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 "gas reservoir" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-25 z 36
Tytuł:
Implementation of project management concept, in depleted gas reservoir exploitation
Autorzy:
Tataru, A.
Stefanescu, D. P.
Balazs, S.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298912.pdf
Data publikacji:
2015
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
project management
depleted gas reservoir
multidisciplinary team
team work
Opis:
In the past the gas industry focused its interest and major investments mainly on the early life of the reservoir and on the development and constant maintenance of production. But times change and currently for depleted gas reservoirs defined as reservoirs in an advanced stage of decline, energy and production should be considered as potential additional energy sources. The ideal time to start managing a reservoir is at its discovery, but Romgaz has a new approach regarding project management implemenatation for depleted gas fields. The strategy presumed, a multidisciplinary team of geophysicists, geologists, reservoir engineers, production engineers and economists. These multidisciplinary teams evaluated existing information and build up a plan for new data acquisitions, the data was integrated, processed, interpreted and correlated in a study with following objectives: -Construct 3D geological model to estimate resources. -Use reservoir engineering to estimate remaining reserves and expected ultimate recovery. -Use results of the study to identify new development opportunities on the field and forecast production scenarios. Success for this challenge depended on: -working as a team; -openness, flexibility, communication, and coordination; -persistence.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2015, 32, 1; 175-183
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
The estimation of CO2 storage potential of a gas-bearing shale succession at the early stage of reservoir characterization : a case study from the Baltic Basin (Poland)
Autorzy:
Wójcicki, Adam
Jarosiński, Marek
Roman, Michał
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2058853.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
carbon dioxide
storage capacity assessment
shale gas reservoir
sorption
pores
fractures
Opis:
Estimation of the CO2 storage potential of gas-bearing shales in the Lower Paleozoic Baltic Basin is at an early stage of reservoir exploration and production, based on data from one vertical exploration borehole, supplemented with some information from adjacent boreholes. The borehole section examined is 120 m long and comprises three intervals enriched with organic matter separated by organic-poor intervals. In our approach, the storage capacity is represented by: (1) sorption potential of organic matter, (2) open pore space and (3) potential fracture space. The potential for adsorbed CO2 was determined from Langmuir isotherm parameters taken from laboratory measurements and recalculated from CH4 adsorption curves. The pore space capacity was estimated in two ways: by utilizing results of laboratory measurements of dynamic capacity for pores >100 nm and using results of helium porosimetry, the first of these being considered as the most relevant. Due to the low permeability of the shale matrix we have adopted the standard assumption that the CO2 is able to reach effectively only 10% of the theoretical total sorption and pore volume. For hydraulic fracture space, the theoretical maximum opening of vertical fractures in the direction of minimum horizontal stress was considered, decreased by the expected portion of fracturing fluid flowback and by partial fracture closure by burial compaction. The effectiveness of three CO2 storage categories for the individual organic-rich and organic-poor shale units shows an obvious positive correlation of TOC content with the storage efficiency by sorption and within pore space, and a negative correlation with the storage efficiency in hydraulic fractures. It was estimated that sorption, over the maximum storage interval (120 m thick), is responsible for ~76% of total storage capacity, pore space accounts for 13% (for the most relevant porosity model) while the contribution of fractures is about 11%. In the minimum storage interval (35 m thick, including the best quality shales) the estimated proportions of sorption, pore space and fractures in the total storage capacity are 84, 10 and 6% respectively. Finally, the result for the best quality storage interval (35 m thick) was compared with the Marcellus Shale of similar thickness (average ~38 m) and with other options of CO2 storage in Poland. The most organic-rich units in the area studied have a CO2 storage capacity efficiency (i.e. storage capacity per volume unit of shale) only slightly less than average for the Marcellus Shale, because sorption capacity – the dominant component – is comparable in both cases. However, the open pore space capacity in the Marcellus Shale appears to be far higher, even if the potential fracture space calculated for the borehole studied is taken into consideration, probably because the free gas content in the Marcellus Shale is far higher than in the Baltic Basin. CO2 storage in depleted shale gas wells is not a competitive solution compared to storage in saline aquifer structures or in larger hydrocarbon fields.
Źródło:
Geological Quarterly; 2021, 65, 1; 3
1641-7291
Pojawia się w:
Geological Quarterly
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Increasing the degree of certainty on depleted gas reservoir perforation, using geophysical saturation methods
Autorzy:
Şuţoiu, F.
Foidaş, I.
Avramescu, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299076.pdf
Data publikacji:
2015
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
depleted gas reservoir
geophysical investigation
effective thickness zone
high resolution logs
Opis:
New geophysical investigations, capable of highlight the most thin gas saturated layers, offers for depleted gas reservoirs a new chance. Lately Romgaz, used most types of anterior mentioned investigations, in purpose of analyzing the petrophysical properties of thin sands. Thereby, there had been identified within depleted gas reservoirs, many layers saturated with gas, which after perforation had been confirmed. After, these were included in the effective thickness zone, constitute the foundation for gas resources and reserves reevaluation. In this paper there will be presented some concrete examples regarding the usage of these high resolution logs, for a better definition of reservoir properties.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2015, 32, 2; 359-368
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Utilization of Smart Field concept in mature gas field rehabilitation
Autorzy:
Tataru, A.
Stefanescu, D. P.
Simescu, A. M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298749.pdf
Data publikacji:
2016
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
Smart Fields
real-time monitoring
production optimisation
final recovery factor
mature gas reservoir
Opis:
Since the concept of Smart Field emerged, the operating companies work hard to enable such capabilities through various technology developments, both in the field and the office. Smart Fields help to manage, deliver, optimize and develop short and long term decisions and plans. The technology of “Smart Fields” is based on the measurement of process parameters in the reservoir and on the surface [4]. Implementing Smart Gas Field help us to maximize the value of production and increase profitability, while reducing operating costs and the use of industrial services. The integrated and automated data from sensors, simulated models and controllers provide reliable diagnostic tests, enable measurable improvements and implement a favorable environment to plan and schedule phases of production [5]. The main challenge for Romgaz was to combine and integrate older system into newer one. The problem was the installed old technology equipment, which was difficult to replace by the new one. During the last years in the most majors fields has begun a process of rehabilitation. To extend the mature gas reservoir life we redeveloped and optimized the fields, improving productivity and reservoir performance. To aim these goals, today, we need monitoring / surveillance programs for optimizing the production . It is important to measure the parameters of process conditions as accurately as possible.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2016, 33, 1; 183-194
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Storage capacity of depleted gas reservoirs for carbon dioxide sequestration - material balance approach
Ocena pojemności magazynowej sczerpanych złóż gazu ziemnego w aspekcie sekwestracji dwutlenku węgla
Autorzy:
Blicharski, J.
