Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Natural Biosorbent for Oil Adsorption from Produced Water by Sedge Cane

Alatabe Mohammed Jaafar Ali, Faris Hamid Abdulmahdi, Husham Hala

Journal of Ecological Engineering

|

2023

|

Vol. 24, nr 10

67--76

EN

The sedge cane is a year-round natural plant that is regarded as one of the most significant grasses on the planet, and it usually causes major disposal concerns. As a result, employing sedge cane as a low-cost adsorbent to remove oil from produced water is helpful from both an economic and environmental standpoint. The response surface methodology is used to investigate the reaction optimization of oil removal using the sedge cane. The tests had three independent variables: adsorbent dosage, contact time, and temperature, as well as one response variable is (oil removal percent). According to the findings, the adsorbent dosage had the biggest impact on the percentage of oil removed. The findings predicted that employing sedge cane with 5 gm/L adsorbent dosage at 40 °C and 60 min contact time, the optimum condition for oil removal would be up to 95%. Fourier transforms infrared (FTIR) and scanning electron microscopy (SEM) were used to analyze the sedge cane. The results of the Langmuir, Freundlich, Toth, and Sips isotherm models were 0.9967, 0.4166, 0.956, and 0.9062, respectively. Compared to the other models, Langmuir model best characterized the adsorption process. The reaction’s kinetics were most accurately characterized by the PFO kinetic equation with 0.9382 for PFO, 0.8147 for PSO, and 0.7888 for the Elovich model. Temperature effects on thermodynamic parameters were investigated. The results of the testing showed that sedge cane is an effective adsorbent for eliminating oil from contaminated water.

2

Improvement of Efficiency of Steam-Thermal Treatment of High-Viscous Oil Formations Using Downhole Electric Steam Generators

Malarev Vadim, Kopteva Alexandra, Koptev Vladimir, Gotsul Yulia

Journal of Ecological Engineering

|

2021

|

Vol. 22, nr 2

17--24

EN

The presented work investigates a method for developing hard-to-recover hydrocarbon reserves based on a downhole electrothermal steam generator, which is distinguished by energy efficiency, resource conservation and environmental safety. The paper presents an overview of downhole electro-thermal equipment that improves the quality of thermal treatment of the bottom-hole zone of high-viscous oil formations by separating steam in an electric steam generator and increasing its dryness, wherein thermal energy in the oil-formation medium affects all its components and completely changes ties and filtration conditions. This is expressed in a decrease in the viscosity of oil, its increased mobility, weakening of structural-mechanical properties, improvement of the conditions for capillary imbibition, and, as a result, an increase in the displacement factor and the final oil recovery. A simulation of the reservoir temperature field was performed by setting the heat flow in the ANSYS software package to understand the thermal processes in the steam generator and to more accurately determine the necessary heating parameters for a given water flow rate. The temperature field of the reservoir simulation after the heat treatment of the bottom-hole zone was conducted in the software package Femlab 3.5. The proposed simulation models can help in the development of the physical model and further research. This technology is environmentally friendly and does not emit emissions into the atmosphere.

