Informacja

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

Wyszukujesz frazę "Stopa, J" wg kryterium: Autor


Wyświetlanie 1-2 z 2
Tytuł:
Near-term storage potential for geological carbon sequestration and storage in Poland
Potencjalne możliwości geologicznej sekwestracji i składowania dwutlenku węgla w Polsce
Autorzy:
Stopa, J.
Zawisza, L.
Wojnarowski, P.
Rychlicki, S.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/216998.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
sekwestracja
pojemność magazynowa
magazynowanie podziemne
magazynowanie gazu
carbon sequestration
storage potential
underground storage
gas storage
Opis:
Of the various types of geologic formations, depleting oil and gas reservoirs has the highest near-termpotential for CO2 storing. This is due to verified trapping security and the strong base of industrial experience with injecting gases into depleted reservoirs. Saline aquifers are not fully recognized and consequently the risk of the leakage to the surface is higher for saline aquifers then for oil and gas reservoirs. In the paper, the brief characterization of the oil and gas fields in Poland have been presented in the context of CO2 storing. The estimated storage potentials have been calculated formany fields with the use of the mass balance technique. The paper presents selected statistical properties of the results and correlations between reservoir conditions and storage potential. It was found that the storage capacity for most of the known depleted reservoirs was not huge but still interesting, especially for smaller power and chemical plants.
Wśród różnych typów formacji geologicznych możliwych do wykorzystania w procesie sekwestracji geologicznej, sczerpane złoża węglowodorów mają największe możliwości wykorzystania do składowania CO2. Wynika to z dużego zweryfikowanego bezpieczeństwa składowania oraz wieloletnich doświadczeń przemysłowych związanych z zatłaczaniem gazu do złóż. Rozpoznanie geologiczne głębokich poziomów wodonośnych nie jest zazwyczaj duże, co niesie ze sobą znacznie większe ryzyko ucieczki gazu w porównaniu ze złożami węglowodorów. W pracy przedstawiono charakterystykę polskich złóż węglowodorów z uwzględnieniem możliwości składowania CO2. Potencjalne pojemności składowania dla szeregu polskich złóż zostały określone w oparciu o metodę bilansu masy. Przedstawiono korelacje pomiędzy głównymi parametrami złożowymi a potencjalnymi pojemnościami magazynowymi. Z analizy wynika, iż dostępne pojemności większości złóż nie są duże, jednakże mogą być wykorzystane w skojarzeniu z mniejszymi elektrowniami i zakładami chemicznymi.
Źródło:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2009, 25, 1; 169-186
0860-0953
Pojawia się w:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Kryteria typowania złóż do zastosowania zaawansowanej metody wydobycia ropy naftowej poprzez zatłaczanie CO2
Screening criteria for selecting oil reservoirs for CO2 enhanced oil recovery
Autorzy:
Rychlicki, S.
Stopa, J.
Uliasz-Misiak, B.
Zawisza, L.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/216592.pdf
Data publikacji:
2011
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
metody wydobycia
ropa naftowa
ditlenek węgla
mieszalne wypieranie ropy
niemieszalne wypieranie ropy
oil recovery metod
oil
carbon dioxide
screening criteria
miscibility displacement
immiscibility displacement
Opis:
Wydobycie ropy naftowej ze złoża prowadzi się metodami pierwotnymi wykorzystującymi naturalną energię złoża, metodami wtórnymi polegającymi na fizycznym wypieraniu ropy oraz metodami trzecimi (zaawansowanymi), w których dodatkowe rodzaje energii wspomagają proces wydobycia. Metodami pierwotnymi i wtórnymi można wydobyć w przypadku złóż rop lekkich i średnich około 25-35% zasobów geologicznych, w przypadku złóż rop ciężkich około 10%. Jedną z zaawansowanych metod eksploatacji jest zatłaczanie CO2 do złóż ropnych (CO2-EOR). Ditlenek węgla jest stosowany jako czynnik zwiększający wydobycie ropy ze względu na to, że umożliwia podtrzymanie ciśnienia złożowego, zmniejsza lepkość ropy i ułatwia jej przemieszczanie się w złożu, zwiększa objętość i zmniejsza gęstość ropy, oddziaływuje ze skałami. W zależności od składu ropy oraz ciśnienia i temperatury panujących w złożu pod wpływem zatłaczanego ditlenku węgla może następować mieszalne lub niemieszalne wypieranie ropy ze złoża. W warunkach mieszalności może zostać wydobyte dodatkowe 10-20% ropy w porównaniu do metod pierwotnych i wtórnych eksploatacji, w warunkach niemieszalności dodatkowe wydobycie ropy jest mniejsze. Dobór metody EOR, jaką można zastosować na danym złożu ropy naftowej, zależy od licznych parametrów geologicznych, złożowych i ekonomicznych. Należą do nich przede wszystkim: gęstość, lepkość i skład ropy naftowej, minimalne ciśnienie mieszania, efektywność sczerpania i zmienność pionowa i pozioma złoża. Zastosowanie wymienionych kryteriów pozwala na wstępną selekcję złóż, w których można zastosować konkretną metodę EOR. Przy typowaniu złóż ropy naftowej, w których można zastosować metodę mieszalną zatłaczania ditlenku węgla wykorzystuje się następujące parametry: głębokość zalegania złoża, gęstość ropy, ciśnienie i temperaturę złożową.
Oil can be produced from reservoirs by use of primary methods that use natural reservoir drive, secondary methods, involving a physical displacement of oil and tertiary (enhanced), in which additional types of energy support oil recovery. About 25-35% of original oil in place for light and medium oil and about 10% heavy oil could be extracted by primary and secondary methods. Injection of CO2 into the oil fields (CO2-EOR) is one of the tertiary oil recovery method. Carbon dioxide is used for increasing oil extraction due to the fact that: to maintain reservoir pressure, reduces the oil viscosity and facilitates its movement in the reservoir, reduces density and increase the volume of oil, interacts with rocks. Depending on the oil composition and the reservoir pressure and temperature injected carbon dioxide can displace oil from the reservoir miscible or immiscible. Additional 10-20% of the oil extraction over primary and secondary methods recovery can be obtained under the miscibility conditions, in immiscibility condition additional oil production is lower. EOR method selection depends on many geological, reservoir and economic parameters. These include: density, viscosity and composition of the oil, minimum miscibility pressure, the recovery factor and vertical and horizontal reservoir variability. Using the above criteria appropriate EOR method for given oil field can be selected. The five parameters: the reservoir depth, the oil density, pressure and temperature of the reservoir is used for the selection of oil fields suitable for miscible oil displacement.
Źródło:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2011, 27, 3; 125-139
0860-0953
Pojawia się w:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
    Wyświetlanie 1-2 z 2

    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