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 saturation" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-12 z 12
    Tytuł:
    The influence of pore media distribution on the elastic parameters of rocks in Miocene sediments (Carpathian Foredeep, Poland, B deposit)
    Autorzy:
    Bała, M.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/184347.pdf
    Data publikacji:
    2015
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    P-wave velocity
    S-wave velocity
    theoretical Kuster– Toksöz model
    Biot-Gassmann model
    water saturation
    gas saturation
    porosity
    Opis:
    This paper presents the results of modelling compressional and shear wave velocities and elastic moduli, as well as Poisson’s coefficient changes in sandstone-shale rocks, based on the distribution of media reservoir (water, gas) in the pore space. Modelling was performed using the Estymacja-TP computer program and theoretical Kuster–Toksöz and Biot–Gassmann relationships. Phase distribution of saturating pores (ellipsoidal shapes) in several ways was assumed. Calculations were made of elastic parameters in the deposits of the autochthonous Miocene Sarmatian in the borehole B-4. Using a method similar to the so-called “fluid substitution” velocity of compressional and shear waves, elastic moduli, Poisson’s ratio and bulk density, under various conditions of water and gas saturation, were calculated. The assumed change in water saturation ranged from Sw = 0% to 100%.
    Źródło:
    Geology, Geophysics and Environment; 2015, 41, 2; 155-167
    2299-8004
    2353-0790
    Pojawia się w:
    Geology, Geophysics and Environment
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wybrane zagadnienia doskonalenia technologii wtórnych metod eksploatacji złóż ropy naftowej
    Selected aspects of perfecting secondary methods of oil deposits exploitation
    Autorzy:
    Jewulski, J.
    Wojnarowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299669.pdf
    Data publikacji:
    2007
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    eksploatacja złóż
    metody wtórne
    nawadnianie i nagazowanie złóż
    exploitations of deposits
    secondary methods
    water and gas saturation of deposits
    Opis:
    W artykule przedstawiono podstawy teoretyczne procesu wypierania ropy naftowej dla wtórnych metod eksploatacji złóż. W metodach tych istotnym czynnikiem jest dobór właściwego medium wypierającego. W pracy przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych wypierania ropy naftowej za pomocą wody, wodnego roztworu związku powierzchniowo- czynnego (Rokamidu MR-17) oraz powietrza. Na podstawie uzyskanych rezultatów określono współczynniki odropienia modelu złoża, oraz wpływ płynu wypierającego na zwiększenie jego efektywności wypierania dla wtórnych metod eksploatacji złóż ropy naftowej.
    The mechanism of oil displacement with injected water and gas was presented in the paper. The correct selection of a displacing fluid is very important for these secondary recovery methods. Laboratory investigation results for water, Rokamid solution and air were presented. On the basis of measurements recovery factors were calculated and influence of fluid on secondary method efficiency was determined.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2007, 24, 2; 769-778
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wpływ rezydualnego nasycenia gazem poniżej stwierdzonego kontaktu woda–gaz na proces eksploatacji złoża
    Impact of residual gas saturation below the specified water-gas contact on the production process
    Autorzy:
    Tuczyński, Tomasz
    Podsobiński, Daniel
    Stopa, Jerzy
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1834112.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    rezydualna strefa nasycenia gazem
    krytyczne nasycenie gazem
    dynamiczny model złoża
    wodnonaporowy system energetyczny złoża
    residual gas zone
    critical gas saturation
    dynamic reservoir model
    water drive mechanism
    Opis:
    Natural gas fields over millions of years are exposed to various geological factors that affect their final state and shape. It happens that after some time of production, the reservoir has additional energy and greater gas resources than originally expected. The reason for this may be residual gas saturation below the specified gas–water contact, which has not been included in previous analyzes. Disregarding the residual hydrocarbon zone may lead to erroneous conclusions about resources, recovery factors and water breakthrough time. In this paper the residual gas zone impact on the production process from a real gas-condensate reservoir has been analyzed. The calculations were conducted using a dynamic reservoir model created in Eclipse numerical simulator. For the purpose of the analysis, 6 dynamic models were made. On their basis, an analysis of the impact on cumulative gas and water production was carried out for