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 "ściśliwość" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-5 z 5
    Tytuł:
    Współczynnik ściśliwości skał i płynów – parametr petrofizyczny, który należy uwzględnić, czy który można pominąć w charakterystyce złóż surowców płynnych?
    Compressibility – petrophysical parameter which should be considered or might be omitted in reservoir characterization?
    Autorzy:
    Cicha-Szot, R.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835243.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    ściśliwość
    objętość porowa
    ściśliwość solanki
    ściśliwość skał
    compressibility
    pore volume
    brine compressibility
    rock compressibility
    Opis:
    W niniejszej pracy przedstawiono możliwości zastosowania parametru ściśliwości w inżynierii naftowej. Wskazano obszary i warunki, w których pominięcie tego parametru może skutkować znacznymi błędami w obliczeniach inżynierskich. Ponadto zaprezentowano wyznaczone przykładowe zależności ściśliwości solanki od ciśnienia, jak również zmiany objętości porowej przy zmiennej wartości ciśnienia porowego i ciśnienia nadkładu wykonane na próbkach skał i płynów złożowych z utworów dolomitu głównego.
    This paper presents the possibilities of compressibility application in reservoir engineering. Areas and conditions in which omitting of that petrophysical parameter may result in significant errors in engineering calculations were indicated. Moreover, exemplary dependencies of brine compressibility and variations of pore volume with pore pressure and confining pressure for main dolomite samples were presented.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2018, 74, 6; 451-456
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Modele zmian ściśliwości przestrzeni porowej mioceńskich skał zbiornikowych z rejonu zapadliska przedkarpackiego
    Models of changes in the pore compressibility of Miocene reservoir rocks from the Carpathian Foredeep region
    Autorzy:
    Nowak, Krzysztof
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/31348243.pdf
    Data publikacji:
    2023
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    ściśliwość porowa
    porowatość
    model
    piaskowiec
    objętość porów
    pore compressibility
    porosity
    sandstone
    pore volume
    Opis:
    Ściśliwość porowa skał jest jednym z istotnych parametrów wykorzystywanych w trakcie badań złóż węglowodorów. Nieprawidłowe oszacowanie tego czynnika, a co za tym idzie – porowatości pierwotnej w warunkach in situ, prowadzi do błędów w szacowaniu zasobów złóż węglowodorów. Dotychczasowe próby opisania zależności pomiędzy porowatością mierzoną w ramach rutynowych badań petrofizycznych a ściśliwością porową doprowadziły do powstania szeregu modeli umożliwiających oszacowanie współczynnika ściśliwości porowej. Niestety, w trakcie prac zaczęto zauważać, że wyniki otrzymane na podstawie modeli nie mogą zastąpić badań laboratoryjnych, a jedynie służyć jako narzędzie pomocnicze. Dodatkowo wykazano, że uzyskane rezultaty różnią się w zależności od litologii, miejsca pochodzenia próbek i ciśnień, w jakich były badane. Doprowadziło to do powstawania coraz większej liczby modeli o różnym przeznaczeniu. W artykule użyto kilku najpopularniejszych modeli służących do oceny współczynnika ściśliwości piaskowców, które próbowano dopasować do uzyskanych wyników eksperymentalnych. Obiektem badań było 20 próbek piaskowców i heterolitów z rejonu zapadliska przedkarpackiego o porowatości od kilku do dwudziestu kilku procent. Przebadano je pod kątem właściwości petrofizycznych takich jak porowatość i przepuszczalność, a także dokonano analizy petrograficznej. Następnie przeprowadzono badanie ściśliwości porowej i wykonano analizę zależności pomiędzy ściśliwością a porowatością. Po uzyskaniu wyników eksperymentalnych porównano je z wynikami otrzymanymi na podstawie modeli literaturowych. W wyniku analizy statystycznej wytypowano najlepszy z modeli, który następnie został zmodyfikowany z wykorzystaniem języka R i środowiska Posit w celu jak najlepszego dopasowania do danych laboratoryjnych. Pozwoliło to na opracowanie modelu, który w porównaniu z dostępnymi modelami pozwala z dużo większą dokładnością przewidzieć współczynnik ściśliwości porowej piaskowców i heterolitów z zapadliska przedkarpackiego.
