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 "symulacje złożowe" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-11 z 11
    Tytuł:
    Zastosowanie metod programowania genetycznego w procesie maksymalizacji wydobycia węglowodorów przy zastosowaniu symulatora złożowego
    Application of Genetic Programming Methods for the Optimization of Hydrocarbon Production by using a Reservoir Simulator
    Autorzy:
    Łętkowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835296.pdf
    Data publikacji:
    2017
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    algorytmy genetyczne
    programowanie genetyczne
    optymalizacja wydobycia
    symulacje złożowe
    genetic algorithm
    geneting programming
    production optimization
    filed simulations
    Opis:
    Artykuł poświęcono zastosowaniu metody programowania genetycznego dla celów optymalizacji wydobycia ropy naftowej na przykładzie testowego złoża węglowodorowego. Prezentowane zagadnienie optymalizacyjne jest prostym przykładem problemu optymalnej kontroli i polega na doborze wydajności wydobycia ropy naftowej w przyjętych przedziałach czasowych w taki sposób, aby w zadanym całkowitym czasie eksploatacji uzyskać maksymalne wydobycie sumaryczne przy minimalnym wydobyciu wody. Problem rozwiązano przy zastosowaniu algorytmu genetycznego, kodującego dozwolone wartości wydajności wydobycia z listy wartości dozwolonych. Z jednej strony działanie takie jest charakterystyczne dla metod programowania genetycznego, zaś z drugiej redukuje istotnie przestrzeń rozwiązań. W artykule zastosowano algorytm genetyczny Hollanda, dla którego zaimplementowano krzyżowanie wielopunktowe oraz adaptację prawdopodobieństw krzyżowania i mutacji na podstawie tzw. współczynnika zróżnicowania populacji. Działanie tak zdefiniowanego mechanizmu adaptacji jest następujące: jeżeli zróżnicowanie populacji rośnie, liniowo zwiększane jest prawdopodobieństwo krzyżowania, a zmniejszane prawdopodobieństwo mutacji; w przeciwnym wypadku (zróżnicowanie populacji maleje) działa mechanizm odwrotny, tzn. zmniejsza się prawdopodobieństwo krzyżowania, a zwiększa prawdopodobieństwo mutacji. Taka metoda z jednej strony gwarantuje różnorodność populacji, z drugiej zaś zapewnia dobrą eksploatację przestrzeni rozwiązań. Przeprowadzono szereg testów mających na celu zweryfikowanie efektywności algorytmu w zależności od liczby punktów krzyżowania (krzyżowanie 1-, 2-, 3-punktowe) oraz długości chromosomu. Wykonane testy wskazują na zadowalającą zbieżność algorytmu, niezależnie od wartości badanych parametrów. Przyjęcie funkcji w określonej postaci spowodowało premiowanie przez algorytm niższych wartości wydobycia, co wynika z nieliniowego przyrostu wydobycia wody dla wyższych wartości wydobycia ropy naftowej.
    The paper addresses the problem of oil production optimization by genetic programming methods. The specific example of the problem presented in the paper belongs to the class of, so called, optimal control problems. It consists in finding the time variable rates of oil production that result in the maximum of the total oil production while keeping the total water production at a minimum available level. The problem is solved by a genetic algorithm, that assumes the production rates from the list of the allowable values. This approach typical for genetic programming methods significantly reduces the space of possible solutions. The article uses the Holland genetic algorithm for which multi-point crossing has been implemented and the adaptation of crossing and mutation probabilities based on so the called coefficient of population variability. The adaptive mechanism makes the crossing probability increase and mutation probability decrease for population variability increasing with time, while the crossing probability decrease and mutation probability increase for the variability decreasing with time. This mechanism guarantees the population variability to be at on appropriate level and at the same time, the extrapolation process for the solution space to be effective. Several tests were performed to verify the actual effectiveness of the algorithm for various number of crossing points (1, 2, 3 – crossing points) and chromosome length. Their results show a satisfactory convergence of the method to the final solution independent of the varying parameters values. Adopting a function in a specific form resulted in an algorithm for lower mining values, resulting from a nonlinear increase in water extraction for higher oil production values.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2017, 73, 10; 760-767
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wielowymiarowa analiza skalowania procesów wypierania mieszającego w ośrodku porowatym
    Multidimensional scaling analysis of mixing displacement processes in porous media
    Autorzy:
    Gołąbek, Andrzej
    Szott, Wiesław
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2143431.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    modelowanie złożowe
    symulacje złożowe
    teoria podobieństwa
    liczby kryterialne
    wypieranie mieszające
    reservoir modeling
    reservoir simulations
    theory of similarity
    criterial numbers
    miscibility displacement
    Opis:
    W pracy podjęto próbę zastosowania teorii podobieństwa do modelowania badań laboratoryjnych wykonanych na tzw. długich rdzeniach wiertniczych. Wykorzystane w ramach pracy badania laboratoryjne obejmowały wypieranie ropy zatłaczanym dwutlenkiem węgla oraz siarkowodorem. Do analizy pod kątem zjawiska skalowania wykorzystano dziewięć eksperymentów – pięć wybranych badań dotyczyło wypierania ropy dwutlenkiem węgla, a pozostałe cztery wypierania ropy przy zastosowaniu siarkowodoru jako medium wypierającego. W pierwszym etapie realizacji pracy zbudowano modele symulacyjne wybranych eksperymentów w celu określenia parametrów mieszania się płynów, a w szczególności określenia współczynnika dyspersji fizycznej. Korzystając z uzyskanych wyników, sporządzono pełną listę parametrów opisujących zjawisko wypierania mieszającego zachodzące w eksperymentach. Wykonano analizę wymiarową i przy użyciu twierdzenia Buckinghama wygenerowano zestawy liczb podobieństwa opisujące to zjawisko. Wybrano jeden z wygenerowanych zestawów liczb podobieństwa właściwy