parameters such as: critical gas saturation in the residual zone and volume of aquifer. Based on the presented example, the overall gas initial in place after taking into account the residual zone has increased about 19%. However, the impact of the residual gas zone on cumulative gas production is not clearcut and its presence can have a positive as well as negative impact on the cumulative gas production. The size and type of the impact resulting from presence of the residual gas zone is directly related to the geological and reservoir conditions in the given reservoir and the way of production operation. The obtained results indicate also that the residual gas zone may affect the water breakthrough time in production wells as well as total volume of produced water.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2020, 76, 9; 585-591
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Amplitude variation with offset (AVO) analysis via fluid replacement modeling (FRM) for characterizing the reservoir response of Cretaceous sand interval
    Analiza zmiany amplitudy z offsetem (AVO) w poziomie złożowym piaskowców kredowych w celu określenia odpowiedzi sejsmicznej na modelowanie zastępowania medium nasycającego (FRM)
    Autorzy:
    Mughal, Muhammad Rizwan
    Akhter, Gulraiz
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1834046.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    fluid replacement modeling (FRM)
    elastic parameters
    AVO response
    gas saturation effect
    Sawan gas field
    modelowanie zastępowania medium nasycającego (FRM)
    parametry sprężyste
    odpowiedź AVO
    efekt nasycenia gazem
    złoże gazu Sawan
    Opis:
    Wykorzystanie teorii Gassmana w modelowaniu zastępowania medium nasycającego (fluid replacement modeling – FRM) przestrzeń porową pozwala na stworzenie syntetycznych modeli ośrodka geologicznego o różnym stopniu nasycenia. Metodyka FRM została wykorzystana w skałach zbiornikowych złoża gazu ziemnego Sawan (środkowy basen Indusu, Pakistan) zlokalizowanego w poziomie piaszczystym C kredowej formacji Lower Goru. W badaniach wykorzystano sejsmikę w wersji post-stack oraz dane otworowe (Sawan-01 oraz Sawan-08). Analizę petrofizyczną danych otworowych przeprowadzono w celu wstępnego prognozowania stref nasyconych gazem w lokalizacjach odwiertów, a następnie poprzez dowiązanie danych sejsmicznych do otworowych przeprowadzono predykcję nasycenia dla całego wolumenu sejsmicznego 3D. Analiza zmian amplitudy z offsetem (AVO) w obrębie interwału perspektywicznego prowadzona była dla aktualnego poziomu nasycenia skał zbiornikowych in situ oraz dla modelowanego przypadku zmiany parametrów nasycenia (nasycenie gazem 80%, nasycenie wodą złożową 20%). Parametry elastyczne złoża zostały oszacowane na podstawie wzorów Gassmanna. Odpowiedź AVO dla danych in situ oraz dla danych syntetycznych FRM wskazuje na IV klasę AVO. Obserwowany wzrost amplitudy w funkcji kąta padania dla modeli FRM wykazuje czułość metody AVO na zmianę medium nasycającego przestrzeń porową. Zmiana parametrów złoża związana ze zmianą stopnia nasycenia medium i obserwowaną zmianą w odpowiedzi AVO potwierdza efektywność zastosowanej metody w określaniu litologii i nasycenia skały złożowej. Wykorzystana metodologia pozwoli na dokładniejszą charakterystykę formacji złożowych zarówno w obszarze badań, jak również w innych rejonach świata.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2020, 76, 6; 351-362
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wpływ obecności iłów, porowatości oraz nasycenia porów wodą i gazem na parametry sprężyste skał zbiornikowych określanych na podstawie teoretycznych modeli ośrodków porowatych i danych geofizyki wiertniczej
    Effects of shale content, porosity and water- and gas-saturation in pores on elastic parameters of reservoir rocks based on theoretical models of porous media and well-logging data
    Autorzy:
    Bała, M.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2074505.pdf
    Data publikacji:
    2007
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    nasycenie wodą
    nasycenie gazem
    prędkość fali P
    prędkość fali S
    współczynnik Poissona
    skały zbiornikowe
    P-wave velocity
    S-wave velocity
    elastic modulus
    Poisson ratio
    shale content
    water saturation
    gas saturation
    Opis:
    The paper describes effects of shale content, porosity and water- and gas saturation on elastic parameters of rocks. The analysis was based on theoretical relationships for porous media, known as the Biot-Gassmann's and Kuster and Toksöz's models, and on Raymer-Hunt-Gardner formulas. Well-logging data and results of the quantitative interpretation of well logs were also analysed. The relationships between P-wave and S-wave velocities and reservoir parameters may contribute to solving some problems associated with seismic interpretation of wave forms in Miocene gas deposits in the Carpathian Foredeep.