    The pore compressibility of rocks is a crucial parameters used in studying hydrocarbon deposits. Inaccurate calculations of this parameter, along with the initial porosity of reservoir rocks under geostatic pressure conditions, can result in errors when estimating the capacity and potential scale of hydrocarbon accumulation. Owing to the challenges associated with conducting these measurements and their time-consuming nature, for more than fifty years, several authors have endeavoured to describe the relationship between the initial porosity measured from the obtained cores in surface conditions and the pore compressibility. These efforts led to the development of many models that allow for the calculation of the pore compressibility coefficient using the initial porosity as a basis. Unfortunately, during the course of these studies, it became evident that the results derived from models cannot substitute laboratory tests but only serve as an auxiliary tool. In addition, the results vary depending on the lithology, and the pressures applied during testing. This has led to the creation of an increasing number of models for various purposes. In the following article, multiple well-known sandstone models were used and compared with laboratory test findings. Finally, a new model was formulated, tailored to the examined rock samples. The study focused on 20 samples of sandstones and heteroliths sourced from the Carpathian Foredeep with a porosity spectrum ranging from a few to twenty percent. The samples were tested to assess their petrophysical characteristics, including porosity and permeability alongside a petrographic analysis. Then, pore compressibility tests were conducted, and an examination of the correlation between compressibility and porosity was carried out. After obtaining the experimental data, a comparatice analysis was performed, contrasting the obtained results with those derived from existing literature models. As a result of a statistical analysis, the best model was identified and subsequently adjusted using the R language and the Posit environment to optimize its alignment with the laboratory data. This resulted in the creation of a model that, in contrast to existing models, allows for significantly enhanced accuracy in predicting the pore compressibility coefficient for selected sandstones and heteroliths originating from the Carpathian Foredeep.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2023, 79, 10; 640-650
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Influence of the non-equilibrium state of real gases on their properties
    Wpływ stanu nierównoważnego gazów rzeczywistych na ich właściwości
    Autorzy:
    Aliyev, Vasif I.
    Aslanov, Jamaladdin N.
    Nabiev, Nadir I.
    Rahimova, Mahluqa S.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/31343986.pdf
    Data publikacji:
    2023
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    parameter
    pressure
    temperature
    density
    compressibility
    viscosity
    calorific value
    movement speed
    parametr
    ciśnienie
    temperatura
    gęstość
    ściśliwość
    lepkość
    wartość opałowa
    prędkość ruchu
    Opis:
    This scientific work presents a study of areas of application and improvement for the Clapeyron–Mendeleev equation to determine the technological parameters of natural and associated petroleum gas under field conditions. As a result of scientific and practical research and laboratory work, the authors, based on the molecular kinetic theory of gases, developed and improved the Clapeyron– Mendeleev equations of state of real gases by adding some genuine parameters for natural and associated petroleum gases produced from oil and gas condensate fields. In this regard, two additional parameters are introduced in the Clapeyron–Mendeleev equation-relative density and relative velocity of gas: and this, as a new scientific result, helps determine any parameter from the seven included in the equation of state of natural and associated petroleum gases developed by the authors. Continuous technological process according to the system of “production, collection, preparation and transportation of products (oil + gas)”, including, separately in non-equilibrium conditions of “collection, preparation and transportation of gas” due to internal energy, causes a natural change in a wide range of basic technological parameters that contribute to frequent changes in the physical and chemical state of the gas. Therefore, this work establishes that one of the main tasks is to show the composition of natural and associated petroleum gas as a result of irreversible transformations of hydrocarbon and acidic components of its internal energy, as a result of which the gas is characterised by a number of patterns in the composition and distribution of components of various hydrocarbon and heterogeneous compositions (i.e., physically and chemically heterogeneous). In these conditions, a practical calculation of gas facilities (gas treatment point, selection of gas separators, field gas pipelines, compressor stations) is carried out to determine process parameters using the Clapeyron–Mendeleev equation of state for real gases, and the results show large errors. This proves once again that many authors have developed equations of state for real gases based on the results of laboratory studies with single-atomic and laboratory gases (hydrogen, nitrogen, oxygen, carbon dioxide, etc.). However, the authors here carried out laboratory studies with products and associated petroleum gas. According to the results of laboratory studies, the authors recommend an improvement of the equation of state of natural and associated petroleum gases.