dla ich porównania z jednowymiarowym modelem matematycznym opisującym zjawisko wypierania mieszającego wyrażonego w postaci równań o bezwymiarowych zmiennych niezależnych i bezwymiarowych współczynnikach. Zidentyfikowano współczynniki tych równań z wcześniej wygenerowanymi liczbami podobieństwa oraz określono pozostałe liczby podobieństwa niewystępujące w tych równaniach. Celem szczegółowej analizy wyników eksperymentów przeprowadzono ich parametryzację, wykorzystując wielomiany Padégo jako najprostsze efektywne modele interpolacyjne tych wyników. W konsekwencji analizowano zależność wyników eksperymentów w postaci powyższych parametrów od poszczególnych liczb podobieństwa. Potwierdzono dominującą zależność wyników eksperymentów wypierania mieszającego od liczb podobieństwa występujących jako bezwymiarowe współczynniki w równaniach opisujących modele jednowymiarowe tego procesu. Zbadano wpływ grawitacji na efektywne modelowanie procesu wypierania mieszającego jako zjawiska świadczącego o wielowymiarowości analizowanego procesu poprzez zastosowanie modeli trójwymiarowych oraz ich redukcję do postaci jednowymiarowej z użyciem efektywnej stałej dyspersji. Przedstawiono założenia i wyniki takiego modelowania. Wykorzystano je do wyznaczenia stałej dyspersji poprzecznej do kierunku procesu wypierania poprzez ich zastosowanie do analizy eksperymentów wypierania różniących się wydajnością zatłaczanego płynu.
    An attempt was made to use the theory of similarity to model laboratory tests performed on long drill cores. The tests included the displacement of crude oil with the injected carbon dioxide (five tests) and hydrogen sulphide (four tests). In the first stage of the work, simulation models of selected experiments were built to determine the fluid mixing parameters, and in particular to determine the physical dispersion coefficient. Using the obtained results, a complete list of parameters describing the phenomenon of mixing displacement occurring in the experiments was determined. A dimensional analysis was performed and sets of similarity numbers describing this phenomenon were generated using Buckingham's theorem. One of the generated sets of similarity numbers was selected, appropriate for their comparison with a one-dimensional mathematical model describing the phenomenon of mixing displacement expressed in the form of equations with dimensionless independent variables and dimensionless coefficients. The coefficients of these equations were identified as some of the previously generated similarity numbers, while the remaining similarity numbers do not enter these equations. In order to analyse the results of the experiments in detail, their parameterization was carried out using Padé polynomials as the simplest, effective interpolation models of these results. As a consequence, the dependence of the results of the experiments in the form of the above parameters on the individual numbers of similarity was analysed. The dominant dependence of the results of the mixing displacement experiments on the similarity numbers appearing as dimensionless coefficients in the equations describing the one-dimensional models of this process was confirmed. The influence of gravity on the effective modelling of the mixing displacement process as a phenomenon proving the multidimensionality of the analysed process by using three-dimensional models and their reduction to one-dimensional form with the use of effective constant dispersion was investigated. The assumptions and results of such modelling were presented. They were used to determine the dispersion coefficient in the direction transverse to the displacement process by their application to the analysis of displacement experiments for different injection rates.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2021, 77, 10; 657-672
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Modeling of physical dispersion using script environment in Petrel
    Modelowanie zjawiska dyspersji fizycznej z wykorzystaniem środowiska skryptowego programu Petrel
    Autorzy:
    Gołąbek, A.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835132.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    reservoir simulations
    numerical dispersion
    physical dispersion
    mixing of fluids
    symulacje złożowe
    dyspersja numeryczna
    dyspersja fizyczna
    mieszanie się płynów
    Opis:
    This paper concerns a practical solution of the problem resulted from the modeling of physical dispersion phenomenon occurring during fluid mixing in porous media. This is a continuation of the author’s previous works, in which calculations have been performed with the use of a modified “open code” reservoir simulator (BOAST). As a part of the previous work, the developed method of controlling the fluids mixing has been implemented directly in the simulator code, while the current paper includes the implementation of this method in the Petrel script environment allowing direct access to simulation results performed on the standard Eclipse reservoir simulator. The paper contains a brief description of the script environment applied, a short description of the method of controlling the numerical dispersion and a description of the structure of the constructed script. The method of controlling the physical dispersion proposed in the paper is based on iterative calling of a standard reservoir simulator, exporting the obtained simulation results and performing calculations using to modify the obtained reservoir fluids saturation. Calculated saturations in a given step of the script iteration constitute the input data to the next step performed in the script. The proposed method was tested on a simplified one-dimensional simulation model, which assumed constant petrophysical parameters and stationary pressures. The results of the developed script are presented in the form of drawings showing various values of smearing of the zone of mixing of two reservoir fluids (water and crude oil). These results showed the effectiveness of the applied method of minimization of the numerical dispersion (through grid refinement and calculation of fluid mobility through multipoint upstream weighting in the direction of inflow) and the effects of using explicit parameters to control the physical dispersion.