    Źródło:
    Przegląd Geologiczny; 2007, 55, 1; 46-53
    0033-2151
    Pojawia się w:
    Przegląd Geologiczny
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    K-mean cluster analysis for better determining the sweet spot intervals of the unconventional organic-rich shale: a case study
    Autorzy:
    Akbar, M. N. A.
    Nugraha, S. T.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/100894.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Uniwersytet Śląski. Wydział Nauk o Ziemi
    Tematy:
    shale gas petrophysics
    organic-rich shale
    rock typing
    cluster analysis
    shale gas water saturation
    sweet spot
    gaz łupkowy
    gaz ziemny
    złoża łupkowe
    nasycenie
    Opis:
    The petrophysical analysis is the crucial task for evaluating the quality of unconventional organic-rich shale and tight gas reservoirs. The presence of organic matter and the ultra-tight with over complex pore system have remained a lack of understanding of how to evaluate the extensive parameters of porosity considering organic content, gas saturation, organic richness, brittleness index, and sweet spot interval by only using conventional log. Therefore, this study offers effectively applied techniques and better analysis for interpreting these parameters by maximizing and integrating geological, geochemical, rock mechanical and engineering data. In general, the field data used in this study are from the first dedicated well for source rock exploration in the North Sumatra Basin, Indonesia. The developed method was derived by using conventional log. All interpretation results were validated by laboratory data measurements of routine and special core analysis, petrography, total organic carbon (TOC) and organic maturation, and brittleness index (BI) calculation. Moreover, the high quality of NMR log data was used as well to ensure our developed techniques present good estimations. Briefly about the methods, we started to determine the total and effective porosity based on the density log by including the presence of organic matter and multi-mineral analysis in these estimations. Then, we used the revised water saturation-TOC of water saturation while the TOC was predicted in advance by averaging three results from the correlation of TOC-Density, modified CARBOLOG and Passey’s ΔlogR methods. Equally important, in order to obtain the reliable gas saturation prediction, we used saturation exponent (n), cementation factor (m), and the tortuosity factor (a) parameters which obtained from laboratory measurement of formation resistivity factor and resistivity index (FFRI). In addition, the brittleness index was predicted based on sonic log data. Finally, all parameters needed for determining gas shale sweet spot have been made. Then, we developed a way to evaluate the sweet spot interval by using K-mean clustering. In conclusion, this clustering result properly follows the shale quality index parameters which consist of organic richness and maturation, brittleness index, the storage capacity of porosity and gas saturation. This study shows that these petrophysical applied techniques leads us to interpret the best position of shale interval to be developed with a simple, fast, and accurate prediction way. Furthermore, as a novelty, this method can be used as rock typing method and obviously can reduce uncertainty and risks in organic-rich shale exploration.
