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 "EOR-CO2" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-15 z 20
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:
Potential application of CO2 for enhanced condensate recovery combined with geological storage in the depleted gas-condensate reservoirs
Autorzy:
Burachok, Oleksandr
Nistor, Mariana Laura
Sosio, Giovanni
Kondrat, Oleksandr
Matkivskyi, Serhii
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1536919.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
STE GROUP
Tematy:
gas-condensate
EOR
EGR
CO2 storage
Opis:
CO2 emissions are considered to be the main contributor to global warming and climate change. One of the ways reducing the emissions to atmosphere is a proper capture and further geological storage of the carbon dioxide. In the oil industry, CO2 is used as one of the injection agents to displace oil and enhance its recovery. Due to the low multi-contact miscibility pressure between CO2 and hydrocarbons, fully miscible condition is quickly reached, leading to efficient displacement and high recovery factors. The utilization of the depleted gas fields for CO2 storage, however, is considered as the option that is more expensive compared to oil field, since the enhanced recovery of gas with CO2 is not effective. For this reason, our study considers the potential use of CO2 EOR in depleted gas-condensate fields. This potential is evaluated by performing numerical simulations for the typical-size gascondensate reservoirs with no active aquifer, in order to estimate both the storage efficiency and the additional oil recovery from condensed C5+ hydrocarbon fractions, that otherwise will be never recovered and lost in the reservoir. Obtained results indicate significant potential for CO2 storage and additional condensate recovery from the typical gas-condensate field of Eastern Ukraine.
Źródło:
Management Systems in Production Engineering; 2021, 2 (29); 106-113
2299-0461
Pojawia się w:
Management Systems in Production Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Economics of combined CO2-EOR and CCS projects based on the example of a Polish multilayered oil field
Autorzy:
Kosowski, Piotr
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/219518.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
Tematy:
CO2-EOR
CCS
pole naftowe
cena węgla
rentowność
oil field
carbon price
profitability
Opis:
The article presents a comprehensive economic analysis of a CO2 injection project in one of the Po-lish oil fields for both increased production (CO2-EOR) and underground storage (CCS). An interesting differentiator of this work is the use of a multilayered reservoir, which is actually not one reservoir but several located in the same place, as an example. It allows the optimization of the processes of injection, production and storage. Such projects are becoming more and more important because recently, after a period of long-term stagnation, costs of carbon allowances have started to rise which affects e.g. the electricity market in Poland. This can be an important incentive for the development of CCS technology, especially in combination with CO2-EOR. In the case of very high costs of carbon emissions rights CCS may turn out to be a cheaper solution. Economic efficiency is the main determinant of the EOR project’s success, as well as a very significant factor influencing the potential development of CO2 underground storage. Results are based on the numerical simulation of a combined CO2-EOR and CCS project. This analysis has been divided into two parts. The first uses a standard, deterministic approach, based on the DCF method and NPV indicator. It also provides a detailed sensitivity analysis, with particular reference to the impact of oil prices and the cost of carbon emissions rights on a project’s profitability. The second part of the economic analysis is probabilistic and involves estimating the maximum amount of CAPEX using the Monte Carlo method. Two cases were taken into account. The first assumes that the CO2 emitter pays for CO2 storage and the price is equal to 80% of the emissions rights price (with storage revenue). In the second one the emitter does not pay for storage (without storage revenue).
Źródło:
Archives of Mining Sciences; 2020, 65, 2; 241-254
0860-7001
Pojawia się w:
Archives of Mining Sciences
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:
Analysis and selection of CO2 sources for CCS-EOR projects in oil fields clusters in Poland
Autorzy:
Mikołajczak, E.
Kosowski, P.
Stopa, J.
Wartak, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298739.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
CCS
EOR
CO2
oil field
cluster
emitters selection
Opis:
Article contains a detailed analysis and a preliminary selection of potential CO2 emitters that can supply gas for CCS-EOR projects in oil fields clusters in Poland. The idea of CO2 injection into clusters arises from the fact that oil reservoirs in Poland are relatively small, but very often located close together. Reservoirs grouping significantly increases the potential storage capacity and improves economic indicators. In addition, CCS-EOR projects combine CO2 storage (CCS) with an increase in production from mature oil fields (EOR). The analysis was performed using a database of carbon dioxide emitters in Poland created by the National Centre for Emissions Management. This database contains a list of all registered CO2 producers with annual emissions exceeding 1 Mg. On this basis, potential CO2 sources for previously selected four clusters of oil reservoirs were chosen.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2018, 35, 1; 295-307
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
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:
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:
Intelligent control of CO2-EOR process
Autorzy:
Mikołajczak, E.
