Temat: oil recovery - Katalog OPAC zbiorów

Skocz do pozycji: 1.

Tytuł:: Enhanced Oil Recovery methods on offshore fields in the light of world literature
Autorzy:: Bednarz, P.
Stopa, J.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/299090.pdf
Data publikacji:: 2014
Wydawca:: Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:: EOR
enhanced oil recovery
offshore fields
Opis:: Enhanced Oil Recovery methods (EOR) are known since long time, but in recent years they have been used primarily in the U.S. mostly for research purposes. The increased interest in their use was in the 70's of the twentieth century, and associated with the increase in oil prices. Currently for several years there has been a return to the these methods, including offshore fields. Experience in the application of EOR methods in Poland is small, currently no exploitation is carried out using them. The purpose of this article is to present the current trends and latest technologies in enhanced oil recovery methods in terms of the applicability by the Polish oil companies. Statistical data of current and planned EOR methods in the world with special emphasis on offshore reservoirs is presented. Current trends in technological development of EOR methods are given, both which are still in the phase of laboratory tests and the first tests on fields such as: carbon dioxide flooding, water alternating gas injection, Iow salinity water injection, carbonated water injection, conventional technologies of polymer gels and thermally activated polymers.
Źródło:: AGH Drilling, Oil, Gas; 2014, 31, 2; 215-229
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:: AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 2.

Tytuł:: Enhanced oil recovery processes in sandstone reservoirs containing light oil in offshore fields
Autorzy:: Przybyłowicz, J.
Rychlicki, S.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/298603.pdf
Data publikacji:: 2014
Wydawca:: Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:: enhanced oil recovery
light oil
offshore fields
sandstone reservoirs
Opis:: Enhanced oil recovery methods can significantly increase recovery from offshore oil reservoirs provided that the appropriate method is selected. Enhanced oil recovery methods aim to recover the remaining original oil in place by applying additional energy sources and minimalize flow resistance in the field. The application of these technologies results in enhancement, or replacement of natural or physical processes of displacement and modifies the composition and physical properties of formation fluids. The use of EOR technologies in offshore environment is limited compared to onshore fields. Constraints imposed by the offshore environment are associated with technical difficulties as well as economic risk. Before choosing the most appropriate EOR method for particular environmental conditions the restrictions associated with: large well spacing, disposal geological description as well as availability and cost of EOR agents, weight and space constrains or high capital cost requirements should be considered. Reservoir lithology is limiting the applicability of specific EOR methods. This paper presents a comprehensive review of EOR projects which are appropriate or possible for sandstone reservoirs containing light-oil in offshore field. The possibilities and limitations of selected methods are introduced.
Źródło:: AGH Drilling, Oil, Gas; 2014, 31, 1; 99-116
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:: AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 3.

Tytuł:: Underground CO2 storage - case study of Jastrząbka Stara structure, SE Poland
Autorzy:: Nosal, J.
Semyrka, R.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/184144.pdf
Data publikacji:: 2012
Wydawca:: Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:: geological sequestration of CO2
sequestration criteria
enhanced oil recovery
Opis:: Carbon dioxide injection into depleted oil fields is widely used. The injection enhances oil recovery and generates other advantages like: (1) decrease of carbon dioxide concentration in the atmosphere and (2) the possibility for CO2 emission trade. Geological and reservoir parameters of Jastrząbka Stara structure are discussed in this paper in the context of possible CO2 sequestration. Reservoir absorptivity and tightness, overburden thickness, storage capacity as well as social and economical aspects are taken into consideration. Based upon these factors, Jastrząbka Stara oil deposits may be classified as potential carbon dioxide storage site.Detailed data cannot be published due to Polish Oil and Gas Company (PGNiG SA) confidentiality requirements.
Źródło:: Geology, Geophysics and Environment; 2012, 38, 3; 329-338
2299-8004
2353-0790
Pojawia się w:: Geology, Geophysics and Environment
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 4.