    W pracy przedstawiono studium obszarów zastosowania i doskonalenia równania Clapeyrona–Mendelejewa do wyznaczania parametrów technologicznych gazu ziemnego i towarzyszącego gazu ropopochodnego w warunkach złożowych. W wyniku badań naukowych i praktycznych oraz prac laboratoryjnych autorzy, w oparciu o molekularną teorię kinetyczną gazów, opracowali i udoskonalili równania stanu gazów rzeczywistych Clapeyrona–Mendeleeva poprzez dodanie niektórych parametrów rzeczywistych dla gazu ziemnego i towarzyszących gazów ropopochodnych wydobywanych ze złóż ropnych i kondensatowych. W związku z tym do równania Clapeyrona– Mendeleeva wprowadzono dwa dodatkowe parametry – gęstość względną i prędkość względną gazu, co, jako nowy wynik naukowy, pozwala na wyznaczenie dowolnego parametru z siedmiu parametrów zawartych w opracowanym przez autorów równaniu stanu gazu ziemnego i towarzyszącego gazu ropopochodnego. Ciągły proces technologiczny zgodnie z systemem „produkcji, odbioru, przygotowania i transportu produktów (ropa + gaz)”, w tym osobno w warunkach nierównowagi „odbioru, przygotowania i transportu gazu”, ze względu na energię wewnętrzną powoduje naturalną zmianę w szerokim zakresie podstawowych parametrów technologicznych, które przyczyniają się do częstych zmian stanu fizykochemicznego gazu. Dlatego też przedmiotowa praca jako jedno z głównych zadań stawia przedstawienie składu gazu ziemnego i towarzyszącego mu gazu ropopochodnego powstałego w wyniku nieodwracalnych przemian węglowodorowych i kwasowych składników jego energii wewnętrznej, w wyniku czego gaz ten charakteryzuje się szeregiem prawidłowości pod względem składu i rozprzestrzenienia poszczególnych składników węglowodorowych (o niejednorodnym składzie pod względem fizycznym i chemicznym). W tych warunkach przeprowadzono praktyczne obliczenia dla instalacji gazowych (punkt uzdatniania gazu, dobór separatorów gazu, gazociągi terenowe, tłocznie) w celu określenia parametrów technologicznych z wykorzystaniem równania stanu Clapeyrona–Mendelejewa dla gazów rzeczywistych. Wyniki wykazują duże błędy. Dowodzi to po raz kolejny, że wielu autorów opracowało równania stanu dla gazów rzeczywistych na podstawie wyników badań laboratoryjnych z gazami jednoatomowymi i laboratoryjnymi (wodór, azot, tlen, dwutlenek węgla itp.). Natomiast obecnie autorzy przeprowadzili badania laboratoryjne z udziałem eksploatowanych węglowodorów i towarzyszącego im gazu ropopochodnego. Na podstawie wyników badań laboratoryjnych autorzy zalecili korektę równania stanu dla gazu ziemnego i towarzyszących mu gazów ropopochodnych.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2023, 79, 2; 84-95
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Analiza współczynnika ściśliwości piaskowców o zróżnicowanych parametrach petrofizycznych w zmiennych warunkach ciśnień porowych i nadkładu
    Analysis of the pore volume compressibility of sandstones with different petrophysical parameters under variable pore and overburden pressure conditions
    Autorzy:
    Nowak, Krzysztof
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/31348191.pdf
    Data publikacji:
    2022
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    ściśliwość porowa
    porowatość
    piaskowiec
    ciśnienie porowe
    ciśnienie nadkładu
    objętość porów
    pore compressibility
    porosity
    sandstone
    pore pressure
    overburden pressure
    pore volume
    Opis:
    Współczynnik ściśliwości przestrzeni porowej skał ma duże znaczenie dla szacowania objętości złóż węglowodorów. Próbki przechowywane w magazynach rdzeni ulegają relaksacji (spowodowanej zmianami ciśnienia i temperatury), co prowadzi do zawyżania mierzonej wielkości współczynnika porowatości w porównaniu z rzeczywistymi warunkami złożowymi. Brak uwzględnienia tego typu zmian w szacowaniu objętości złóż węglowodorów może doprowadzić do niewłaściwych wniosków dotyczących wartości złoża. Celem publikacji jest przedstawienie wpływu ciśnień na współczynnik ściśliwości, a także znaczenia tego współczynnika w badaniach nad porowatością. Ze względu na dotychczasowy brak eksperymentalnych badań współczynnika ściśliwości