittelplate, the largest German offshore oil field, is located in the estuary of the Elbe river in the North See. From October 1987 until June 2005, 15 million tons of oil were produced from three different reservoir sections. These reservoirs, called Beta, Gamma and Epsilon/Delta, show different production history and behavior. The bulk of the oil was produced from the Gamma and Epsilon/Delta reservoirs. These reservoirs are high-permeability reservoirs with an active aquifer. In contrast, the lower-permeability reservoir Beta contains most of the reserves of the field to be produced. This reservoir has no active aquifer and needs water injection to maintain pressure and production. Because of limited water availability, optimum distribution of the injected water is essential for optimum recovery from the field. Development of such a configuration with complex boundary conditions can only be achieved through reservoir simulation. First, small models were developed to solve problems like single well productivity estimation, aquifer size estimation and communication between wells within a pilot flood area. The base of field knowledge grows continuously during the life cycle. New seismic interpretation and new geological studies, including differentiated facies descriptions, lead to new reservoir models with different geological realizations. These realizations were studied to simulate possible future developments. In addition, facility constraints like pump limitations and water conditioning are limiting factors for the field development. Combining facility constraints with different geological models is the main task in simulation today. The target is not to arrive at one 'optimum' forecast, but to show the spread of possible field development scenarios from which an appropriate one can be chosen. This complex situation is a challenge for the Mittelplate consortium of RWE Dea AG and Wintershall.
Mittelplate, największe niemieckie złoże podmorskie jest usytuowane w ujściu Łaby do Morza Północnego. Od października 1987 r. do czerwca 2005 r., z trzech odrębnych części złoża wyprodukowano 15 milionów ton ropy. Części te, nazwane Beta, Gamma i Epsilon/Delta, mają różną historię produkcji i różnie się zachowują. Ropę wydobyto ze złoża Gamma i Epsilon/Delta. Są to silnie przepuszczalne złoża z aktywną warstwą wodonośną. Z kolei słabo przepuszczalne złoże Beta zawiera najwięcej zasobów produkcyjnych. Złoże to nie ma aktywnej warstwy wodonośnej i w celu podtrzymania ciśnienia i produkcji, konieczne jest zastosowanie iniekcji. Ze względu na ograniczoną dostępność wody, optymalne rozłożenie zatłaczanej wody w złożu jest warunkiem uzyskania optymalnej produkcji z danego złoża. Rozwój takiej konfiguracji o złożonych warunkach brzegowych można uzyskać poprzez symulację złoża. Najpierw opracowuje się mniejsze modele, na podstawie których rozwiązywane są poszczególne problemy, np. szacowana jest produkcyjność pojedynczego otworu, wielkość złoża czy połączenia między otworami na obszarze pilotażowym. W trakcie trwania takiego cyklu gromadzona jest wiedza na temat złoża. Nowe interpretacje wyników sejsmicznych, opisy różnych facji, prowadzą do opracowania nowego modelu geologicznego. Następnie wyniki są analizowane pod kątem ich wykorzystania do dalszych udoskonaleń. Ponadto ograniczenia sprzętowe, np. pompy czy uwarunkowania wodne, mogą stanowić przeszkodę w realizacji tychże udoskonaleń w warunkach terenowych. Dostosowywanie ograniczeń sprzętowych do różnych warunków geologicznych jest tematem prowadzonych obecnie symulacji. Celem jest nie tyle uzyskanie "optymalnej" prognozy, co pokazanie spektrum możliwych scenariuszy. Ta złożona sytuacja stanowi wyzwanie dla konsorcjum Mittelplate RWE Dea AG i Wintershall.
Źródło:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2007, 24, 1; 109-118
1507-0042
Pojawia się w:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Impact of the Tengiz oil field on the state of land cover
Autorzy:
Koshim, Asyma G.
Sergeyeva, Aigul M.