Tytuł:: Experimental investigations of oil displacement using the WAG method with carbon dioxide
Eksperymentalne badania wypierania ropy metodą WAG z wykorzystaniem dwutlenku węgla
Autorzy:: Wojnicki, M.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1835335.pdf
Data publikacji:: 2017
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: enhanced oil recovery
CO2-EOR
WAG
recovery factor
wspomaganie wydobycia ropy
współczynnik odropienia
Opis:: The article presents results of experimental studies of oil displacement efficiency by Water Alternating Gas (WAG) injection using carbon dioxide. WAG process was implemented as a tertiary recovery method, after waterflooding. The experiments were conducted on a long-core reservoir model at thermobaric conditions, which are characteristic for Polish carbonate reservoirs. Carbon dioxide injection was performed under miscible conditions (above minimum miscibility pressure). The results have practical importance because they confirm the suitability of conducting WAG process analysis on mentioned reservoir model and they present the WAG method effectiveness in specific reservoir conditions.
W artykule przedstawiono wyniki badań eksperymentalnych nad skutecznością wypierania ropy, metodą naprzemiennego zatłaczania wody i gazu (z ang. Water Alternating Gas – WAG), z wykorzystaniem dwutlenku węgla. Proces WAG zastosowano jako metodę trzecią wspomagania wydobycia, po uprzednim procesie nawadniania. Badania przeprowadzono na fizycznym modelu złoża, zbudowanym z długich rdzeni wiertniczych, w warunkach termobarycznych charakterystycznych dla polskich złóż ropy w kolektorach węglanowych. Zatłaczanie dwutlenku węgla odbywało się w warunkach mieszających (powyżej minimalnego ciśnienia zmieszania). Uzyskane wyniki mają charakter praktyczny, gdyż potwierdzają stosowność prowadzenia analiz procesu WAG na wspomnianym modelu złoża oraz przedstawiają skuteczność metody w konkretnych warunkach złożowych.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2017, 73, 11; 864-870
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 5.

Tytuł:: Soversenstvovanie tehnologii skvazinnogo uprugogo vozdeistvia na produktirnye plasty
Modernization of borehole elastic influence technology on reservoir
Autorzy:: Maksutin, A. V.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/300147.pdf
Data publikacji:: 2008
Wydawca:: Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:: ropa naftowa
przemysł wydobywczy
współczynnik sczerpania złoża
elastic influence technology
viscous oil
enhanced oil recovery
Opis:: Wydobycie ropy z większości złóż w ostatnich latach napotyka na szereg problemów. Ważną rolę odgrywa dobór odpowiedniej metody jej wydobycia, umożliwiającej zwiększenie współczynnika sczerpania złoża oraz równoczesne zwiększenie zasięgu eksploatacji. W artykule autor przeanalizował najbardziej rozpowszechnione obecnie metody intensyfikacji wydobycia. Najlepsze efekty dają metody wykorzystujące oddziaływanie fal: elektromagnetycznych, wibroakustycznych czy impulsywnych. W dalszej części autor opisuje działanie stworzonego w Instytucie Górniczym w Sankt-Petersburgu urządzenia "Pritok IM", który wykorzystuje oddziaływanie rezonansu na złoże.
Comparative analysis of the basic technologies and methods of influence on reservoirs was leaded for stimulation of production and increases of oil formations recovery on a late development stage. The application of considered technologies was studied oil field with hard recoverable oil in strongly mudded terrigenous and carbonate reservoirs with low porosity and perwcability. Efficiency and ecological safety of technologies was considered. The report considers the technology of borehole influence on productive layers by elastic impulses at resonance frequencies for stimulation of oil-and-gas wells and deposits for reservoir recovery increase. It also describes the physical principle, the method and equipment for stimulation oil-and-gas wells and deposits by this technology. The report also gives the result of successful use of the equipment "Pritok-1M" at deposits with various geological and technological conditions of different regions in Russia and China. Now researcher are conducted an opportunity of use this technology together with application of solvents, injection of compounds, thermal methods for carrying out of well treatments on oil fields with viscous oil and bitumens.
Źródło:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2008, 25, 2; 511-515
1507-0042
Pojawia się w:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 6.

