Temat: oil reservoir - Katalog OPAC zbiorów

Skocz do pozycji: 1.

Tytuł:: Komputerowa symulacja konwersji złoża ropy naftowej na PMG z uwzględnieniem możliwości rewitalizacji ropy resztkowej
Computer simulation of the mature oil field revitalization by the UGS operations
Autorzy:: Stopa, J.
Wojnarowski, P.
Rychlicki, S.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/299443.pdf
Data publikacji:: 2005
Wydawca:: Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:: magazynowanie gazu
ropa resztkowa
rewitalizacja
oil reservoir
UGS operations
residual oil
revitalization
Opis:: W pracy wskazano na możliwe oddziaływania między ropą i gazem mogące zachodzić w wyniku cyklicznego magazynowania gazu w sczerpanym złożu ropy oraz przedstawiono komputerowy model symulacyjny wytwarzania takiego magazynu. Pokazano również wariantowe wyniki komputerowej symulacji pracy magazynu, który mógłby zostać zbudowany na jednym z polskich złóż ropy naftowej. W szczególności wyniki symulacji wskazują na możliwość uzyskania dodatkowej produkcji ropy naftowej jako efektu ubocznego procesów magazynowania gazu. Należy też liczyć się ze zmianą składu gazu magazynowanego w wyniku oddziaływania z ropą resztkową pozostałą w złożu oraz zjawisk mieszania się gazu zatłaczanego i rodzimego.
In this paper the compositional simulation results of the underground storage of natural gas in depleted oil reservoir are presented. The physical phenomena, resulting in possible revitalization of the residual oil are briefly discussed. Simulation results show that during the gas withdrawal period the stripping of higher hydrocarbon components from residual oil lead to increase of the Wobbe index. Other significant effect is increasing of the oil production resulting from the UGS operations.
Źródło:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2005, 22, 1; 293-301
1507-0042
Pojawia się w:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 2.

Tytuł:: Technologiczne zastosowania mikroobróbki laserowej w modyfikacji warstwy powierzchniowej tulei cylindrowych silnika spalinowego
Technological applications of laser micro-machining to modification of surface layer of combustion engine cylinder liner
Autorzy:: Napadłek, W.
Bogdanowicz, Z.
Woźniak, A.
Marczak, J.
Rycyk, A.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/159645.pdf
Data publikacji:: 2008
Wydawca:: Sieć Badawcza Łukasiewicz - Instytut Elektrotechniki
Tematy:: tuleja cylindrowa
topografia powierzchni
mikroobróbka laserowa
zasobniki olejowe
cylinder sleeve
surface topography
laser micro-processing
oil reservoir
Opis:: W pracy przedstawiono wyniki wstępnych badań laboratoryjnych i technologicznych stali 38HMJ azotowanej jarzeniowo poddanej modyfikacji laserowej. Do modyfikacji warstwy wierzchniej gładzi cylindrów wykorzystano mikroobróbkę laserową, mającą na celu poprawę jej makro- i mikrogeometrii (mikrodrążenie zasobników olejowych w górnej strefie tulei laserem Nd:YAG ze specjalnym systemem ogniskowania). Badaniom porównawczym poddana została topografia powierzchni ukształtowana na drodze tradycyjnej obróbki mechanicznej oraz zmodyfikowanej w wyniku mikroobróbki laserowej. Badania wstępne zmodyfikowanych gładzi tulei cylindrowych obejmowały: dobór najlepszych parametrów mikroobróbki laserowej, badania topografii powierzchni, badania struktury, twardości oraz składu chemicznego w mikroobszarach.
Results of preliminary laboratory and technology tests of 38HMJ glow nitrided steel after laser modification are presented in the paper. To modification of surface layer of cylinder liner was used laser micro-machining in order to improving its macro- and micro- geometry (micro-drilling of oil containers in the top zone of the liner by Nd:YAG laser with special focusing system). To comparison investigations was putted surface topography of surface shaped on the way traditional machining as well as modified one as result of laser micro-machining. The preliminary investigations of modified cylinder bearing surface of cylinder liners were included: selection of the best parameters of laser micro-machining, investigations of surface topography, investigations of structure, hardness as well as chemical constitution in micro-zones.
Źródło:: Prace Instytutu Elektrotechniki; 2008, 237; 61-77
0032-6216
Pojawia się w:: Prace Instytutu Elektrotechniki
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 3.

