Analiza wpływu zasolenia wody złożowej na optymalizację procesu zatłaczania polimerów do złoża

• Autorzy: Janiga D. , Czarnota R. , Stopa J. , Wojnarowski P. , Kosowski P. , Knapik E.

Identyfikatory

DOI

10.15199/62.2017.5.5

Warianty tytułu

EN

Effect of reservoir water salinity on optimum design of polymer flooding

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Zatłaczanie roztworów polimerów do złoża ropy naftowej ma na celu kontrolę mobilności wód złożowych, co pozwala na uzyskanie wysokiego współczynnika sczerpania, zwłaszcza w złożach niejednorodnych. Optymalizacja tego procesu wymaga sprecyzowania wartości stężenia oraz objętości roztworu polimeru, a dodatkowo określenia czasu rozpoczęcia zatłaczania. Efektywność procesu zależy do kilku kluczowych parametrów, do których należy zasolenie wody złożowej, wpływające na lepkość roztworu polimerów. W pracy, wykorzystując modelowanie złożowe zintegrowane z algorytmami optymalizacyjnymi, określono parametry prowadzenia zabiegu z uwzględnieniem wpływu zasolenia wody złożowej. Uzyskane wyniki wskazują, że poprawne rozpoznanie złoża i dobór odpowiedniego polimeru w kontekście mineralizacji wód złożowych są kluczowe dla pomyślności całego procesu.

EN

Polyacrylamide was dissolved (up to 1000 mg/L) in salines of varying salt concns. (1000-7000 mg/L) and flooded to crude oil-bearing rock under 150 bar to improve the oil recovery. This model was base for estg. the increase of oil recovery factor and process efficiency.

Słowa kluczowe

PL

zasolenie; woda złożowa; wydobycie

EN

salinity; reservoir water; extraction

• Wydawca: Wydawnictwo SIGMA-NOT
• Czasopismo: Przemysł Chemiczny
• Rocznik: 2017
• Tom: T. 96, nr 5
• Strony: 968--971
• Opis fizyczny: Bibliogr. 11 poz., rys., wykr.

Twórcy

autor

Janiga D.

• Katedra Inżynierii Naftowej, Wydział Wiertnictwa Nafty i Gazu, AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie, al. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków

autor

Czarnota R.

• AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

autor

Stopa J.

• AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

autor

Wojnarowski P.

• AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

autor

Kosowski P.

• AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

autor

Knapik E.

• AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

Bibliografia

• [1] W. Littmann, Polymer flooding, t. 24, Elsevier, New York 1988.
• [2] L.W. Lake, Enhanced oil recovery, Prentice Hall, 1989.
• [3] F.F. Craig, The reservoir engineering aspects of waterflooding, SPE Series, t. 3, Society of Petroleum Engineers, 1971.
• [4] A.M. AlSofi, M.J. Blunt, Mat. 16th European Symposium on Improved Oil Recovery IOR 2011, Cambridge (Wlk. Brytania), 12-14 kwietnia 2011 r.
• [5] L.F.L. de Oliveira, D.J. Schiozer, M. Delshad, J. Petrol. Sci. Eng. 2016, 147, 346, doi:http:// dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2016.05.020.
• [6] M. Delshad, D.H. Kim, O.A. Magbagbeola, C. Huh, G.A. Pope, F. Tarahhom i in., Mat. SPE Symposium on Improved Oil Recovery, Society of Petroleum Engineers, Tulsa (Oklahoma, USA), 20-23 kwietnia 2008 r.
• [7] D. Wang, R.S. Seright, Z. Shao, J. Wang i in., SPE Reservoir Evaluation Eng. 2008, 11, nr 6, 1.
• [8] C.G. Galante, Chemical injection feasibility study and numerical simulations in a viscous oil field, praca magisterska, Politecnico di Milano, 2013.
• [9] S. Różańska, L. Broniarz-Press, Inż. Ap. Chem. 2010, 49, nr 1, 95.
• [10] S. Falkowicz, S. Dubiel, R. Cicha-Szot, Gosp. Surowcami Miner. 2014, 30, nr 3, 111.
• [11] J. Stopa, D. Janiga, P. Wojnarowski, R. Czarnota, AGH Drilling, Oil, Gas 2016, 33, nr 1, 93.

Uwagi

PL

Artykuł opracowano w ramach badań statutowych WWNiG AGH nr 11.11.190.555.