Tytuł:: Potential for increasing oil recovery from Polish oil-fields by applying EOR methods
Analiza możliwości zwiększenia efektywności wydobycia ropy naftowej z polskich złóż w oparciu metody EOR
Autorzy:: Wojnarowski, P.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/216924.pdf
Data publikacji:: 2012
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: zaawansowane metody wydobycia
zatłaczanie CO2
efektywność wydobycia
enhanced oil recovery
CO2 injection
recovery efficiency
Opis:: The application of enhanced oil recovery processes (EOR - Enhanced Oil Recovery) on oil fields increases recovery efficiency. This is especially important in depleted and mature fields. This should result in an increase in production by raising the recovery factor (the ratio of oil produced to total geological reserves). This review presents the growing trend of gas injection (particularly carbon dioxide). In Polish oil fields, conventional methods are currently used. This means that much can still be done in this area. The selection of the optimum method for a given field is a complex procedure consisting of many stages, from collecting data about the field, through more advanced data interpretation, to working out a detailed proposal for the most efficient method of extraction. The pre-selection stage involves excluding methods which, owing to their specific mechanisms, cannot be used for a particular field - e.g. thermal methods in light oil fields or nitrogen injection into shallow reservoirs. This paper analyzes the potential for the application of EOR methods in Poland using a binary technical screening method. Forty-nine, mature Polish oil fields were analyzed. Apart from the rock type, other parameters were also taken into account in the analysis as follows: oil density and viscosity, average porosity, permeability and thickness of the reservoir, and also depth of deposit. In regard to the criteria for the EOR methods applied, the subjects of analysis are oil fields with medium density and viscosity and low permeability (double porosity in carbonate rocks), which are at a relatively shallow or medium depth of deposit. The results of analysis show that gas injection methods, especially carbon dioxide or nitrogen, have the highest potential. Application of this method must be preceded by detailed research and field pilot tests. International experience cannot be applied directly to Poland because of different field characteristics as well as technological and economic conditions.
Jednym ze sposobów zwiększenia efektywności wydobycia ropy naftowej jest zastosowanie zaawansowanych metod wydobycia (EOR - Enhanced Oil Recovery). W odróżnieniu od pierwotnych i wtórnych metod wydobycia, celem metod zaawansowanych jest dostarczenie do złoża dodatkowego źródła energii wspomagającego naturalne procesy lub je zastępującego, a także modyfikacja składu i właściwości fizycznych płynów złożowych w celu minimalizacji oporów przepływu w złożu. Metody te znajdują szczególnie zastosowanie w przypadku złóż w znacznym stopniu sczerpanych. Znaczenie tych metod w światowym wydobyciu rośnie, a dominującą rolę zaczynają odgrywać metody zatłaczania gazów w tym dwutlenku węgla. Polskie złoża ropy naftowej są obecnie eksploatowane z wykorzystaniem metod konwencjonalnych, co stwarza możliwości podniesienia efektywności wydobycia przez zastosowanie metod zaawansowanych. Proces doboru optymalnej metody do złoża jest złożony i wieloetapowy. W fazie wstępnej opiera się na podstawowych informacjach o złożu i stopniowo przechodzi do etapów zaawansowanych, kończących się opracowaniem szczegółowego projektu najefektywniejszej metody. W pracy przeanalizowano możliwości zastosowania tych metod na polskich złożach wykorzystując technikę opartą na podstawowych kryteriach ich stosowalności i logikę dwuwartościową. Przeanalizowano 49 złóż ropy naftowej z całego obszaru Polski występujących zarówno w skałach węglanowych jak i piaskowcowych. Z punktu widzenia kryteriów stosowania metod EOR, analizowane obiekty to złoża ropy o średniej gęstości i lepkości, niskiej przepuszczalności (w przypadku skał węglanowych podwójna porowatość), zalegające stosunkowo płytko lub na średniej głębokości. Uzyskane wyniki wskazują, że najszersze zastosowanie w warunkach polskich znaleźć mogą metody zatłaczania gazów, w tym dwutlenku węgla lub azotu. Wymaga to jednak przeprowadzenia szeregu badań i testów pilotażowych, gdyż doświadczenia amerykańskie nie mogą być bezpośrednio przenoszone ze względu na odmienne warunki złożowe, technologiczne i ekonomiczne.
Źródło:: Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2012, 28, 4; 47-58
0860-0953
Pojawia się w:: Gospodarka Surowcami Mineralnymi
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 7.

