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" wg kryterium: Wszystkie pola

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-50 z 53
Tytuł:
The influence of wettability on oil recovery
Autorzy:
Kulynych, V.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1203993.pdf
Data publikacji:
2015
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
wettability
contact angle
relative permeability
EOR
two-phase flow
Opis:
Understanding the mechanism by which oil is displaced from the porous medium requires knowledge about the role of wetting and capillary forces during EOR. Knowledge of the effect of wettability on oil production is also a key point for understanding the behavior of multiphase flows in the reservoir. A literature review indicates that wettability is one of the ma in factors controlling and regulating the distribution of oil and water in the reservoir rock. Therefore, the resolution of problems associated with the calculation of oil resources, operation and analysis of core deposits, must take into account the wettability of rock. Therefore, the study of such phenomena as wettability is still valid today. In the paper reservoir rock wettability and its types were desc ribed. Direct and indirect methods of determining the wettability were characterized, the graph of capillary pressure is used to characterize the wettability. In order to determine the effect of wettability on multiphase flow in porous media are discussed petrophysical parameters: capillary pressure, relative permeability and hydrocarbon saturation of the rock. Characterized wettability of each of Characterized wettability of each of carbonate and sandstone reservoirs.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2015, 32, 3; 493-502
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
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
Tytuł:
Application of enhanced oil recovery methods to oil deposits
Zastosowanie zwiększonego wydobycia ze złóż ropy naftowej
Autorzy:
Briza, K.
Bujok, P.
Luner, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299566.pdf
Data publikacji:
2006
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
ropa naftowa
eksploatacja
oil
oil recovery
Opis:
At present, oil can be ranked among the most important fuels and energy minerals. In the majority of cases, primary recovery moves, however, merely in the range of 30-40% of original oil in place (geological reserves). But with deposits containing very viscous oil, percent recovery is much lower, i.e. from 5 to 10%, and the use of primary methods brings about only little economic effect. It is the application of so-called secondary and tertiary methods that enables the effective exploitation of reserves. In the submitted study, we present some results obtained by laboratory experiments with using polymers and surface-active agents in the displacement of highly viscous oil from reservoir rocks
Obecnie ropa naftowa należy do najważniejszych paliw i źródeł energii. Jednakże w większości przypadków ze złóż pozyskiwanych jest około 30-40% ropy. W przypadku złóż ropy charakteryzującej się dużą lepkością procent ten jest dużo mniejszy, tj. od 5 do 10%, a zastosowanie metod pierwotnych przynosi niewielkie zyski ekonomiczne. Dopiero zastosowanie tzw. metod wtórnych lub trzeciorzędnych gwarantuje efektywne wykorzystanie złóż. W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych nad wykorzystaniem polimerów i surfaktantów do zwiększenia produkcji ropy o dużej lepkości
Źródło:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2006, 23, 1; 95-100
1507-0042
Pojawia się w:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
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
Tytuł:
Investigation of the efficiency of restrained oil displacement using of enhancing oil recovery methods
Autorzy:
Uhrynovskyi, A. V.
Moroz, L. B.
Kogut, G. M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2055748.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Stowarzyszenie Komputerowej Nauki o Materiałach i Inżynierii Powierzchni w Gliwicach
Tematy:
oil
field
oil recovery coefficient
tertiary method
formation pressure maintenance
ropa naftowa
pole
współczynnik odzysku
Opis:
Purpose: The purpose of this article is to highlight the main problems that arise during the final stage of oil field development. Based on the identified problems using the EORgui program, Petroleum Solutions Ltd it is necessary to select the most effective method to increase oil recovery and study the most optimal tertiary oil recovery method using a hypothetical field model as an example, which will ensure the maximum oil recovery factor. Design/methodology/approach: Study of oil tertiary displacement efficiency by applying tertiary methods were performed using EORgui software from Petroleum Solutions Ltd and Petrel from Shlumberger. Findings: The results of the research show that the most optimal method of oil recovery increasing for this hypothetical field is the injection of carbon dioxide. When using this method, the oil recovery rate reaches 23%. Research limitations/implications: When using carbon dioxide, it is necessary to have sources of supply near the field, as well as increased corrosion of petroleum equipment is possible to occur. Practical implications: The use of the proposed approach is an important condition for the effective extraction of residual oil reserves for most fields developed using the reservoir pressure maintenance system. Originality/value: The article presents the characteristic features of residual oil location, reveals the conditions for effective usage of methods to increase oil recovery and their selection procedure.
Źródło:
Journal of Achievements in Materials and Manufacturing Engineering; 2022, 110, 1; 27--34
1734-8412
Pojawia się w:
Journal of Achievements in Materials and Manufacturing Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Overview of the nanoparticles application for reservoir engineering and Enhanced Oil Recovery (EOR) methods
Autorzy:
Kułynycz, V.
Pikłowska, A.
Kulynych, O.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298807.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
nanoparticle
EOR
Opis:
The scientific aim of the paper is the characteristics of various types of nanoparticles, their physical and chemical parameters. In the article authors give examples of various nanoparticles used in reservoir engineering and EOR methods. The results of laboratory measurements of the impact of nanoparticles on the change of reservoir parameters and the increase of oil recovery of sandstones and carbonates are presented. In the article have been shown the possibilities of using nanotechnology, including the achievements of different authors. It presents a general literature review of modern research methodologies of nanoparticles in the global oil industry.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2018, 35, 1; 107-124
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
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:
Modeling and Simulation of Reservoir Pressure Associated with Emulsions Transport Near Wellbore for Enhanced Oil Recovery
Autorzy:
Adeosun, T. A.
Adabanija, M. A.
Akinpelu, F. O.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1030653.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Przedsiębiorstwo Wydawnictw Naukowych Darwin / Scientific Publishing House DARWIN
Tematy:
MATLAB language
Modeling
Simulation
drilling
emulsion
oil
wellbores
Opis:
The most important area of a producing reservoir is the near wellbore which is within 5fts into the formation. All fluids have to flow through it, usually at high flow rates. Problems associated with formation damage near wellbore occur frequently, resulting in permeability impairments and increased pressure losses. During drilling, emulsion formation affects reservoir deliverability and ultimate recovery. Most of the existing methods to aid mitigation near oil well damages involve the use of empirical models. Conducting experiments, frequent shut down of wells for proper well test analysis and pressure maintenance are highly expensive and time consuming. Therefore, this paper aimed at optimizing reservoir pressure using cross section comparisons of mathematical tools and experimental for improved emulsion transport near wellbore. Formation damage mechanisms are highlighted for the purpose of reservoir engineers. The engineers must be vigilant about the potential formation damages near wellbore and then can mitigate the impact of damages by understanding its mechanisms how various types of damages might impact production, Assessment, control and remediation. The transient hydraulic diffusivity partial differential equations (THDPDE) models developed. The model equations were resolved using finite difference method and implemented by writing codes in MATLAB language. The solutions obtained were validated using field data and experimental work. The results indicated pressure depletion over time without injection but increases under the influence of increased injection rates enhancing the oil recovery. Experiments were also carried out to evaluate the effectiveness of the emulsions as displacing fluid for enhanced oil reservoir. In this paper, a new modeling scheme is proposed and is based entirely on cross section comparisons involving modification of Darcy’s equation with experimental work in an attempt to optimize reservoir pressure and improved oil-in-water emulsions near wellbore. The knowledge that oil-in-water emulsion type exists and that a new scheme to uniquely characterize the near wellbore damage is developed. The present authors suggest cross section comparisons of both modeling and experimental section for predictions of the data in the study area. Numerical simulation has proved to be effective in simulating emulsions near wellbore. The formulated models indicate pressure depletion over time, but increased thereafter, resulting to increased oil recovery and significant improvement in emulsions transport near wellbore.
Źródło:
World Scientific News; 2020, 144; 427-449
2392-2192
Pojawia się w:
World Scientific News
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:
Study of methods of hydrocarbon recovery enhancement from the depleted oil fields
Autorzy:
Kondrat, O.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298753.pdf
Data publikacji:
2013
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
field
wells
oil recovery
drilling
oil
Opis:
The article deals with the optimization of existing development system and oil recovery factor enhancement through the involvement to the development of productive bed areas with significant remaining oil reserves by using the hydrodynamic models of filtration processes of formation fluids in heterogeneous beds on the example of the sandstone deposit of the Boryslav field. The calculations for the different variants development in order to select the most rational one of the further development of a field were made. The task of the optimization was performed according to the criteria of the highest value of oil recovery factor.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2013, 30, 1; 127-143
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Oil Recovery from Oilfield Produced Water Using Zinc Oxide Nano Particle as Catalyst in Batch and Continuous System
Autorzy:
Alkhazraji, Hussein Ali Jabbar
Alatabe, Mohammed Jaafar Ali
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1955502.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Inżynierii Ekologicznej
Tematy:
photocatalytic
produced water
oil content
advanced oxidation processes
AOPs
ZnO/UV
Opis:
This article describes the design of photo catalyst reactor for oil removing from produced water. Real produced water containing a combination of organic compounds was treated with zinc oxide nanoparticles. In this study, ultraviolet radiations were used to find the efficiency of removing the oil content from the water produced that brought from the Al-Ahdab oilfield in kut/ Iraq by advanced oxidation process (AOP) using (ZnO/UV) in batch system and continuous system. In batch system were studied the effect of zinc oxide concentration (nanoparticles), time of irradiation, and pH. The highest removal rate of oil from the produced water (100%) was obtained during the following optimal conditions: ZnO NPs as catalyst = 55 mg/L, pH =3, at the time of irradiation of 90 minutes in batch experiments. In the continuous system, the effects of flowrate, number of UV-A lamp and time of reaction were studied, the results obtained were the efficiency of decomposition decreases with increasing the flow rate of solution in reactor, the maximum removal efficiency of the process (ZnO/UV) was 80% at 20 mL/min and irradiation time 120 min. In general, zinc oxide is beneficial through its high oil adsorption capacity in addition, It lowers the amount of oil in the produced water.
Źródło:
Journal of Ecological Engineering; 2021, 22, 8; 278-286
2299-8993
Pojawia się w:
Journal of Ecological Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Źródła dwutlenku węgla w Polsce dla zaawansowanych technik wydobycia ropy naftowej
Sources of carbon dioxide for enhanced oil recovery
Autorzy:
Tarkowski, R.