Yegizbayeva, Asset
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/15803318.pdf
Data publikacji:
2022-06-30
Wydawca:
Uniwersytet im. Adama Mickiewicza w Poznaniu
Tematy:
Tengiz oil field
technogenic impact
landscape complex
ecological condition
Opis:
The study of the transformation of natural complexes in areas with a developed infrastructure for oil subsurface use is a prerequisite condition for solving the environmental problems of oil-producing regions. Located in the territory of the Atyrau Region in Western Kazakhstan, the Tengiz oil field is one of the largest oil fields in the world. The field has been under intensive development for more than 40 years and is characterised by a large volume of anthropogenic load, which contributes to a significant transformation of the landscape complex. The purpose of this study is to investigate the dynamics of landscape changes in the territory of the Tengiz field and to assess its ecological condition. Based on the materials from many years of research, the features of the Tengiz field and the main technogenic sources affecting the landscape complex were identified. Several quantitative indicators characterising the anthropogenic load were calculated based on satellite images. On the basis of Landsat – 5 TM, 7 ETM+ and 8 OLI and Sentinel-2A (S2A) data, the vegetation index of land cover was calculated using normalised difference vegetation index (NDVI), demonstrating the dynamics of landscape changes in the period from 1990 to 2020. The obtained results show that the areas of some landscape components continue to deteriorate. For example, the area of open soil in 2020 decreased due to the withdrawal of these areas for industrial facilities, which increased by 2.2 times by 2020 due to intensive field development. This study demonstrates the importance of monitoring and studying desert landscape complexes under active anthropogenic impact to ensure the sustainable development of territories.
Źródło:
Quaestiones Geographicae; 2022, 41, 2; 83-93
0137-477X
2081-6383
Pojawia się w:
Quaestiones Geographicae
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analysis and selection of CO2 sources for CCS-EOR projects in oil fields clusters in Poland
Autorzy:
Mikołajczak, E.
Kosowski, P.
Stopa, J.
Wartak, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298739.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
CCS
EOR
CO2
oil field
cluster
emitters selection
Opis:
Article contains a detailed analysis and a preliminary selection of potential CO2 emitters that can supply gas for CCS-EOR projects in oil fields clusters in Poland. The idea of CO2 injection into clusters arises from the fact that oil reservoirs in Poland are relatively small, but very often located close together. Reservoirs grouping significantly increases the potential storage capacity and improves economic indicators. In addition, CCS-EOR projects combine CO2 storage (CCS) with an increase in production from mature oil fields (EOR). The analysis was performed using a database of carbon dioxide emitters in Poland created by the National Centre for Emissions Management. This database contains a list of all registered CO2 producers with annual emissions exceeding 1 Mg. On this basis, potential CO2 sources for previously selected four clusters of oil reservoirs were chosen.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2018, 35, 1; 295-307
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analysis and selection of CO2 sources for CCS-EOR projects in oil fields clusters in Poland
Autorzy:
Mikołajczak, E.
Kosowski, P.
Stopa, J.
Wartak, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298934.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
CCS
EOR
CO2
oil field
cluster
emitters selection
Opis:
Article contains detailed analysis and preliminary selection of potential CO2 emitters, who could be suppliers of gas for CCS-EOR projects in oil fields clusters in Poland. The idea of CO2 injection into clusters arises from the fact that oil reservoirs in Poland are relatively small, but very often located close together. Grouping reservoirs allows the potential storage capacity to increase significantly and improves economic indicators. In addition, CCS-EOR projects combine CO2 storage (CCS) with an increase in production from mature oil fields (EOR). The analysis was performed using a database of carbon dioxide emitters in Poland, which was created by the National Centre for Emissions Management. This database contains a list of all registered producers of CO2 with annual emissions exceeding 1 Mg. On this basis, potential sources of CO2 for previously selected four clusters of oil reservoirs were chosen.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2017, 34, 4; 831-842
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analysis of reservoir properties and parameters of oil fields suitable for the application of CO2-EOR method
Autorzy:
Uliasz-Misiak, B.
Kosowski, P.