Tytuł:: Analysis of reservoir properties and parameters of oil fields suitable for the application of CO₂-EOR method
Autorzy:: Uliasz-Misiak, B.
Kosowski, P.
Lewandowska-Śmierzchalska, J.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/298884.pdf
Data publikacji:: 2015
Wydawca:: Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:: oil field
reservoir properties
reservoir parameters
CO2-EOR method
Opis:: The criteria worked out on the basis of the literature study were used for indicating oil fields, where carbon dioxide can be injected for the purpose of storing or to enhance the production of oil. The preliminary selection of oil fields, where the miscible CO₂-EOR method can be applied was based on the following criteria: depth of deposition, density of oil, reservoir temperature and oil saturation. From among 68 analyzed oil fields, 35 were used for the analyses: 3 fields in the Carpathians, 6 in the Carpathian Foredeep and the remaining 26 fields in the Polish Lowland. The statistical analysis methods were used for analyzing reservoir parameters of fields preselected for the CO₂-EOR method, i.e. depth of deposition of the roof of the horizon, average thickness, initial reservoir pressure and reservoir temperature. The reservoir properties of these fields were also analyzed, i.e. average permeability, average porosity and average saturation with oil.
Źródło:: AGH Drilling, Oil, Gas; 2015, 32, 1; 33-48
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:: AGH Drilling, Oil, Gas
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 4.

Tytuł:: Depositional environment, geochemistry and diagenetic control of the reservoir quality of the Oligo-Miocene Asmari Formation, a carbonate platform in SW Iran
Autorzy:: Omidpour, Armin
Moussavi-Harami, Reza
Loon van, Antonius Johannes
Mahboubi, Asadollah
Rahimpour-Bonab, Hossain
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/2059594.pdf
Data publikacji:: 2021
Wydawca:: Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: Asmari Formation
Shadegan Oil Field
reservoir geology
diagenesis
oil exploration
Opis:: The Oligo-Miocene Asmari Formation in SW Iran represents sedimentation on a carbonate platform. Thin-section analysis allowed distinguishing 26 microfacies, which can be grouped into twelve microfacies associations that represent four main depositional environments: open-marine, outer-ramp, middle-ramp and inner-ramp settings. The carbonates have undergone a complex diagenetic history, from penecontemporaneous shallow-marine consolidation to deep-burial diagenesis. The most important processes that affected the carbonates are dolomitization (in different stages), cementation (by anhydrite and calcite), dissolution (fabric-selective and fabric-destructive), fracturing, stylolitization and neomorphism. Minor diagenetic processes that modified the sediments are pyritization, silicification, glauconitization, micritization and bioturbation. Diagenetic processes such as dolomitization, dissolution and fracturing improved the reservoir quality, whereas cementation and compaction have reduced the reservoir quality of the Asmari Formation. Whole-rock oxygen and carbon isotope analyses of limestone samples show that the isotopic composition of the carbonates was hardly affected by diagenesis and that the carbonates remained roughly in isotopic equilibrium with the Paleogene seawater. Some samples have, however, been affected significantly by diagenesis during deep burial in a closed to semi-closed diagenetic system.
Źródło:: Geological Quarterly; 2021, 65, 2; 65: 27
1641-7291
Pojawia się w:: Geological Quarterly
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 5.

Tytuł:: Development of reservoir simulation Mittelplate - a challenge for technology
Rozwój metod symulacji złoża Mittelplate - wyzwanie technologiczne
Autorzy:: Boy, A.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/300057.pdf
Data publikacji:: 2007
Wydawca:: Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:: złoże ropy naftowej
symulacja złoża
oil field
reservoir simulation
Opis:: Mittelplate, the largest German offshore oil field, is located in the estuary of the Elbe river in the North See. From October 1987 until June 2005, 15 million tons of oil were produced from three different reservoir sections. These reservoirs, called Beta, Gamma and Epsilon/Delta, show different production history and behavior. The bulk of the oil was produced from the Gamma and Epsilon/Delta reservoirs. These reservoirs are high-permeability reservoirs with an active aquifer. In contrast, the lower-permeability reservoir Beta contains most of the reserves of the field to be produced. This reservoir has no active aquifer and needs water injection to maintain pressure and production. Because of limited water availability, optimum distribution of the injected water is essential for optimum recovery from the field. Development of such a configuration with complex boundary conditions can only be achieved through reservoir simulation. First, small models were developed to solve problems like single well productivity estimation, aquifer size estimation and communication between wells within a pilot flood area. The base of field knowledge grows continuously during the life cycle. New seismic interpretation and new geological studies, including differentiated facies descriptions, lead to new reservoir models with different geological realizations. These realizations were studied to simulate possible future developments. In addition, facility constraints like pump limitations and water conditioning are limiting factors for the field development. Combining facility constraints with different geological models is the main task in simulation today. The target is not to arrive at one 'optimum' forecast, but to show the spread of possible field development scenarios from which an appropriate one can be chosen. This complex situation is a challenge for the Mittelplate consortium of RWE Dea AG and Wintershall.
Mittelplate, największe niemieckie złoże podmorskie jest usytuowane w ujściu Łaby do Morza Północnego. Od października 1987 r. do czerwca 2005 r., z trzech odrębnych części złoża wyprodukowano 15 milionów ton ropy. Części te, nazwane Beta, Gamma i Epsilon/Delta, mają różną historię produkcji i różnie się zachowują. Ropę wydobyto ze złoża Gamma i Epsilon/Delta. Są to silnie przepuszczalne złoża z aktywną warstwą wodonośną. Z kolei słabo przepuszczalne złoże Beta zawiera najwięcej zasobów produkcyjnych. Złoże to nie ma aktywnej warstwy wodonośnej i w celu podtrzymania ciśnienia i produkcji, konieczne jest zastosowanie iniekcji. Ze względu na ograniczoną dostępność wody, optymalne rozłożenie zatłaczanej wody w złożu jest warunkiem uzyskania optymalnej produkcji z danego złoża. Rozwój takiej konfiguracji o złożonych warunkach brzegowych można uzyskać poprzez symulację złoża. Najpierw opracowuje się mniejsze modele, na podstawie których rozwiązywane są poszczególne problemy, np. szacowana jest produkcyjność pojedynczego otworu, wielkość złoża czy połączenia między otworami na obszarze pilotażowym. W trakcie trwania takiego cyklu gromadzona jest wiedza na temat złoża. Nowe interpretacje wyników sejsmicznych, opisy różnych facji, prowadzą do opracowania nowego modelu geologicznego. Następnie wyniki są analizowane pod kątem ich wykorzystania do dalszych udoskonaleń. Ponadto ograniczenia sprzętowe, np. pompy czy uwarunkowania wodne, mogą stanowić przeszkodę w realizacji tychże udoskonaleń w warunkach terenowych. Dostosowywanie ograniczeń sprzętowych do różnych warunków geologicznych jest tematem prowadzonych obecnie symulacji. Celem jest nie tyle uzyskanie "optymalnej" prognozy, co pokazanie spektrum możliwych scenariuszy. Ta złożona sytuacja stanowi wyzwanie dla konsorcjum Mittelplate RWE Dea AG i Wintershall.
Źródło:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2007, 24, 1; 109-118
1507-0042
Pojawia się w:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 6.