Uliasz-Misiak, B.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299463.pdf
Data publikacji:
2005
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
dwutlenek węgla
Polska
ropa naftowa
Polska
carbon dioxide
oil
Opis:
W artykule przeanalizowano możliwości pozyskania CO2 z dużych punktowych źródeł emisji w Polsce dla celów intensyfikacji wydobycia ropy naftowej EOR (Enhanced Oil Recovery) poprzez podziemne zatłaczania tego gazu. Technologia ta stosowana jest od kilkudziesięciu lat, głównie w USA, gdzie wykorzystywany jest antropogeniczny i naturalny CO2. W Polsce, ze względu na niewielkie zasoby, jak i niewielkie wydobycie naturalnego dwutlenku węgla, do zabiegów intensyfikacji wydobycia ropy naftowej może być wykorzystany antropogeniczny dwutlenek węgla. Przedstawiono największych emitentów tego gazu (powyżej 500 Gg/rok), scharakteryzowano podstawowe procesy technologiczne, w których on powstaje, lokalizację zakładów przemysłowych, koncentrację dwutlenku węgla w gazach spalinowych/przemysłowych. Podkreślono aspekt ekonomiczny i środowiskowy wykorzystania CO2 do intensyfikacji wydobycia. Lokalizację największych emitentów dwutlenku węgla określono w stosunku do położenia złóż węglowodorów różnej wielkości i o różnym stopniu sczerpania.
The article presents possibilities of gaining CO2 from large point sources of emission in Poland for enhanced oil recovery by underground injection of this gas. This technology has been used for decades, especially in the USA, where natural and anthropogenic gas is used. In Poland due to little reserves and natural gas production, anthropogenic CO2 for EOR process could be used. The biggest CO2 emitters are presented (above 500 Gg/year), basic technological process which produce the gas, industrial plants locations, concentration of carbon dioxide in flue/industrial gases are characterized. Economical and environmental aspects of using CO2 for EOR are underlined. Location of the biggest CO2 emitters was defined in connection with hydrocarbon reservoirs location which have various sizes and stags of exploitation.
Źródło:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2005, 22, 1; 359-365
1507-0042
Pojawia się w:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz
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
Tytuł:
Ecology Safety Technologies of Unconventional Oil Reserves Recovery for Sustainable Oil and Gas Industry Development
Autorzy:
Zyrin, V.
Ilinova, A.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/123613.pdf
Data publikacji:
2016
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Inżynierii Ekologicznej
Tematy:
heavy oil
ecology safety
electrical enhanced oil recovery
downhole electroheating generator
carbon dioxide
carbon capture and storage (CCS)
oil recovery
Opis:
The problem of effective technology for heavy oil recovery nowadays has a great importance, because of worsening geological conditions of the developed deposits, decreasing recovery factor, increasing the part of heavy oil. For the future sustainable development of oil producing industry the involved technologies must require energy effectiveness and ecological safety. The paper proves the enhanced oil recovery methods necessity for heavy oil deposits, highlighted thermal technologies as the most effective. But traditional thermal treatment technologies is a source of air pollutant emission, such as CO, NO etc. The calculation of emissions for traditional steam generator is provided. Besides, the paper shows the effectiveness of electrical enhanced oil recovery methods. The advantages of associated gas as a fuel for cogeneration plants is shown. The main approaches to implementation of carbon dioxide sequestration technologies in the oil and gas industry of Russia are defined. Conceptual view of СО2-EOR technologies potential within the context of sustainable development of oil and gas industry are presented. On the basis of the conducted research a number of scientific research and practical areas of the CCS technology development are revealed.
Źródło:
Journal of Ecological Engineering; 2016, 17, 4; 35-40
2299-8993
Pojawia się w:
Journal of Ecological Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Effectiveness research of physical and chemical methods appfication for oil recovery enhancing using the asp for the strutynsky oil field conditions
Autorzy:
Moroz, Lesya
Uhrynovskyi, Andrii
Popovych, Vasyl
Busko, Bohdan
Kogut, Galyna
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/409661.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
STE GROUP
Tematy:
ASP solution
field
model
oil recovery coefficient
waterflooding pattern
Opis:
The purpose of the article is to enhance the oil recovery coefficient of lower Menilite deposits of the Strutynsky oil field by using an ASP solution (a mixture of three agents: alkaline, surfactant and polymer (ASP)). The tasks were solved by choosing an effective method of enhancing oil recovery by using EORgui software and hydrodynamic modelling software by using Petrel, Eclipse software. Calculations of computer simulations indicate the possibility and technological efficiency of residual oil extraction through the use of ASP solution. After using the method of oil recovery enhancing in the lower Menilite deposits of the Strutynsky oil field by means of ASP solution, the coefficient of final oil recovery will increase from the initial value of 10.4% to the predicted 17.6%. For the first time, geological and hydrodynamic models have been created for the conditions of the Lower Menilite deposits of the Strutynsky oil field, and the most appropriate method for oil recovery enhancing by using the EORgui program has been selected. The suggested method for oil recovery enhancing can be applied within the framework of the concept for reviving the Lower Menilithic deposits of the Strutynsky oil field, as well as in other oil fields of Ukraine, which are developed with waterflood patterns and have similar geological and physical characteristics.
Źródło:
Management Systems in Production Engineering; 2020, 2 (28); 104-111
2299-0461
Pojawia się w:
Management Systems in Production Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
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
Tytuł:
Petro-physical properties of geological formation in the aspect of possible CO2 sequestration
Autorzy:
Klempa, M.
Porzer, M.
Bujok, P.
Pavlus, J.
Rado, R.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298902.pdf
Data publikacji:
2013
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
carbon dioxide
enhanced oil recovery (EOR)
porosity
permeability
Opis:
CO2 emissions and a future increasing trend can be, by some scientists, considered a serious menace for the sustainable development of mankind and the reduction is necessary for the environment protection. Carbon dioxide is one of the most important gases that causes greenhouse effect, which warms up the earth surface as a consequence of a different heat flow between the earth and the atmosphere.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2013, 30, 1; 109-116
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
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
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
Tytuł:
Improvement of Efficiency of Steam-Thermal Treatment of High-Viscous Oil Formations Using Downhole Electric Steam Generators
Autorzy:
Malarev, Vadim
Kopteva, Alexandra
Koptev, Vladimir
Gotsul, Yulia
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1839095.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Inżynierii Ekologicznej
Tematy:
high-viscous oil
steam generator
oil recovery
thermal treatment
environmental safety
Opis:
The presented work investigates a method for developing hard-to-recover hydrocarbon reserves based on a downhole electrothermal steam generator, which is distinguished by energy efficiency, resource conservation and environmental safety. The paper presents an overview of downhole electro-thermal equipment that improves the quality of thermal treatment of the bottom-hole zone of high-viscous oil formations by separating steam in an electric steam generator and increasing its dryness, wherein thermal energy in the oil-formation medium affects all its components and completely changes ties and filtration conditions. This is expressed in a decrease in the viscosity of oil, its increased mobility, weakening of structural-mechanical properties, improvement of the conditions for capillary imbibition, and, as a result, an increase in the displacement factor and the final oil recovery. A simulation of the reservoir temperature field was performed by setting the heat flow in the ANSYS software package to understand the thermal processes in the steam generator and to more accurately determine the necessary heating parameters for a given water flow rate. The temperature field of the reservoir simulation after the heat treatment of the bottom-hole zone was conducted in the software package Femlab 3.5. The proposed simulation models can help in the development of the physical model and further research. This technology is environmentally friendly and does not emit emissions into the atmosphere.
Źródło:
Journal of Ecological Engineering; 2021, 22, 2; 17-24
2299-8993
Pojawia się w:
Journal of Ecological Engineering
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
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:
Możliwość wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka poprzez zatłaczanie CO2
Possibility of enhanced oil recovery from the Nosówka oil reservoir by CO2 injection
Autorzy:
Łętkowski, P.
Szott, W.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2062709.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
wspomaganie wydobycia ropy naftowej
zatłaczanie CO2
sekwestracja CO2
symulacje złożowe
EOR
CO2 injection
CO2 sequestration
simulation modeling
Opis:
W artykule przeanalizowano problem wspomaganego wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka przy pomocy zatłaczania do złoża dwutlenku węgla. W tym celu skonstruowano kompozycyjny model symulacyjny złoża. Model ten wykorzystano do przeprowadzenia wielowariantowych symulacji prognostycznych. Porównano efekty różnych scenariuszy zatłaczania CO2 i wydobycia ropy ze złoża oraz wskazano najbardziej skuteczny program sczerpania ropy ze złoża Nosówka. Określono również pojemność sekwestracyjną struktury do magazynowania CO2.
The paper addresses the problem of enhanced oil recovery (EOR) in the Nosówka oil field by the injection of CO2. It was analysed with the use of a compositional simulation model of the reservoir. Multi-scenario forecasts of the process were performed by simulation modeling. Their results were discussed and compared with respect to the final recovery factor. A most effective scenario was found and characterized. The CO2 storage capacity of the structure was also determined.
Źródło:
Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego; 2012, 448 (1); 107--116
0867-6143
Pojawia się w:
Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
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:
Thermolift oil recovery technologies stimulated with a resource-saving energy system
Technologie wydobycia ropy naftowej Thermolift, w których stosowany jest system energetyczny pozwalający na oszczędne wykorzystanie zasobów
Autorzy:
Hasanov, Ramiz
Ramazanov, Fazil
Musavi, Saida
Kazimov, Musa
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31344031.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
well
thermal lift
thermal activity
electrochemical generator
metric characteristic
threshold value
compatibility
electrophysical phenomena
material support
odwiert
wypór termiczny
aktywność termiczna
generator elektrochemiczny
cechy wskaźników
wartość progowa
kompatybilność
zjawiska elektrofizyczne
wsparcie materiałowe
Opis:
In this article, the creation of a thermal lift technology for oil wells through the use of installations with a solid oxide fuel cell has been discussed. The necessary calculations were carried out to determine the level of thermal activity in wells producing hydrocarbon resources of various compositions. Arrangements necessary to achieve this thermal activity based on solid oxide fuel cells (SOFCs) are proposed. SOFC metric characteristics are proposed that are compatible with their additional phenomena, namely, material support, shape, etc. The threshold value of the operating thermal characteristic of SOFCs is obtained depending on the structural and physical properties of their material support. The most effective ways for determination of the required thermobaric parameters of the fluid in accordance with the formation area and product, development of a resource-saving complex for the production of percussion fluid in accordance with these parameters, determination of processing periodicity to manage the thermobaric condition of the formation area, assessment of impact on the formation area and other factors generalise them. The purpose of the article is to develop a technology for management the thermobaric condition of the area through alternative resource-saving energy systems (development of Thermolift technology), substantiation of operational parameters and creation of surface equipment. The scientific idea of the presented article significantly increases the mobility of their hydrocarbon reserves on the basis of the thermobaric action of working agents, which are the product of a resource-saving surface complex (i.e. by providing Thermolift technology) and, finally increases the operational efficiency of production wells and, as a result, the production capacity of the reservoirs.