Lewandowska-Śmierzchalska, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298884.pdf
Data publikacji:
2015
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
oil field
reservoir properties
reservoir parameters
CO2-EOR method
Opis:
The criteria worked out on the basis of the literature study were used for indicating oil fields, where carbon dioxide can be injected for the purpose of storing or to enhance the production of oil. The preliminary selection of oil fields, where the miscible CO2-EOR method can be applied was based on the following criteria: depth of deposition, density of oil, reservoir temperature and oil saturation. From among 68 analyzed oil fields, 35 were used for the analyses: 3 fields in the Carpathians, 6 in the Carpathian Foredeep and the remaining 26 fields in the Polish Lowland. The statistical analysis methods were used for analyzing reservoir parameters of fields preselected for the CO2-EOR method, i.e. depth of deposition of the roof of the horizon, average thickness, initial reservoir pressure and reservoir temperature. The reservoir properties of these fields were also analyzed, i.e. average permeability, average porosity and average saturation with oil.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2015, 32, 1; 33-48
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Origin and migration of oil from the Ukrainian Outer Carpathians to their Mesozoic basement: a case of Lopushna traps
Autorzy:
Radkovets, N. Y.
Kotarba, M.
Koltun, Y.
Kowalski, A.
Kosakowski, P.
Więclaw, D.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2060167.pdf
Data publikacji:
2016
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
Ukrainian Carpathians
Lopushna oil field
oil origin
biomarkers
stable carbon isotopes
migration pathways
Opis:
Lopushna oil field has been discovered in Mesozoic-Paleogene strata of the platform basement under the Ukrainian Outer (Flysch) Carpathians. Oils from two main accumulations, occurring in the Upper Cretaceous sandstone and Upper Jurassic limestone reservoirs, have been analysed in order to identify their origin and relation to the known petroleum systems in the region of the Outer Carpathians and the basement of the Carpathian Foredeep. Results of geochemical investigations of oils, including biomarker and isotopic data, show a good correlation with oils, accumulated in the Carpathian flysch strata. Oils are low-sulphur and did not undergo significant degradation. They were generated from Type II or II/III kerogen, deposited in anoxic environments in clastic sediments. Generation occurred at the peak of “oil window”, probably in the temperature range of 122 to 126oC. The presence of oleanane indicates the Cretaceous or younger source rocks. Good correlation on biomarker and isotopic data with the organic matter dispersed in Oligocene Menilite Beds, occurring at the top of the Carpathian flysch succession, allowed authors to identify them as source rocks for oils of the Lopushna field, which thus can be regarded as an oil family of the Outer Carpathians. The migration distance for both Lopushna oils and oils accumulated in the Carpathian flysch strata was similar. A number of sub-vertical dislocations, on which the subsided flysch strata occur at the same depth level with the Jurassic and Cretaceous rocks of the platform, can be assumed as possible migration pathways from the mature source rocks of the Oligocene Menilite Beds of Boryslav-Pokuttya, Skyba or Krosno units to the Lopushna type traps, which suggests the possibility of existence of other hydrocarbon accumulations of this type. The Lopushna field so far is unique containing this type of oil found in the basement of the Ukrainian Carpathian Foredeep.
Źródło:
Geological Quarterly; 2016, 60, 1; 133--148
1641-7291
Pojawia się w:
Geological Quarterly
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Evaluation of Soil Toxicity of an Oil and Gas Condensate Field after Reclamation of Disturbed Lands on the Example of the Field of the Yamal-Nenets Autonomous District
Autorzy:
Okmyanskaya, Valentina M.
Bogdanova, Olga V.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2173313.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Inżynierii Ekologicznej
Tematy:
environmental pollution
environmental monitoring
land reclamation
soil
heavy metals
oil field
gas field
Opis:
Oil pollution is a hazard both in terms of scale and toxicity. Oil and oil products cause poisoning, death of organisms and soil degradation. The natural self-purification of natural objects from pollution depends on the natural conditions of the region, the presence of moisture, heat and the activity of the vital activity of the soil biocenosis. Under the conditions of Siberia, where a low temperature regime is maintained for a long time, self-purification is a long process. As a result of the long industrial use of the Medvezhye oil and gas condensate field, the soils of this area have accumulated pollutants. Thus, it is required to assess the toxicity of the soil, as well as to provide the ways and methods to prevent its environmental pollution. One of the ways to restore disturbed landscapes is technical and biological reclamation, the features and results of which are considered in this study using the Medvezhye deposit sand pit as an example.