3

Podstawy i możliwości wykorzystania procesu biomineralizacji węglanu wapnia

Krajewska Barbara, Raczak Kinga

Ochrona Środowiska

|

2019

|

Vol. 41, nr 1

31--37

PL

Węglan wapnia CaCO3 jest substancją szeroko rozpowszechnioną w przyrodzie i znajduje liczne zastosowania praktyczne. W przyrodzie jego biomineralizacja jest między innymi wynikiem procesów strącania indukowanych mikrobiologicznie. Jednym z nich jest strącanie indukowane przez bakterie ureolityczne. Proces ten, jeśli prowadzony biomimetycznie, zachodzi w łagodnych warunkach i co ważne, może być zastosowany w warunkach polowych in situ. W ten sposób stanowi on ekoprzyjazną i energooszczędną technikę do wykorzystania jako ekologiczna alternatywa dla obecnie stosowanych technik w wielorakich obszarach inżynieryjnych. W obszarach tych wytrącany CaCO3 spełnia rolę czynnika remediacyjnego i cementującego, na przykład w celu (1) oczyszczania wód z jonów metali toksycznych i radionuklidów, (2) wzmacniania i konsolidacji gruntu i piasku, (3) uszczelniania formacji geologicznych, (4) naprawy obiektów budowlanych i (5) ochrony powierzchni tych obiektów warstwami ochronnymi. Choć stosowana z powodzeniem w sektorze ochrony i restauracji budowli historycznych, technika ta pozostaje ciągle na etapie badań i procesów optymalizacyjnych. By stać się w pełni niezawodną i ekonomiczną techniką wymaga ona dalszych badań, których zadaniem jest rozwiązanie ograniczeń i parametryczna optymalizacja, oraz testy w pełnowymiarowych eksperymentach polowych. Jest to zadanie interdyscyplinarne dla inżynierów budownictwa, geologów, chemików, mikrobiologów i konserwatorów zabytków, którego efektem będzie wprowadzenie tej ekoprzyjaznej i innowacyjnej techniki na rynek inżynierski do wykorzystania w inżynierii środowiska i lądowej, geotechnice i konserwacji zabytków. W kontekście ekopotencjału i innowacyjności tej techniki, w niniejszym artykule przedstawiono jej podstawy, obszary jej zastosowań oraz zalety i ograniczenia.

EN

Calcium carbonate (CaCO3) is a substance widespread in nature and used in numerous practical applications. In nature, its biomineralization relies, among others, on microbiologically induced precipitation processes. One of such processes is precipitation induced by ureolytic bacteria. If performed in a biomimetic manner, the process is carried out under mild conditions and, most importantly, can be employed in field applications in situ. Therefore, the process constitutes an eco-friendly and energy-saving technique to be used as an ecological alternative to conventional techniques in a variety of engineering fields. In these fields, CaCO3 serves as a remediating and cementing agent, for instance to (1) clean waste- and groundwater from toxic metals and radionuclides, (2) strengthen and consolidate soil and sand, (3) seal geological formations to enhance oil recovery and geologic CO2 sequestration, (4) repair stone and concrete structures, and (5) cover surfaces of these structures with protective layers. Although already in use in the sector of protection and renovation of stone monuments, to date the technique has remained mostly under research and optimization. To become fully implementable as a reliable and economically viable technique, it still requires further research in order to address its limitations, focus on parametrical optimization, up-scaling and life-size field experiments. All these, in an interdisciplinary effort of geologists, microbiologists, chemists, civil engineers and conservators of historic monuments, will move this eco-friendly and innovative branch of engineering from laboratory to field applications in the environmental and civil engineering, geotechnology and conservation of historic buildings. Given its eco-potential and innovativeness, in this study the principles of the technique, advantages, possible applications and challenges are reviewed.

4

Wpływ temperatury na wartość minimalnego ciśnienia mieszalności dla układu węglowodory-CO2

Czarnota R., Knapik E., Wojnarowski P., Stopa J., Janiga D.

Przemysł Chemiczny

|

2018

|

T. 97, nr 6

871--874

PL

Iniekcja ditlenku węgla jest skuteczną metodą zwiększenia stopnia sczerpania ropy naftowej z częściowo wyeksploatowanych złóż. Minimalne ciśnienie mieszania (MMP) jest definiowane jako najniższe ciśnienie robocze, przy którym napięcie międzyfazowe między gazem a cieczą zanika w danej temperaturze, w efekcie czego faza olejowa i gazowa ulegają wymieszaniu. Dokładne oznaczenie MMP dla układu ropa naftowa-CO2 jest wymagane pod kątem realizacji projektu EOR (enhanced oil recovery). Znanych jest wiele modeli teoretycznych, symulacji numerycznych i technik eksperymentalnych do pomiaru MMP dla różnych układów ropy naftowej i rozpuszczalników. W pracy zastosowano metodę zaniku sygnału akustycznego (SRM) w celu określenia ciśnienia, przy którym następuje zanik napięcia międzyfazowego dla układu CO2-n-dekan. W ostatnim etapie pracy przeprowadzono odwzorowanie eksperymentu laboratoryjnego poprzez wykonanie symulacji numerycznej pod kątem zbadania wpływu temperatury na minimalne ciśnienie mieszania.