W niniejszym artykule omówiono powstanie technologii wyporu termicznego dla odwiertów ropnych przez zastosowanie instalacji z ogniwem paliwowym ze stałym tlenkiem. Przeprowadzono wymagane obliczenia w celu ustalenia poziomu aktywności termicznej w odwiertach eksploatujących zasoby węglowodorów o różnym składzie ropy naftowej. Zaproponowano układy niezbędne do osiągnięcia tej aktywności termicznej oparte na ogniwach paliwowych ze stałym tlenkiem (SOFC). Zaproponowano takie parametry wskaźników SOFC, które są zgodne z ich dodatkowymi cechami, takimi jak rodzaj zastosowanego materiału, kształt itd. Wartość progowa eksploatacyjnej charakterystyki termicznej SOFC uzależniona jest od właściwości strukturalnych i fizycznych zastosowanego do ich konstrukcji materiału. Związane jest to z najbardziej efektywnymi sposobami określenia wymaganych parametrów temperaturowo-ciśnieniowych eksploatowanego płynu w zależności od obszaru występowania formacji i produktu, opracowaniem bezpiecznego dla zasobów systemu produkcji płynu udarowego zgodnego z tymi parametrami, określeniem częstotliwości przetwarzania w celu zarządzania warunkami temperaturowo- ciśnieniowymi w obrębie formacji, czy też oceną oddziaływania w obszarze występowania formacji. Celem artykułu jest przedstawienie opracowanej technologii do zarządzania warunkami temperaturowo-ciśnieniowymi obszaru złoża wykorzystującej alternatywne, pozwalające na oszczędne wykorzystanie zasobów, systemy energetyczne (technologia Thermolift), wraz z uzasadnieniem parametrów eksploatacyjnych i przedstawieniem osprzętu powierzchniowego. Naukową ideą niniejszego artykułu jest znaczące zwiększenie zakresu mobilności dostępnych zasobów węglowodorów dzięki temperaturowo-ciśnieniowemu działaniu czynników roboczych będących produktem systemu powierzchniowego pozwalającego na bardziej ekonomiczne wykorzystanie zasobów (tj. poprzez dostarczenie technologii Thermolift), a finalnie – zwiększenie wydajności operacyjnej odwiertów eksploatacyjnych, prowadzące w efekcie do wzrostu wydajności produkcyjnej złóż ropy naftowej.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 11; 781-800
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
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
Tytuł:
Application of GPU in the development of 3D hydrodynamics simulators for oil recovery prediction
Zastosowanie procesorów graficznych GPU w rozwoju trójwymiarowych symulatorów hydrodynamicznych w planowaniu wtórnego wydobycia ropy naftowej
Autorzy:
Beisembetov, I. K.
Bekibaev, T. T.
Assilbekov, B. K.
Zhapbasbayev, U. K.
Kenzhaliev, B. K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299217.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
GPU
CPU
NVIDIA
trójwymiarowe symulatory hydrodynamiczne
planowanie wtórnego wydobycia ropy
3D hydrodynamics simulators
prediction of oil recovery
Opis:
In this article computer's graphics card application in prediction of oil recovery using the CUDA architecture is studied. CUDA is architecture of parallel computing made by NVIDIA Company. It allows increasing dramatically the calculating performance due to GPU (graphical processors) usage. Calculations were executed on field models with 3 million grid blocks. Material balance equation approximated with IMPES method. As the result of numerical modeling of oil recovery prediction with GPU, dozens of times acceleration of calculations comparing with CPU has been taken.
Artykuł przedstawia badania nad programem graficznym wykorzystywanym w planowaniu wtórnego wydobycia ropy naftowej z wykorzystaniem równoległego systemu obliczeniowego CUDA. CUDA jest systemem stworzonym przez firmę NVIDIA. Pozwala on na ogromne zwiększenie mocy obliczeniowej poprzez zastosowanie procesorów graficznych GPU. Porównane zostały wyniki osiągnięte od roku 2003 obliczone z wykorzystaniem zwykłego procesora CPU oraz procesora graficznego GPU. Obliczenia zostały wykonane na modelu złożowym wykonanym na siatce przestrzennej złożonej z 3 milionów komórek. Równanie bilansu masowego w przybliżeniu opisuje metoda przepływu dwufazowego w ośrodku porowatym typu IMPES. W rezultacie modelowania numerycznego wtórnego wydobycia ropy naftowej z wykorzystaniem procesora graficznego GPU, wyniki obliczeń uzyskano wielokrotnie szybciej niż w przypadku stosowania procesora typu CPU.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2012, 29, 1; 75-88
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
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:
Ecological, Economic and Social Issues of Implementing Carbon Dioxide Sequestration Technologies in the Oil and Gas Industry In Russia
Autorzy:
Cherepovitsyn, A.
Ilinova, A.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/123523.pdf
Data publikacji:
2016
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Inżynierii Ekologicznej
Tematy:
carbon dioxide
sequestration
carbon capture and storage
oil recovery
EOR-CO2 technology
oil and gas
Russia
Opis:
The objective of this paper is to define the main approaches to the implementation of carbon dioxide sequestration technologies in the oil and gas industry in Russia, and also to identify ecological, economic and social issues of their usage. Promotion of the technology of carbon dioxide (CO2) sequestration by means of capturing and injecting it into underground reservoirs is a promising mechanism of reducing carbon dioxide concentration. Carbon capture and storage (CCS) technologies might be used to enhance oil recovery (EOR-CO2) and production by means of oil extraction and decreasing oil viscosity. Conceptual view of the potential of EOR-СО2 technologies within the context of oil and gas industry sustainable development are presented. Incentives of the CCS projects implementation are identified. On the basis of the conducted research a number of scientific research and practical areas of the CCS technology development are presented.
Źródło:
Journal of Ecological Engineering; 2016, 17, 2; 19-23
2299-8993
Pojawia się w:
Journal of Ecological Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Elastic interaction of couplings and pipes walls in tight threaded joints
Autorzy:
Paliychuk, I.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298908.pdf
Data publikacji:
2015
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
oil and gas recovery
Opis:
Box threaded connections of pipes are used at oil and gas recovery. The pipe and the coupling interact elastically by their tapered surfaces with radial tightness in the thread and the sealing. Strength and impermeability of the connection depends on this interaction.The pipe and the coupling are thin-walled cylinders with the linear variable wall thickness. Their sections have varying lengthwise rigidity of walls and axial-symmetric bends. Therefore, their calculation differs from the Lame problem and from the calculation of cylinders with the fixed wall thickness.Physical and mathematical principles of the calculating parameters of elastic-strained state of all parts of pipe walls and coupling connections with the sealing box have been formulated in the article.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2015, 32, 4; 731-737
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
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
Tytuł:
The experimental study of the effect of magnetically sensitive elastomers on oil recovery of reservoirs containing high-viscosity oils
Badania eksperymentalne wpływu wrażliwych magnetycznie elastomerów na wydobycie ze złóż rop naftowych o wysokiej lepkości
Autorzy:
Mustafayeva, Rena E.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31343979.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
magnetic field
high-viscosity
silicone
oligomer
oil
polymer
physicochemical properties
pole magnetyczne
wysoka lepkość
silikon
olej
polimer
właściwości fizykochemiczne
Opis:
In world practice, low-viscosity oil accounts for the main share of production. As the development progresses, the share of high-viscosity oil in the total balance increases year on year. The growing unused reserves of high-viscosity oil oblige researchers to solve the issue of developing these reserves, which is an important task for the oil industry. Studies have been carried out to increase oil recovery during the development of oil reservoirs containing high-viscosity oil by pumping a solution of magnetically active polymer, namely silicone oligomer, the matrix of which contains 5–25% Fe+3 ions, treated with a constant transverse magnetic field with a strength of H = 51740 A/m. A mixture of 90% by weight of quartz sand and 10% by weight of bentonite clay, with a permeability of k = 1.4 D, was used as a reservoir model. The high-viscosity oil model consisted of St-45 aviation oil. A silicone oligomer of 159–360 brand was used as a matrix with an operating temperature range of 60°C to +300°C, into which particles of gamma-Fe2O3 Nano powder with a size of 0.5 nm are introduced, with a degree of filling of the matrix of 5–25% by volume of Fe. Magnetization saturation is 80 emu/g, residual magnetization is 460 emu/g, and coercive force is 670 Oh. Validation of the proposed method was carried out by physical modeling of the process of displacement of high-viscosity oil with a magnetic elastomer on a laboratory installation. The oil recovery coefficient was calculated according to a wellknown method. The use of magnetically sensitive polymer can be an effective method of developing heavy oil fields. For each heavy oil field, taking into account its specifics (reservoir properties of the rock, physicochemical properties of oil, etc.), an appropriate magnet active polymer is selected. As the experimental results show, the best indicator of the oil recovery coefficient is achieved at 65%, compared with 48% of recovery in the absence of magnetic field exposure.