Tytuł:: Quality Improvement of Oil-Contaminated Wastewater, Meant for Injection into Formation, Using Two-Stage Treatment Technology
Autorzy:: Golubev, I.
Karpova, Y.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/123927.pdf
Data publikacji:: 2017
Wydawca:: Polskie Towarzystwo Inżynierii Ekologicznej
Tematy:: oil
reservoir colmatation
oil-contaminated wastewater
formation contamination
water conditioning
magnetic treatment
fractured rocks
disperse rocks
Opis:: The paper deals with water conditioning issues in oil-field development using water-flooding. It is common knowledge that injected water contains oil residues and mechanical impurities, which affect permeability of geological horizon. It has been shown that these water impurities could intensify rock colmatation up to a full clogging of pores and fractures. Hence, issues of improving quality of injected water, aimed to ensure enhancement of reservoir properties, have been studied from a variety of new angles. There are given results of conducted test experiments as well as detailed description of elaborated equipment design. It has been established that two-stage treatment technology proposed in the paper, by making use of magnetic treatment device and sewage tank with liquid hydrophobic layer, will allow to considerably improve quality of injected water. Suggested water treatment unit appears to be highly applicable, providing a maximum effect at a minimum material cost.
Źródło:: Journal of Ecological Engineering; 2017, 18, 3; 48-52
2299-8993
Pojawia się w:: Journal of Ecological Engineering
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 7.

Tytuł:: Vlijanie rezhimov metanovogo srazhivanija na ehffektivnost proizvodstva biogaza
Alternative fuel-oils
Autorzy:: Polyschuk, V.
Lobodko, N.
Dubrovina, O.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/77207.pdf
Data publikacji:: 2013
Wydawca:: Komisja Motoryzacji i Energetyki Rolnictwa
Tematy:: biogas
substrate
alternative fuel
slurry
methane
reservoir
temperature regime
fuel oil
Opis:: Проведен анализ условий, влияющих на интенсификацию процесса метанового сбраживания. Определена степень влияния на эффективность производства биогаза и его тепловую ценность температурного режима метантенка, сырьевой базы, перемешивания, наличия коферментаторов
The analysis of conditions affecting the intensification of the process of methanoic fermentation. Determined by degree of influence on the efficiency of the production of biogas and its thermal value of the temperature regime of methane tank, raw-material base, mixing, and the availability of co-fermentors.
Źródło:: Motrol. Motoryzacja i Energetyka Rolnictwa; 2013, 15, 3
1730-8658
Pojawia się w:: Motrol. Motoryzacja i Energetyka Rolnictwa
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 8.

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

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 9.

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

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 10.