Źródło:
Journal of Ecological Engineering; 2022, 23, 7; 257--267
2299-8993
Pojawia się w:
Journal of Ecological Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Human health cost of hydrogen sulfide air pollution from an oil and gas field
Autorzy:
Kenessary, Dinara
Kenessary, Almas
Ismailovich Kenessariyev, Ussen
Juszkiewicz, Konrad
Kazievich Amrin, Meiram
Eralovna Erzhanova, Aya
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/986650.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Instytut Medycyny Wsi
Tematy:
hydrogen sulfide
human health
economic damage
air pollution
oil field
kazakhstan
Opis:
Introduction and objective. The Karachaganak oil and gas condensate field (KOGCF), one of the largest in the world, located in the Republic of Kazakhstan (RoK) in Central Asia, is surrounded by 10 settlements with a total population of 9,000 people. Approximately73% of this population constantly mention a specific odour of rotten eggs in the air, typical for hydrogen sulfide (H2S) emissions, and the occurrence of low-level concentrations of hydrogen sulfide around certain industrial installations (esp. oil refineries) is a well known fact. Therefore, this study aimed at determining the impact on human health and the economic damage to the country due to H2S emissions. Materials and method. Dose-response dependency between H2S concentrations in the air and cardiovascular morbidity using multiple regression analysis was applied. Economic damage from morbidity was derived with a newly-developed method, with Kazakhstani peculiarities taken into account. Results.Hydrogen sulfide air pollution due to the KOGCF activity costs the state almost $60,000 per year. Moreover, this is the reason for a more than 40% rise incardiovascular morbidity in the region. Conclusion. The reduction of hydrogen sulfide emissions into the air is recommended, as well as successive constant ambient air monitoring in future. Economic damage evaluation should be made mandatory, on a legal basis, whenever an industrial facility operation results in associated air pollution.
Źródło:
Annals of Agricultural and Environmental Medicine; 2017, 24, 2
1232-1966
Pojawia się w:
Annals of Agricultural and Environmental Medicine
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
On the origin of chloride waters in the Polish Flysch Carpathians
Autorzy:
Zuber, A.
Chowaniec, J.
Borowiec, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2062987.pdf
Data publikacji:
2010
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
chloride waters
ultrafiltration
diagenetic waters
oil-field waters
catagenesis
flysch Carpathians
Opis:
Chloride waters in the Polish Flysch Carpathians are remnants of marine sedimentation water which was chemically and isotopically changed due to ultrafiltration and the release of dehydration water (diagenetic water) during the burial diagenesis of clay minerals. In the western part of the study area, the diagenetic end-member is characterized by δ18O and δ2H values of about +6.5 and –30.0‰, respectively, and Cl– content in the range of 3.8 and 13.8 g/dm3. In some fault areas, such waters migrate to the surface and mix with local meteoric waters as indicated by mixing lines in δ18O–δ2H and δ18O–Cl– graphs. In several wells of the eastern part, waters containing a significant proportion of marine water occur. However, in majority of deep wells, mixtures of diagenetic and meteoric waters of Quaternary and pre-Quaternary climates are present, as deduced from δ18O–Cl– linear relations. In most cases, they do not exhibit linear relations also expected in δ18O–δ2H graphs due to the shifts of δ2H to heavier isotopic values supposedly caused by involvement of water in the generation of hydrocarbons.