W praktyce światowej główną część produkcji stanowią ropy o niskiej lepkości. W miarę postępu rozwoju udział rop o dużej lepkości w ogólnym bilansie rośnie z roku na rok. Rosnące niewykorzystane zasoby ropy naftowej o wysokiej lepkości obligują badaczy do rozwiązania kwestii zagospodarowania tych zasobów, co jest ważnym zadaniem dla przemysłu naftowego. W czasie zagospodarowania złóż ropy naftowej o dużej lepkości prowadzone były badania nad zwiększeniem wydobycia ropy poprzez tłoczenie roztworu magnetycznie aktywnego polimeru, jakim jest oligomer silikonowy, którego matryca zawiera 5–25% jonów Fe+3, poddanego działaniu stałego poprzecznego pola magnetycznego o natężeniu H = 51740 A/m. Jako model złoża zastosowano mieszaninę: 90% mas. piasku kwarcowego i 10% mas. glinki bentonitowej, o przepuszczalności k = 1,4 D. Modelem ropy o dużej lepkości był olej lotniczy St-45. Jako matrycę o zakresie temperatur pracy od 60°C do +300°C zastosowano oligomer silikonowy marki 159–360, do którego wprowadzone zostały cząsteczki nanoproszku gamma-Fe2O3 o rozmiarach 0,5 nm, a stopień wypełnienia matrycy jest w zakresie 5–25% obj. Fe. Nasycenie magnetyczne wynosi 80 emu/g, namagnesowanie szczątkowe wynosi 460 emu/g, a siła koercji wynosi 670 Oh. Walidację proponowanej metody przeprowadzono poprzez fizyczne modelowanie procesu wypierania oleju o dużej lepkości elastomerem magnetycznym w instalacji laboratoryjnej. Współczynnik odzysku oleju obliczono według znanej metody. Zastosowanie magnetycznie czułego polimeru może być skuteczną metodą zagospodarowania złóż ciężkich rop. Dla każdego złoża ciężkiej ropy naftowej, biorąc pod uwagę jego specyfikę (właściwości skały zbiornikowej, właściwości fizykochemiczne ropy itp.), dobierany jest odpowiedni polimer magnetycznie aktywny. Z eksperymentu wynika, że najlepszy współczynnik odzysku oleju osiągnięto na poziomie 65%, w porównaniu z 48% odzysku przy braku ekspozycji na pole magnetyczne.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 2; 110-113
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (WAG) wspomagane pianą (FAWAG) jako efektywna metoda EOR w złożach szczelinowatych i heterogenicznych
Foam Assisted Water Alternating Gas Injection as an effective EOR method in heterogenous and fractured reservoirs
Autorzy:
Wojnicki, Mirosław
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834261.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
FAWAG
WAG
wspomaganie wydobycia ropy naftowej
EOR
piana
przepływ w ośrodku porowatym
Enhanced Oil Recovery
foam
flow in porous media
Opis:
Gas injection in enhanced oil recovery (EOR) processes is associated with the occurrence of an unfavourable mobility factor. It often leads to the destabilisation of displacement front, viscous fingering and the early breakthrough of the injected fluids into extraction wells. One of the most interesting methods for effective controlling of gas mobility is water alternating gas injection (WAG). It combines the advantages of increased volumetric sweep efficiency (macro-scale) by water injection and improved efficiency of pore-scale oil displacement by gas injection. The largest domestic crude oil accumulations are located in carbonate formations which represent problematic features for EOR processes such as strong heterogeneity and fracturing. Field experience shows that in such cases a conventional WAG process may not be capable to counteract unfavourable (for displacement efficiency) phenomena occurring during the flow of injected fluids. Therefore, suitable chemicals are used to produce foam to enhance the WAG process efficiency. It significantly reduces the mobility of gas and equalises the flow velocity between the rock matrix and fractures. The foam system allows the flow of injected fluids to be directed out of the permeable zones, thus increasing the effectiveness of oil displacement in the rock matrix. In this review paper, detailed principles of the Foam Assisted WAG (FAWAG) process as well as its position among other WAG variants are presented. The application of foam is discussed. The properties of the foam are characterised in detail, and the issues of its stability in the porous medium are presented. The mechanisms responsible for the foam formation in a porous medium are also discussed. Finally, the chemical agents used in EOR processes are briefly characterised, and the examples of FAWAG reservoir scale implementation are presented.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 5; 311-321
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Smart wells and model-based field production optimization
Inteligentne odwierty i optymalizacja produkcji oparta na modelu złoża
Autorzy:
Zolotukhin, Anatoly B.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834951.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
enhanced oil recovery (EOR)
improved oil recovery (IOR)
combined deployment
synergy
uncertainty impact
reactive and proactive strategy
“smart” well
high-tech well
optimization tasks
wspomaganie wydobycia ropy naftowej (EOR)
ulepszone wydobycie ropy naftowej (IOR)
połączone wdrożenie
synergia
wpływ niepewności
strategia reaktywna i proaktywna
odwiert inteligentny
odwierty zaawansowane technologicznie
zadania optymalizacji
Opis:
This paper is devoted to model-based optimization of smart well controls. Reservoir models are usually far from perfect because of the limited volume and quality of the available raw data, and the methods used to construct them, therefore model-based production optimization is extremely difficult and requires constant improvement of existing as well as the development of new approaches to its solution. The paper considers examples of some important, in our opinion, development tasks and shows possible ways of solving them, as well as a brief analysis of the results obtained with the help of approaches and methods that reflect different points of view on the uncertainty of the initial information and the accuracy of the forecast. Among the tasks considered: 1) separate and combined deployment of a smart injector and an EOR method (hot water injection); 2) use of smart wells to optimize the development of a small offshore oil field. As shown in the paper, the first task proved that quite significant synergy can arise due to the combined deployment of two IOR techniques (hot water injection and a smart injector). It also highlighted that synergy is quite insensitive to the uncertainty impact. The second task showed that the use of smart wells in combination with a proactive development strategy can significantly reduce the impact of uncertainty in the reservoir characterization on the reservoir performance. The economic efficiency of the proactive strategy in the considered example was proven to be 2–4 times higher when compared with the reactive control strategy.
Artykuł jest poświęcony optymalizacji zarządzania inteligentnym odwiertem opartej na modelu złoża. Modele złóż są zwykle dalekie od doskonałości z powodu ograniczonej ilości i jakości dostępnych danych oraz metod używanych do ich tworzenia, dlatego optymalizacja produkcji oparta na modelu jest niezwykle trudna i wymaga ciągłego doskonalenia zarówno istniejących jak i rozwoju nowych rozwiązań. W artykule rozważono przykłady kilku ważnych, w naszej opinii, zadań rozwojowych i wskazano możliwe sposoby ich rozwiązania, przedstawiono również krótką analizę wyników uzyskanych za pomocą sposobów i metod, które odzwierciedlają różne punkty widzenia na temat niepewności danych początkowych i dokładności prognoz. Omawiane zadania obejmują: 1) oddzielne i połączone wdrożenie inteligentnego odwiertu zatłaczającego i metody EOR (zatłaczanie gorącej wody); 2) wykorzystanie inteligentnych odwiertów do optymalizacji zagospodarowania małego podmorskiego złoża ropy naftowej. Jak przedstawiono w artykule, prace wykonane w ramach pierwszego zadania udowodniły, że może wyniknąć dość znacząca synergia, dzięki połączonemu wdrożeniu dwóch technik IOR (zatłaczania gorącej wody i inteligentnego odwiertu zatłaczającego). Należy podkreślić, że synergia ta jest dość niewrażliwa na wpływ niepewności. Badania przeprowadzone w celu realizacji drugiego zadania wykazały, że wykorzystanie inteligentnych odwiertów w kombinacji z proaktywną strategią zagospodarowania może znacząco zmniejszyć wpływ niepewności charakterystyki złoża na jego wydajność. Efektywność ekonomiczna strategii proaktywnej w rozważanym przykładzie okazała się 2–4 razy wyższa w porównaniu do reaktywnej strategii zarządzania.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2019, 75, 1; 17-23
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analysis of the Impact of Weather Coditions on the Effectiveness of Oil Spill Recovery Operation in Simulated Conditions (PISCES II)
Autorzy:
Jarząbek, D.
Juszkiewicz, W.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/320625.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Polskie Forum Nawigacyjne
Tematy:
oil spill simulation
oil pollution characteristic
hydrometeorological conditions
oil pollution behavior
Opis:
The ability to use computer simulation to predict the behavior of oil spills at sea enables better use of available personnel and resources to combat such spills. The use of oil collecting equipment properly selected to suit the conditions is essential for the operation to be effective. Therefore, an attempt is made to verify the influence of weather conditions on the efficiency of oil recovery. Three types of spilled crude oil were simulated. A relevant experiment was conducted on a PISCES II oil spill simulator.
Możliwość wykorzystania symulacji komputerowej do prognozowania zachowania się rozlewów olejowych na morzu umożliwia lepsze wykorzystanie posiadanych sił i środków służących do ich zwalczania. Zastosowanie odpowiednio dobranego do warunków sprzętu jest istotne z punktu widzenia efektywności prowadzonej akcji. W związku z tym podjęto próbę weryfikacji wpływu warunków meteorologicznych na skuteczność usuwania powstałego zanieczyszczenia olejowego. Zasymulowano rozlewy trzech typów ropy naftowej. Eksperyment przeprowadzono w symulatorze rozlewów olejowych PISCES II. Przeprowadzone symulacje wykazały istotny wpływ rodzaju ropy na skuteczność akcji usuwania zanieczyszczeń z powierzchni morza, im lżejsza ropa tym zbieranie przebiega w mniejszym stopniu z uwagi na jej rozpraszanie i utlenianie. Ropa ciężka tworzy grubą warstwę na powierzchni wody, może ulegać emulsyfikacji, wolniej ulega procesom utleniania, co prowadzi do efektywnego jej zbierania. Doświadczenie ukazało wpływ warunków meteorologicznych na sprawność zbierania ropy, przy wysokości fali 0 i 1 m usuwanie ropy za pomocą skimmera pasowego było skuteczne, a fala o wysokości 2 m uniemożliwiała usuwanie zanieczyszczeń ropopochodnych z powierzchni wody bez względu na jej rodzaj.