w Polsce celem pracy było również wskazanie możliwych dalszych kierunków badań pozwalających na lepsze poznanie tego zagadnienia. W niniejszym artykule przedstawiono wyniki badań współczynnika ściśliwości dla próbek 14 piaskowców o dobrych parametrach petrofizycznych w różnych ciśnieniach porowych i nadkładu. Analizowane próbki reprezentują piaskowce karpackie (10 próbek) oraz piaskowce dolnej jury Niżu Polskiego (4 próbki). Dla wszystkich próbek oznaczono parametry petrofizyczne, które zostały następnie użyte do sprawdzenia, czy istnieją zależności między nimi a ściśliwością. Badania zmian przestrzeni porowej przeprowadzono na aparacie przystosowanym do pomiarów ściśliwości porowej poprzez zadawanie odpowiednich ciśnień nadkładu i ciśnienia porowego. Pomiary wykonywano dla ciśnienia porowego wynoszącego 300 psi, 1000 psi i 2000 psi przy maksymalnym ciśnieniu nadkładu 7000 psi, a jako medium wypełniającego przestrzeń porową użyto 5-procentowego roztworu NaCl. W wyniku przeprowadzonych badań uzyskano szereg danych dotyczących zmian ściśliwości przestrzeni porowej oraz wyliczono współczynnik ściśliwości Cpc. Wyniki pokazują, że porowatość przeanalizowanych próbek pod wpływem ciśnienia nadkładu zmniejsza się od jednego do kilku procent, a z opracowanych modeli zmian porowatości przy różnych ciśnieniach porowych wynika, że im mniejsza różnica między ciśnieniem nadkładu a porowym, tym mniejsza zmiana porowatości. W artykule wykazano też zależność pomiędzy porowatością a współczynnikiem ściśliwości oraz wskazano kierunek dalszych prac nad tymi zagadnieniami.
    The pore volume compressibility is important for estimating the volume of hydrocarbon fields. Samples stored in the core warehouses relax (due to pressure and temperature changes), which leads to overstating the measured value of the porosity factor in comparison to the actual deposit conditions. Failure to take into account such changes in the estimation of the volume of hydrocarbon fields may lead to incorrect conclusions regarding the value of the field. The aim of the publication is to present the influence of pressures on the pore volume compressibility as well as its importance in research on porosity. Due to the lack of experimental studies of the pore volume compressibility in Poland so far, the aim of the work was also to indicate possible further directions of research allowing for a better understanding of this issue. The paper presents the results of the pore volume compressibility tests for samples of 14 sandstones with good petrophysical parameters under different pore and overburden pressures. The analyzed samples represent Carpathian sandstones and Lower Jurassic sandstones of the Polish Lowland. Petrophysical parameters were determined for all samples and then used to check the relationship between them and compressibility. The research on changes in the pore space was carried out using the apparatus adapted to the pore compressibility measurements by assigning appropriate overburden and pore pressure. Measurements were made at pore pressures of 300, 1000 and 2000 psi with a maximum overburden pressure of 7000 psi, and a 5% NaCl solution was used as the pore-filling medium. As a result of the research, a number of data on changes in the compressibility of the pore space was obtained and the compressibility factor Cpc was calculated. The results show that the porosity of the analyzed samples under the influence of the overburden pressure decreases from one to several percent. The developed models of porosity changes at different pore pressures show that the smaller the difference between the overburden pressure and the pore pressure, the smaller the change in porosity. The article shows the relationship between porosity and compressibility of the pore space and indicates the direction of further work on these issues.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2022, 78, 7; 503-512
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Filtration of compressible viscous-plastic oil in a porous medium
    Filtracja ściśliwego oleju lepkoplastycznego w medium porowatym
    Autorzy:
    Dadash-Zade, Mirza A.