Rybicki, C.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299596.pdf
Data publikacji:
2010
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
dwutlenek węgla
sekwestracja
bilans masowy
złoża gazu
carbon dioxide
sequestration methods
material balance
gas reservoir
Opis:
In order to prevent CO2 concentrations in the atmosphere rising to unacceptable levels, carbon dioxide can be separated from the flue gas, for example from a power plants and subsequently sequestrated. Different technologies for carbon dioxide sequestration can be proposed. They are: - storage in depleted gas reservoirs, - storage in oceans and aquifers, - sequestration CO2 by means of so-called "mineral CO2 sequestration". A depleted gas reservoir represents an attractive target for carbon sequestration for several reasons. It contains a geological trap, transport and injection infrastructure. Moreover CO2 injection can be thought as enhance gas production either by re-pressurization or pressure maintenance. The purpose of this paper is to evaluate storage capacity of carbon dioxide in a depleted gas reservoir in relation to the recovery factor of hydrocarbons. A material balance equation for CO2 sequestration proposed by Lawal and Frailey (Lawal, Frailey, 2004) was modified to predict a CO2 sequestration volumes. On the basis of derived material balance equation there were made calculations for a chosen natural gas reservoir.
W celu obniżenia wzrostu koncentracji dwutlenku węgla w atmosferze może on być wychwytywany z gazów spalinowych pochodzących głównie ze stacjonarnych źródeł emisji, np. elektrociepłowni, i składowany w formacjach geologicznych. Istnieje wiele potencjalnych technologii sekwestracji dwutlenku węgla m.in.: w sczerpanych złożach gazu ziemnego, w geologicznych strukturach zawodnionych, na dnach oceanów i inne. Sczerpane złoża gazu ziemnego stanowią naturalne zbiorniki geologiczne i mogą być wykorzystane do celów sekwestracji CO2, za czym przemawiają następujące fakty: stanowią one naturalne szczelne pułapki geologiczne, posiadają infrastrukturę wgłębną i napowierzchniową, ponadto zatłaczanie CO2 do sczerpanych złóż pozwoli na uzyskanie większego stopnia sczerpania węglowodorów przez podtrzymywanie czy też podniesienie ciśnienia złożowego. Celem artykułu jest przedstawienie metodyki oceny pojemności magazynowej głównie sczerpanych złóż gazu z zastosowaniem metod bilansu masowego. Autorzy dokonali modyfikacji modelu bilansu masowego zaproponowanego przez autorów (Lawal, Frailey, 2004) do sekwestracji CO2 w złożach gazu w celu określenia ich pojemności magazynowych. Przeprowadzono także obliczenia dotyczące przykładowego złoża znajdującego się w końcowej fazie eksploatacji.
Źródło:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2010, 27, 4; 691-699
1507-0042
Pojawia się w:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Production decline curve analysis for mature gas reservoirs subject to rehabilitation
Autorzy:
Tataru, A.
Stefanescu, D. P.
Bolazs, S,
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298803.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
production decline
mature gas reservoir
rehabilitation
production history
depletion
gas flow rate
baseline production
decline curve analysis
reserve volumes
Opis:
Production decline under all its aspects, sometimes controllable, but more and more inconsistent with the growing demands of the natural gas market, has imposed a new approach on mature gas reservoirs which Romania owns, namely, their rehabilitation. During exploitation, after recording a considerable production history and implicitly a appreciable depletion, it is necessary the evaluation of maintaining or changing the exploitation strategy. The approaches in this sense must be from the perspective of improving the value of mature gas fields. Throughout the exploitation of a gas reservoir generally there are distinquished several stages, such as gradually increase of gas flow rates due to increasing gas wells introduced into production; maintaining of a quasi-constant production; a accentuated decline of gas flow rates of the reservoir respectively a attenuated decline of gas flow rates of the reservoir. The first three stages are quite short reported to the whole exploitation process of the reservoir. The production decline appears sooner or later depending on the manifestation form of the reservoir energy. For the accuracy of the baseline which is to be established, can be taken in discussion, as reference intervals, those periods from the production history, in which the points dispersion is minimal, and flow rates respectively the production are comparable with the current ones. Taking into consideration the decline values obtained from decline curve analysis characteristically to every exploitation stage, we consider that to define the baseline production afferent to the next stage, it is optimal to accept the specific decline of the latest exploitation period. It can be noted that throughout production history, although the exploitation of the gas reservoir was intensified, due to accessing new reserve volumes, the decline tendency is to maintain at a limited interval. This behavior indicates the fact that also in conditions of intensifying the exploitation in the future, the decline will maintain a value sensitively close to the values from the latest periods, in which rehabilitation was applied.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2018, 35, 1; 255-269
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
The method for calculating technological indicators in the development of gas wells while considering the thermobaric and thermodynamic conditions within the “reservoir-well” system
Metoda obliczania wskaźników technologicznych eksploatacji odwiertów gazowych z uwzględnieniem warunków termobarycznych i termodynamicznych w układzie „złoże-odwiert”
Autorzy:
Gadasheva, Elmira V.
Novruzova, Sudaba
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31348239.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
gas reservoir
porosity
pressure
temperature
flow rate
gas riser
thermobaric reservoir condition
reservoir deformation
złoże gazu
porowatość
ciśnienie
temperatura
natężenie przepływu
rura wznośna gazu
warunki termobaryczne złoża
deformacja złoża
Opis:
Considering the substantial prevalence of gas fields in the pool of developed fields, their development requires specialized approaches with the primary objective of optimizing the production process. The effectiveness of gas field development hinges on achieving the highest possible gas recovery factor. Achieving a high limit of the ultimate return of gas fields relies on decisions that vary depending on the precision of design estimates carried out at different stages of development and their timely execution. The accuracy of such estimates is, if possible, directly contingent on the thorough consideration of geological, technical, and technological factors when formulating methods for determining field development and operation indicators. Given the above considerations, this article proposes a methodology for determining the technological indicators of gas reservoir development, which enables to anticipate changes in reservoir pressure, temperature, and porosity of the gas reservoir, while accounting for the gas-dynamic interplay within the “reservoir-well” system in the depletion phase. The developed approach makes it possible to reliably ascertain reservoir development metrics by factoring in well conditions, temperature distribution within the reservoir, and reservoir deformation. In addition, it facilitates the necessary assessment for determining optimal well operations in light of reservoir conditions.