Tytuł:: Pożary w przemyśle naftowym – przebieg zdarzeń, przyczyny powstawania
Autorzy:: Lasota, W.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/373153.pdf
Data publikacji:: 2008
Wydawca:: Centrum Naukowo-Badawcze Ochrony Przeciwpożarowej im. Józefa Tuliszkowskiego
Tematy:: pożar
ropa naftowa
zbiornik
przemysł naftowy
testy pożarowe
fire
petroleum
reservoir
oil industry
fire test
Opis:: Przegląd literatury został przeprowadzony po to, aby zebrać informacje odnoszące się do gaszenia obecnych pożarów zbiorników i zaproponowania testów pożarowych przeprowadzonych na dużą skalę. W sumie, 480 zdarzeń pożarowych zbiorników było zidentyfikowanych na całym świecie od lat pięćdziesiątych, a zebrane informacje ułożono w bazę danych. Lista tych pożarów wraz z niektórymi danymi jest przedstawiona w tym artykule. Poza tymi 480 pożarami, tylko około 30 pożarów dostarczyło istotnych informacji.
A literature review has been conducted to gather information related to the extinguishment of actual tank fires and relevant large-scale fire extinguishing tests. In total, 480 tank fire incidents have been identified worldwide since the 1950s and the information collected has been compiled into a database. A list of the incidents with some data is provided in this article. Out of the 482 fire incidents, only about 30 fires provided relevant information for model validation.
Źródło:: Bezpieczeństwo i Technika Pożarnicza; 2008, 4; 157-168
1895-8443
Pojawia się w:: Bezpieczeństwo i Technika Pożarnicza
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 11.

Tytuł:: Demonstration of MEOR as an alternative enhanced oil recovery technique in Nigeria offshore oilfield
Autorzy:: Udosoh, Nsisong E.
Nwaoha, Thaddeus C.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1819180.pdf
Data publikacji:: 2020
Wydawca:: Politechnika Koszalińska. Wydawnictwo Uczelniane
Tematy:: Eni oil field
reservoir
permeability
efficiency
microbial
porosity
pole naftowe Eni
zbiornik
przepuszczalność
wydajność
drobnoustroje
porowatość
Opis:: Eni oilfield has been experiencing production decline with increase in water output. The implementation of enhanced oil recovery (EOR) can help to extract some percentages of the original oil in place (OOIP). EOR methods are capital intensive and few are environmental hazardous. In a bid to address this issues, this paper discusses on an alternate economically viable enhanced oil recovery technique which has the potential to curb the challenges of other conventional EOR methods. This work suggested a 3 stage approach of applying microbial enhanced oil recovery (MEOR) method for oil recovery in Eni field. The reservoir characteristics in Eni field were studied, the average porosity value of the reservoirs is between 0.238 and 0.241, while water saturation ranges between 0.127 and 0.13. Other production data include; Initial reservoir pressure which ranges from 2328 to 2553 Psia and has a reservoir temperature ranging from 170°F to 180°F. The Average API gravity ranges from 20.5 to 34.2, while the initial GOR ranges from 350 to 396. Oil viscosity was between 0.57cp to 2.57cp while gas viscosity was between 0.65cp to 0.67cp. The reservoir characteristics and parameters were found suitable for the application of MEOR technique for effective oil drainage from the delineated reservoir compartments. Microbial flooding was found to be matured in reservoirs with temperature less than 200°F, brine salinity not more than 100,000 ppm, water depth not more than 3500m and permeability should be above 30 (Md). It is recommended that MEOR approach should be applied in Eni Oilfield for increment of oil production and reduction in water cut due to its efficiency and economic viability.
Źródło:: Journal of Mechanical and Energy Engineering; 2020, 4, 3; 277--284
2544-0780
2544-1671
Pojawia się w:: Journal of Mechanical and Energy Engineering
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 12.