Źródło:
Annual of Navigation; 2017, 24; 315-326
1640-8632
Pojawia się w:
Annual of Navigation
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
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
Tytuł:
Podstawy i możliwości wykorzystania procesu biomineralizacji węglanu wapnia
Principles and possible applications of calcium carbonate biomineralization
Autorzy:
Krajewska, Barbara
Raczak, Kinga
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/237418.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Polskie Zrzeszenie Inżynierów i Techników Sanitarnych
Tematy:
biomineralizacja
CaCO3
bakterie
ureaza
inżynieria
wody gruntowe
grunt
wydobycie ropy naftowej
sekwestracja CO2
budowle historyczne
biomineralization
bacteria
urease
engineering
groundwater
soil
oil recovery
CO2 sequestration
historic monuments
Opis:
Węglan wapnia CaCO3 jest substancją szeroko rozpowszechnioną w przyrodzie i znajduje liczne zastosowania praktyczne. W przyrodzie jego biomineralizacja jest między innymi wynikiem procesów strącania indukowanych mikrobiologicznie. Jednym z nich jest strącanie indukowane przez bakterie ureolityczne. Proces ten, jeśli prowadzony biomimetycznie, zachodzi w łagodnych warunkach i co ważne, może być zastosowany w warunkach polowych in situ. W ten sposób stanowi on ekoprzyjazną i energooszczędną technikę do wykorzystania jako ekologiczna alternatywa dla obecnie stosowanych technik w wielorakich obszarach inżynieryjnych. W obszarach tych wytrącany CaCO3 spełnia rolę czynnika remediacyjnego i cementującego, na przykład w celu (1) oczyszczania wód z jonów metali toksycznych i radionuklidów, (2) wzmacniania i konsolidacji gruntu i piasku, (3) uszczelniania formacji geologicznych, (4) naprawy obiektów budowlanych i (5) ochrony powierzchni tych obiektów warstwami ochronnymi. Choć stosowana z powodzeniem w sektorze ochrony i restauracji budowli historycznych, technika ta pozostaje ciągle na etapie badań i procesów optymalizacyjnych. By stać się w pełni niezawodną i ekonomiczną techniką wymaga ona dalszych badań, których zadaniem jest rozwiązanie ograniczeń i parametryczna optymalizacja, oraz testy w pełnowymiarowych eksperymentach polowych. Jest to zadanie interdyscyplinarne dla inżynierów budownictwa, geologów, chemików, mikrobiologów i konserwatorów zabytków, którego efektem będzie wprowadzenie tej ekoprzyjaznej i innowacyjnej techniki na rynek inżynierski do wykorzystania w inżynierii środowiska i lądowej, geotechnice i konserwacji zabytków. W kontekście ekopotencjału i innowacyjności tej techniki, w niniejszym artykule przedstawiono jej podstawy, obszary jej zastosowań oraz zalety i ograniczenia.
Calcium carbonate (CaCO3) is a substance widespread in nature and used in numerous practical applications. In nature, its biomineralization relies, among others, on microbiologically induced precipitation processes. One of such processes is precipitation induced by ureolytic bacteria. If performed in a biomimetic manner, the process is carried out under mild conditions and, most importantly, can be employed in field applications in situ. Therefore, the process constitutes an eco-friendly and energy-saving technique to be used as an ecological alternative to conventional techniques in a variety of engineering fields. In these fields, CaCO3 serves as a remediating and cementing agent, for instance to (1) clean waste- and groundwater from toxic metals and radionuclides, (2) strengthen and consolidate soil and sand, (3) seal geological formations to enhance oil recovery and geologic CO2 sequestration, (4) repair stone and concrete structures, and (5) cover surfaces of these structures with protective layers. Although already in use in the sector of protection and renovation of stone monuments, to date the technique has remained mostly under research and optimization. To become fully implementable as a reliable and economically viable technique, it still requires further research in order to address its limitations, focus on parametrical optimization, up-scaling and life-size field experiments. All these, in an interdisciplinary effort of geologists, microbiologists, chemists, civil engineers and conservators of historic monuments, will move this eco-friendly and innovative branch of engineering from laboratory to field applications in the environmental and civil engineering, geotechnology and conservation of historic buildings. Given its eco-potential and innovativeness, in this study the principles of the technique, advantages, possible applications and challenges are reviewed.
Źródło:
Ochrona Środowiska; 2019, 41, 1; 31-37
1230-6169
Pojawia się w:
Ochrona Środowiska
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analysis of the enhanced oil recovery process through a bilateral well using WAG-CO2 based on reservoir simulation. Part II – real reservoir model
Analiza procesu wspomaganego wydobycia ropy odwiertem bilateralnym z wykorzystaniem WAG-CO2 w oparciu o symulacje złożowe. Część II – model złoża rzeczywistego
Autorzy:
Szott, W.
Miłek, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835255.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
EOR
WAG
SWAG
CO2 injection
miscible displacement
bilateral wells
wspomagane wydobycie ropy
naprzemienne zatłaczanie wody i gazu
zatłaczanie CO2
wypieranie typu mieszającego
odwierty wielodenne
Opis:
Based on the general conclusions in part I of the study, this part II presents the analysis of the selected EOR methods with particular attention paid to the WAG (Water-Alternating-Gas) method and its SWAG (Simultaneous Water-Alternating-Gas) version, involving the simultaneous and selective injecting of water and CO2 (water through the upper section of the injection well, CO2 through the lower section of the well) for a real reservoir model. Forecasts of oil production have been performed with the use of the primary method, waterflooding method as well as the WAG and SWAG methods. For each of the above production methods, additional options were considered to increase the number of injection wells from 6 to 8. In order to perform the above described forecasts, a number of general assumptions were made concerning the amount of injected and produced liquids as well as limitations associated with them. The paper presents a detailed analysis of the reservoir operation for each case. Results of total amounts of the injected and produced fluids are presented in detail. Qualitative assessment of the analyzed methods is presented based on the main simulation results including distribution of oil saturation in the reservoir model at the end of production forecasts.
Bazując na wnioskach ogólnych w części I pracy w niniejszej II części przedstawiono analizę wybranych metod EOR ze szczególnym uwzględnieniem metody WAG (Water-Alternating-Gas) i jej odmiany SWAG (Simultaneous Water-Alternating-Gas) polegającej na równoczesnym i selektywnym tłoczeniu wody i CO2 (górną sekcją wody, dolną sekcją CO2) dla modelu rzeczywistego złoża. Przeprowadzono prognozy wydobycia ropy przy użyciu metody pierwszej, metody nawadniania i metod WAG i SWAG. Dla każdej z powyższych metod wspomagania wydobycia rozpatrzono dodatkowe warianty zakładające zwiększenie liczby odwiertów tłoczących z 6 do 8. W celu przeprowadzenia powyżej opisanych prognoz przyjęto szereg założeń ogólnych dotyczących ilości zatłaczanych i wydobywanych płynów oraz ograniczeń z tym związanych. W pracy przedstawiono szczegółową analizę pracy złoża dla każdego wariantu. Podano szczegółowe wyniki dla sumarycznych wielkości zatłaczanych i wydobytych płynów. Ocenę jakościową przedstawiono w oparciu o podstawowe wyniki eksploatacji, w tym rozkłady nasycenia ropą w złożu na koniec jej eksploatacji złoża.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2018, 74, 7; 503-510
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analysis of the enhanced oil recovery process through a bilateral well using WAG-CO2 based on reservoir simulation. Part I – synthetic reservoir model
liza procesu wspomaganego wydobycia ropy odwiertem bilateralnym z wykorzystaniem WAG-CO2w oparciu o symulacje złożowe. Część I – model złoża syntetycznego
Autorzy:
Szott, W.
Miłek, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835204.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
EOR
WAG
SWAG
CO2 injection
miscible displacement
bilateral wells
EOR (wspomagane wydobycie ropy)
WAG (naprzemienne zatłaczanie wody i gazu)
SWAG (jednoczesne, naprzemienne zatłaczanie wody i gazu)
zatłaczanie CO2
wypieranie mieszające
Opis:
The paper presents analysis of the selected EOR methods based on the results of reservoir simulations with particular attention paid to WAG method and its SWAG variation consisting in simultaneous and selective injecting of water and CO2 (water through the upper section, CO2 through the lower section of the injector). Reservoir simulations have been performed on two models of synthetic reservoir: one with standard permeability equal to the average permeability of the largest Polish reservoir and the second one with reduced permeability. Forecasts of oil production with the use of the primary method, waterflooding method as well as WAG and SWAG methods have been performed for each of these models. For each of these methods, the cases of oil production by a vertical, standard horizontal and by bilateral well with two sections situated one above the other were considered. In order to perform the above described forecasts, a number of general assumptions were made concerning the amount of injected and produced liquids as well as limitations associated with it. The paper presents a detailed analysis of the reservoir exploitation for each of the cases. Results for total amounts are presented in the table, and the qualitative assessment is presented based on simulation results including distribution of oil saturation in the reservoir at the end of exploitation process.
W pracy w oparciu o wyniki symulacji złożowych przedstawiono wybrane metody EOR ze szczególnym uwzględnieniem metody WAG i jej odmiany SWAG polegającej na równoczesnym i selektywnym tłoczeniu wody i CO2 (wody górną sekcją odwiertu zatłaczającego, CO2 dolną jego sekcją). Symulacje złożowe przeprowadzono na dwóch modelach syntetycznego złoża: jednego o standardowej przepuszczalności, tj. równej średniej przepuszczalności dla jednego z największych polskich złóż i drugiego o przepuszczalności zredukowanej. Dla każdego z tych modeli przeprowadzono prognozy wydobycia ropy przy użyciu metody pierwszej, metody nawadniania oraz metod WAG i SWAG. Dla każdej z powyższych metod rozpatrzono przypadki wydobycia ropy przez odwiert pionowy, standardowy horyzontalny oraz bilateralny o dwóch sekcjach znajdujących się jedna nad drugą. W celu przeprowadzenia powyżej opisanych prognoz przyjęto szereg założeń ogólnych dotyczących ilości zatłaczanych i wydobywanych płynów oraz ograniczeń z tym związanych. W pracy przedstawiono szczegółową analizę eksploatacji złoża dla każdego wariantu. Wyniki dla sumarycznych wielkości zestawiono w tabeli, a ocenę jakościową przedstawiono w oparciu o podstawowe wyniki symulacji, w tym rozkłady nasycenia ropą w złożu na koniec eksploatacji złoża.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2018, 74, 4; 270-278
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Biocatalized silicate gels in oil and geothermal industry
Autorzy:
Falkowicz, S.
Cicha-Szot, R.
Dubiel, S.
Bailey, S.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/216309.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
eksploatacja złóż
złoże ropy naftowej
wody termalne
modyfikacja przepuszczalności
skała zbiornikowa
badania laboratoryjne
żele krzemianowe
biokataliza
water shut-off
oil exploitation
geothermal water exploitation
improved oil recovery
reservoir rocks permeability modification
laboratory testing
silicate gels
biocatalysis
Opis:
Technologies using silicates have become accepted worldwide as cost-effective solutions for enhancing oil production. Despite very intensive research work gelling mechanism of the silicate system in the reservoir conditions is still unknown. Selection of appropriate additives extending gelling time and improving gel properties is very difficult because of the lack of that information. Moreover, complexity of the systems which contains organic and inorganic additives cause difficulties in industrial applications. This paper presents complex literature review which gives complete picture on the use and application of silicate based systems for water shut-off and enhancing oil recovery. Moreover, it shows new way of pH-dependent silicate gels application during the permeability modification treatments as an interesting alternative to chemical crosslinked gels. Gelling time of that system can be extended by the using microbiology to the pH modification what limit the number of chemical additives, facilitate process control and improve treatment competitiveness. The effect of biocatalyzed silicate gels on porous rocks was tested in the reservoir conditions on the lab stand of the Temco Inc Company (USA). Experimental results of coreflooding experiments indicated that silicate gel system may cause decrease of core permeability in the range from 60 to 90%.
W publikacji przedstawiono kompleksowy przegląd literatury fachowej dotyczącej zastosowań żeli krzemianowych w górnictwie naftowym. Jak wynika z przytoczonych wyników wieloletnich badań, do czynników wpływających na skuteczność zabiegu modyfikacji przepuszczalności skał złożowych można zaliczyć: — rodzaj warunków złożowych (litologia, temperatura złożowa, zasolenie, jednorodność budowy złoża), — sposób udostępnienia warstwy produktywnej, — mechanizm dopływu wody do odwiertu, — odpowiedni dobór układu żelującego (polimery, żywice lub krzemiany), — sposób zatłaczania żelu do właściwej strefy złożowej (użycie Coiled Tubingu, jednoczesne zatłaczanie do dwóch stref). Reasumując można stwierdzić, że wszystkie prace związane z zatłoczeniem żelu do strefy o podwyższonej przepuszczalności należy zakończyć przed upływem kilku godzin. Wliczając w to czas potrzebny na przygotowanie żelu oraz wytłoczenia żelu z Colied Tubingu, jest to czas bardzo krótki. Jednymi z najbardziej obiecujących środków do likwidacji stref złożowych o wysokich przepuszczalnościach skał są żele oparte na bazie krzemianów. Mimo intensywnych badań w dalszym ciągu nie został do końca poznany mechanizm żelowania krzemianów w złożu, co utrudnia dobór odpowiednich dodatków wydłużających czas żelowania oraz poprawiających właściwości żelu, a złożoność systemów zawierających dodatki organiczne i nieorganiczne powoduje utrudnienia w zastosowaniach przemysłowych. Zastosowanie mikrobiologii w celu modyfikacji pH znacznie wydłuża czas żelowania, a ponadto ogranicza liczbę dodatków chemicznych, przez co ułatwia kontrolę i poprawia również ekonomikę zabiegu. Jednak, aby technologia ta była przydatna do komercyjnego wykorzystania wskazane jest wykonanie odpowiednich testów laboratoryjnych, np. metodą czynnikową kolejnych przybliżeń. Testy te powinny w maksymalnym stopniu symulować warunki złożowe pod względem termobarycznym i technologicznym. Ze znacznym podobieństwem proces ten można symulować dzięki aparaturze firmy Temco Inc (USA) będącej na wyposażeniu Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie. Celem przeprowadzonych badań laboratoryjnych była wstępna ocena przydatności roztworów krzemianów do likwidacji przepuszczalności porowatych skał zbiornikowych z wykorzystaniem biokatalizatorów. Do przygotowania cieczy zabiegowej użyto roztworu krzemianu sodu o następujących właściwościach: stosunek SiO2/Na2O - 3,11; zawartość Na2O - 9,5%; zawartość SiO2 - 29,5%; gęstość około 1420 kg/m3; pH = 11,5. W przygotowanych cieczach stosowano stężenia krzemianu sodu niższe niż 2%, bowiem po przekroczeniu tego stężenia proces żelowania krzemianu rozpoczynał się w przeciągu kilku godzin, co jest czasem zbyt krótkim z punktu widzenia wykorzystania tej technologii w praktyce. Przygotowano cztery ciecze zabiegowe różniące się stężeniem krzemianu sodu: 1 – 0,5%; 2 - 0,75%; 3 - 0,1%; – 0,75%. W przypadku cieczy nr 4, na podstawie wyników wcześniejszych testów, zastosowano zmodyfikowaną pożywkę dla mikroorganizmów. Do wszystkich cieczy dodawano mikroorganizmy alkalifilne w ilościach takich, aby ich końcowe stężenie wynosiło około 1 ź 102 w 1 ml. Po zatłoczeniu do rdzeni cieczy zabiegowej w warunkach beztlenowych, poddawano procesowi dwutygodniowej inkubacji w temperaturze 40°C. Po tym okresie określano przepuszczalność końcową rdzeni kks dla solanki, a tym samym określano zmiany (utratę) ich przepuszczalności. Do rdzeni oznaczonych numerami 1 i 2 zatłoczono ciecz oznaczoną nr 1. W czasie dwutygodniowej inkubacji nie stwierdzono zauważalnych zmian pH, ani lepkości przygotowanej cieczy. Nastąpiło tylko nieznaczne wytrącenie się krzemianów z cieczy i ich sedymentacja na dnie naczynia, w którym inkubowano rdzenie. Stwierdzono uszkodzenia przepuszczalności rdzeni o numerach 1 i 2 odpowiednio 70% i 4% (tab. 3). Podczas pomiaru przepuszczalności końcowej solanka przepływająca przez testowany rdzeń w całości gromadzona była w przezroczystym naczyniu. Stwierdzono, iż dno naczynia pokrywa zżelowany osad usuniętych z rdzenia krzemianów. Podobną sytuację stwierdzono w przypadku rdzeni oznaczonych numerami 3 i 4. Daje się jednak zauważyć na dnie naczynia większą ilość usuniętych krzemianów, niż w przypadku rdzeni 1 i 2. Jest to spowodowane większą ilością krzemianów w roztworze wyjściowym. W tym przypadku również nie stwierdzono zmian pH cieczy żelującej. Zanotowano odpowiednio 73% i 61% uszkodzenie przepuszczalności rdzeni. Wprowadzono modyfikację w składzie cieczy nr 3, którą zatłoczono do rdzeni 5 i 6. W tym przypadku proces przebiegał w sposób zbliżony do oczekiwanego. Po pierwsze, stwierdzono po ok. 14 dniach zmianę pH cieczy z 11 na 8 i żelowanie cieczy w całej objętości. Nie stwierdzono osadu w pojemniku, w którym zgromadzono ciecz wypływającą z rdzenia 3. Tak więc, przepływająca solanka nie usuwała w tym przypadku z rdzenia krzemianów. Stwierdzono uszkodzenia przepuszczalności na poziomie 77% i 80%. Następnie przygotowano ciecz oznaczoną numerem 4, którą zatłoczono do rdzeni o numerach 7, 8 i 9. Po około trzech dobach zaobserwowano wytrącanie się żelu krzemianowego. Zmiany pH roztworu odnotowano po 12 dniach od przygotowania cieczy roboczej. W testowanych rdzeniach stwierdzono zmiany przepuszczalności odpowiednio 67%, 90% i 93%. Były to największe, a zarazem najtrwalsze zmiany przepuszczalności ze wszystkich testowanych rdzeni. Jak w poprzednich eksperymentach, również w tym przypadku gromadzony był filtrat wypływający z rdzenia podczas pomiaru przepuszczalności końcowej. Wizualnie nie stwierdzono obecności krzemianów w zgromadzonym filtracie. Na rysunku 1 pokazano zmiany gradientu różnicy ciśnienia w rdzeniach nr 4 i 8 w trakcie pomiaru przepuszczalności końcowej kks. Zmiany te mają typowy przebieg dla tego typu eksperymentów. Kształt obu krzywych dostarcza istotnych informacji, co do zjawisk zachodzących w przestrzeni porowej testowanych piaskowców podczas przepływu przez nie solanki. Na początku gradient ciśnienia gwałtownie rośnie i osiąga wartość maksymalną, aby potem mniej lub bardziej gwałtownie spadać i po pewnym czasie osiągnąć stabilizację. Wielkość i dynamika zmian (spadku) wartości gradientu różnicy ciśnienia wynika z zakresu i tempa usuwania krzemianów jakie zostały zatłoczone do testowanych rdzeni. Im więcej przepływająca solanka usunie z rdzenia cząsteczek krzemianów tym spadki gradientu różnicy ciśnienia będą większe. Kształt krzywych pokazanych na rysunku 1 pozwala na stwierdzanie że z rdzenia 4 (ciecz robocza 2) przepływająca solanka usunęła więcej krzemianów niż z rdzenia 8, do którego zatłoczono ciecz roboczą 4. W przypadku rdzenia 8 siły hydraulicznego unoszenia nie były w stanie pokonać sił adsorbujących cząsteczki krzemianu na ścianach por piaskowca i krzemian nie został usunięty powodując 90% spadek przepuszczalności tego rdzenia. Czynnikiem, który steruje tym procesem są zjawiska elektrokinetyczne zachodzące na powierzchni krzemianów w środowisku solanek o różnym pH.
Źródło:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2009, 25, 4; 5-22
0860-0953
Pojawia się w:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
CCS jako jedna z metod redukcji emisji CO2
CCS as one of the CO2 emission reduction methods
Autorzy:
Adamczak-Biały, T.
Wójcicki, A.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2061847.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
emisja CO2
wychwyt CO2
projekty wychwytu i podziemnego składowania CO2 w strukturach geologicznych
wspomaganie wydobycia ropy naftowej
zmiany klimatyczne
CO2 emission
CO2 capture
Carbon Capture and Storage/Sequestration (CCS)
Enhanced Oil Recovery (EOR)
climate changes
Opis:
W artykule zaprezentowano jeden ze sposobów ograniczenia emisji gazów cieplarnianych odpowiedzialnych za wzrost temperatury i zmiany klimatu. Jest nim technologia wychwytu i podziemnego składowania CO2 w strukturach geologicznych (Carbon Capture and Storage – CCS). Większość projektów CCS na dużą skalę (tzn. wychwyt i składowanie CO2 rzędu 1 mln t/rok) funkcjonuje w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie. Wiele z nich wiąże się z wykorzystywaniem CO2 wychwyconego z procesów przemysłowych do wspomagania wydobycia ropy naftowej (Enhanced Oil Recovery – EOR). Prezentowane przykłady projektów to: Boundary Dam Carbon Capture and Storage (Kanada), Great Plains Synfuels and Weyburn-Midale (Kanada) i Kemper County Energy Facility (Stany Zjednoczone). Aktualnie realizowane projekty CCS mają zasadnicze znaczenie, gdyż ukazują gotowość technologiczną do komercyjnego wdrożenia technologii wychwytu i geologicznego składowania CO2. W chwili obecnej mamy na świecie 15 działających dużych projektów CCS oraz 7 na końcowym etapie inwestycji.
Information presented in the article allows us to introduce one of the approaches to reducing anthropogenic greenhouse gas emissions responsible for the temperature increase and climate change. This is the technology of capture and underground storage of carbon dioxide in geologic structures (Carbon Capture and Storage – CCS). Most of the large-scale CCS projects (i.e. capture and storage of an order of magnitude of 1 million tonnes of CO2 per year) operate in the United States and Canada. Many of them are associated with the use of CO2 captured from the industrial processes for the enhanced oil recovery (EOR). The presented examples of projects are: Boundary Dam Carbon Capture and Storage (Canada), Great Plains Synfuels and Weyburn-Midale (Canada), and Kemper County Energy Facility (United States). Presently operating CCS projects are crucial for demonstrating the technological readiness for commercial implementation of capture and geological storage of CO2. As of today 15 large-scale CCS projects are operating around the world, and 7 projects are in the last stages of investment.
Źródło:
Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego; 2017, 470; 1--7
0867-6143
Pojawia się w:
Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Responding to spills of marine distillate fuels
Autorzy:
Halonen, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/24201430.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Uniwersytet Morski w Gdyni. Wydział Nawigacyjny
Tematy:
oil spill response
marine gas oil
usability testing
fuel Oii
marine oil spill
shipborne oil pollution
Marine diesel oil
oil spill recovery
Opis:
The current spill response capability in Finland is built to respond to oil spills caused by heavy fuel oils and the most transported oil cargoes. However, the implementation of the Sulphur Directive in 2015 changed the fuel profiles of the ships: prior to the new regulation ships operating in the Baltic Sea mainly used heavy fuel oil (HFO), whereas now ships use marine gas oil (MGO DMA) or marine diesel (MDO DMB) known as marine distillate fuels. This paper reviews the effectiveness of the current recovery techniques in responding to spills of marine distillate fuels based on the oil recovery field tests. The results indicate that conventional recovery techniques are only partially applicable to marine distillate fuels, which calls for a reassessment of the marine oil spill response capability and further research. The use and availability of low-carbon marine fuels will continue to increase as emission regulations become more stringent. This will require a continuous assessment of the oil recovery capabilities and the adaptation of spill response preparedness accordingly.
Źródło:
TransNav : International Journal on Marine Navigation and Safety of Sea Transportation; 2023, 17, 3; 675--683
2083-6473
2083-6481
Pojawia się w:
TransNav : International Journal on Marine Navigation and Safety of Sea Transportation
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Wpływ jakości oleju na spektrum napięcia powrotnego w układach modelowych papier-olej
Influence of oil quality on recovery voltage spectrum of oil-paper insulation models
Autorzy:
Szymański, J.
Graczkowski, A.
Walczak, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/153189.pdf
Data publikacji:
2008
Wydawca:
Stowarzyszenie Inżynierów i Techników Mechaników Polskich
Tematy:
recovery voltage spectrum
oil resistivity
equivalent circuit of insulation
Opis:
Zbyt uproszczona interpretacja spektrum napięcia powrotnego może prowadzić do błędnej oceny zawilgocenia układu izolacyjnego papier-olej. Najwięcej kontrowersji wzbudza nieuwzględnienie w interpretacji wpływu jakości oleju na parametry spektrum polaryzacyjnego (system pomiarowy Tettex 5462 plus firmowy program do interpretacji wyników). W badaniach wykorzystano symulację komputerową oraz układy modelowe izolacji papierowo-olejowej do określenia wpływu rezystywności oleju na spektrum napięcia powrotnego. Wyniki przedstawiono w niniejszym artykule.
Very simple interpretation of recovery voltage spectrum can be the reason for incorrect evaluation of moisture content in oil-paper insulation system. The software for the recovery voltage spectrum analysis offered by Tettex does not take into consideration such important parameter like oil resistivity. In research authors used computer simulation and models of oil-paper insulation system in order to determine influence of oil quality on recovery voltage spectrum. The results of the investigations were presented in this paper.
Źródło:
Pomiary Automatyka Kontrola; 2008, R. 54, nr 10, 10; 709-712
0032-4140
Pojawia się w:
Pomiary Automatyka Kontrola
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:
Improved recovery of heavy oil with bottom water using downhole water sink (DWS) technology
Eksploatacja ciężkiej ropy z wodą pościelającą przy użyciu otworów z wgłębnym upustem wody
Autorzy:
Wojtanowicz, A. K.
Qin, W.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/300356.pdf
Data publikacji:
2010
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
eksploatacja ciężkiej ropy naftowej
stożki wodne
otwory z wgłębnym upustem wody
heavy oil
cold production
water coning
downhole water sink
Opis:
The paper presents a worldwide survey of heavy oil reservoirs and their production methods. The survey shows that one of the most important problems in heavy oil recovery is the presence of bottom water. Since the mobility of water drastically exceeds that of heavy oil, water breakthrough to oil wells occur very early causing dramatic loss of the wells' productivity due to rapid increase of the water cut. The study captures some the difference between heavy and light oil production in terms of mobility ratio effect, recovery dynamics prior to and after water breakthrough, and water cut control with production rate. The results also show that the controlling water breakthrough to wells in heavy oil is several-fold more important (in terms of well productivity and recovery rate) than that for conventional oil wells. Most of heavy oils with bottom water cannot be economically recovered using "cold" (non-thermal) method and conventional (single completed) wells. In these wells, operational range of production rates with variable water cut is very small comparing to light oils. Thus, heavy-oil wells would promptly (within days) switch from water free production to "all water" production. The paper also summarizes a feasibility study into potential application of downhole water sink (DWS) technology in shallow sand containing very significant deposit of heavy oil. Downhole water sink is a new technique for minimizing water cut in wells producing hydrocarbons from reservoirs with bottom water and strong tendencies to water coning. DWS technology controls water coning by employing a hydrodynamic mechanism of water drainage in-situ below the well's completion. This localized drainage is generated by a second completion - downhole water sink - installed at, above, or beneath the oil or gas-water contact. For the purpose of this study a DWS well has been modeled and compared with a conventional well using a commercial reservoir simulator. Results show that DWS technology has great potential to improve recovery in the oil sand with bottom water. All simulated predictions of DWS performance indicate a significant improvement of oil production rates and a several-fold increase of recovery factor. Also explained is the physical mechanism of the improvement that is not specific to the reservoir studied but applies to all heavy oil deposits with bottom water problem.
W artykule omówiono rozmieszczenie i wielkość zasobów ciężkiej ropy naftowej na świecie, oraz typowe metody jej eksploatacji, która jest szczególnie trudna przy występowaniu wód podścielających. Trudność spowodowana jest dużą różnicą mobilności wody i ciężkiej ropy, co prowadzi do wczesnego przebicia się wody do otworów i gwałtowny spadek ich produkywności. Prezentowane badania symulacyjne pokazują różnice mechanizmów otworowej produkcji ropy ciężkiej i wyjaśniają dlaczego metody termiczne wydają się jedynym sposobem produkcji i dlaczego te metody także zawodzą w obecności wód podścielających. Omówiono także wyniki badań symulacyjnych użycia technologii otworów z wgłębnym upustem wody do nietermicznej eksploatacji ciężkiej ropy z wodą podścielającą na konkretnym polu naftowym. Wyniki pokazują wielokrotne zwiększenie stopnia sczerpania złoża w okresie 17 lat oraz znaczny wzrost dziennej wydajności otworu. Zidentyfikowano także mechanizm hydrauliczny, który daje otworom z dolnym upustem wody zdecydowaną wyższość nad konwencjonalną technologią w zastosowaniu do ciężkiej ropy z wodą podścielającą.
Źródło:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2010, 27, 1--2; 467-484
1507-0042
Pojawia się w:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Pyrolysis Technologies in Branch of Energy Recovery from Tyres in the Czech Republic
Technologie pirolitycznego odzysku energii z opon w Czechach
Autorzy:
Lapcik, V.
Jez, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/319248.pdf
Data publikacji:
2016
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Przeróbki Kopalin
Tematy:
piroliza
odpady
opony
odzysk energii
gaz pirolityczny
olej pirolityczny
pyrolysis
waste
tyres
energy recovery
pyrolytic gas
pyrolytic oil
Opis:
The article deals with the application options of pyrolysis technologies and energy recovery from waste tyres in the Czech Republic (CR). It discusses pyrolysis facilities that may be used to process waste tyres. Apart others, attention is paid to the innovated facility produced by the Czech company HEDVIGA GROUP plc. The next section of the article describes the disposal of pyrolytic oil that is problematic according to the Czech state authorities. Some operators of pyrolysis plants have decided to address the problem of pyrolytic oil utilisation by recovering the energy in cogeneration units combusting the oil, or a mixture of pyrolytic oil and gas. Specific facilities produced in the CR are presented that are piloted in Great Britain. The article includes a section dealing with the results of emission measurements of one pyrolysis plant for energy recovery from waste tyres, and a section dealing with the determination of specific emission limits for such facilities in the CR combusting pyrolytic gas, or pyrolytic oil. The conclusion discusses the situation in environmental impact assessment of pyrolysis technologies for energy recovery in the CR.
Artykuł dotyczy możliwości zastosowania technologii pirolizy do odzysku energii z zużytych opon w Czechach (CR). Omówiono technologie pirolizy, które mogą być wykorzystywane do przetwarzania zużytych opon. Między innymi przedstawiono innowacyjną technologię stosowaną w zakładzie czeskiej firmy Hedviga Group plc. Przedstawiono metody utylizacji oleju pirolitycznego, który jest najbardziej niebezpieczny dla środowiska. Niektórzy operatorzy instalacji pirolizy postanowili rozwiązać problem utylizacji oleju pirolitycznego poprzez wykorzystanie oleju do odzyskiwania energii w jednostkach kogeneracji opalanych olejem lub mieszaninę oleju pirolitycznego i ropy lub gazu. Przedstawiono instalacje pilotowe w Wielkiej Brytanii oraz wdrożenia w Czechach. Artykuł zawiera analizę wyników pomiarów emisji z jednego zakładów pirolitycznego odzysku energii ze zużytych opon oraz określenie możliwości spełnienia limitów emisji dla takich obiektów w Czechach. Przedstawiono ocenę oddziaływania na środowisko pirolizy do odzysku energii w Czechach.
Źródło:
Inżynieria Mineralna; 2016, R. 17, nr 2, 2; 233-240
1640-4920
Pojawia się w:
Inżynieria Mineralna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
The effectiveness of gas recovery systems for managing odour from conventional effluent treatment ponds in Palm oil mills in Malaysia
Autorzy:
Chung, Andrew Yap Kian
Qamaruz Zaman, Nastaein
Yaacof, Narushikin
Yusoff, Syafinah
Abd Manaf, Fatah Yah
Mohamed Halim, Rohaya
Abd Majid, Rusnani
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/396236.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Uniwersytet Zielonogórski. Oficyna Wydawnicza
Tematy:
gas recovery systems
palm oil mill effluent
palm oil mills
effluent treatment
anaerobic ponds
reduce odour
reduced gas emission
systemy odzyskiwania gazu
ścieki palmowe
olejarnie palmowe
oczyszczanie ścieków
stawy beztlenowe
redukcja zapachów
redukcja emisji gazów cieplarnianych
Opis:
Gas recovery systems at palm oil mills enable the curtailment of uncontrolled greenhouse gas emissions from open anaerobic pond, but can also reduce odour, an aspect which has not yet been substantiated. The objective of this study is to evaluate the odour emission from palm oil mill effluent and the effectiveness of covers and tank digester in reducing odour emission from the open lagoons. Odour samples were obtained from the cooling ponds in conjunction with in-field odour assessment performed on site. Results demonstrated that odour released from open ponding or covered lagoon were almost comparable, ranging from 33,150 – 162,000 OU/m3, and 68,705 – 102,000 OU/m3, respectively. In contrast, odour emission from cooling pond which used tank digester system seemed markedly lower, ranging between 13,000 – 76,000 OU/m3. In fact, the analysis of ambient air close to anaerobic tank digesters proved a reduction of odour emission to the surroundings (with 3.5 OU/m3, weak intensity) compared to open pond (with 2700 OU/m3, strong intensity) or covered lagoon (with 111 OU/m3, distinct intensity). In conclusion, gas recovery systems at palm oil mills should be promoted not only towards the management of greenhouse gaseous, but also as an odour impact management strategy.
Źródło:
Civil and Environmental Engineering Reports; 2019, 29, 3; 70-85
2080-5187
2450-8594
Pojawia się w:
Civil and Environmental Engineering Reports
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Ocena możliwości wydzielania limonenu z oleju uzyskanego z pirolizy odpadów gumowych
Possibility of limonene recovery from the pyrolytic oil derived from rubber waste
Autorzy:
Krzywda, R.
Wrzesińska, B.
Wawer, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2073282.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Stowarzyszenie Inżynierów i Techników Mechaników Polskich
Tematy:
odpady gumowe
piroliza
olej popirolityczny
limonen
rubber waste
pyrolysis
post-pyrolytic oil
limonene
Opis:
Separacja limonenu z oleju popirolitycznego jest trudna ze względu na obecność substancji o zbliżonych temperaturach wrzenia. Przeprowadzono badania doświadczalne destylacyjnej separacji limonenu i obliczenia symulacyjne rektyfikacji okresowej przy użyciu programu ChemCad. Symulacje prowadzono dla kolumn o różnej liczbie półek i wybranych ciśnień. W badaniach doświadczalnych, jak i symulacjach stwierdzono, że nie jest możliwe uzyskanie czystego limonenu metodami destylacyjnymi. Zastosowanie dwukrotnej rektyfikacji umożliwia jedynie otrzymanie mieszaniny o podwyższonej zawartości limonenu.
Separation of limonene from post-pyrolytic oil is difficult due to the presence of substances with similar boiling temperatures. Experimental studies of limonene distillation and simulation of periodic rectification process using ChemCad have been performed. Simulations for columns with different numbers of theoretical trays and selected pressures were carried out. It was found that both in experimental studies and simulations, it is not possible to obtain pure limonene by distillation. Even the use of double rectification only allows one to obtain a mixture with increased limonene concentration.
Źródło:
Inżynieria i Aparatura Chemiczna; 2017, 3; 80--81
0368-0827
Pojawia się w:
Inżynieria i Aparatura Chemiczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Comparison of Flotation and Screening as Separation Method in Coal Recovery From Tailings by Agglomeration
Porównanie flotacji i przesiewania jako metod separacji w odzysku węgla z odpadów w procesie aglomeracji
Autorzy:
Yasar, Ozum
Uslu, Tuncay
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/319043.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Przeróbki Kopalin
Tematy:
coal
coal processing oil agglomeration
fine coal tailings
waste vegetable oil
węgiel
przeróbka węgla
aglomeracja olejowa
odpady drobnego węgla
odpadowy olej roślinny
Opis:
Dependency of Turkey on foreign energy adversely affects the economy of the country and may cause energy shortage in the near future. As a primary domestic energy source, coal is used for energy production in addition to imported oil and gas. However, significant amount of fine coal is lost together with tailings in coal washeries. Recovering of fine coals from these tailings will make an economic contribution to country. In the present study, fine coals were recovered from tailings of a coal washery in Turkey by using oil agglomeration method. Flotation was used in agglomerate separation stage of oil agglomeration. Results were compared with that of previous study in which agglomerates were recovered by screening. The performance of the process increased sharply when flotation was used instead of screening in agglomerate separation stage. A clean coal with 28% ash was recovered from the washery tailings containing 55% ash by 85% combustible recovery.
Zależność Turcji od energii z zagranicy wpływa negatywnie na gospodarkę państwa i może powodować niedostatek ilości energii w niedalekiej przyszłości. Jako główne rodzime źródło energii traktowany jest węgiel, który stosowany jest do produkcji energii jako dodatek do importowanych ropy naftowej i gazu. Jednakże, znacząca ilość drobnego węgla jest tracona wraz z odpadami w płuczkach węgla. Odzysk drobnego węgla z tych odpadów spowoduje poprawę sytuacji ekonomicznej kraju. W prezentowanym badaniu, drobny węgiel został odzyskany z odpadów z płuczki węglowej w Turcji za pomocą metody aglomeracji olejowej. Flotacja została zastosowana na etapie rozdziału podczas tego procesu. Wyniki zostały porównane z tymi z poprzednich badań, gdzie aglomeraty były odzyskiwane poprzez przesiewanie. Wydajność procesu wzrosła znacząco kiedy zastosowano flotację w miejsce przesiewania na etapie rozdziału aglomeratów. Czysty węgiel o zawartości popiołu 28% został odzyskany z odpadów płuczki, zawierających 55% popiołu przy odzysku 85% części palnych.
Źródło:
Inżynieria Mineralna; 2020, 2, 1; 225-228
1640-4920
Pojawia się w:
Inżynieria Mineralna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Wpływ przewodności preszpanu oraz oleju izolacyjnego transformatora na parametry napięcia powrotnego z wykorzystaniem schematu zastępczego X-Y
Influence of insulating board and insulation transformer oil conductivity on the return voltage parameters using the equivalent diagram X-Y
Autorzy:
Wolny, S.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/155753.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Stowarzyszenie Inżynierów i Techników Mechaników Polskich
Tematy:
izolacja papierowo-olejowa
metoda napięcia powrotnego
diagnostyka transformatorów energetycznych
paper-oil insulation
recovery voltage method
power transformer diagnostic
Opis:
Artykuł przedstawia parametryczną metodę analizy charakterystyk czasowych napięcia powrotnego, wykorzystywaną w diagnostyce stanu izolacji papierowo-olejowej transformatorów energetycznych. Ocenie poddano wpływ przewodności preszpanu elektrotechnicznego oraz mineralnego oleju izolacyjnego. Do badań wykorzystano elektryczny schemat zastępczy typu X-Y, symulujący układ głównej izolacji transformatorów energetycznych. W podsumowaniu dokonano wstępnej selekcji parametrów, pod kątem ich przydatności w diagnostyce transformatorów energetycznych.
The paper presents a parametric method of the analysis of the return voltage time characteristics (Fig. 3) used for diagnostics of paper-oil insulation system condition of power transformers [8, 9]. The influence of conductivity of a transformer board and mineral insulation oil constituting the system of the transformer main insulation on the return voltage selected parameters was assessed. An electric equivalent diagram X-Y (Figs. 1 and 2) simulating a system of oil channels and transformer board barriers and separators [2, 6] of the main insulation of medium- and high-power transformers was used. The investigations were carried out using PSpice program, and voltage and time values were in compliance with the recommendations for the recovery voltage method (RVM) [5, 6]. The range of the analysed changes of the transformer board and insulation oil conductivity as well as other parameters of the equivalent diagram X-Y (including geometry of the insulation system) were selected basing on the literature data referring to real systems [2]. From the results obtained from simulation investigations (Tabs. 1 and 2) the conclusions were drawn. They made initial selection of the parameters possible when taking into account their usefulness for diagnostics of the paper-oil insulation system condition of power transformers (Fig. 5) on the basis of the parametric analysis of the return voltage characteristics.
Źródło:
Pomiary Automatyka Kontrola; 2009, R. 55, nr 1, 1; 15-18
0032-4140
Pojawia się w:
Pomiary Automatyka Kontrola
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Wyświetlanie 1-50 z 53

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