    Źródło:
    Contemporary Trends in Geoscience; 2018, 7, 2; 200-213
    2299-8179
    Pojawia się w:
    Contemporary Trends in Geoscience
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Determination of basic gas reservoir parameters from radioactive logging taking into account PT-conditions
    Określanie podstawowych parametrów gazonośnych skał zbiornikowych za pomocą kombinacji odwiertowych profilowań radiometrycznych z uwzględnieniem warunków ciśnienia i temperatury
    Autorzy:
    Bondarenko, M.
    Kulyk, V.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835427.pdf
    Data publikacji:
    2017
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    gas reservoirs
    pressure-temperature conditions
    density-neutron loggings
    apparent and true porosities of gas reservoirs
    identification parameter
    gas saturation
    volume gas content
    gazonośne skały zbiornikowe
    termiczno-ciśnieniowe warunki
    kombinacja odwiertowych profilowań gamma-gamma gęstościowego i neutron-neutron
    pozorna i rzeczywista porowatość gazonośnych skał zbiornikowych
    parametr identyfikacyjny,
    nasycenie gazem
    objętościowa zawartość gazu
    Opis:
    The paper suggests methods for determining the basic parameters of ordinary and unconventional gas reservoirs, namely identification parameter, true porosity, gas saturation and volume gas content. The set of these parameters can be obtained in both open wells and cased wells with the help of a combination of density and neutron loggings taking into account PT-conditions of gas reservoirs occurrence (up to 10 km). The application of developed approaches for the estimation of the petrophysical parameters of gas reservoirs are demonstrated by the example of cased gas well.
    W artykule zaproponowano sposoby wyznaczania głównych parametrów, w konwencjonalnych i niekonwencjonalnych gazonośnych skałach zbiornikowych, tzw. parametr identyfikacyjny, rzeczywistą porowatość, nasycenie gazem, objętościową zawartość gazu. Zestaw tych parametrów może być otrzymany zarówno w niezarurowanych, jak i zarurowanych otworach wiertniczych, za pomocą kombinacji radiometrycznych profilowań z uwzględnieniem zmiennych ciśnień i temperatury w skałach zbiornikowych (do 10 km). Zastosowanie przedstawionych w artykule sposobów dla liczbowej oceny petrofizycznych parametrów, gazonośnych skał zbiornikowych zademonstrowano na przykładzie odwiertu zarurowanego.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2017, 73, 3; 162-168
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wydzielanie się gazów z wód podziemnych
    Gas exhalation from groundwaters
    Autorzy:
    Żak, S.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2062918.pdf
    Data publikacji:
    2009
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    wydzielanie się gazu
    stężenie gazu
    ciśnienie nasycenia
    wody podziemne
    gas exhalation
    gas concentration
    saturation pressure
    groundwater
    Opis:
    Podczas wypływu nagazowanych wód podziemnych na powierzchnię następuje wydzielanie się gazów w formie lotnej. Proces ten jest związany z obniżaniem się ciśnienia wzdłuż drogi przepływu. W przypadku, gdy w wodzie rozpuszczone są różne gazy, ich wydzielanie jest nierównomierne. W artykule przedstawiono podstawy teoretyczne i wyprowadzono równania umożliwiające określenie stężenia i ilości wydzielonych gazów z wody w zależności od ciśnienia. Wykonano również przykładowe obliczenia dla wód z rejonu Rabki- -Zdroju. We wnioskach sformułowano uwagi dotyczące sposobu badania składu gazowego wód podziemnych.
    During the outflow of gas-saturated groundwater to the ground surface, gases are exhaled from it. This process is related to a pressure fall along the groundwater path-flow. In the case when water contains a number of different gases, their exhalation is nonuniform. The article presents theoretical background and proposes equations useful for determining the concentration and quantity of gases exhaled from water in relation to pressure. Model calculations were carried out for groundwaters from Rabka-Zdrój spa. Finally, remarks related to methods of examining the composition of gas mixture dissolved in groundwater have been included.