    Artykuł ten dotyczy praktycznego rozwiązania problemu związanego z modelowaniem zjawiska dyspersji fizycznej zachodzącego podczas mieszania się płynów w ośrodkach porowatych. Jest to kontynuacja poprzednich prac autora, w których obliczenia wykonano przy użyciu zmodyfikowanego symulatora złożowego typu „open code” (BOAST). W ramach prac poprzednich opracowaną metodę sterowania zjawiskiem mieszania się płynów zaimplementowano bezpośrednio w kodzie symulatora, natomiast obecny artykuł dotyczy implementacji tej metody w środowisku skryptowym programu Petrel umożliwiającym bezpośredni dostęp do wyników symulacji wykonanych na standardowym symulatorze złożowym Eclipse firmy Schlumberger. Artykuł zawiera krótki opis zastosowanego środowiska skryptowego, krótki opis metody sterowania dyspersją numeryczną oraz opis budowy skonstruowanego skryptu. Zaproponowana w ramach artykułu metoda sterowania zjawiskiem dyspersji fizycznej polega na iteracyjnym wywoływaniu standardowego symulatora złożowego, eksporcie uzyskanych wyników symulacji i wykonaniu na nich obliczeń modyfikujących uzyskane nasycenia płynami złożowymi. Wyliczone nasycenia płynami w danym kroku iteracji skryptu stanowią dane wejściowe do następnego kroku wykonywanego w skrypcie. Zaproponowaną metodę przetestowano na uproszczonym jednowymiarowym modelu symulacyjnym, w którym założono stałe parametry petrofizyczne oraz ciśnienia stacjonarne. Wyniki zastosowania opracowanego skryptu pokazano w postaci rysunków przedstawiających różne wielkości rozmycia strefy mieszania się dwóch płynów złożowych (wody i ropy). Rezultaty te wykazały efektywność stosowanej metody minimalizacji dyspersji numerycznej (poprzez zagęszczenie siatki oraz obliczanie mobilności płynów poprzez wielopunktowe ważenie w kierunku napływu) oraz efekty zastosowania różnych wielkości parametrów sterujących dyspersją fizyczną.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2018, 74, 10; 732-738
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Ocena możliwości pracy dubletu geotermalnego na strukturze Wiśniowej koło Strzyżowa, jako wynik modelowań dynamicznych
    Potential of a geothermal doublet on the Wiśniowa structure (outer Carpathians, Poland), based on dynamic modelling
    Autorzy:
    Machowski, W.
    Machowski, G.
    Białecka, K.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/203872.pdf
    Data publikacji:
    2013
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    płaszczowina skolska
    warstwy spaskie
    dublety geotermalny
    modelowanie dynamiczne
    symulacje złożowe
    Skole Nappe
    Spas Beds
    geothermal doublet
    dynamic modelling
    reservoir simulation
    Opis:
    Wynikiem naftowych prac poszukiwawczych w obszarze depresji strzyżowskiej (płaszczowina skolska) było odwiercenie w 1991 roku otworu Wiśniowa-1. Na głębokości 3793 m uzyskano przypływ wody o mineralizacji 15,15 g/dm3, wydajności 180 m3/h i temperaturze 85°C. Poziom zbiornikowy stanowią zeszczelinowane piaskowce warstw spaskich (kreda dolna) z anormalnie wysokim ciśnieniem złożowym. Skonstruowany trójwymiarowy model porowatości efektywnej, przepuszczalności szczelinowej i temperatury, poddano symulacjom z użyciem symulatora Eclipse (Schlumberger). W modelowaniach wykorzystano istniejące otwory wiertnicze:Wiśniowa-1, Szufnarowa-1 i Nawsie-1, oraz zaprojektowany otwór zrzutowy (INJ1), oddalony o 1km na NW od otworu produkcyjnego. Przeprowadzone modelowania dynamiczne pozwoliły na wyliczenie optymalnej pracy dubletu geotermalnego, gdzie wielkość produkcji otworem Wioeniowa-1 przy jednoczesnym zrzucie tej samej objętości otworem zatłaczającym (INJ1) wyliczono na poziomie 640 m3/dobę. Dla modelu wyjściowego zapewnia ona ciągłość eksploatacji jedynie przy kilku stopniach spadku temperatury produkowanej wody przez okres niemal 50 lat. Wykonano analizę czułości systemu ze względu na różne scenariusze modelu parametrycznego (model pesymistyczny, model wyjściowy i model optymistyczny).