Tytuł:: Filtration of compressible viscous-plastic oil in a porous medium
Filtracja ściśliwego oleju lepkoplastycznego w medium porowatym
Autorzy:: Dadash-Zade, Mirza A.
Aliyev, Inglab N.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/31343897.pdf
Data publikacji:: 2023
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: deep-seated oil fields
compressibility
oil basin
reservoir
physical properties
chemical properties
oil
porosity
permeability
głęboko zalegające złoża ropy
ściśliwość
basen naftowy
zbiornik
właściwości fizyczne
właściwości chemiczne
ropa
porowatość
przepuszczalność
Opis:: Numerous laboratory studies have shown that the change in physical and chemical properties and the geological conditions of the occurrence of hydrocarbons depend on depth. It should be noted that the change in oil properties with depth and the identification of the properties of such oils are poorly understood. In this research work, an attempt is made to study the filtration properties of anomalous oils, taking into account compressibility in reservoir conditions. The work carried out shows that the density, dynamic viscosity and the content of resins, sulfur, paraffin and asphaltene of different oil reservoirs are mainly depth dependent. The filtration characteristics of such oils that manifest themselves at a given pressure have been established. The results of modeling the filtration processes leading to the emergence of zones of increased oil compressibility, forming deep hydrocarbon fields, were used to discuss the regularities obtained. This makes it possible to determine filtration characteristics of anomalous liquid, taking into account the compressibility, which determine their higher quality indicators. The analysis shows that in the development of oil fields with anomalous properties of hydrocarbons, when recalculating the volumetric flow rate of individual wells in reservoir conditions it is necessary to use the value of the volumetric oil coefficient, taking into account its non-Newtonian properties. This technique will enable future works to study the effect of hydrodynamic imperfection of wells and the effect of formation permeability violation in their bottomhole zone on the reservoir pressure redistribution characteristics and well test results.
Liczne badania laboratoryjne wykazały, że zmiana właściwości fizycznych i chemicznych oraz warunki geologiczne występowania węglowodorów zależą od głębokości usytuowania akumulacji. Należy zauważyć, że charakter zmiany właściwości ropy naftowej wraz z głębokością jest słabo rozpoznany. W niniejszej pracy podjęto próbę zbadania właściwości filtracyjnych rop anomalnych, biorąc pod uwagę ściśliwość w warunkach złożowych. Przeprowadzone prace wykazały, że gęstość, lepkość dynamiczna oraz zawartość żywic, siarki, parafiny i asfaltenów w różnych złożach ropy naftowej zależą głównie od głębokości. Określono właściwości filtracyjne tych rop, ujawniające się przy określonym ciśnieniu. Do omówienia uzyskanych prawidłowości wykorzystano wyniki modelowania procesów filtracji, prowadzących do powstania stref o zwiększonej ściśliwości ropy w głębokich złożach węglowodorów. Pozwala to na ustalenie charakterystyki filtracyjnej cieczy anomalnej z uwzględnieniem ściśliwości, które determinują ich wyższe wskaźniki jakościowe. Analiza pokazuje, że przy zagospodarowaniu złóż ropy naftowej o anomalnych właściwościach, przy przeliczaniu objętościowego natężenia przepływu poszczególnych odwiertów w warunkach złożowych, konieczne jest wykorzystanie wartości współczynnika objętościowego ropy, z uwzględnieniem jego właściwości nienewtonowskich. Technika ta umożliwia w przyszłych pracach badanie wpływu niedoskonałości hydrodynamicznej odwiertów i wpływu naruszenia przepuszczalności formacji w strefie przyodwiertowej na cechy redystrybucji ciśnienia złożowego, jak również na wyniki opróbowania odwiertów.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2023, 79, 6; 406-411
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 13.

Tytuł:: Ruch wody w złożach węglowodorów i podziemnych magazynach gazu
Movement of water in hydrocarbon deposits and underground gas storages
Autorzy:: Rybicki, C.
Blicharski, J.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/299651.pdf
Data publikacji:: 2007
Wydawca:: Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:: inżynieria naftowa
złoża węglowodorów
podziemne magazyny gazu
przepływy wody złożowej
oil engineering
hydrocarbon deposits
underground gas storage
reservoir water flow
Opis:: Gdy odwiert rozpoczyna eksploatację złoża lub podziemnego magazynu gazu, wokół niego wytwarza się strefa obniżonego ciśnienia, dzięki czemu następuje dopływ płynu złożowego. W późniejszym czasie zaburzenie ciśnienia osiąga również i strefę zawodnioną powodując podciąganie wody w kierunku odwiertu. W czasie tego podciągania wody dochodzi do powstawania nieregularnych form tj. języków lub stożków wodnych. W inżynierii złożowej znane są różne metody określania wydatku dopuszczalnego ze względu na powstawania stożków wodnych. Nieregularne formy przemieszczania się wody mają duży wpływ na proces eksploatacji gazu ze złoża a szczególnie podziemnego magazynu gazu. Są one często głównym powodem wzrostu spadku ciśnienia w odwiercie koniecznego do wyniesienia mieszaniny gazowo-wodnej. W granicznym przypadku woda dopływająca do odwiertu może nie być wydobywana wraz z gazem. Wówczas akumuluje się ona na dnie odwiertu, zatrzymując dopływ gazu a co za tym idzie, prowadzi do stopniowego wyłączenia odwiertu z eksploatacji. Zatem ruch wody złożowej i jego śledzenie jest szczególnie ważne w czasie podziemnego magazynowania gazu gdzie dochodzi do cyklicznego przemieszczania się wody w złożu. W artykule przeprowadzono analizę głównych metod obliczania dopływu wody do odwiertów oraz dokonano analizy ruchu wody złożowej przy założeniu, że jest ostra granica między gazem a wodą. Oznacza to, że siły kapilarne zostały zaniedbane a wypieranie gazu przez wodę ma charakter tłokowy. Tłokowe wypieranie gazu przez wodę jest rozsądnym założeniem ze względu na znacznie większą gęstość i lepkość wody w stosunku do tych parametrów dla gazu.
When a well starts its operation on a deposit or underground gas storage, a zone of lowered pressure is formed around it, enabling reservoir fluid inflow. Later in time the pressure is disturbed, also affecting the hydrated zone, and causing water flux to the well. Irregular forms, e.g. "tongues" or "water cones" are formed at that time. In reservoir engineering there are various methods of determining the admissible yield in view of the water cone formation. Irregular forms of water migration have a great influence on the process of gas exploitation from a deposit, especially from an underground gas storage. They are frequently the main reason of pressure drop in the well, needed for carrying up the gas-water mixture. In the extreme case, water flowing to the well may be not exploited with gas. Then it is accumulated on the wellbore bottom, stopping the gas inflow, and so leading to the gradual stopping of production. Thus the movement of reservoir water and its tracing is especially important during underground storing of gas, when the water cyclically moves within the reservoir. The main methods of calculating the water flux to a well was analyzed and the movement of reservoir water was investigated in the case of a sharp gas-water interface. This signifies that capillary forces were neglected and gas is expelled by water as a result of "piston" effect. Piston expulsion of gas by water is a reasonable assumption owing to a much bigger density and viscosity of water as compared with gas.
Źródło:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2007, 24, 2; 823-834
1507-0042
Pojawia się w:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 14.