Biorąc pod uwagę duży udział złóż gazu w eksploatowanych zasobach węglowodorów, ich zagospodarowanie wymaga zastosowania specjalistycznego podejścia, który ma przede wszystkim umożliwić jak najefektywniejsze przeprowadzenie tego procesu. Efektywna realizacja procesu udostępnienia złóż gazu polega przede wszystkim na osiągnięciu maksymalnego współczynnika wydobycia gazu. Podejmowanie decyzji w zależności od stopnia dokładności szacunków projektowych przeprowadzanych na dowolnym etapie zagospodarowania złoża i ich terminowe wdrażanie umożliwia osiągnięcie wysokich wartości wydobycia gazu. Z kolei zapewnienie dokładności takich szacunków, o ile jest to możliwe, zależy bezpośrednio od tego, czy przy tworzeniu odpowiednich metod określania wskaźników zagospodarowania i eksploatacji złoża uwzględnione zostaną w pełni czynniki geologiczne i techniczno-technologiczne. Biorąc pod uwagę powyższe, w artykule zaproponowano metodę określania technologicznych wskaźników zagospodarowania złóż gazu, która pozwala przewidywać zmiany ciśnienia złożowego, temperatury i porowatości w obrębie złoża gazu, biorąc pod uwagę zależność gazowo-dynamiczną układu „złoże-odwiert” w trybie sczerpywania. Opracowana technika umożliwia wiarygodne określenie wskaźników zagospodarowania złoża, z uwzględnieniem warunków panujących w odwiertach, rozkładu temperatury w złożu i deformacji złoża. Ponadto możliwe jest przeprowadzenie niezbędnej oceny w celu określenia optymalnych reżimów eksploatacji odwiertów, biorąc pod uwagę warunki panujące w złożu.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 10; 678-683
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Research of multicomponent mixture filtration in gas-condensate reservoir
Badanie filtracji mieszanki wieloskładnikowej w zbiorniku gazowo-kondensatowym
Autorzy:
Burachok, O.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299556.pdf
Data publikacji:
2005
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
zbiornik gazowo-kondensatowy
mieszanka wieloskładnikowa
filtracja
filtration
multicomponent mixture
gas-condensate reservoir
Opis:
The problem of calculation the development indexes arises during the process of gas-condensate fields development. Very often the actual data are greatly vary from the projected one. This happen due to neglect of gas-condensate-water mixture component change that took place in the reservoir due to retrograde condensation. The mathematical model of gas-condensate mixture filtration process with consideration of component change is given in this paper. The model includes three equations, one of which is differential, one recurrent and an integral. This system of equations with some assumptions aloud us to give sharp estimation for description of the processes that take place in the reservoir. This method can be used in projection of gas-condensate fields development.
W trakcie udostępniania złóż gazowo-kondensatowych pojawia się problem obliczenia odpowiednich współczynników. Często dane rzeczywiste istotnie różnią się od danych projektowych. Bierze się to z nieuwzględnienia zmian składu mieszaniny gazowo-kondensatowo-wodnej zachodzących w zbiorniku pod wpływem kondensacji. W artykule przedstawiono matematyczny model procesu filtracji mieszaniny gazowo-kondensatowej z uwzględnieniem zmiany składników. Model składa się z trzech równań: różniczkowego, rekurencyjnego i całkowego. Układ równań z założeniami umożliwia dobre przybliżenie opisu procesów zachodzących w złożu. Metodę tę można stosować przy projektowaniu prac udostępniających złoża gazowo-kondensatowe.
Źródło:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2005, 22, 1; 105-110
1507-0042
Pojawia się w:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Impact of reservoir heterogeneity on the control of water encroachment into gas-condensate reservoirs during CO2 injection
Autorzy:
Matkivskyi, Serhii
Burachok, Oleksandr
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2175871.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
STE GROUP
Tematy:
3D reservoir model
numerical simulation
enhanced gas recovery (EGR)
gas-condensate reservoir
water drive
trapped gas
carbon dioxide (CO2) injection
Opis:
The paper evaluates application of CO2 injection for the control of water encroachment from the aquifer into gas-condensate reservoir under active natural water drive. The results of numerical simulations indicated that injection of CO2 at the initial gas-water contact (GWC) level reduces the influx of water into gas-bearing zone and stabilizes the operation of production wells for a longer period. The optimum number of injection wells that leads to the maximum estimated ultimate recovery (EUR) factor was derived based on statistical analysis of the results. The maximum number of injection wells at the moment of CO2 break-through into production wells for homogeneous reservoir is equal to 6.41 (6) and for heterogeneous – 7.74 (8) wells. Study results indicated that with the increase of reservoir heterogeneity, denser injection well pattern is needed for the efficient blockage of aquifer water influx in comparison to homogeneous one with the same conditions. Gas EUR factor for the maximum number of injection wells in homogenous model is equal 64.05% and in heterogeneous – 55.56%. Base depletion case the EURs are 51.72% and 49.44%, respectively. The study results showed the technological efficiency of CO2 injection into the producing reservoir at initial GWC for the reduction of water influx and improvement of ultimate hydrocarbon recovery.
Źródło:
Management Systems in Production Engineering; 2022, 1 (30); 62--68
2299-0461
Pojawia się w:
Management Systems in Production Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Integrating new data acquisition to develop tight gas reservoir of a mature field through multilayer fracture stimulations
Autorzy:
Stefanescu, D. P.
Falk, I.
Iturbe, Y.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299062.pdf
Data publikacji:
2015
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
tight gas reservoir
mature field
Mechanical Earth Model
fracture multistage simulation
fracture LGR model
special logging as formation microimager
pressure express
dipole sonic and PLT
Opis:
Laslau Mare field is situated in the central part of the Transylvania Basin, in Romania. This is a mature gas field, composed by multi-layered sandstone reservoirs, grouped in six production packages. The permeability of the reservoirs is decreasing with depth, resulting in tight gas formations in the two deepest reservoirs. One of these tight reservoirs presents a high interest for reserves development in order to accelerate the recovery factor of the field. Compared to the other production packages, which have higher recovery factors (~80%), this package has a current RF of only 65%, with more attractive remaining recoverable gas volumes. The reservoir model was built based on 3D seismic and old log data. After history matching and simulation, a remaining gas in place map was created, in order to visualize the areas of interest for future drilling or workover operations. One new infill well was drilled in 2014, in an area with higher remaining gas in place. Special logging and side- wall coring were executed in this well, in order to get a better characterization of the reservoir properties and to build a geomechanical model for hydraulic frac design. The subject package still has a decent reservoir pressure which keeps an acceptable value of the productivity index of the producer wells. The reservoir pressure recorded after the drilling helped to update the static reservoir pressure in the area; the new points were incorporated in the dynamic model in order to get morę control in the pressure history match. New population of static properties such as: porosity, net to gross and permeability have been included in the dynamic model to generate the forecast production profile for the infill well and neighbor wells. The infill is a dual completion well which means the deeper zone produces through the tubing and the shallower zone through the annulus being separated by a packer. These two zones have two different dynamic models. The production forecasts has been done also based on decline curve analysis DCA, using historical production of the neighbor wells as a reference and the decline rate of the area, in each reservoir. In that order of ideas the infill has two gas production forecasts coming from each methodology, to compare with the real gas production, which allows us evaluating the results in the well. Based on the new data, the frac stages were defined and simulated in the deeper tight reservoir, in order to select the best target layers. The initial plan was to do multistage frac stimulation, but the idea was discarded after evaluating the operational feasibility. Ten frac stages have been evaluated creating a local refmement grid around the well and designing a fracture simulation scenario. The results pointed out one stage as being the best in terms of cumulative production and it was chosen as the only finał target for frac. A PLT log was run in the infill well for the purpose of identifying the risk of water layers and the production contribution of the perforation intervals. This was matched very well with the simulation results. The results and experience gained from this new well are helping with the further planning of the production development strategy of this production package in order to inerease the final recovery factor.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2015, 32, 1; 153-173
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Wykorzystanie atrybutów bazujących na danych sejsmicznych przed składaniem do oceny stopnia nasycenia gazem warstw złożowych, NE część zapadliska przedkarpackiego
Application of pre-stack seismic attributes to assessment of gas saturation degree, NE part of the Carpathian Foredeep
Autorzy:
Pietsch, K.