    Well Wiśniowa-1 was drilled in 1991 in the Strzyżów Depression (Skole Nappe) for petroleum exploration. At a depth of 3793 m, low-mineralized water was encountered. The water exhibits temperature of 85°C and inflow rate of 180 m3/h. Water reservoir consists of fractured sandstones belonging to the Spas Beds (Lower Cretaceous) and displays anomalously high pressures. A three-dimensional model of effective porosity, fracture permeability and temperature was constructed and subjected to dynamic simulations using Eclipse simulator (Schlumberger). In modelling process, three existing wells (Wiśniowa-1, Szufnarowa-1, Nawsie-1) and the new designed well (INJ1), located about 1 km to the NWof the production well, were used. The modelling results have shown that at the level of 640 m3/day of water production and injection the geothermal doublet will work most efficiently. For the base case model, this would ensure a continuous operation with only a few degree drop in the temperature of the produced water over a period of almost 50 years. We have also made sensitivity analysis of the system for various scenarios of the parametric model (low case, base case and high case).
    Źródło:
    Technika Poszukiwań Geologicznych; 2013, R. 52, nr 2, 2; 95-104
    0304-520X
    Pojawia się w:
    Technika Poszukiwań Geologicznych
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Możliwość wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka poprzez zatłaczanie CO2
    Possibility of enhanced oil recovery from the Nosówka oil reservoir by CO2 injection
    Autorzy:
    Łętkowski, P.
    Szott, W.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2062709.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    wspomaganie wydobycia ropy naftowej
    zatłaczanie CO2
    sekwestracja CO2
    symulacje złożowe
    EOR
    CO2 injection
    CO2 sequestration
    simulation modeling
    Opis:
    W artykule przeanalizowano problem wspomaganego wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka przy pomocy zatłaczania do złoża dwutlenku węgla. W tym celu skonstruowano kompozycyjny model symulacyjny złoża. Model ten wykorzystano do przeprowadzenia wielowariantowych symulacji prognostycznych. Porównano efekty różnych scenariuszy zatłaczania CO2 i wydobycia ropy ze złoża oraz wskazano najbardziej skuteczny program sczerpania ropy ze złoża Nosówka. Określono również pojemność sekwestracyjną struktury do magazynowania CO2.
    The paper addresses the problem of enhanced oil recovery (EOR) in the Nosówka oil field by the injection of CO2. It was analysed with the use of a compositional simulation model of the reservoir. Multi-scenario forecasts of the process were performed by simulation modeling. Their results were discussed and compared with respect to the final recovery factor. A most effective scenario was found and characterized. The CO2 storage capacity of the structure was also determined.
    Źródło:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego; 2012, 448 (1); 107--116
    0867-6143
    Pojawia się w:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Określanie niepewności wyników dynamicznych symulacji złożowych na przykładzie niekonwencjonalnego złoża gazu ziemnego
    Estimation of uncertainty in reservoir simulations results and its application to an unconventional natural gas field
    Autorzy:
    Szott, Wiesław
    Miłek, Krzysztof
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835007.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    symulacje złożowe
    analiza statystyczna
    metoda Monte Carlo
    niepewność symulacji
    złoża niekonwencjonalne
    reservoir simulations
    statistical analysis
    Monte Carlo method
    simulation uncertainty
    unconventional reservoirs
    Opis:
    W pracy przedstawiono kompletną procedurę określania niepewności wyników dynamicznych symulacji złożowych spowodowanej brakiem lub ograniczoną informacją o dokładnych danych wejściowych (parametrów) modelu złożowego użytego do symulacji. W szczególności opisano metodę zbioru (ansamblu) równorzędnych wariantów modelu odpowiadających zmiennym wartościom jego parametrów o znanych zakresach tych zmienności oraz prawdopodobieństwach ich rozkładów. Zaprezentowana procedura obejmuje: (i) wybór funkcji celu (wyników symulacji), której niepewność będzie określana; (ii) wybór pełnej listy parametrów modelu (danych wejściowych) o wartościach nieokreślonych lub obarczonych błędami (będących źródłem niepewności wyników symulacji złożowych); (iii) analizę czułości funkcji celu ze względu na niepewność danych wejściowych; (iv) określenie danych wejściowych mających największy wpływ na oszacowanie funkcji celu; (v) próbkowanie przestrzeni danych wejściowych dla zdefiniowania ansamblu modeli symulacyjnych; (vi) wielokrotne symulacje dla znalezienia funkcji celu na ansamblu modeli; (vii) statystyczną analizę uzyskanych wyników. W powyższej procedurze zastosowano statystyczną metodę losowania typu Monte Carlo, a w szczególności metodę próbkowania Latin hypercube sampling. Rezultaty analizy niepewności wyników symulacji są nieodzowne dla ewentualnego wykorzystania modelu złoża do zaawansowanych zastosowań, takich jak optymalizacja procesu sczerpania zasobów złoża ze względu na dobór warunków eksploatacyjnych. Analiza niepewności jest szczególnie ważna w przypadku złóż niekonwencjonalnych, dla których wiele charakterystyk opisujących ich właściwości jest trudnych lub wręcz niemożliwych do uzyskania. Opisaną procedurę zastosowano do realnego przykładu takiego złoża. W jej rezultacie uzyskano niepewność (rozrzut) wyników symulacji uniemożliwiającą wykorzystanie modelu złoża w wymienionej powyżej procedurze optymalizacji. Jednocześnie zastosowana procedura analizy niepewności wskazuje na te parametry modelu, które wymagają uściślenia lub uzupełnienia po to, aby skonstruowany model złożowy nabrał cech niezbędnych do jego pełnego wykorzystania.