Tytuł:: Substantiation of fluid saturation of reservoir-rocks on the basis of petrophysical studies
Badanie nasycenia płynami skalnych warstw złożowych na podstawie badań petrofizycznych
Autorzy:: Fedyshyn, V.
Nesterenko, M.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/300325.pdf
Data publikacji:: 2008
Wydawca:: Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:: skała zbiornikowa
porowatość
nasycenie wodą resztkową
zwilżalność
struktura nasycenia ropą
reservoir rocks
porosity
residual water saturation
wettability
oil saturation structure
Opis:: The method of quantitative estimation of porous medium structural parameters by distinctive areas of capillary pressure curves is proposed, according to which the part of hypercapillary, capillary and subcapillary pores is being determined. Their relations stipulate to a great extent the character of reservoir rocks saturation with residual water and hydrocarbon fluids. Differentiation of oil is carried out in reservoir rocks (Horizon V-22 of Buhru-vate and horizons V-20-21, V-25-26 of Yuliyivs'k fields of Dniepro-Donets depression), in Lower Cretaceous terrigenous and Upper Jurassic carbonate reservoirs of Lopushnia field (Precarpathian oil and gas bearing region) and in reservoir rocks of Middle Cambrian Age of Girkaliai field (Baltic oil bearing region) by parameters of its displacement taking into account hydrodynamic and capillary forces. That permitted to advance arguments for total and recoverable oil reserves of the above-mentioned fields.
W pracy przedstawiono metodę ilościowego szacowania parametrów strukturalnych ośrodka porowego na podstawie wykresów ciśnienia kapilarnego, zgodnie z którymi określono obszary występowania porów z ciśnieniem hiperkapilarnym, kapilarnym i podkapilarnym. Ich wzajemne relacje w dużym stopniu determinują charakter skał zbiornikowych w resztkową wodą i płynnymi węglowodorami. Stwierdzono obecność ropy naftowej w następujących warstwach piętrach (horyzont V-22 w złożu Buhruvate oraz horyzonty V-20-21 i V-25-26 w złożu Yuliyivs'k w Zagłębiu Dnieprowsko-Donieckim), w dolnokredowych utworach terrygenicznych oraz górnokarbońskich warstwach węglanowych złoża Łopuszna (przedkarpacki obszar ropo- i gazonośny) oraz w środkowokambryjskich skałach zbiornikowych złoża Girkaliai (bałtycki obszar roponośny) na podstawie parametrów przemieszczeń, z uwzględnieniem sił kapilarnych oraz hydrodynamicznych. Umożliwiło to oszacowanie wszystkich i produkcyjnych zasobów ropy naftowej na wymienionych złożach.
Źródło:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2008, 25, 2; 265-269
1507-0042
Pojawia się w:: Wiertnictwo, Nafta, Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 15.