Stopa, J.
Wojnarowski, P.
Janiga, D.
Czarnota, R.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298639.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
CO2-EOR
production optimization
intelligent control
artificial intelligence
Opis:
One of the enhanced oil recovery methods, which enables to recover an additional 15–20% of oil resources is the CO2-EOR method based on carbon dioxide injection into partially depleted reservoirs. Determination of the optimal process control facilitates effective use of natural resources. The idea of this paper is to develop an algorithm that optimizes the CO2-EOR process. This algorithm is based on the combination of artificial intelligence, control theory and computer simulation of hydrocarbon reservoirs. The effect of the proposed solution is the CO2-EOR process control, which is optimal in the case of the adopted objective function expressing the economic value of the project. The obtained results suggest that the use of artificial intelligence methods in the hydrocarbon production allows to improve the process efficiency by an additional 31% compared to the project carried out with the use of engineering knowledge.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2018, 35, 1; 235-243
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 model of development of the multihorizontal, hydrocarbon reservoir using advanced exploitation methods
Autorzy:
Dudek, J.
Janiga, D.
Wojnarowski, P.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299012.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
multilateral wells
CO2 sequestration
EOR methods
Opis:
The decreasing number of discoveries of new large hydrocarbon reservoirs as well as the significant technical progress promote the use of enhanced oil recovery methods. One of the most popular is the sequestration of carbon dioxide in matured or depleted hydrocarbon reservoirs. It allows to achieve the synergistic effect of increased crude oil production and underground sequestration of injected gas. In this paper the model of development of the multi horizontal, oil & gas field using multilateral wells technology connected with simultaneously implementation of the EOR-CO2 methods was presented. Based on the performed model, ten-year productions forecasts were made, which results unambiguously confirmed the significant efficiency of the applied technological solutions with indication of the interesting prospects of their implementation in similar reservoirs.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2018, 35, 1; 201-218
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analysis and selection of CO2 sources for CCS-EOR projects in oil fields clusters in Poland
Autorzy:
Mikołajczak, E.
Kosowski, P.
Stopa, J.
Wartak, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298934.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
CCS
EOR
CO2
oil field
cluster
emitters selection
Opis:
Article contains detailed analysis and preliminary selection of potential CO2 emitters, who could be suppliers of gas for CCS-EOR projects in oil fields clusters in Poland. The idea of CO2 injection into clusters arises from the fact that oil reservoirs in Poland are relatively small, but very often located close together. Grouping reservoirs allows the potential storage capacity to increase significantly and improves economic indicators. In addition, CCS-EOR projects combine CO2 storage (CCS) with an increase in production from mature oil fields (EOR). The analysis was performed using a database of carbon dioxide emitters in Poland, which was created by the National Centre for Emissions Management. This database contains a list of all registered producers of CO2 with annual emissions exceeding 1 Mg. On this basis, potential sources of CO2 for previously selected four clusters of oil reservoirs were chosen.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2017, 34, 4; 831-842
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
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:
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:
Microscale modeling of CO2-EOR process in coupling with laboratory measurements
Autorzy:
Janiga, D.
Czarnota, R.
Stopa, J.
Wojnarowski, P.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298593.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
CO2-EOR
microscale simulation
relative permeability
Opis:
Application of enhance oil recovery methods (EOR) as carbon dioxide injection (CO2-EOR) can increase technological or economical production indicators. For the evaluation of process effectiveness, full scale simulation model is used. Numerical models require large number of high quality geological and production data. However, the necessary data may be uncertain therefore microscale laboratory experiment and modeling can provide a knowledge to understand the fluid flow phenomena. In this paper the authors propose an integrated decision model coupling laboratory measurements of displacement with the numerical simulation of flow. First step consists of routine rock properties determination, after that core sample geometry, porosity and permeability were reconstructed in numerical reservoir simulator. Simple core model was combined with relative permeability measurements for oil - water and oil - carbon dioxide as well as fluid properties. Calibrated to laboratory measurements simulation model was used to analyze the process of CO2-EOR and evaluation of its effectiveness depending on technological parameters.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2017, 34, 1; 37-47
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
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
Wyświetlanie 1-15 z 20

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