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 recovery factor" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-5 z 5
    Tytuł:
    Prospects of CCS Projects Implementation in Russia: Environmental Protection and Economic Opportunities
    Autorzy:
    Tcvetkov, P.
    Cherepovitsyn, A.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/123141.pdf
    Data publikacji:
    2016
    Wydawca:
    Polskie Towarzystwo Inżynierii Ekologicznej
    Tematy:
    environment
    CO2 emission
    sequestration
    carbon capture and storage
    oil recovery factor
    Opis:
    The urgency of environmental protection is determined by its intensive change because of human impact, which, among other things, accompanied by an increasing of carbon dioxide (CO2) emissions. One of the ways to reduce the emission is Carbon Capture and Storage (CCS) technologies. To date, developed countries have successfully implemented a number of CCS demonstration projects. Their main purpose is to study the effectiveness of CO2 storage. Russia is one of the world’s largest producers of CO2 emissions. However, CO2 capture and storage issues are not studied by Russian enterprises due to the absence of environmental taxes. The experience of developed countries shows that CO2 storage projects, in addition to the reduction of anthropogenic impact, can be commercially effective not only by reducing the tax burden. This review presents the analysis of international experience in the field of CO2 capture and storage. Given the immaturity of technology and lack of the necessary volume of statistical data, it was an attempt to determine the minimum conditions, which permit the implementation of CCS projects in Russian oil fields. On the basis of the Russian development forecast and the fuel balance structure the volumes of CO2 emissions in the 2016–2030 years were calculated. According to significant difference in opinions about the feasibility of CCS implementation in Russia, this review presents the main arguments for and against such projects. Evaluation of the potential effectiveness of CCS projects to enhance oil recovery factor showed that in spite of the absence of CO2 emissions taxes, such projects could be commercially effective in Russia due to the increase in oil recovery.
    Źródło:
    Journal of Ecological Engineering; 2016, 17, 2; 24-32
    2299-8993
    Pojawia się w:
    Journal of Ecological Engineering
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Comparison of the oil recovery between waterflooding and CO2-EOR method for the JSt oil reservoir
    Autorzy:
    Kułynycz, V.
    Janowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/298755.pdf
    Data publikacji:
    2017
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    waterflooding
    CO2 injection
    oil
    recovery factor
    Opis:
    Exploitation of oil from the reservoir initially is performed by primary methods that use natural energy reserves, that allows for partial exploitation of geological resources (30%). Further oil resources depletion requires the implementation of appropriate methods to support exploitation, secondary methods, consist mainly in the physical oil displacement and third methods, in which additional types of energy aid the process of exploitation. The use of this methods may contribute up to a twofold increase in the degree of the geological resources depletion. One way to increase the exploitation is the injection of CO2 into the oil fields (CO2-EOR). This gas interacts physically and chemically on the reservoir rocks and oil contained in them, improving the conditions of its production. The technology of CO2 injection into the reservoir allows not only to increase oil production, but also gives the possibility of storing this gas in reservoirs, which is beneficial from the viewpoint of its impact on the environment. In the article was made a comparison of the oil recovery effectiveness between waterflooding and CO2-EOR method for Jastrząbka Stara reservoir. For this purpose, were made simulations of waterflooding and injecting CO2 for selected oil reservoir on the basis of the CO2PROPHET program. We analyzed different variants of injection of water and gas, both the amount of injected media, and the method of injection (only water, only gas, change injection of gas and water). Based on the results of modeling was estimated the amount of oil possible to extract by both methods and the recovery factor of the geological resources of the selected oil reservoir.
    Źródło:
    AGH Drilling, Oil, Gas; 2017, 34, 3; 787-797
    2299-4157
    2300-7052
    Pojawia się w:
    AGH Drilling, Oil, Gas
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Microbial flooding increases recovery factor of depleted Pławowice oil field - from lab to the field
    Autorzy:
    Falkowicz, S.
    Cicha-Szot, R.
    Dubiel, S.
    Launt, P.
    Nelson, S.
    Wójcicki, W.
    Rogaliński, M.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/298938.pdf
    Data publikacji:
    2015
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    oil fields
    Carpathian Foredeep
    MEOR
    recovery factor
    Carpathians
    Opis:
    The paper relates to the application of microbial enhanced waterflooding to improve the recovery factor and extend the productive life of depleted oil fields in the Carpathians Foreland. This technology and the application method used are categorized as Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR). Results of laboratory tests simulating the microbial flooding process in the oil field are presented along with results from the first two years of microbial flooding at Pławowice oil field. In the first two years of field application this MEOR process has increased the production ratę of two oil wells by 70% on average above the rate before treatment.
    Źródło:
    AGH Drilling, Oil, Gas; 2015, 32, 2; 345-357
    2299-4157
    2300-7052
    Pojawia się w:
    AGH Drilling, Oil, Gas
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    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
    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
      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