Tytuł:: Biocatalized silicate gels in oil and geothermal industry
Autorzy:: Falkowicz, S.
Cicha-Szot, R.
Dubiel, S.
Bailey, S.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/216309.pdf
Data publikacji:: 2009
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: eksploatacja złóż
złoże ropy naftowej
wody termalne
modyfikacja przepuszczalności
skała zbiornikowa
badania laboratoryjne
żele krzemianowe
biokataliza
water shut-off
oil exploitation
geothermal water exploitation
improved oil recovery
reservoir rocks permeability modification
laboratory testing
silicate gels
biocatalysis
Opis:: Technologies using silicates have become accepted worldwide as cost-effective solutions for enhancing oil production. Despite very intensive research work gelling mechanism of the silicate system in the reservoir conditions is still unknown. Selection of appropriate additives extending gelling time and improving gel properties is very difficult because of the lack of that information. Moreover, complexity of the systems which contains organic and inorganic additives cause difficulties in industrial applications. This paper presents complex literature review which gives complete picture on the use and application of silicate based systems for water shut-off and enhancing oil recovery. Moreover, it shows new way of pH-dependent silicate gels application during the permeability modification treatments as an interesting alternative to chemical crosslinked gels. Gelling time of that system can be extended by the using microbiology to the pH modification what limit the number of chemical additives, facilitate process control and improve treatment competitiveness. The effect of biocatalyzed silicate gels on porous rocks was tested in the reservoir conditions on the lab stand of the Temco Inc Company (USA). Experimental results of coreflooding experiments indicated that silicate gel system may cause decrease of core permeability in the range from 60 to 90%.
W publikacji przedstawiono kompleksowy przegląd literatury fachowej dotyczącej zastosowań żeli krzemianowych w górnictwie naftowym. Jak wynika z przytoczonych wyników wieloletnich badań, do czynników wpływających na skuteczność zabiegu modyfikacji przepuszczalności skał złożowych można zaliczyć: — rodzaj warunków złożowych (litologia, temperatura złożowa, zasolenie, jednorodność budowy złoża), — sposób udostępnienia warstwy produktywnej, — mechanizm dopływu wody do odwiertu, — odpowiedni dobór układu żelującego (polimery, żywice lub krzemiany), — sposób zatłaczania żelu do właściwej strefy złożowej (użycie Coiled Tubingu, jednoczesne zatłaczanie do dwóch stref). Reasumując można stwierdzić, że wszystkie prace związane z zatłoczeniem żelu do strefy o podwyższonej przepuszczalności należy zakończyć przed upływem kilku godzin. Wliczając w to czas potrzebny na przygotowanie żelu oraz wytłoczenia żelu z Colied Tubingu, jest to czas bardzo krótki. Jednymi z najbardziej obiecujących środków do likwidacji stref złożowych o wysokich przepuszczalnościach skał są żele oparte na bazie krzemianów. Mimo intensywnych badań w dalszym ciągu nie został do końca poznany mechanizm żelowania krzemianów w złożu, co utrudnia dobór odpowiednich dodatków wydłużających czas żelowania oraz poprawiających właściwości żelu, a złożoność systemów zawierających dodatki organiczne i nieorganiczne powoduje utrudnienia w zastosowaniach przemysłowych. Zastosowanie mikrobiologii w celu modyfikacji pH znacznie wydłuża czas żelowania, a ponadto ogranicza liczbę dodatków chemicznych, przez co ułatwia kontrolę i poprawia również ekonomikę zabiegu. Jednak, aby technologia ta była przydatna do komercyjnego wykorzystania wskazane jest wykonanie odpowiednich testów laboratoryjnych, np. metodą czynnikową kolejnych przybliżeń. Testy te powinny w maksymalnym stopniu symulować warunki złożowe pod względem termobarycznym i technologicznym. Ze znacznym podobieństwem proces ten można symulować dzięki aparaturze firmy Temco Inc (USA) będącej na wyposażeniu Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie. Celem przeprowadzonych badań laboratoryjnych była wstępna ocena przydatności roztworów krzemianów do likwidacji przepuszczalności porowatych skał zbiornikowych z wykorzystaniem biokatalizatorów. Do przygotowania cieczy zabiegowej użyto roztworu krzemianu sodu o następujących właściwościach: stosunek SiO2/Na2O - 3,11; zawartość Na2O - 9,5%; zawartość SiO2 - 29,5%; gęstość około 1420 kg/m3; pH = 11,5. W przygotowanych cieczach stosowano stężenia krzemianu sodu niższe niż 2%, bowiem po przekroczeniu tego stężenia proces żelowania krzemianu rozpoczynał się w przeciągu kilku godzin, co jest czasem zbyt krótkim z punktu widzenia wykorzystania tej technologii w praktyce. Przygotowano cztery ciecze zabiegowe różniące się stężeniem krzemianu sodu: 1 – 0,5%; 2 - 0,75%; 3 - 0,1%; – 0,75%. W przypadku cieczy nr 4, na podstawie wyników wcześniejszych testów, zastosowano zmodyfikowaną pożywkę dla mikroorganizmów. Do wszystkich cieczy dodawano mikroorganizmy alkalifilne w ilościach takich, aby ich końcowe stężenie wynosiło około 1 ź 102 w 1 ml. Po zatłoczeniu do rdzeni cieczy zabiegowej w warunkach beztlenowych, poddawano procesowi dwutygodniowej inkubacji w temperaturze 40°C. Po tym okresie określano przepuszczalność końcową rdzeni kks dla solanki, a tym samym określano zmiany (utratę) ich przepuszczalności. Do rdzeni oznaczonych numerami 1 i 2 zatłoczono ciecz oznaczoną nr 1. W czasie dwutygodniowej inkubacji nie stwierdzono zauważalnych zmian pH, ani lepkości przygotowanej cieczy. Nastąpiło tylko nieznaczne wytrącenie się krzemianów z cieczy i ich sedymentacja na dnie naczynia, w którym inkubowano rdzenie. Stwierdzono uszkodzenia przepuszczalności rdzeni o numerach 1 i 2 odpowiednio 70% i 4% (tab. 3). Podczas pomiaru przepuszczalności końcowej solanka przepływająca przez testowany rdzeń w całości gromadzona była w przezroczystym naczyniu. Stwierdzono, iż dno naczynia pokrywa zżelowany osad usuniętych z rdzenia krzemianów. Podobną sytuację stwierdzono w przypadku rdzeni oznaczonych numerami 3 i 4. Daje się jednak zauważyć na dnie naczynia większą ilość usuniętych krzemianów, niż w przypadku rdzeni 1 i 2. Jest to spowodowane większą ilością krzemianów w roztworze wyjściowym. W tym przypadku również nie stwierdzono zmian pH cieczy żelującej. Zanotowano odpowiednio 73% i 61% uszkodzenie przepuszczalności rdzeni. Wprowadzono modyfikację w składzie cieczy nr 3, którą zatłoczono do rdzeni 5 i 6. W tym przypadku proces przebiegał w sposób zbliżony do oczekiwanego. Po pierwsze, stwierdzono po ok. 14 dniach zmianę pH cieczy z 11 na 8 i żelowanie cieczy w całej objętości. Nie stwierdzono osadu w pojemniku, w którym zgromadzono ciecz wypływającą z rdzenia 3. Tak więc, przepływająca solanka nie usuwała w tym przypadku z rdzenia krzemianów. Stwierdzono uszkodzenia przepuszczalności na poziomie 77% i 80%. Następnie przygotowano ciecz oznaczoną numerem 4, którą zatłoczono do rdzeni o numerach 7, 8 i 9. Po około trzech dobach zaobserwowano wytrącanie się żelu krzemianowego. Zmiany pH roztworu odnotowano po 12 dniach od przygotowania cieczy roboczej. W testowanych rdzeniach stwierdzono zmiany przepuszczalności odpowiednio 67%, 90% i 93%. Były to największe, a zarazem najtrwalsze zmiany przepuszczalności ze wszystkich testowanych rdzeni. Jak w poprzednich eksperymentach, również w tym przypadku gromadzony był filtrat wypływający z rdzenia podczas pomiaru przepuszczalności końcowej. Wizualnie nie stwierdzono obecności krzemianów w zgromadzonym filtracie. Na rysunku 1 pokazano zmiany gradientu różnicy ciśnienia w rdzeniach nr 4 i 8 w trakcie pomiaru przepuszczalności końcowej kks. Zmiany te mają typowy przebieg dla tego typu eksperymentów. Kształt obu krzywych dostarcza istotnych informacji, co do zjawisk zachodzących w przestrzeni porowej testowanych piaskowców podczas przepływu przez nie solanki. Na początku gradient ciśnienia gwałtownie rośnie i osiąga wartość maksymalną, aby potem mniej lub bardziej gwałtownie spadać i po pewnym czasie osiągnąć stabilizację. Wielkość i dynamika zmian (spadku) wartości gradientu różnicy ciśnienia wynika z zakresu i tempa usuwania krzemianów jakie zostały zatłoczone do testowanych rdzeni. Im więcej przepływająca solanka usunie z rdzenia cząsteczek krzemianów tym spadki gradientu różnicy ciśnienia będą większe. Kształt krzywych pokazanych na rysunku 1 pozwala na stwierdzanie że z rdzenia 4 (ciecz robocza 2) przepływająca solanka usunęła więcej krzemianów niż z rdzenia 8, do którego zatłoczono ciecz roboczą 4. W przypadku rdzenia 8 siły hydraulicznego unoszenia nie były w stanie pokonać sił adsorbujących cząsteczki krzemianu na ścianach por piaskowca i krzemian nie został usunięty powodując 90% spadek przepuszczalności tego rdzenia. Czynnikiem, który steruje tym procesem są zjawiska elektrokinetyczne zachodzące na powierzchni krzemianów w środowisku solanek o różnym pH.
Źródło:: Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2009, 25, 4; 5-22
0860-0953
Pojawia się w:: Gospodarka Surowcami Mineralnymi
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Informacja

Wyszukujesz frazę "oil reservoir" wg kryterium: Temat

Źródło danych

Dostawca treści

Kolekcja

Rok wydania

Wydawca

Temat

Autor

Typ dokumentu

Język