Źródło:
Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego; 2010, 441 Hydrogeologia z. 10; 201--208
0867-6143
Pojawia się w:
Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Economics of combined CO2-EOR and CCS projects based on the example of a Polish multilayered oil field
Autorzy:
Kosowski, Piotr
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/219518.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
Tematy:
CO2-EOR
CCS
pole naftowe
cena węgla
rentowność
oil field
carbon price
profitability
Opis:
The article presents a comprehensive economic analysis of a CO2 injection project in one of the Po-lish oil fields for both increased production (CO2-EOR) and underground storage (CCS). An interesting differentiator of this work is the use of a multilayered reservoir, which is actually not one reservoir but several located in the same place, as an example. It allows the optimization of the processes of injection, production and storage. Such projects are becoming more and more important because recently, after a period of long-term stagnation, costs of carbon allowances have started to rise which affects e.g. the electricity market in Poland. This can be an important incentive for the development of CCS technology, especially in combination with CO2-EOR. In the case of very high costs of carbon emissions rights CCS may turn out to be a cheaper solution. Economic efficiency is the main determinant of the EOR project’s success, as well as a very significant factor influencing the potential development of CO2 underground storage. Results are based on the numerical simulation of a combined CO2-EOR and CCS project. This analysis has been divided into two parts. The first uses a standard, deterministic approach, based on the DCF method and NPV indicator. It also provides a detailed sensitivity analysis, with particular reference to the impact of oil prices and the cost of carbon emissions rights on a project’s profitability. The second part of the economic analysis is probabilistic and involves estimating the maximum amount of CAPEX using the Monte Carlo method. Two cases were taken into account. The first assumes that the CO2 emitter pays for CO2 storage and the price is equal to 80% of the emissions rights price (with storage revenue). In the second one the emitter does not pay for storage (without storage revenue).
Źródło:
Archives of Mining Sciences; 2020, 65, 2; 241-254
0860-7001
Pojawia się w:
Archives of Mining Sciences
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Efektywność procesu intensyfikacji wydobycia ropy naftowej z zastosowaniem metody nawadniania oryginalną wodą złożową oraz wodami o niskim stopniu zasolenia
Efficiency of enhanced oil recovery by original and low salinity waterflooding treatment
Autorzy:
Majkrzak, Marcin
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143602.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
złoże ropy naftowej
współczynnik sczerpania
nawadnianie
zasolenie wody
oil field
recovery factor
waterflooding
water salinity
Opis:
W artykule przedstawiono wyniki badań dotyczących możliwości zwiększenia współczynnika sczerpania zasobów złóż ropy naftowej poprzez wdrożenie procesu nawadniania jako jednej z głównych metod wspomagania wydobycia. Na podstawie interpretacji danych z przeprowadzonych testów przepływowych podjęto próbę dokonania charakterystyki przebiegu procesu wypierania ropy naftowej z wykorzystaniem zarówno oryginalnej wody złożowej, jak też wód o odmiennym (niższym w stosunku do solanki złożowej) stopniu zasolenia. Podjęto również próbę powiązania wyznaczonego typu zwilżalności matrycy skalnej ze wzrostem współczynnika sczerpania w następstwie procesu nawadniania. W celu realizacji pracy w badaniach wykorzystano oryginalne płyny złożowe, które scharakteryzowano pod względem podstawowych parametrów reologicznych. Materiał rdzeniowy stanowiło 16 próbek piaskowców kambryjskich. Wstępny zakres prac dotyczył charakterystyki petrofizycznej rdzeni, która objęła określenie ich podstawowych parametrów, takich jak przepuszczalność absolutna dla gazu, porowatość i objętość porowa. Na podstawie wyznaczonych wartości przepuszczalności dostępne próbki pogrupowano, co dało możliwość przeprowadzenia w kolejnych etapach projektu dwóch odmiennych zestawów badań dla par o maksymalnie zbliżonych parametrach filtracyjnych. Dalsze prace obejmowały wykonanie analiz przepuszczalności względnych oraz wyznaczenie wartości współczynnika mobilności dla układu ropa naftowa–woda złożowa w celu określenia typu zwilżalności matrycy skalnej i potencjalnej efektywności procesu wypierania ropy naftowej. Głównym elementem przeprowadzonych badań była symulacja procesu nawadniania, realizowana w dwóch częściach: pierwszej – z wykorzystaniem oryginalnej wody złożowej (odpowiadającej wtórnym metodom eksploatacji) oraz drugiej – przy użyciu wód o niskim stopniu zasolenia (trzecie metody eksploatacji) w dwóch wariantach poziomu mineralizacji. Na podstawie uzyskanych danych objętości wypartej ropy naftowej w następstwie procesu nawadniania, dla każdego medium wypierającego skonstruowano krzywe zmian współczynnika sczerpania, które zestawiono z wyznaczonym typem zwilżalności matrycy skalnej.