Tatarata, A.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/183333.pdf
Data publikacji:
2008
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
złoża gazu
zapadlisko przedkarpackie
sejsmiczne wskaźniki węglowodorowości
modelowanie sejsmiczne
artybuty: AVO Product, Fluid Factor, lambdap i microp, impedancja elastyczna
gas reservoir
Carpathian Foredeep
direct hydrocarbon indicators
seismic modelling
AVO Product
Fluid Factor
lambdap and microp
elastic impedance
Opis:
Dla poszukiwań naftowych w NE części zapadliska przedkarpackiego interesująca jest odpowiedź na pytanie, czy można na podstawie rejestrowanych przekrojów sejsmicznych opracować wskaźniki, które pozwoliłyby na ocenę stopnia nasycenia gazem przestrzeni porowej warstw zbiornikowych. Równoczesna zależność sejsmicznego obrazu złoża od wielu parametrów petrofizycznych powoduje, że ocena wpływu tych parametrów oparta została na wielowariantowych modelowaniach sejsmicznych. Modelowania (system Hampson-Russell (CGGVeritas)) wykonano dla modelu aproksymującego wielohoryzontowe złoże gazu "Łukowa" (profil sejsmiczny T0152005 zrealizowany przez Geofizykę Toruń Sp. z o.o, (Pomianowski et al. 2005) oraz dane geofizyki wiertniczej z otworu Ł-2). W niniejszym artykule przedstawiono wyniki testów procedur interpretacyjnych, które bazują na danych sejsmicznych przed składaniem (AVO Product, Fluid Factor, lambdap i microp, impedancja elastyczna). Potwierdzeniem poprawności opracowanych kryteriów jest zestawienie przypływów, wg próbnika złoża, ze zinterpretowanym przekrojem sejsmicznym.
The question, whether it is possible to create such indicators that would allow to assess a saturation degree of reservoir pore space directly from seismic response, is interesting for hydrocarbon prospecting in the NE part of the Carpathian Foredeep. The dependence of seismic image of gas reservoir upon plenty of petrophysical parameters causes that the analysis of their influences on seismic response were based on seismic multi-variant modelling. Seismic model approximating "Łukowa" gas reservoir was constructed with Hampson-Russell System (CGGVeritas) accordingly with a geometry of profile no T0152005 acquired by Geofizyka Toruń Ltd. and additionally supported by log data from Ł-2 well. This paper presents results of the tests of interpretative procedures based on pre-stack seismic data such as AVO Product, Fluid Factor, lambdap and microp, elastic impedance. The correctness of established criteria was confirmed by a juxtaposition of an inflow rate obtained from a drill-stem tester and the interpreted seismic profile.
Źródło:
Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie; 2008, 34, 2; 301-320
0138-0974
Pojawia się w:
Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Evaluation of the gas recycling duration on the hydrocarbon recovery from gas condensate fields
Autorzy:
Matkivskyi, S.V.
Burachok, V.
Matiishyn, L.I.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/24200594.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Stowarzyszenie Komputerowej Nauki o Materiałach i Inżynierii Powierzchni w Gliwicach
Tematy:
gas condensate reservoir
condensation of heavy hydrocarbons
hydrocarbon recovery enhancement technologies
cycling process
dry gas injection period
zbiornik kondensatu gazu
kondensacja ciężkich węglowodorów
technologie zwiększania wydobycia węglowodorów
proces cykliczny
okres wtrysku suchego gazu
Opis:
Purpose: Optimization of formation pressure maintenance technologies in the development of gas condensate fields with a high initial content of condensate in the reservoir gas using numerical modelling. Design/methodology/approach: A study on the efficiency of dry gas injection for pressure maintenance in gas condensate fields was performed with the help of numerical 3D models. Key technological indicators of the reservoir development were calculated for the dry gas injection period of 12, 24, 36, 48, and 60 months. The results are presented as plots for the parameters in a study. Findings: Based on the results of the studies, it was found that the introduction of dry gas injection technology ensures that reservoir pressure is maintained at the highest level compared to the development of gas condensate reservoirs on primary depletion. Due to this, further condensate drop-out in the reservoir is slowed down, and the production of partly already condensed hydrocarbons is ensured by their evaporation into the dry gas injected from the surface. The simulation results indicate that increase in the injection duration period leads to an increase of the cumulative condensate production and hence the final hydrocarbon recovery factor. Research limitations/implications: The heterogeneity of oil and gas deposits, both in terms of area and thickness, significantly affects the efficiency of the developed hydrocarbon enhancement technologies. In order to minimize the negative impact of heterogeneity, it is necessary to conduct additional studies on the conditions of specific reservoirs or fields. Practical implications: The reservoir pressure maintenance technology implementation according to various technological schemes, as well as using various types of injection agents, will significantly intensify the development of depleted gas condensate fields with a high condensate yield. Originality/value: Statistical analysis of the simulation results identified the optimum value of the dry gas injection period into the gas condensate reservoir, which is 34.3 months for the conditions of a given reservoir in the study.
Źródło:
Archives of Materials Science and Engineering; 2022, 117, 2; 57--69
1897-2764
Pojawia się w:
Archives of Materials Science and Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Mature gas fields rehabilitation concepts
Autorzy:
Tataru, A.
Sutoiu, F.