    The paper presents a complete procedure for determining the uncertainty of the results of dynamic reservoir simulations caused by lack of or limited information about the exact input data (parameters) of the reservoir model used for simulations. In particular, the method of the collection (ensemble) of the equivalent model variants corresponding to the varying values of its parameters with the known ranges of these variations and the probabilities of their distributions are described. The procedure includes: (i) selection of the target function (simulation results) whose uncertainty will be analyzed; (ii) selection of the complete list of model parameters (input data) of uncertain or undefined values; (iii) sensitivity analysis for the target function with respect to the uncertain input data; (iv) determination of the input data that affects the target function to the highest degree; (v) sampling of the input data space to define effective ensemble of the model variants; (vi) multiple simulations of the model ensemble for the target function evaluation; (vii) statistical analysis of the simulation results. The procedure employs the Monte Carlo statistical method to generate the model ensemble and, in particular, Latin Hypercube Sampling. The uncertainty analysis of simulation results is indispensable for the possible application of the reservoir model to more advanced projects such as reservoir production optimization with respect to exploitation system characterization. The uncertainty analysis is especially significant for unconventional reservoir modelling where many model parameters are difficult or even impossible to be determined. The proposed procedure was applied to a realistic example of such a reservoir. The high uncertainty of the basic simulation results, as shown in the paper, makes it impossible to effectively use the model in an optimization procedure. On the other hand, it is worth noting that the proposed procedure indicates, which model parameters are required to be more precisely determined, in order for the it to be accurate enough for reliable applications.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2019, 75, 3; 150-157
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Analiza efektów zastosowania chemicznych metod trzecich wspomaganego wydobycia ropy na przykładzie złoża krajowego oparta na modelowaniu numerycznym
    Analysis of the effects of tertiary EOR methods applied to a domestic oil reservoir from numerical modelling
    Autorzy:
    Szott, Wiesław
    Miłek, Krzysztof
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1834389.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    wspomagane wydobycie ropy
    zatłaczanie związków chemicznych
    polimery
    środki powierzchniowo czynne
    symulacje złożowe
    mechanizmy wypierania
    EOR
    chemical flooding
    polymers
    surfactants
    reservoir simulations
    displacement mechanisms
    Opis:
    The paper presents an analysis of the chemical EOR method utilising waterflooding with the use of a polymer and a surfactant solution. The analyse was carried out using numerical modelling of oil displacement processes from porous media. This modelling took into account all the significant phenomena occurring during the flow of the above fluids in the porous medium. It included polymer and surfactant adsorption on the surface of the rock pores; the impact of polymer concentration and shear rate on the effective viscosity of the displacing fluid; the effect of polymer adsorption on the reduction of permeability for reservoir fluids; the reduction of the porosity available for polymer particles; the modification of the interfacial tension in the aqueous solutions – oil system caused by the presence of a surfactant. As a result, the oil displacement mechanism with the injected solution becomes complex, i.e., in addition to the standard non-miscible displacement component, it reveals a miscible component depending on the specific properties of the system: displaced fluid – displacing fluid – reservoir rock. Due to the complex nature of the above phenomena, there is a need to determine the quantitative relationships for the significant properties of chemicals on their type and concentration in the displacing fluid. These relationships are obtained from modelling oil displacement processes in simplified systems of reservoir rock samples. For this purpose, models of laboratory tests were constructed for a system of drilling cores, on which the results of displacement tests were reproduced. This allowed the quantitative characteristics of displacement mechanisms to be determined and the correctness of the used approach to be verified. The oil displacement mechanisms characterized in this way were implemented in the numerical model of a real oil reservoir. The results of simulations for crude oil depletion using the above methods have been obtained in this model, showing their beneficial effect on the degree of depletion of oil resources. The dependents of production results on various operational parameters were obtained allowing to assess the effectiveness of the analysed methods for enhanced oil recovery.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2020, 76, 4; 249-260
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Optimization algorithm for number and wells placement
    Algorytm optymalizacji liczby i położenia odwiertów
    Autorzy:
    Łętkowski, Piotr
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1834980.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    optimization
    reservoir simulation
    swarm intelligence
    particle swarm optimization (PSO)
    optimal number of wells
    optimal well placement
    optymalizacja
    symulacje złożowe
    inteligencja roju
    optymalizacja rojem cząstek
    optymalna liczba odwiertów
    optymalne położenie odwiertów
    Opis:
    Determination of the optimal number and placement of production wells is crucial for the effective depletion of the hydrocarbon reservoir. Due to the strongly non-linearity of the problem and the occurrence of multiple local minimums in the response function the non-gradient optimization methods in combination with reservoir simulations are most commonly used for its solution. However, it should be noted that most of the research works dedicated to this issue describe the process of placement optimization but not the number of drilling wells assuming that it was arbitrary set. This is partly due to the fact that known and used optimization methods operate on a fixed number of optimization parameters, therefore the number of production wells can not change during the optimization process. The paper is dedicated to the attempt to build an algorithm that allows simultaneous optimization of the number and position of production wells with respect to the discounted profit in a given period of operation. The basic optimization method in the presented algorithm is the Particle Swarm Optimization (PSO) – one of the most effective non-gradient optimization methods that belongs to the group of methods applying the swarm’s intelligence. Taking into account the number of drilling wells in the optimization process means that the algorithm operates on a variable number of parameters. The objective algorithm starts optimization from an arbitrarily set number of producers, reducing it gradually. Efficiency tests conducted on the sample reservoir PUNQ-S3 indicated a satisfactory convergence of the proposed method. The computing program created implements the mechanisms of convergence enhancement by improving the boundary conditions for the optimization method. The minimum separation distance control between production wells was also introduced at the initial stage of optimization process. Although the algorithm is characterized by satisfactory convergence it would be advisable to improve it by using a hybrid method to increase its effectiveness in the local optimization phase and to introduce minimum well spacing during the entire optimization process.
    Określenie optymalnej liczby i położenia odwiertów eksploatacyjnych jest kluczowe dla efektywnej eksploatacji złoża węglowodorowego. Ze względu na silnie nieliniowy charakter problemu oraz występowanie w funkcji odpowiedzi wielokrotnych minimów lokalnych do jego rozwiązania najczęściej wykorzystywane są bezgradientowe metody optymalizacyjne w połączeniu z symulacjami złożowymi. Należy jednak zauważyć, że większość prac poświęconych temu zagadnieniu opisuje proces optymalizacji położenia, a nie liczby odwiertów, przyjmując, że jest ona dana arbitralnie. Wynika to po części z faktu, że znane i stosowane metody optymalizacyjne operują na stałej liczbie parametrów optymalizacyjnych, w związku z czym liczba odwiertów wydobywczych nie może zmieniać się w trakcie procesu optymalizacji. Artykuł jest poświęcony próbie zbudowania algorytmu umożliwiającego równoczesną optymalizację liczby i położenia odwiertów wydobywczych ze względu na zdyskontowany zysk w zadanym okresie eksploatacji. Podstawową metodą optymalizacyjną w prezentowanym algorytmie jest optymalizacja rojem cząstek (ang. PSO) – jedna z najbardziej efektywnych metod optymalizacji bezgradientowej, należąca do grupy metod wykorzystujących inteligencję roju. Próby efektywności metody przeprowadzone na przykładzie złoża testowego PUNQ-S3 wskazały na zadowalającą zbieżność zaproponowanej metody, dla której na początkowym etapie zastosowano kontrolę minimalnej odległości pomiędzy odwiertami. Jakkolwiek algorytm charakteryzuje się zadowalającą zbieżnością, to jednak wskazane byłoby jego udoskonalenie poprzez wykorzystanie metody hybrydowej w celu zwiększenia jego efektywności w fazie optymalizacji lokalnej oraz wprowadzenie kontroli odległości minimalnej w trakcie całego procesu optymalizacji.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2019, 75, 12; 744-750
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Optymalizacja liczby i położenia odwiertów eksploatacyjnych z wykorzystaniem mapy potencjału produktywności
    Optimization of the number and placement of exploitation wells using a productivity potential map
    Autorzy:
    Łętkowski, Piotr
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/31344029.pdf
    Data publikacji:
    2022
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    optymalizacja
    symulacje złożowe
    inteligencja roju
    optymalizacja rojem cząstek
    optymalna liczba odwiertów
    optymalne położenie odwiertów
    mapa potencjału produktywności
    optimization
    reservoir simulation
    swarm intelligence
    particle swarm optimization
    optimal number of wells
    optimal well placement
    productivity potential map
    Opis:
    Jednym z podstawowych elementów planu zagospodarowania złoża węglowodorów jest określenie liczby i położenia odwiertów eksploatacyjnych (produkcyjnych i zatłaczających). Należy jednak zauważyć, że zdecydowana większość prac poświęcona temu zagadnieniu opisuje proces optymalizacji położenia, a nie liczby odwiertów, przyjmując, że jest ona zadana arbitralnie. Wynika to z faktu, że znane i stosowane metody optymalizacyjne operują na stałej liczbie parametrów optymalizacyjnych, w związku z czym liczba odwiertów wydobywczych nie może zmieniać się w trakcie procesu optymalizacji. W artykule przedstawiono modyfikację podstawowej metody optymalizacyjnej uwzględniającą zmianę liczby odwiertów w czasie optymalizacji, przy czym optymalizacja położenia i liczby odwiertów przebiega równocześnie. Podstawową metodą optymalizacyjną w skonstruowanym algorytmie jest optymalizacja rojem cząstek (ang. PSO) – jedna z najbardziej efektywnych metod optymalizacji bezgradientowej, należąca do grupy metod stochastycznych. Została ona zmodyfikowana dla potrzeb przyjętego problemu optymalizacyjnego poprzez zmianę postaci funkcji celu oraz wprowadzenie zmiennej progowej, co pozwoliło na operowanie zmienną liczbą odwiertów. W celu poprawienia zbieżności algorytm uzupełniono o mechanizm mutacji oparty na mapie potencjału produktywności. Testy zbieżności metody przeprowadzone na przykładzie złoża testowego PUNQ-S3 wskazały na zadowalającą efektywność zaproponowanego rozwiązania. Algorytm potrzebował 150 iteracji i 750 wywołań funkcji celu, aby 2,5-krotnie zwiększyć początkową wartość NPV przy równoczesnej 3,5-krotnej redukcji liczby odwiertów produkcyjnych. Z kolei zastosowanie algorytmu do optymalizacji liczby i rozmieszczenia odwiertów zatłaczających przy zadanej liczbie konfiguracji odwiertów wydobywczych pozwoliło na zwiększenie zysku netto o 1/3 przy ponad 2-krotnej redukcji liczby odwiertów
    One of the basic elements of the hydrocarbon reservoir development plan is to determine the number and location of production and injection wells. However, it should be noted that most of the research works dedicated to this issue describe the process of placement optimization but not the number of exploitation wells assuming that it was an arbitrary set. This is partly due to the fact that known and used optimization methods operate on a fixed number of optimization parameters, therefore the number of production wells can not change during the optimization process. The paper presents modification of the basic optimization method taking into account the change in the number of wells during optimization. The optimization of the placement and number of wells run simultaneously. The basic optimization method in the constructed algorithm is particle swarm optimization (PSO) – one of the most effective methods of non-gradient optimization, belonging to the group of stochastic methods. It was modified for the needs of the adopted optimization problem by changing the form of the objective function and introducing the threshold variable which allowed to change the number of wells. In order to improve the convergence, the algorithm is supported by a mutation mechanism based on the productivity potential map. The convergence tests carried out based on the example of the PUNQ-S3 benchmark field showed the satisfactory effectiveness of the proposed solution. The algorithm took 150 iterations and 750 objective function calls to increase the starting NPV value by 2.5 times while reducing the number of production wells by 3.5 times. On the other hand, the use of the algorithm to optimize the number and placement of injection wells for a given number of production wells configuration allowed to increase the NPV value profit by 1/3 with a reduction of more than 2 times in the number of wells.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2022, 78, 12; 861-871
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Optymalizacja położenia odwiertów wydobywczych ze względu na czas trwania plateau wydobycia
    Well placement optimization for constant production rate
    Autorzy:
    Łętkowski, Piotr
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/31348130.pdf
    Data publikacji:
    2022
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    optymalizacja
    symulacje złożowe
    inteligencja roju
    optymalizacja rojem cząstek
    optymalna liczba odwiertów
    optymalne położenie odwiertów
    mapa potencjału produktywności
    optimization
    reservoir simulation
    swarm intelligence
    particle swarm optimization
    optimal number of wells
    optimal well placement
    productivity potential map
    Opis:
    Określenie optymalnego rozmieszczenia odwiertów eksploatacyjnych na złożu węglowodorów jest kluczowe dla jego efektywnej eksploatacji. Tak sformułowane zagadnienie stanowi złożony problem optymalizacyjny, którego rozwiązanie w postaci lokalizacji odwiertów zależy między innymi od sposobu zdefiniowania funkcji celu. W literaturze najczęściej występują dwie postacie funkcji celu: zysk bieżący netto (NPV) oraz sumaryczne wydobycie ropy naftowej. Rzadziej spotykana jest funkcja celu bazująca na równomierności sczerpania złoża. Artykuł jest poświęcony próbie zastosowania funkcji celu opartej na czasie wydobycia ropy ze stałą wydajnością (tzw. plateau). Optymalizację prowadzono dla sumarycznego wydobycia ropy oraz zysku bieżącego netto w czasie trwania fazy plateau. W tym celu zbudowano hybrydowy algorytm optymalizacyjny bazujący na optymalizacji rojem cząstek. Zastosowanie algorytmu hybrydowego łączącego trzy mechanizmy wynikało z jednej strony z konieczności poprawienia skuteczności podstawowej metody optymalizacyjnej, z drugiej zaś miało na celu ograniczenie tzw. przedwczesnej zbieżności. Cele te zostały zrealizowane poprzez wykorzystanie mapy potencjału produktywności oraz wprowadzenie mechanizmu mutacji. Optymalizację prowadzono dla dwóch różnych sposobów sterowania odwiertami: sterowania grupowego ze stałą wydajnością oraz sterowania indywidualnego. Zbudowany algorytm potwierdził efektywność, uzyskując wzrost wartości funkcji celu w stosunku do wartości pierwotnej od 40% do 300%. We wszystkich analizowanych przypadkach algorytm rozmieścił odwierty produkcyjne poprawnie, co do zasady. Odwierty zostały rozmieszczone w strefie ropnej w bezpiecznej odległości zarówno od kontaktu woda–ropa, jak i ropa–gaz, przy czym stwierdzono pewne różnice w zależności od przyjętej funkcji celu. Przeprowadzone symulacje potwierdziły możliwość zastosowania czasu trwania plateau jako funkcji celu dla optymalizacji położenia odwiertów produkcyjnych.
    Determining the optimal placement of production wells in a hydrocarbon reservoir is crucial for the effective exploitation. The problem formulated in this way is a complex optimization problem, the solution of which in the form of the location of the wells depends, inter alia, on the method of defining the objective function. Two forms of the objective function are most often found in the literature. These are the net pay value (NPV) and total oil production. The objective function based on the uniformity of the reservoir depletion is less common. The article is devoted to an attempt to apply the objective function based on the duration of oil production with a constant production rate (the so-called production plateau). The optimization was carried out for the total oil production and for the net pay value for the plateau period. The need to use a hybrid algorithm combining three mechanisms resulted, on the one hand, from the need to improve the effectiveness of the basic optimization method, and on the other hand, to reduce the so-called “premature convergence”. For this purpose, a hybrid optimization algorithm based on particle swarm optimization was built. These goals were achieved through the use of a productivity potential map and a mutation mechanism. Optimization was carried out for two different well control methods: group control with constant production rate and individual well control. The developed algorithm confirmed the effectiveness, obtaining an increase in the value of the objective function in relation to the original value from 40% to 300%. As a rule, the algorithm placed the production wells correctly in all analyzed cases. The well were located in the oil zone at a safe distance from both water-oil and oil-gas contacts, with some differences depending on the target function adopted. The simulations carried out confirmed the possibility of using the plateau duration as a function of the objective for optimizing the location of production wells.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2022, 78, 8; 598-607
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Numerical procedure to effectively assess sequestration capacity of geological structures
    Numeryczna procedura efektywnego szacowania pojemności sekwestracyjnej struktur geologicznych
    Autorzy:
    Szott, Wiesław
    Miłek, Krzysztof
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2143396.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    CO2 sequestration
    reservoir modelling
    numerical simulations
    multiphase migration
    leakage pathways
    sekwestracja CO2
    modelowanie złożowe
    symulacje numeryczne
    migracja wielofazowa
    typy ucieczki sekwestrowanego gazu
    Opis:
    The paper presents a numerical procedure of estimating the sequestration capacity of an underground geological structure as a potential sequestration site. The procedure adopts a reservoir simulation model of the structure and performs multiple simulation runs of the sequestration process on the model according to a pre-defined optimization scheme. It aims at finding the optimum injection schedule for existing and/or planned injection wells. Constraints to be met for identifying the sequestration capacity of the structure include a no-leakage operation for an elongated period of the sequestration performance that contains a relaxation phase in addition to the injection one. The leakage risk analysis includes three basic leakage pathways: leakage to the overburden of a storage formation, leakage beyond the structural trap boundary, leakage via induced fractures. The procedure is implemented as a dedicated script of the broadly used Petrel package and tested on an example of a synthetic geologic structure. The script performs all the tasks of the procedure flowchart including: input data definitions, simulation model initialization, iteration loops control, simulation launching, simulation results processing and analysis. Results of the procedure are discussed in detail with focus put on various leakage mechanisms and their handling in the adopted scheme. The overall results of the proposed procedure seem to confirm its usefulness and effectiveness as a numerical tool to facilitate estimation of the sequestration capacity of an underground geological structure. In addition, by studying details of the procedure runs and its intermediate results, it may be also very useful for the estimation of various leakage risks.
    W artykule przedstawiono numeryczną procedurę szacowania pojemności sekwestracyjnej podziemnej struktury geologicznej jako potencjalnego obiektu sekwestracji. Procedura wykorzystuje symulacyjny model złożowy struktury i wykonuje wielokrotne przebiegi symulacyjne procesu sekwestracji na jej modelu zgodnie ze skonstruowanym w ramach pracy schematem optymalizacyjnym. Jego celem jest znalezienie optymalnego programu zatłaczania sekwestrowanego CO2 za pomocą istniejących i/lub planowanych odwiertów zatłaczających. Warunkiem koniecznym określenia pojemności sekwestracyjnej struktury jest brak ucieczki sekwestrowanego gazu w zakładanym okresie funkcjonowania obiektu, obejmującym wieloletnią fazę relaksacji po zakończeniu właściwego etapu zatłaczania. Analiza ryzyka ucieczki sekwestrowanego gazu rozpatruje trzy podstawowe drogi ucieczki: do nadkładu formacji składowania, poza granicę pułapki strukturalnej, przez indukowane szczeliny lub inne elementy nieciągłości struktury. Procedura ta zaimplementowana jest jako skrypt szeroko stosowanego pakietu Petrel firmy Schlumberger i testowana jest na przykładzie syntetycznej struktury geologicznej przedstawiającej fragment antykliny. Do opisu modelu statycznego oraz dynamicznego wykorzystano parametry pochodzące z modelu struktury, do której obecnie zatłaczane są powrotnie gazy kwaśne. Skrypt ten realizuje wszystkie zadania schematu blokowego procedury, obejmujące: definiowanie danych wejściowych, inicjowanie modelu symulacyjnego, sterowanie pętlami iteracji, uruchamianie symulacji, przetwarzanie i analizę wyników symulacji. Szczegółowo omówione zostały wyniki procedury, z uwzględnieniem różnych mechanizmów ucieczki, i ich analiza w przyjętym schemacie. Ogólne wyniki proponowanej procedury potwierdzają jej przydatność i skuteczność jako narzędzia numerycznego do oceny pojemności sekwestracyjnej podziemnych struktur geologicznych. Ponadto, poprzez badanie szczegółów przebiegu procedury i jej pośrednich wyników wskazuje, że narzędzie to może być również bardzo przydatne do szacowania różnych zagrożeń ucieczki sekwestrowanego gazu z badanej struktury.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2021, 77, 12; 783-794
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-11 z 11

      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