Tytuł:: Możliwości zastosowania zaawansowanych metod wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złóż dojrzałych
The possibility of applying advanced methods of oil recovery from mature reservoirs
Autorzy:: Lubaś, Jan
Stopa, Jerzy
Warnecki, Marcin
Wojnicki, Mirosław
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1834953.pdf
Data publikacji:: 2019
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: wspomaganie wydobycia ropy naftowej
naprzemienne zatłaczanie wody i gazu
CO2-EOR
enhanced oil recovery
water alternating gas process
Opis:: Ze względu na malejącą w Polsce liczbę odkryć jeszcze bardziej ważne staje się osiąganie możliwie wysokich wskaźników stopnia sczerpania zasobów zagospodarowanych złóż ropy naftowej. W ostatnich miesiącach 2018 r. nastąpił radykalny wzrost cen europejskich uprawnień do emisji CO2 (z 5 do ponad 20 euro/t), dlatego jeszcze większe niż dotychczas może być znaczenie dwutlenku węgla w metodach CO2-EOR (ang. CO2 – enhanced oil recovery). W publikacji przedstawiono wyniki aktualnych badań i analiz przeprowadzonych w Katedrze Inżynierii Naftowej Akademii Górniczo-Hutniczej oraz Zakładzie Badania Złóż Ropy i Gazu Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego. Pierwsze z nich dotyczyły szeregu symulacji komputerowych różnych procesów rewitalizacyjnych możliwych do wykonania na złożach karpackich, ze szczególnym uwzględnieniem metod CO2-EOR i CO2- CCS (ang. CO2 – carbon capture and storage). Zilustrowano wyniki efektywności ekonomicznej badanych metod na złożach Podkarpacia. W dalszej części przedstawiono rezultaty podobnych symulacji wykonanych w INiG – PIB na modelach geologicznych wybranych złóż. Wykazały one, że przyrost sczerpania złoża przy zastosowaniu CO2 może być bardzo wysoki – w zakresie 23–57%. Oprócz symulacyjnych analiz efektywności omówiono również wyniki badań wykonanych na fizycznych modelach złoża, tj. metody naprzemiennego zatłaczania wody i ditlenku węgla WAG-CO2 (z ang. water alternating gas). Eksperymenty wypierania prowadzono na dolomitowych rdzeniach odpowiadających skale zbiornikowej, charakterystycznej dla złóż ropy naftowej na Niżu Polskim, z wykorzystaniem oryginalnych płynów złożowych. Dzięki możliwości wykonywania badań przy zadanym ciśnieniu i temperaturze możliwie dokładnie odwzorowano warunki panujące w złożu. Proces WAG prowadzono w reżimie mieszającym i zastosowano go jako metodę trzecią po uprzednim nawadnianiu. Na podstawie przeprowadzonych badań wykazano wysoką skuteczność procesu w zadanych warunkach, uzyskując stopień sczerpania na poziomie 80–95%. Przyrost stopnia odropienia w odniesieniu do kontynuacji procesu nawadniania był znaczący i zawierał się w zakresie 30–40%. Przytoczono również wyniki badań wybranych polimerów stosowanych w procesach nawadniania.
Due to the decreasing number of discoveries in Poland, it is of even more importance and necessary to take care of achieving the highest possible oil recovery from the reservoirs. In the last months of 2018 there has been a radical increase in the prices of European CO2 Emission Allowances (from 5 to over 20 EUR/t), which is why the significance of carbon dioxide in CO2-EOR methods may be even greater than before. The publication presents the results of recently performed tests and analysis carried out at the Oil Engineering Department of the AGH University of Science and Technology and the Department of Oil and Gas Reservoir Testing of the Oil and Gas Institute – National Research Institute. The first of them concerned a number of computer simulations of various revitalization processes possible to be carried out on the Carpathian Foredeep oil fields, with particular emphasis on CO2-EOR and CO2-CCS methods. The results of the economic effectiveness of the tested methods on the Carpathian reservoirs are presented. In a later section, the results of similar simulations carried out at INiG – PIB on geological models of selected reservoirs are presented. In addition to the simulation analysis of the effectiveness of the CO2-EOR method, the results of tests carried out on physical reservoir models, i.e. the methods of water alternating gas injection (WAG-CO2 process), were also discussed. The research results of selected polymers used in water flooding processes were also presented.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2019, 75, 1; 24--28
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 8.