    Źródło:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego; 2009, 436, z. 9/2; 583-588
    0867-6143
    Pojawia się w:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Gazy wilgotne
    Moist gasses
    Autorzy:
    Litke, Benedykt Julian
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/136114.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Wyższa Szkoła Techniczno-Ekonomiczna w Szczecinie
    Tematy:
    gaz wilgotny
    charakterystyka
    parametry
    wilgotność
    stopień nasycenia
    moist gas
    characteristics
    parameters
    humidity
    saturation level
    Opis:
    Wstęp i cele: W pracy opisano parametry gazu wilgotnego oraz opracowano charakterystykę wilgotności i stopnia nasycenia. Celem pracy jest analiza parametrów i charakterystyka gazu wilgotnego. Materiał i metody: Materiał stanowią źródła z literatury z zakresu termodynamiki. W pracy zastosowano metodę analizy teoretycznej. Wyniki: Opracowano wykres zmian stanu czynnika. Przy małej zawartości pary w gazie, jej ciśnienie cząstkowe jest niskie i jeżeli jest mniejsze od ciśnienia nasycenia występuje para przegrzana i otrzymuje się gaz wilgotny nienasycony. W miarę zwiększania zawartości wody w gazie ciśnienie cząstkowe rośnie i może osiągnąć możliwą najwyższą wartość, równą ciśnieniu nasycenia. Uzyskany gaz jest wilgotnym nasyconym. Przy ciśnieniu nasycenia zawarta jest w gazie możliwa, największa ilość wody (albo innej cieczy) w postaci gazowej (lotnej). Zwiększenie zawartości wody w gazie ponad stan nasycenia może spowodować utworzenie się mgły. Wnioski: Do określenia wilgotności bezwzględnej nie włącza się zawartości wody w postaci mgły tzn. cząstek wody lub lodu. Zwiększenie zawartości wody w gazie, ponad stan nasycenia przy tej samej temperaturze nasycenia, nie spowoduje jej odparowania i wzrostu ciśnienia cząstkowego powyżej ciśnienia nasycenia. Stopień wilgoci gazu nasyconego odpowiada maksymalnej zawartości pary lotnej w gazie.
    Introduction and aim: The work describes moist gas parameters and develops humidity and saturation characteristics. The purpose of the work is to analyze parameters and characteristics of moist gas. Material and methods: Material covers some sources based on the literature in the field of thermodynamics. The method of theoretical analysis has been shown in the paper. Results: A graph of changes in the state of the factor was prepared. With a low content of vapor in the gas, its partial pressure is low and if it is less than the saturation pressure, superheated steam occurs and a wet unsaturated gas is obtained. As the water content in the gas increases, the partial pressure increases and can reach the highest value possible, equal to saturation pressure. The resulting gas is moist saturated. At saturation pressure, the largest possible amount of water (or other liquid) in gaseous (volatile) form is contained in the gas. Increasing the water content of the gas above saturation may cause fog to form. Conclusion: Water content in the form of fog, i.e. water or ice particles, is not included in the determination of absolute humidity. Increasing the water content in the gas, above saturation at the same saturation temperature, will not cause it to evaporate and the partial pressure to rise above saturation pressure. The moisture content of the saturated gas corresponds to the maximum content of volatile vapor in the gas.