    Aliyev, Inglab N.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/31343897.pdf
    Data publikacji:
    2023
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    deep-seated oil fields
    compressibility
    oil basin
    reservoir
    physical properties
    chemical properties
    oil
    porosity
    permeability
    głęboko zalegające złoża ropy
    ściśliwość
    basen naftowy
    zbiornik
    właściwości fizyczne
    właściwości chemiczne
    ropa
    porowatość
    przepuszczalność
    Opis:
    Numerous laboratory studies have shown that the change in physical and chemical properties and the geological conditions of the occurrence of hydrocarbons depend on depth. It should be noted that the change in oil properties with depth and the identification of the properties of such oils are poorly understood. In this research work, an attempt is made to study the filtration properties of anomalous oils, taking into account compressibility in reservoir conditions. The work carried out shows that the density, dynamic viscosity and the content of resins, sulfur, paraffin and asphaltene of different oil reservoirs are mainly depth dependent. The filtration characteristics of such oils that manifest themselves at a given pressure have been established. The results of modeling the filtration processes leading to the emergence of zones of increased oil compressibility, forming deep hydrocarbon fields, were used to discuss the regularities obtained. This makes it possible to determine filtration characteristics of anomalous liquid, taking into account the compressibility, which determine their higher quality indicators. The analysis shows that in the development of oil fields with anomalous properties of hydrocarbons, when recalculating the volumetric flow rate of individual wells in reservoir conditions it is necessary to use the value of the volumetric oil coefficient, taking into account its non-Newtonian properties. This technique will enable future works to study the effect of hydrodynamic imperfection of wells and the effect of formation permeability violation in their bottomhole zone on the reservoir pressure redistribution characteristics and well test results.
    Liczne badania laboratoryjne wykazały, że zmiana właściwości fizycznych i chemicznych oraz warunki geologiczne występowania węglowodorów zależą od głębokości usytuowania akumulacji. Należy zauważyć, że charakter zmiany właściwości ropy naftowej wraz z głębokością jest słabo rozpoznany. W niniejszej pracy podjęto próbę zbadania właściwości filtracyjnych rop anomalnych, biorąc pod uwagę ściśliwość w warunkach złożowych. Przeprowadzone prace wykazały, że gęstość, lepkość dynamiczna oraz zawartość żywic, siarki, parafiny i asfaltenów w różnych złożach ropy naftowej zależą głównie od głębokości. Określono właściwości filtracyjne tych rop, ujawniające się przy określonym ciśnieniu. Do omówienia uzyskanych prawidłowości wykorzystano wyniki modelowania procesów filtracji, prowadzących do powstania stref o zwiększonej ściśliwości ropy w głębokich złożach węglowodorów. Pozwala to na ustalenie charakterystyki filtracyjnej cieczy anomalnej z uwzględnieniem ściśliwości, które determinują ich wyższe wskaźniki jakościowe. Analiza pokazuje, że przy zagospodarowaniu złóż ropy naftowej o anomalnych właściwościach, przy przeliczaniu objętościowego natężenia przepływu poszczególnych odwiertów w warunkach złożowych, konieczne jest wykorzystanie wartości współczynnika objętościowego ropy, z uwzględnieniem jego właściwości nienewtonowskich. Technika ta umożliwia w przyszłych pracach badanie wpływu niedoskonałości hydrodynamicznej odwiertów i wpływu naruszenia przepuszczalności formacji w strefie przyodwiertowej na cechy redystrybucji ciśnienia złożowego, jak również na wyniki opróbowania odwiertów.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2023, 79, 6; 406-411
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-5 z 5

      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