Tytuł:: Rola i znaczenie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w programie Czysta Energia
The role and importance of oil and gas reservoirs in the Clean Energy project
Autorzy:: Lubaś, J.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1835160.pdf
Data publikacji:: 2018
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: uprawnienia do emisji CO2
EOR-CO2
wspomaganie wydobycia ropy naftowej
CO2 emission allowances
enhanced oil recovery
Opis:: Istotnym czynnikiem gwałtownego w chwili obecnej wzrostu kosztów energii elektrycznej w Polsce jest znaczący wzrost cen europejskich uprawnień do emisji CO2. Jednym ze sposobów zmniejszenia emisji CO2 do atmosfery przez energetykę w Polsce może być sposób zalecany w dokumencie Ministerstwa Energii Innowacje dla energetyki – kierunki rozwoju innowacji energetycznych z 2017 roku [9], w którym zapisano: „Wskazany jest rozwój technologii wychwytywania i zagospodarowania CO2 (Carbon Capture and Utilization – CCU)”. W licznych krajach wykazano, że technologia zatłaczania CO2 do złóż ropy naftowej i gazu ziemnego jest technologią dojrzałą, mogącą stanowić jedną ze znaczących możliwości zagospodarowania CO2 w procesach wspomagania ich wydobycia [7, 8]. Również w Polsce na przestrzeni ostatnich dwudziestu lat wdrożono dwie instalacje zatłaczania gazów kwaśnych do złóż gazu i ropy naftowej – wprawdzie niewielkie, ale umożliwiające wykazanie technicznych możliwości w tym zakresie. W prezentowanym artykule omówiono wyniki uzyskane w ramach przedsięwzięcia zrealizowanego przez INiG – PIB i PIG – PIB na zamówienie Ministerstwa Środowiska [6], w którym dokonano pierwszej w naszym kraju metodycznej oceny wielkości potencjalnego dodatkowego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego podczas realizacji procesów CO2-EOR/EGR (ang. enhanced oil recovery, enhanced gas recovery). Dla wytypowanych sześciu złóż ropy naftowej i czterech złóż gazu ziemnego, najbardziej perspektywicznych z punktu widzenia technologii CO2-EOR/EGR na obszarze lądowym Polski, wykonano analizy geologicznozłożowe, symulacje komputerowe i laboratoryjne, a także wstępne analizy efektywności ekonomicznej przedsięwzięcia. Z przeprowadzonych obliczeń wynika relatywnie niewielki przyrost sczerpania zasobów złóż gazowych. W przypadku złóż ropnych efekty zastosowania omawianej metody EOR są znacznie większe, a przyrost sczerpania zasobów średnio przekracza 30%. Wyniki te dla kolejnych złóż są silnie zróżnicowane ze względu na dotychczasowy stopień sczerpania, charakter metody (wtórna lub trzecia), mechanizmy energetyczne (aktywność wody dopływającej do złoża) oraz inne czynniki złożowe i eksploatacyjne (takie jak system odwiertów wydobywczych). Dokonano również ilościowej oceny pojemności sekwestracyjnej CO2 w 10 wybranych krajowych złożach ropy naftowej i gazu ziemnego. Proces sekwestracji był realizowany jako część i jednocześnie rozszerzenie procesu wspomagania wydobycia ropy naftowej / gazu ziemnego poprzez zatłaczanie CO2. Wykonano wstępne analizy opłacalności ekonomicznej dla dwóch wariantów przyjętych scenariuszy różnicujących koszty dostawy CO2, opierając się na modelach bilansowych, wynikach symulacji oraz historii i prognozach eksploatacji złóż. Wykazano, że wykorzystanie CO2 w projektach zwiększenia stopnia sczerpania odkrytych i zagospodarowanych złóż, szczególnie ropy naftowej, mogłoby stanowić w najbliższej przyszłości jeden z bardziej znaczących obszarów działania polskiego górnictwa naftowego, pozwalających rocznie pozyskiwać dodatkowo znaczące ilości ropy naftowej oraz uzyskiwać dodatkowe profity z handlu uprawnieniami do emisji CO2.