Sandor, B.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298801.pdf
Data publikacji:
2014
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
mature gas field
rehabilitation
concept
reservoir
well
surface facilities
Opis:
Rehabilitation operations are applied to mature gas field, which although have a significant history production, owns a continuous energetical capacity which could be exploited in economicaly efficient conditions. For rehabilitation are selected from all the mature fields those which could additionally offer to the currently obtained basis production, a supplementary production, generated through interventions in reservoirs, wells or surface infrastructure. Although the opportunity of mature gas field rehabilitation is evident and unanimously accepted, the effective implementation of the concept represents a complex intervention. This fact is just due to natural gas reservoirs diversity, which involves developing particular models of rehabilitation, adapted to each reservoir capability. Conceptually, mature gas field rehabilitation can be divided in three sequences: reservoir, well, surface facilities. Intervention in one section or another, or concomitent intervention in all three sequences, is dictated by technical and economical reasons. Mature gas field rehabilitation must begin with main production problems identification that once recognized can be solved by remedial actions. Such corrective measures are commonly used in order to inerease the productivity of gas wells and removing restrietions on reservoir - well - surface facilities route.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2014, 31, 2; 253-261
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Lower Paleozoic oil and gas shale in the Baltic-Podlasie-Lublin Basin (central and eastern Europe) - a review
Autorzy:
Poprawa, Paweł
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2060266.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
Baltic-Podlasie-Lublin Basin
lower Paleozoic
shale oil
shale gas
reservoir characteristics
Opis:
In the Baltic-Podlasie-Lublin Basin, four potential lower Paleozoic shale reservoirs are identified: the Piaśnica, Sasino and Jantar formations, as well as the Mingajny shale. These units were diachronously deposited during the starved stages of Caledonian foredeep basin development, in the course of rising or high eustatic sea level. Across most of the basin, the shale formations analysed are saturated with light oil and condensate, and they are buried to depths of 2300-3500 m. The shale reservoirs reach the wet gas window at burial depths of 2800-4000 m, while dry gas accumulations occur at depths exceeding 3500-5000 m, except in the Biłgoraj-Narol Zone. The shale analysed might be generally classified as a moderate to low quality, and locally high quality, unconventional reservoir. Within the shale net pay zones, the average TOC content is 2-5 wt.% TOC. The exceptions are the Piaśnica Formation, for which this is 5-12 wt.%, and the Mingajny shale, which is TOC-lean (1.4-1.7 wt.%). The thickness of the shale net pay intervals in the most favourable locations, mainly on the Łeba Elevation, generally reaches 20 m, and locally exceeds 35 m. The shale reservoirs are saturated with hydrocarbons of good quality. Their permeability is low to moderate, often in the range of 150-200 mD, while total porosity average per borehole is commonly exceeds 6 %, reaching up to 10% at maximum, which might be considered as moderate to good. The clay minerals content is moderate to high (30-50%), and geomechanical characteristics of the shale formations are intermediate between brittle and ductile. No overpressure occurs in the basin, except for a dry gas zone in the SW Baltic Basin. In the Biłgoraj-Narol Zone, and to a lesser degree also in the Lublin region, pronounced tectonic deformation significantly limits shale gas/oil potential. Among 66 exploration boreholes drilled in the basin so far, only 5 were lateral boreholes with representative production test results. Hydrocarbon flow from the best boreholes was low to moderate, equal to 11.2 to 15.6 thousand m3/day for gas, and 157 bbl/day (~21.4 ton/day) for oil. There is, however, high potential to improve production flow rates, connected with the fracturing of two net pay intervals at one time, as well as with significant technological progress in the exploitation of shale basins during the last 5 years. Commercially viable production might be achieved for a single borehole with estimated ultimate recovery exceeding 30-50 thousand tons of oil, or 60-90 million m3 of gas.
Źródło:
Geological Quarterly; 2020, 64, 3; 515--566
1641-7291
Pojawia się w:
Geological Quarterly
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Budowa ścian zbiorników LNG w Świnoujściu w technologii deskowania ślizgowego
Autorzy:
Gajewski, B.
Czarny-Kropiwnicki, R.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/364275.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Nowoczesne Budownictwo Inżynieryjne
Tematy:
deskowanie
deskowanie ślizgowe
gaz ziemny
terminal regazyfikacyjny
zbiornik
natural gas
reservoir
shuttering
Opis:
W 2010 r. spółka Polskie LNG SA zawarła umowę na zaprojektowanie, wykonanie i przekazanie do eksploatacji terminala regazyfikacyjnego skroplonego gazu ziemnego Polskie LNG w Świnoujściu z konsorcjum, w którego skład weszły następujące firmy: Saipem (Saipem S.p.A., Włochy; Saipem SA, Francja; Snamprogetti Canada Inc., Kanada), Techint (Compagnia Tecnica Internazionale S.p.A., Włochy) oraz PBG SA (Polska). Wykonanie robót żelbetowych na zbiornikach LNG konsorcjum powierzyło spółce Hydrobudowa Polska SA jako głównemu wykonawcy na podstawie umowy zawartej w 2011 r.
Źródło:
Nowoczesne Budownictwo Inżynieryjne; 2012, 2; 30-33
1734-6681
Pojawia się w:
Nowoczesne Budownictwo Inżynieryjne
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Maximizing of condensate recovery ratio in Karachaganak using method of cycling process
Maksymalizacja wskaźników wydobycia kondensatu w Karachaganaku za pomocą metody procesów cyklicznych
Autorzy:
Zhapbasbayev, U. K.
Jiyembayeva, K.
Turegeldiyeva, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/300447.pdf
Data publikacji:
2008
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
złoża
ropa naftowa
kondensat
gaz
cycling
reservoir
oil
condensate
gas
cycling process
Opis:
Karachaganak is located in the northwest region of Kazakhstan and it is one of the world's largest oil and gas condensate fields. Covering an area of over 280 km2, it holds more than 1,200 million tones of oil and condensate and over 1.35 trillion cubic meters of gas. Karachaganak production originates deep underground in reservoir approximately 5,000 meters deep. The reservoir contains a vast quantity of oil, condensate, and gas all embedded in a porous rock structure. At these depths the earths crust exerts high pressures and as a result the hydrocarbons are literally squeezed out of the rock formations and are under very high pressure. Upon entering one of the process plants the oil and gas is initially separated into a gas stream and an oil stream. This separation can be achieved through both a gravity method and through temperature reduction of the fluids. Individual wells productions can also be directed to a test separator. This regular testing is needed to measure the rates at which a well is producing oil and gas, to determine whether it is producing any water, and to measure the pressure at which it is producing. All of these measurements enable the engineers to optimize the production from the field.
Karachaganak położony jest w północno-zachodniej części Kazachstanu i należy do jednego z największych na świecie kondensatowych złóż ropy i gazu. Na obszarze ponad 280 km2, w złożu występuje ponad 1,200 milionów ton ropy i kondensatu oraz ponad 1,35 tryliona metrów sześciennych gazu. Złoża produkcyjne Karachaganak zaczynają się na głębokości 5000 m. Złoże zawiera duże ilości ropy naftowej, kondensatu i gazu uwięzionych w strukturze porowej skał. Na tych głębokościach skorupa ziemska wywiera ciśnienie i węglowodory są dosłownie wyciskane ze skały zbiornikowej i pozostają pod wysokim ciśnieniem. Na początku procesu produkcji ropa naftowa i gaz są oddzielane na strumień gazu i ropy naftowej. Oddzielanie odbywa się metodą grawitacyjną oraz poprzez obniżenie temperatury płynów. Możliwe jest także kierowanie produkcji z poszczególnych otworów do separatorów badawczych. Regularne badanie powala na pomiar wydajności otworów produkujących ropę naftową i gaz, w celu określenia czy produkowana jest woda oraz pomiaru ciśnienia, przy jakim się odbywa produkcja. Wszystkie te pomiary pozwalają zoptymalizować proces produkcji.
Źródło:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2008, 25, 2; 801-806
1507-0042
Pojawia się w:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Gas-condensate banking and well deliverability : a comparative study using analytical- and numerical models
Autorzy:
Ursin, J. R.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/298842.pdf
Data publikacji:
2016
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
gas condensate
two phase fluid flow
condensation
reservoir condensate saturation
effective permeability
gas and condensate production
linear dynamics
numerical simulation
Opis:
Reservoir condensate blockage in the reservoir and in particular in the close vicinity of the wellbore may result in significant loss of well deliverability for medium to tight gas reservoirs. The dynamics of fluid flow in these types of reservoirs are investigated by way of analytical description and by numerical simulation of radial two phase flow behavior. The analytical model is based on a single phase semi steady-state solution, being revised for two phase flow of gas and condensate oil. As the liquid is dropping out of the gas, a saturation distribution of immovable oil is seen to develop radially in the reservoir with time. Condensed oil not being part of this saturation distribution is produced to the surface. The numerical model is a cylindrical, single well, fine gridded, simulation model run on the Eclipse E300 compositional simulator. The base case study comprises a rich gas condensate fluid (GOR ~ 1000 Sm3/Sm3), an initial gas-in-place volume of 750 MSm3, and reservoir permeability of 10 mD. A gas flow rate of 0.5 MSm3/day is leading to a production period of about 4 years. A comparative study is performed by varying parameters such as pressure development, development of bank of immovable oil both radially and as function of time, condensate blockage effects, and gas and condensate oil production and onset of reduced well deliverability. Sensitivity analysis are performed by studying variation in the productivity index, non-Darcy and mechanical skin, and sensitivities related to permeability. It has been confirmed in this study that condensate blockage has a direct and negative impact on well deliverability, where both the plateau period and the bottom hole pressure are reduced. We also show that the analytical model compares well with the numerical models and that many features describing gas-condensate banking and well deliverability are adequately described in the model. The analytical model also offers insight into the process of reservoir liquid storage in gas condensate reservoirs.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2016, 33, 2; 259-289
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Changing well completion in a mature gas well using velocity string
Zmiana sposobu wiercenia otworu na dojrzałym złożu gazowym z wykorzystaniem przewodu o większej prędkości
Autorzy:
Piteiu, M. A.
Sutoiu, F.
Simescu, B.
Costin, N.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/300578.pdf
Data publikacji:
2008
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
opróbowanie otworów
gaz ziemny
produkcja
ciśnienie złożowe
well completions
natural gas
production
reservoir pressure
Opis:
In a gas field production decreases over time and can eventually stop producing completely because of liquid loading. As the reservoir pressure in a gas well depletes, there may be insufficient velocity to transport all liquids from the wellbore. In time, these liquids accumulate and impair production. The factors that are causing this problem include declining reservoir pressure, gas velocities and increased water production. One method of restoring a well that is liquid loaded back to flow production is installing a smaller diameter tubing string to run inside the production tubing of a well. Regarding advanced rate of depletion in Romgaz gas fields, reinjection method gives viable solutions to face the problems that appear in the exploitation of the wells with appreciable liquid impurities production.
Z czasem produkcja na złożu gazowym ulega zmniejszeniu aż do całkowitego jej zaprzestania. Ciśnienie złożowe w otworach gazowych zmniejsza się powodując, że brak będzie siły wynoszącej płyny z otworu na zewnątrz. Z czasem płyny te kumulują się, uniemożliwiając dalszą produkcję. Czynnikami odpowiedzialnymi za te utrudnienia są obniżenie wartości ciśnienia złożowego, zmniejszone prędkości przepływu gazu oraz zwiększona produkcja wody. Jedną z metod stosowanych w przypadku otworów z reiniekcją jako sposobem na wymuszenie produkcji jest zastosowanie rur produkcyjnych o mniejszej średnicy wewnątrz rury wydobywczej. Metoda ta - iniekcji - jest skutecznym rozwiązaniem tego problemu w firmie ROMGAZ.
Źródło:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2008, 25, 2; 595-601
1507-0042
Pojawia się w:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Wpływ diagenezy i tektoniki na rozwój właściwości zbiornikowych dolomitów frańskich w centralnej części rowu lubelskiego
Diagenetic and tectonic processes controlling reservoir properties of the Frasnian dolostones in the central part of the Lublin Graben [Eastern Poland]
Autorzy:
Narkiewicz, M.
Jarosiński, M.
Krzywiec, P.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2074507.pdf
Data publikacji:
2007
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
diageneza
tektonika
dolomity frańskie
rów lubelski
gas fields
reservoir properties
diagenesis
tectonic fractures
Frasnian
Lublin Graben
Opis:
Petrological studies of core samples, integrated with mesostructural analysis of cores, and coupled with results of seismic data interpretation allowed to interpret evolving reservoir properties of dolostones of the Frasnian Werbkowice Mb. These crystalline and partly vuggy rocks form main reservoir horizons of the Ciecierzyn and Mełgiew A gas fields in the central Lublin Graben. The optimum reservoir properties were attained following the main phase of regional dolomitization and accompanying CaCO3 dissolution. These processes occurred after renewed subsidence in Viséan and before main phase of the Variscan inversion in late Westphalian. In Late Silesian, after the onset of hydrocarbon generation, porosity was partly filled by a dolomite cement. The most important agent of porosity destruction, however, was a precipitation of anhydrite cement preceding main phase of compressional deformations. The latter led to a localized development of open fracture systems which, however, were soon filled with various cements related to dissolution-reprecipitation processes. After compressional event, the stress regime evolved towards strike-slip and extensional, which created fractures allowing migration of hydrocarbons to newly formed structural traps. Several observed structures indicate negligible post- inversion deformations, thus facilitating preservation of earlier formed hydrocarbon accumulations. However, successive stages of secondary migration could have occurred during indefinite time under strike-slip and extensional regime recorded as a distinct set of mesostructures.
Źródło:
Przegląd Geologiczny; 2007, 55, 1; 61-70
0033-2151
Pojawia się w:
Przegląd Geologiczny
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Utwory eocenu i oligocenu rejonu Tarnogrodu (północno-wschodnia część zapadliska przedkarpackiego)
Eocene and Oligocene sediments of the Tarnogród area (NE part of the Polish Carpathian Foredeep)
Autorzy:
Myśliwiec, M.