The article presents the results of research on the possibility of increasing the recovery factor of oil fields by implementing the waterflooding treatment as one of the most common enhanced oil recovery method. Based on the interpretation of data from the core flow tests, an attempt was made to characterize the displacement process using original reservoir brine and waters with lower salinity level. Additionally, the relation between the type of wettability of the rock and recovery factor was investigated. Original reservoir fluids that were characterized in terms of their basic rheological parameters were used for research purposes. The rock material consisted of 16 samples of Cambrian sandstones. The initial scope of work concerned the petrophysical characteristics of the cores, including the determination of their basic parameters, such as absolute gas permeability, porosity and pore volume. Based on the determined values of permeability, the available samples were grouped which made it possible to perform test sets for pairs with the most similar filtration parameters in the next stages of the research. Further work included the performance of relative permeability analyses and the determination of the value of the mobility factor for the oil – reservoir water system in order to determine the type of wettability of the rock and the potential efficiency of the oil displacement process. The main element of the research was the simulation of the waterflooding process carried out in two parts – the first with the use of the original reservoir water (corresponding to the secondary recovery methods) and the second with the use of low-salinity waters (the third recovery methods) in two variants of the mineralization level. Based on the obtained data of the displaced oil, for each of the displacement medium recovery factor curve were constructed and compared with the determined type of wettability of the rock.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2021, 77, 8; 541-552
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Demonstration of MEOR as an alternative enhanced oil recovery technique in Nigeria offshore oilfield
Autorzy:
Udosoh, Nsisong E.
Nwaoha, Thaddeus C.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1819180.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Politechnika Koszalińska. Wydawnictwo Uczelniane
Tematy:
Eni oil field
reservoir
permeability
efficiency
microbial
porosity
pole naftowe Eni
zbiornik
przepuszczalność
wydajność
drobnoustroje
porowatość
Opis:
Eni oilfield has been experiencing production decline with increase in water output. The implementation of enhanced oil recovery (EOR) can help to extract some percentages of the original oil in place (OOIP). EOR methods are capital intensive and few are environmental hazardous. In a bid to address this issues, this paper discusses on an alternate economically viable enhanced oil recovery technique which has the potential to curb the challenges of other conventional EOR methods. This work suggested a 3 stage approach of applying microbial enhanced oil recovery (MEOR) method for oil recovery in Eni field. The reservoir characteristics in Eni field were studied, the average porosity value of the reservoirs is between 0.238 and 0.241, while water saturation ranges between 0.127 and 0.13. Other production data include; Initial reservoir pressure which ranges from 2328 to 2553 Psia and has a reservoir temperature ranging from 170°F to 180°F. The Average API gravity ranges from 20.5 to 34.2, while the initial GOR ranges from 350 to 396. Oil viscosity was between 0.57cp to 2.57cp while gas viscosity was between 0.65cp to 0.67cp. The reservoir characteristics and parameters were found suitable for the application of MEOR technique for effective oil drainage from the delineated reservoir compartments. Microbial flooding was found to be matured in reservoirs with temperature less than 200°F, brine salinity not more than 100,000 ppm, water depth not more than 3500m and permeability should be above 30 (Md). It is recommended that MEOR approach should be applied in Eni Oilfield for increment of oil production and reduction in water cut due to its efficiency and economic viability.