The significant increase in the price of European CO2 emission allowances is an important factor of the currently rapid increase in electricity costs in Poland. One of the ways to reduce CO2 emissions to the atmosphere by the Power Industry in Poland may be the method recommended in the document of the Ministry of Energy, Innovation for Energy – directions of energy innovation development 2017 [9], where it is stated that the development of CO2 capture and utilization technology – CCU (Carbon Capture and Utilization) is desirable. In many countries [7, 8], it has been shown that the technology of CO2 injection into oil and gas reservoirs is a mature technology that could be one of the significant opportunities for CO2 utilization in the processes of oil and gas recovery. Also in Poland, during the last twenty years, two small acid gas injection installations have been implemented into the gas and oil reservoirs, admittedly small, but they have shown the potential for technical possibilities in this respect in our industry. The presented article discusses the research results obtained as part of a project implemented by the consortium of Oil and Gas Institute and Polish Geological Institute – National Research Institutes and commissioned by the Ministry of Environment [6], in which the first methodical assessment of potential additional oil and gas recovery was carried out in CO2-EOR/EGR processes, (Enhanced Oil, Gas Recovery). For the selected 6 oil and 4 gas reservoirs, the most prospective from the point of view of CO2-EOR/EGR technology in the land area of Poland, geological and reservoirs analyzes, computer and laboratory simulations as well as preliminary analysis of the economic effectiveness were carried out. The calculations show a relatively small increase of gas recovery. In the case of oil reservoirs, the effects of the EOR method discussed here are much higher, and the increase in the recovery of resources on average exceeds 30%. These results for subsequent reservoirs are strongly diversified due to the current level of depletion, the nature of the method (secondary or third), energy mechanisms (water activity flowing into the reservoirs) and other reservoir and drilling factors (density of well grid). A quantitative assessment of CO2 sequestration capacity in 10 selected oil and gas reservoirs was also performed. The sequestration was carried out as part of extended enhanced oil/gas recovery by CO2 injection. Preliminary analysis of economic viability were made for two variants of adopted scenarios differentiating the costs of CO2 supply, based on material models, simulation results and the history and forecasts of the exploitation of reservoirs. It has been shown that the use of CO2 in EOR projects to increase the recovery from discovered and developed reservoirs, especially of oil, could be in the near future one of the most significant areas of Polish oil exploitation, allowing to obtain additional significant amounts of crude oil recovery and additional profits from trading in CO2 emission allowances.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2018, 74, 12; 944-950
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 9.