Śmist, P.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2074489.pdf
Data publikacji:
2006
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
zapadlisko przedkarpackie
oligocen
eocen
skały zbiornikowe
gaz ziemny
Carpathian Foredeep
Oligocene
Eocene
reservoir rocks
gas fields
Opis:
The series of the clastic and organic Eocene and Oligocene deposits was penetrated by wells drilled in the NE part of the Polish Carpathian Foredeep. These rocks were deposited on the surface of the platform before the process of the foredeep development was started. The recent structural position of the Eocene and Oligocene rocks is the result of the following vertical and strike-slip movements along the NW–SE direction faults in the Paleo and Mesozoic basement. The Oligocene sandstones are good quality reservoir rocks.
Źródło:
Przegląd Geologiczny; 2006, 54, 8; 724-730
0033-2151
Pojawia się w:
Przegląd Geologiczny
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Production and evaluation study for a natural gas field in the North - Eastern part of the Getic Depression
Badanie produkcji i oszacowanie złoża gazu ziemnego w północno-wschodniej części niziny Getic
Autorzy:
Grigoras, I. D.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299501.pdf
Data publikacji:
2011
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
gaz "suchy"
gaz ziemny
złoża
produkcja
otwory
zasoby
rezerwy
geologia
seismika
non-associated gas
natural gas
reservoir
production
wells
resources
reserves
geology
seismics
Opis:
The work targets, reference date 01.01.2007, are: - additional data analysis: to the study (1998) and confirmed at 01.01.2000 and to the last study at reference date 01.01.2005, - geological model update according to 3D seismic data interpretation performed at the beginnig of the year 2007, - resources and reserves reevaluation in order to be confirmed, - optimum production scenario set up, - discounted cash flow analysis.
Celem przeprowadzonych bada referencyjnych (01.01.2007) były: - analiza dodatkowych danych: do badań (1998) i potwierdzonych 01.01.2000 i do ostatnich badań referencyjnych (01.01.2005), - ulepszenie modelu geologicznego zgodnie z interpretacją 3D danych sejsmicznych wykonanych na początku 2007 r., - potwierdzające oszacowanie zasobów i rezerw, - opracowanie scenariusz optymalnej produkcji, - analiza niższych przepływów pieniężnych.
Źródło:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2011, 28, 1-2; 153-161
1507-0042
Pojawia się w:
Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Numeryczne modelowanie zjawiska dyspersji fizycznej – model rzeczywistej struktury
Numerical modeling of physical dispersion in porous rock – model of real structure
Autorzy:
Gołąbek, A.
Szott, W.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835418.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
dyspersja numeryczna
dyspersja fizyczna
mieszanie się gazów
symulator złożowy
numerical dispersion
physical dispersion
gas mixing
reservoir simulator
Opis:
Artykuł dotyczy praktycznego rozwiązania problemu związanego z modelowaniem zjawiska dyspersji fizycznej. Jest to kontynuacja poprzednich publikacji autorów, w których obliczenia zostały wykonane na bardzo uproszczonych modelach symulacyjnych. W ramach pracy dostosowano proponowane wcześniej modyfikacje symulatora BOAST do modeli rzeczywistych struktur posiadających złożoną geometrię oraz niejednorodne rozkłady parametrów złożowych. Zmiany te dotyczyły implementacji hybrydowej metody minimalizacji dyspersji numerycznej oraz rozszerzenia standardowych równań nasyceń o dodatkowy człon dyspersji fizycznej. Praca zawiera krótki opis proponowanej metody sterowania wielkością strefy mieszania się gazów wraz z wynikami jej zastosowania. Ponieważ poprawne modelowanie zjawiska dyspersji fizycznej ma szczególne znaczenie przy symulowaniu wytwarzania bufora PMG oraz późniejszej jego pracy, do przetestowania proponowanej metody użyto modelu krajowego złoża gazu ziemnego, które dzięki specyficznej geometrii oraz dobrym własnościom kolektorskim jest naturalnym kandydatem do konwersji na podziemny magazyn gazu. W ramach pracy skonstruowano kilka modeli geometrycznych wybranej struktury, różniących się od siebie rozdzielczością siatki bloków, na których wykonano szereg symulacji. Wszystkie symulacje dotyczyły procesu wytwarzania poduszki buforowej PMG, podczas którego zachodzi zjawisko mieszania się gazu zatłaczanego z gazem rodzimym znajdującym się w strukturze. Przedstawione w pracy, w postaci rysunków i wykresów, wyniki wykonanych symulacji wykazały efektywność stosowanej metody ograniczenia dyspersji numerycznej (zarówno dla obliczeń mobilności z ważeniem wielopunktowym w kierunku napływu, jak i podwójnej siatki dyskretyzacji) oraz efekty zastosowania różnych wielkości parametrów dyspersji fizycznej.
The paper addresses the problem of physical dispersion modeling using a standard reservoir simulator. The paper builds upon the previous works of the authors, where simplified models were used to cope with the problem. Simulator modifications presented there are now applied to a model of real geological structures with complex geometry and inhomogenous distributions of basic reservoir parameters. The modifications include a hybrid method of numerical dispersion reduction and the extension of standard flow equations with physical dispersion terms. The method is briefly described and results of its application are discussed. The proposed approach, is tested on a realistic model of a process to converge a selected domestic gas reservoir with favorable structure and preferred storage parameters, into a practical UGS facility. In particular the first phase of this conversion, i.e. building the gas cushion is modeled where gas-gas mixing phenomena governed by dispersion effects is of significant importance. Several models with different mesh sizes of the structure were constructed and used to simulate the process. The simulation results present the effects of the mixing process between injected and original gases, taking place in realistic porous media and under typical operation conditions. They confirm the practical value of the presented method to successfully reduce unwanted numerical dispersion and efficiently introduce controllable physical dispersion.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2017, 73, 2; 75-80
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Badania wpływu środków pieniących na skuteczność wynoszenia wody złożowej z odwiertu
Research on the effect of foaming agents on the effectiveness of reservoir water removal from the well
Autorzy:
Kluk, Dorota
Steliga, Teresa
Bęben, Dariusz
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31343892.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
odwadnianie odwiertów gazowych
wody złożowe
środki powierzchniowo czynne
napięcie powierzchniowe
gas well deliquification
reservoir waters
surfactants
surface tension
Opis:
W artykule zaprezentowano badania spienialności wód złożowych za pomocą środków powierzchniowo czynnych (SPCz) o handlowych nazwach BioLight 30/380, BioAcid 30/380 oraz BioCond Plus 30/380. Stosowane SPCz występowały w postaci świec pieniących. Wody poddawane testom pienienia charakteryzowały się różnorodnymi parametrami fizycznymi i chemicznymi, szczególnie pod kątem mineralizacji (260–311 664 mg/dm3 ) i zawartości substancji organicznych (0–102 mg/dm3 ). Testy wpływu środków pieniących na skuteczność spieniania i wynoszenia wód złożowych z odwiertu prowadzono na stanowisku laboratoryjnym symulującym kolumnę wydobywczą gazu ziemnego. Podczas testów pienienia wód złożowych, prowadzonych kolejno z dawkami środków powierzchniowo czynnych: 1,5 g/m3 , 3,0 g/m3 oraz 5,0 g/m3 , wykonywano pomiary: napięcia powierzchniowego wody, objętości wytworzonej piany w funkcji czasu oraz wypienionej wody złożowej. Kryterium wyboru efektywności działania środka powierzchniowo czynnego dla badanej wody było jej skuteczne wynoszenie w strukturze piany z instalacji symulującej zawodniony odwiert gazowy oraz minimalizacja dawki wprowadzanego do wody środka pianotwórczego. Wyniki przeprowadzonych badań laboratoryjnych uzyskane w ramach realizowanej pracy umożliwiły zaproponowanie efektywnie działających środków powierzchniowo czynnych w kontekście spieniania i wynoszenia wód złożowych z odwiertu. W praktyce powiązanie wyników badań laboratoryjnych z rodzajem i dawkowaniem środków pieniących, z właściwościami wody złożowej i parametrami eksploatacji złoża gazu pozwoli na wskazanie, jakie środki i w jakich ilościach mogą w efektywny sposób usprawnić eksploatację danego rodzaju złoża gazu ziemnego. Wyniki prac przyczynią się do zwiększania stopnia sczerpania zasobów geologicznych złóż węglowodorów.
The article presents studies of formation water foamability using surfactants with the trade names BioLight 30/380, BioAcid 30/380 and BioCond Plus 30/380. Foaming candles were used as the surfactants. The waters subjected to foaming tests were characterized by various physical and chemical parameters, especially in terms of mineralization (260–311,664 mg/dm3 ) and the content of organic substances (0–102 mg/dm3 ). Tests of the effect of foaming agents on the effectiveness of foaming and raising formation water from the borehole were carried out on a laboratory stand simulating a natural gas well. During the tests of formation water foaming, carried out successively with surfactants doses of 1.5, 3.0 and 5.0 g/m3 , the following measurements were made: surface tension of water, volume of generated foam as a function of time and foamed formation water. The criterion for choosing the effectiveness of the surfactant for the tested water was: effective removal of water in the form of foam from the installation simulating a flooded gas well and the minimization of the dose of the foaming agent introduced into the water. In practice, linking the results of laboratory tests with the type and dosage of foaming agents, formation water properties and exploitation parameters of gas reservoir will make it possible to indicate which agents and in what quantities can effectively improve the exploitation of a given type of natural gas deposit. The results of the works will contribute to increasing the degree of depletion of geological resources of hydrocarbon deposits.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 6; 420-427
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Key factors in shale gas modeling and simulation
Modelowanie i symulacja niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego z łupków - kluczowe parametry
Autorzy:
Klimkowski, Ł.
Nagy, S.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/218884.pdf
Data publikacji:
2014
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
Tematy:
gaz z łupków
gaz niekonwencjonalny
symulacja numeryczna
szczeliny hydrauliczne
wydobycie gazu
stymulacja
szczelinowanie hydrauliczne
kluczowe parametry
sweet spot
Blue Gas
shale gas
unconventional gas
reservoir simulation
hydraulic fractures
shale gas extraction
stimulation
hydraulic fracturing
key parameters
Opis:
Multi-stage hydraulic fracturing is the method for unlocking shale gas resources and maximizing horizontal well performance. Modeling the effects of stimulation and fluid flow in a medium with extremely low permeability is significantly different from modeling conventional deposits. Due to the complexity of the subject, a significant number of parameters can affect the production performance. For a better understanding of the specifics of unconventional resources it is necessary to determine the effect of various parameters on the gas production process and identification of parameters of major importance. As a result, it may help in designing more effective way to provide gas resources from shale rocks. Within the framework of this study a sensitivity analysis of the numerical model of shale gas reservoir, built based on the latest solutions used in industrial reservoir simulators, was performed. The impact of different reservoir and hydraulic fractures parameters on a horizontal shale gas well production performance was assessed and key factors were determined.
W celu udostępnienia zasobów gazu ziemnego ze złóż łupkowych i maksymalizacji wydajności horyzontalnych odwiertów eksploatacyjnych stosowane jest wielostopniowe szczelinowanie hydrauliczne. Modelowanie efektów stymulacji oraz przepływu płynów w ośrodku o ekstremalnie niskiej przepuszczalności jakim jest skała łupkowa różni się znacznie od modelowania złóż konwencjonalnych. W związku ze złożonością zagadnienia występuje znaczna ilość parametrów mających wpływ na przebieg wydobycia. Dla lepszego zrozumienia specyfiki złóż niekonwencjonalnych konieczne jest określenie wpływu poszczególnych parametrów na całość procesu wydobycia gazu oraz identyfikacja tych o największym znaczeniu. W efekcie może się to przełożyć na projektowanie bardziej efektywnego sposobu udostępnienia zasobów gazu ze złóż łupkowych. W ramach niniejszego opracowania przeprowadzono analizę wrażliwości numerycznego modelu symulacyjnego złoża gazu z łupków zbudowanego w oparciu o najnowsze rozwiązania stosowane w prze mysłowych symulatorach złożowych. W wyniku tej analizy określono parametry o kluczowym wpływie na przebieg eksploatacji i maksymalizację wydobycia gazu ze złoża.
Źródło:
Archives of Mining Sciences; 2014, 59, 4; 987-1004
0860-7001
Pojawia się w:
Archives of Mining Sciences
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Production and evaluation study for an oil with dissolved associated gas field in the Pannonian Depression
Badanie i szacowanie produkcji ropy naftowej z towarzyszącym rozpuszczonym gazem ziemnym na złożach Niziny Panońskiej
Autorzy:
Grigoras, I. D.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299151.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
niezwiązany gaz ziemny
ropa naftowa
gaz ziemny
złoża
produkcja
otwory
zasoby
geologia
kondensat
non-associated gas
oil
condensate
natural gas
reservoir
production
wells
resources
reserves
geology
Opis:
The work targets are: - additional data analysis, - geological model update, - resources and reserves reevaluation in order to be confirmed, - optimum production scenario set up, - discounted cash flow analysis.
Celem pracy są: - analiza danych dodatkowych, - uzupełnianie modelu geologicznego, - potwierdzające szacowanie złóż i zasobów, - optymalny zestaw produkcyjny, - analiza kosztów.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2012, 29, 1; 145-152
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Wyświetlanie 1-25 z 36

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