    Źródło:
    Problemy Nauk Stosowanych; 2019, 10; 63-68
    2300-6110
    Pojawia się w:
    Problemy Nauk Stosowanych
    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:
    Determining irreducible water saturation based on well log data and laboratory measurements
    Wyznaczenie zawartości wody nieredukowalnej na podstawie pomiarów geofizyki wiertniczej oraz wyników badań laboratoryjnych
    Autorzy:
    Lis-Śledziona, Anita
    Stadtmüller, Marek
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835022.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    irreducible water saturation
    Swir
    NMR
    well log data
    capillary water
    free water
    clay bound water
    tight gas formation
    współczynnik nasycenia wodą nieredukowalną
    profilowania geofizyki wiertniczej
    woda kapilarna
    woda wolna
    woda związana
    formacje typu tight
    Opis:
    Unconventional resources, explored recently in Poland, require alternative methods of interpretation as the methods used in the conventional reservoir characterization often lead to misleading solutions that differ from the results of field tests and laboratory analyses. This paper presents novel methods of estimating irreducible water saturation in the tight gas sandstones based on the well log data and the results of laboratory analyses, including the NMR results. The first stage of the interpretation included calculating the quartz and shale volume, and calibrating the results with the laboratory measurements (XRD). Respectively, porosity and permeability were calculated and the pore-size distribution was evaluated. Based on porosimetry measurements, there were two porosities determined with pore-sizes below 1 m and above 1 m. Based on the relationships between laboratory NMR results and parameters calculated using well log data, capillary water content and mobile water saturation was estimated. The final stage of the analysis involved the calculation of irreducible water content by the following methods: evaluating the NMR data, using the Hong model lv (Hong et al., 2017), and calculating irreducible water saturation according to Zawisza’s formula, and assuming that irreducible water saturation is related to pore space with pore-diameter below m. Irreducible water saturation identified with critical water saturation is an important parameter which should be taken into account when determining the water saturation. When the Montaron model is used, the critical water saturation values, Sc, are crucial for the correctly calculating the Water Connectivity Index (WCI). The aim of this paper was to assess the suitability of using the results of NMR measurements performed in the tight gas formations in determining irreducible water saturation. The recognition of pore diameters enables to determine the pore space occupied by free hydrocarbons and hydrocarbons stored in “tight”, micro-pore space, the exploitation of which will require the fracturing process.
    Prowadzone obecnie w Polsce poszukiwania w skałach o charakterze niekonwencjonalnym wymagają zastosowania alternatywnych metod interpretacyjnych, gdyż metody wykorzystywane w interpretacji złóż konwencjonalnych często prowadzą do rozwiązań sprzecznych z wynikami testów złożowych i analiz laboratoryjnych. W pracy przeanalizowano zawartość wody nieredukowalnej w piaskowcach typu tight, opierając się na profilowaniach geofizyki wiertniczej oraz wynikach analiz laboratoryjnych z uwzględnieniem wyników pomiarów NMR. Pierwszy etap pracy obejmował rozpoznanie składu litologicznego i skalibrowanie objętościowej zawartości kwarcu i minerałów ilastych z wynikami badań XRD. Kolejno wyznaczono przepuszczalność i porowatość badanej formacji oraz oszacowano rozkład wielkości porów budujących przestrzeń porową. Korzystając w wyników pomiarów porozymetrycznych, obliczono także porowatość dla porów o średnicach poniżej i powyżej 1 m. Opierając się na zależnościach pomiędzy wynikami pomiarów NMR oraz parametrami oznaczonymi na podstawie danych geofizyki wiertniczej, oszacowano zawartości poszczególnych rodzajów wód: związanej kapilarnej oraz wolnej. Finalnym etapem analizy było obliczanie zawartości wody nieredukowalnej różnymi metodami: na podstawie badań NMR, korzystając ze wzoru Honga lv (Hong et al., 2017) oraz przyjmując jako zawartość wody nieredukowalnej wartości obliczone wg wzoru Zawiszy. Woda nieredukowalna, utożsamiana z krytycznym nasyceniem wodą, jest ważnym parametrem, którego wartości należy znać i uwzględniać podczas oznaczania współczynnika nasycenia wodą. W przypadku stosowania modelu Montarona w szacowaniu współczynnika nasycenia wodą wartości krytycznego nasycenia wodą Sc są kluczowe dla poprawnego wyznaczenia WCI (water connectivity index) – współczynnika ciągłości przepływu. Celem pracy była ocena przydatności i możliwości wykorzystania wyników pomiarów NMR wykonanych w formacjach typu tight w wyznaczaniu zawartości wody nieredukowalnej. Rozpoznanie wielkości średnic porów pozwala wydzielić potencjalną przestrzeń akumulacji węglowodorów wolnych w złożach konwencjonalnych oraz węglowodorów w formacjach typu tight, których eksploatacja wymagać będzie procesu szczelinowania.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2019, 75, 5; 239-246
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Problemy ograniczania dopływu wody do odwiertów wydobywczych gazowych i ropnych
    Case studies of water shut-off treatments in oil and gas production wells
    Autorzy:
    Falkowicz, S.