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

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 10.

Tytuł:: Ocena efektywności ekonomicznej procesu WAG na podstawie danych eksperymentalnych dla jednego z krajowych złóż ropy naftowej
Evaluation of the economic efficiency of the WAG process based on experimental data for one of the domestic oil fields
Autorzy:: Wojnicki, Mirosław
Kuśnierczyk, Jerzy
Szuflita, Sławomir
Warnecki, Marcin
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/2143538.pdf
Data publikacji:: 2021
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: wspomagane wydobycie ropy
EOR
zatłaczanie gazu
naprzemienne zatłaczanie wody i gazu
WAG
gaz zaazotowany
enhanced oil recovery
gas injection
water alternating gas
CO2
high-nitrogen natural gas
Opis:: Problem związany z koniecznością zwiększenia stopnia sczerpania zasobów złoża dotyczy wielu dojrzałych, również krajowych, złóż ropy naftowej, w tym tych najważniejszych – zlokalizowanych w dolomicie głównym. Zapewnienie zadowalającego stopnia sczerpania jest możliwe jedynie dzięki zastosowaniu efektywnej metody wspomagania wydobycia ropy (ang. enhanced oil recovery, EOR). Naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (ang. water alternating gas, WAG), jako jedna ze skuteczniejszych metod EOR, została przebadana w warunkach charakterystycznych dla krajowych złóż w formacjach węglanowych. Rezultaty prac eksperymentalnych, a także symulacyjnych prowadzonych w INiG – PIB wskazują na duży potencjał zastosowania metody WAG w warunkach krajowych. Niewątpliwą zaletą wykorzystania metody WAG jest możliwość utylizacji różnego rodzaju gazów, w tym gazów spalinowych/odpadowych lub gazów ziemnych o znikomej wartości energetycznej. Kwestia ta zasługuje na szczególną uwagę, gdyż jak wiadomo, ograniczenie emisji gazów odpowiedzialnych za globalne ocieplenie ma krytyczne znaczenie dla przyszłości naszej planety. Użycie w metodach EOR gazów, powiązane z ich bezpiecznym składowaniem w strukturach geologicznych, oraz wykorzystanie naturalnej energii złożowej to działania pozwalające na zmniejszenie śladu środowiskowego wydobywanej ropy. W niniejszym artykule, opierając się na wynikach prac eksperymentalnych, przeprowadzono uproszczoną analizę ekonomiczną wykorzystania w metodzie WAG czterech typów gazów: w postaci gazów kwaśnych (dwutlenek węgla i jego mieszanina z siarkowodorem) oraz gazów ziemnych (zaazotowanych i wysokozaazotowanych). Pozwoliło to na wytypowanie optymalnych pod względem ekonomicznym wariantów metody WAG. Przeprowadzone obliczenia wykazały, że pomimo znacząco niższej skuteczności zaazotowanych gazów ziemnych przy wspomaganiu wydobycia ropy (w kontekście uzyskiwanego współczynnika odropienia), ich zastosowanie może być uzasadnione pod względem ekonomicznym. Dobór optymalnego wariantu wspomagania wydobycia zależy w dużej mierze od przyjętych (aktualnych) kosztów pozyskania zatłaczanych mediów oraz ceny wydobywanego surowca na rynkach światowych.
The challenge related to the need for an increase of the recovery factor concerns numerous mature, also domestic oilfields, including the most important ones – located in Main Dolomite formation. Satisfactory recovery factor can be ensured only through applying an effective enhanced oil recovery method (EOR). Water Alternating Gas (WAG), as one of the most effective EOR methods, has been tested in conditions characteristic for domestic deposits in carbonate formations. The results of experimental and simulation works carried out at the Oil and Gas Institute (INiG – PIB) indicate significant potential for the application of the WAG method in domestic conditions. An unquestionable advantage of the WAG method is the opportunity to utilize various types of gases, including flue/waste gas or low-energy natural gas. This issue deserves special attention because, as we know, the reduction in the emissions of gases involved in global warming is critical for the future of our planet. Their utilization in EOR methods, coupled with their safe storage in geological structures, constitute measures that reduce the environmental footprint of produced oil. In the article, based on the of experimental results, a simplified economic analysis of the utilization of four gas types in the form of acidic gases (carbon dioxide and its mixture with hydrogen sulfide) and natural gases (high and very high nitrogen content) in the WAG method was carried out. That allowed to identify the most economically optimal variants of the WAG method. The results showed that despite significantly lower effectiveness of nitrogen-rich natural gases in enhancing oil recovery (in the context of recovery factor), their application might be justified in economic terms. The selection of the optimal variant for enhancing recovery is strongly influenced by the assumed (current) cost of acquiring the injected media, and of course by the current (and forecasted) crude oil price.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2021, 77, 2; 75-81
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Informacja

Wyszukujesz frazę "oil recovery" wg kryterium: Temat

Źródło danych

Dostawca treści

Kolekcja

Rok wydania

Wydawca

Temat

Autor

Typ dokumentu

Język