Źródło:
Journal of Mechanical and Energy Engineering; 2020, 4, 3; 277--284
2544-0780
2544-1671
Pojawia się w:
Journal of Mechanical and Energy Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Development of Biochemically Enhanced Oil Recovery Technology for Oil Fields – A Review
Przegląd kierunków rozwoju biochemicznych metod wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złóż ropnych
Autorzy:
Devi, Kamalakshi
Bhagobaty, Ranjan Kumar
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143535.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
enhanced oil recovery
polymer flooding
biopolymer
bioplugging
oil field
BcEOR
ropa naftowa
nawadnianie
polimer
biopolimer
blokowanie
mikroorganizm
złoża ropy
biochemiczne wspomaganie wydobycia ropy naftowej
Opis:
Crude oil, a major source of energy, is being exploited as a driver of the economy throughout the world. Being a limited resource, the price of crude oil increases constantly and the exploitation of mature reservoirs becomes essential in order to meet the ever-increasing energy demands. As conventional recovery methods are not sufficient to fulfil the growing needs, there is an incessant demand for developing new technologies which can help in efficient tertiary recovery in old reservoirs. Petroleum biotechnology has been emerging as a branch that can provide solutions to major problems in the oil industry, including increasing oil production from marginal oil wells. The enhanced oil recovery (EOR) method comprises four methods – chemical, thermal, miscible, and immiscible gas flooding – as well as microbial interference to increase recovery of the remaining hydrocarbons trapped in reservoir rocks. Biochemically enhanced oil recovery comprises an array of blooming technologies for tertiary oil recovery methods which is eco-friendly, cost-effective, and efficient in extracting the residual oil trapped in reservoir rocks. Biochemical enhanced oil recovery (BcEOR) is based on the principle of using biochemical by-products produced by microbial species to enhance oil recovery, etc. All these technologies work on the principles of reducing viscosity, increasing permeability, modifying solid surfaces, emulsifying through adherence to hydrocarbons, and lowering interfacial tension. BcEOR technologies either employ the beneficial microorganism itself or the biochemical by-products produced by the microbial species to enhance tertiary oil recovery. This review paper discusses the chronological development of biologically enhanced oil recovery and its various mechanisms.
Ropa naftowa jest wykorzystywana na całym świecie jako główne źródło energii. Ze względu na ograniczone zasoby ropy naftowej jej cena stale rośnie, a eksploatacja ze złóż dojrzałych staje się niezbędna do zaspokojenia ciągle zwiększającego się zapotrzebowania na energię. Ponieważ konwencjonalne metody wydobycia nie wystarczają do zaspokojenia coraz większych potrzeb, istnieje nieustanne zapotrzebowanie na rozwój nowych technologii, które mogą pomóc w efektywnym wspomaganiu wydobycia ze starych złóż metodami trzecimi. Ostatnio biotechnologia naftowa staje się gałęzią, która dostarcza rozwiązań dotyczących głównych problemów przemysłu naftowego, w tym zwiększenia wydobycia ropy z brzeżnych odwiertów ropnych. Wspomaganie wydobycia ropy naftowej (EOR) obejmuje cztery rodzaje metod: chemiczne, termiczne, tzw. mieszające i niemieszające wypieranie ropy gazem, a także oddziaływanie mikrobiologiczne w celu zwiększenia wydobycia węglowodorów uwięzionych w skałach złożowych. Biochemiczne metody wspomagania wydobycia ropy naftowej to szereg rozwijających się technologii dla trzecich metod wspomagania wydobycia, które są przyjazne dla środowiska, racjonalne pod względem kosztów i efektywne, jeżeli chodzi o wydobycie ropy rezydualnej uwięzionej w skałach złożowych. Biochemiczne wspomaganie wydobycia ropy naftowej (BcEOR) oparte jest na zasadzie, zgodnie z którą biochemiczne produkty uboczne wytwarzane przez gatunki drobnoustrojów są wykorzystywane do wspomagania wydobycia ropy naftowej itp. Wszystkie te technologie działają na takich zasadach jak: zmniejszenie lepkości, zwiększenie przepuszczalności, modyfikacja powierzchni ciał stałych, emulgowanie poprzez adhezję do węglowodorów, obniżenie napięcia międzyfazowego. Technologie BcEOR albo wykorzystują pożyteczny mikroorganizm jako taki, albo wykorzystują biochemiczne produkty uboczne wytwarzane przez gatunki drobnoustrojów w trzecich metodach wspomagania wydobycia ropy naftowej. W niniejszym artykule przeglądowym omówiono chronologiczny rozwój biologicznych metod wspomagania wydobycia ropy naftowej i ich różne mechanizmy.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2021, 77, 2; 63-74
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Wyświetlanie 1-15 z 46

Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies