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 "Pyrzak, P." wg kryterium: Autor

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-4 z 4
    Tytuł:
    Ocena efektywności stosowania wybranych metod wtórnych i trzecich eksploatacji ropy naftowej z wykorzystaniem symulacji komputerowej
    Efficiency analysis of oil exploitation with selected secondary and EOR methods using numerical simulation
    Autorzy:
    Wojnarowski, P.
    Pyrzak, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/300362.pdf
    Data publikacji:
    2010
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    eksploatacja ropy naftowej
    metody EOR
    symulacja numeryczna
    oil production
    EOR methods
    numerical simulations
    Opis:
    W związku ze stale rosnącym zapotrzebowaniem na ropę naftową, coraz większą uwagę zwraca się na efektywną eksploatację dotychczas odkrytych złóż ropy naftowej. Efektywność eksploatacji może zostać podniesiona przez właściwie zastosowanie metod wtórnych i trzecich wydobycia (EOR). Metody te pozwalają zwiększyć stopień sczerpania zasobów geologicznych. W pracy przedstawiono ocenę efektywności zastosowania nawadniania oraz zatłaczania związków polimerowych do jednego z karpackich złóż ropy naftowej z wykorzystaniem symulacji numerycznej. Wyniki wariantowych symulacji eksploatacji złoża wskazują, że zastosowanie metod chemicznych daje potencjalnie lepsze rezultaty, niż sam proces zatłaczania wody, który w przypadku złóż o znacznej niejednorodności może mieć niewielką skuteczność.
    Effective exploitation of matured oil fields became important problem because of high oil demand. It is possible to increase recovery factor by application adequate secondary or EOR method of exploitation. In this work efficiency analysis of water flooding and polymer flooding for Carpathian oil field was done. Results of multivariant numerical simulations shows, that for selected heterogeneous reservoir polymer flooding is much efficient and could be used directly after primary recovery.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2010, 27, 3; 531-537
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wykorzystanie modelowania komputerowego do prognozowania efektywności eksploatacji złóż ciężkiej ropy metodą cyklicznego zatłaczania pary
    Prognosis of efficiency of the heavy oil reservoirs exploitation with cyclic steam stimulation method using numerical simulation
    Autorzy:
    Stopa, J.
    Wojnarowski, P.
    Pyrzak, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299826.pdf
    Data publikacji:
    2011
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    ciężka ropa naftowa
    termiczne metody EOR
    symulacja numeryczna
    heavy oil
    thermal EOR Methods
    numerical simulations
    Opis:
    Ze względu na specyficzne właściwości ciężkiej ropy szerokie zastosowanie w jej eksploatacji znajdują metody termiczne, a w szczególności zatłaczanie nośnika ciepła. W pracy przedstawiono analizę wpływu jednej z metod termicznych na wydobycie ciężkiej ropy naftowej z jednego z karpackich złóż przy wykorzystaniu symulacji numerycznej. Przeanalizowano wykorzystanie odwiertów pionowych i horyzontalnych w procesie eksploatacji z wykorzystaniem cyklicznego zatłaczania pary wodnej. Uwzględniono również zmienność czasową poszczególnych etapów tego procesu oraz ilość zatłoczonego nośnika ciepła. Wyniki wariantowych symulacji wskazują, że istotnym czynnikiem wpływającym na wielkość wydobycia jest zarówno stopień udostępnienia złoża, jak ilość zatłoczonego nośnika ciepła oraz harmonogram tłoczenia pary wodnej.
    Heavy oil is a type of petroleum that is different from conventional petroleum insofar as it is much more difficult to recover from the subsurface reservoir. It has a much higher viscosity than conventional petroleum, and recovery of this petroleum type usually requires thermal stimulation of the reservoir. This study presents results of analysis of influence of thermal methods like Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) and Cyclic Steam Stimulation (CSS) in the one of heavy oil fields in Karpaty mountains. Numerical simulation was used for investigation of thermal EOR influence on recovery. Application of horizontal and vertical wells was analyzed. Variable volume of injected steam and different stages time steps were used. Results of analyses scenarios suggests that quantity of injected steam and length of injection cycles has large influence on oil recovery.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2011, 28, 3; 521-531
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Analiza zmian przepuszczalności skal dolomitu głównego w strefie przyotworowej na podstawie wyników opróbowania rurowym próbnikiem złoża
    Analysis of changing permeability of Main Dolomite rocks in the well zone on the basis of drill stem testing results
    Autorzy:
    Dubiel, S.
    Wojnarowski, P.
    Pyrzak, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/300368.pdf
    Data publikacji:
    2010
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    złoże ropy i gazu
    anomalne warunki złożowe
    dowiercanie i opróbowanie złoża
    zmiana przepuszczalności skał w strefie przyotworowej
    oil and gas fields
    anomalous reservoir conditions
    drilling up and testing
    change of permeability of rocks in well zone
    Opis:
    W artykule omówiono warunki geologiczno-złożowe występujące w utworach dolomitu głównego na Niżu Polski oraz ich wpływ na warunki dowiercania i opróbowania tego poziomu produktywnego, ze szczególnym uwzględnieniem uszkodzenia przepuszczalności skał zbiornikowych w strefie przyotworowej. Dokonano analizy zmian przepuszczalności skał dolomitu głównego na podstawie wyników opróbowania rurowym próbnikiem złoża otworu wiertniczego DG-2. Dla tego otworu określono promień strefy przyotworowej o zmniejszonej przepuszczalności skał zbiornikowych
    The geologic and reservoir conditions in the Main Dolomite strata of the Polish Lowland as well as their influence on the drilling up conditions and testing of the productive horizon are discussed in the paper with special emphasis on disturbed permeability of rocks in the well zone. The changes of Main Dolomite permeability were analyzed on the basis of the DST DG-2 results. The radius of the well zone of lowered permeability of reservoir rocks was determined.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2010, 27, 3; 521-530
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Uwarunkowania techniczne i ekonomiczne sekwestracji CO2 w złożu ropy naftowej
    Technical and economical considerations of CO2 sequestration in oil field
    Autorzy:
    Stopa, J.
    Wojnarowski, P.
    Kosowski, P.
    Pyrzak, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299832.pdf
    Data publikacji:
    2011
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    złoża ropy naftowej
    geologiczna sekwestracja CO2
    metody EOR
    symulacja numeryczna
    analiza ekonomiczna
    oil field
    geological sequestration of CO2
    EOR methods
    numerical simulations
    economical analysis
    Opis:
    Proces sekwestracji geologicznej CO2 wiąże się z kosztami wynikającymi z separacji i zatłaczania ditlenku węgla, co czyni tę technologię w pewnych sytuacjach nieopłacalną. Rozwiązaniem może być połączenie tego procesu z zaawansowanymi metodami wydobycia ropy naftowej. W większości złóż tylko niewielka część ropy zostaje wydobyta standardowymi metodami eksploatacji, przeważająca część zasobów nadal pozostaje uwięziona w złożu. Wieloletnie doświadczenie pokazuje, że zatłaczanie CO2 do częściowo wyeksploatowanych złóż ropy naftowej może zwiększyć wydobycie, wpływając w ten sposób na opłacalność inwestycji. W artykule przedstawiono ocenę efektywności oraz analizę ekonomiczną procesu sekwestracji CO2 w jednym z karpackich złóż ropy naftowej z wykorzystaniem symulacji numerycznej. Wyniki wariantowych symulacji eksploatacji złoża wskazują, że proces zatłaczania CO2 z jednoczesnym jego składowaniem powoduje zwiększenie wydobycia ropy naftowej. Należy jednak podkreślić, że brak jest prostej zależności między ilością zatłoczonego CO2 a zwiększeniem wydobycia, a proces ten prowadzony na dużą skalę może powodować zagrożenia dla dalszej eksploatacji i sprawdza się przede wszystkim na dużych obiektach. W związku z tym planowanie takich rozwiązań musi uwzględniać zarówno oceny ekonomiczne, jak i techniczne procesu.
    Geological sequestration of CO2 generates costs connected with gas separation and injection, which in some situations makes this process unprofitable. Solution in this situation can be connection of this process with enhanced oil recovery. In majority oil fields only small part of oil is produced witch standard methods of exploitation. Experience from developed projects shows that CO2 injection into partially depleted reservoir can increase oil production making this process cost-effective. In this work technical and economical efficiency analysis of CO2 injection into Carpathian oil field was presented. Numerical simulation of production was developed. Results of multi variant simulations shows, that CO2 sequestration increase oil production, but there is no simply correlation between amount of injected gas and production increment. Capacity of typical Polish Carpathian oil fields is not sufficient for power plant emission. For this kind of process more suitable are large reservoirs, which guarantee stable injection during power plant lifecycle.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2011, 28, 3; 533-541
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-4 z 4

      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