    Dubiel, S.
    Cicha-Szot, R.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/216021.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    złoże ropy
    złoże gazu
    miocen zapadliska przedkarpackiego
    nasycenie skał wodą
    przepuszczalność skał
    blokowanie dopływu wody
    przepuszczalność względna
    polimer
    mikrożel
    oil production
    gas production
    Carpathian Foredeep
    water saturation
    relative rock permeability
    water shut-off
    relative permeability
    polymer
    microgel
    Opis:
    W publikacji przedstawiono wybrane wyniki badań laboratoryjnych dotyczące ograniczania dopływu wody złożowej do odwiertów wydobywczych gazu i ropy. Przeanalizowano wpływ nasycenia wodą gazonośnych utworów miocenu z rejonu zapadliska przedkarpackiego na ich przepuszczalność względną dla gazu. Dokonano przeglądu literatury pod kątem oceny rezultatów uzyskanych w zabiegach zmniejszania przepuszczalności względnej skał gazonośnych i roponośnych dla wody. Na podstawie testów laboratoryjnych dokonano próby oceny skuteczności zmian przepuszczalności względnej dla solanki i azotu próbek piaskowca szydłowieckiego pod wpływem oddziaływania czterech wyselekcjonownych produktów chemicznych w postaci polimerów oraz mikrożeli. Badania laboratoryjne wykazały, że trend zmian przepuszczalności jest również silnie powiązany z zastosowanym produktem - modyfikatorem przepuszczalności względnej (RPM). Ponadto, skuteczność działania cieczy zabiegowej zależy od prędkości przepływu (wydatku przepływu) solanki przez testowaną próbkę skały - skuteczność działania testowanego preparatu jest tym większa, im wydatek przepływu solanki jest mniejszy. Wyniki testów wykazały selektywne działanie badanych produktów. W przypadku produktu nr 1 uzyskano średnie spadki przepuszczalności na poziomie 60% dla solanki oraz 18% dla gazu. W przypadku zastosowania produktu nr 2 opartego na technologii mikrożeli zaobserwowano znaczące obniżenie względnej przepuszczalności skały dla wody, z małym wpływem na przepuszczalność dla węglowodorów. Zmiany przepuszczalności dla solanki testowanych próbek piaskowca zawierały się w przedziale od 65 do 90%, a dla gazu wynosiły około 50%.
    In this study some of the experimental results of water shut-off treatments in oil and gas production wells were presented. The effect of water saturation of Miocene rocks of the Carpathian Foredeep on the relative permeability to gas was analyzed. Also, wide review of the worldwide publications from the point of view of the results obtained in water shut-off treatments in oil and gas formation was presented. Based on experimental results efficiency of relative permeability modification of sandstone from Szydłowiec to brine and nitrogen by four selected chemicals polymers and microgels was evaluated. Experimental results indicated that trend changes of permeability modification strongly depends on the fluid used in the RPM treatment. Moreover, efficiency of permeability modification to brine depends on flow rate of brine through the core - the lower brine flow rate the higher efficiency of the RPM treatment. RPM product number 1 caused significant loss of permeability to brine ca. 60% and slight permeability modification to gas ca. 18%. This permeability change to brine and gas was obtained by modification of formation wettability what affects well productivity. In the case of product number 2 which is based on microgels technology, also significant modification of selective permeability to brine was observed. Loss of permeability to brine was in the range of 65 to 90% while to gas ca. 50%.
    Źródło:
    Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2012, 28, 1; 125-136
    0860-0953
    Pojawia się w:
    Gospodarka Surowcami Mineralnymi
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-12 z 12

      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