EN

Computer-controlled lab. stand and an acoustic signal-based decay method were used to det. the pressure for which the interfacial tension decayed in the CO2-n-decane system. The measurements were made at 20-70°C. The exptl. results were compared with the data obtained by the calcn. method using a com. simulator.

5

Wspomaganie wydobycia ropy metodą naprzemiennego zatłaczania wody i gazu (WAG)

Wojnicki M.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2017

|

R. 20, Nr 8 (226)

4--8

PL

Proces naprzemiennego zatłaczania wody i gazu WAG (z ang. Water Alternating Gas), został zaproponowany już w latach 50-tych ubiegłego stulecia jako usprawnienie metody nagazowania złoża. Wprowadzenie naprzemiennych cykli zatłaczania wody i gazu pozwoliło na ograniczenie niekorzystnych zjawisk związanych z dużą mobilnością gazu oraz na poprawienie efektywności pionowego objęcia złoża przez zatłaczane płyny. W artykule przedstawiono założenia teoretyczne procesu WAG oraz omówiono jego praktyczne zastosowanie w światowym przemyśle naftowym. Zasygnalizowano również potrzebę wdrażania procesów wspomagania wydobycia na krajowych złożach ropy naftowej.

EN

Water alternating gas (WAG) injection process was proposed in the 1950s to improve the sweep efficiency of gas flooding. Application of alternating water and gas cycles has led to the minimalization of unfavorable effects caused by high mobility of gas, and to the better macroscopic displacement efficiency of the injected fluids. This paper gives brief background on the theory of the WAG process, and an overview of its practical implementation in the world oil and gas industry. The need of the implementation of enhanced oil recovery methods on the national oil fields was also mentioned.

6

Ecology Safety Technologies of Unconventional Oil Reserves Recovery for Sustainable Oil and Gas Industry Development

Zyrin V., Ilinova A.

Journal of Ecological Engineering

|

2016

|

Vol. 17, nr 4

35—40

EN

The problem of effective technology for heavy oil recovery nowadays has a great importance, because of worsening geological conditions of the developed deposits, decreasing recovery factor, increasing the part of heavy oil. For the future sustainable development of oil producing industry the involved technologies must require energy effectiveness and ecological safety. The paper proves the enhanced oil recovery methods necessity for heavy oil deposits, highlighted thermal technologies as the most effective. But traditional thermal treatment technologies is a source of air pollutant emission, such as CO, NO etc. The calculation of emissions for traditional steam generator is provided. Besides, the paper shows the effectiveness of electrical enhanced oil recovery methods. The advantages of associated gas as a fuel for cogeneration plants is shown. The main approaches to implementation of carbon dioxide sequestration technologies in the oil and gas industry of Russia are defined. Conceptual view of СО2-EOR technologies potential within the context of sustainable development of oil and gas industry are presented. On the basis of the conducted research a number of scientific research and practical areas of the CCS technology development are revealed.

7

Ecological, Economic and Social Issues of Implementing Carbon Dioxide Sequestration Technologies in the Oil and Gas Industry In Russia

Cherepovitsyn A., Ilinova A.

Journal of Ecological Engineering

|

2016

|

Vol. 17, nr 2

19--23

EN

The objective of this paper is to define the main approaches to the implementation of carbon dioxide sequestration technologies in the oil and gas industry in Russia, and also to identify ecological, economic and social issues of their usage. Promotion of the technology of carbon dioxide (CO2) sequestration by means of capturing and injecting it into underground reservoirs is a promising mechanism of reducing carbon dioxide concentration. Carbon capture and storage (CCS) technologies might be used to enhance oil recovery (EOR-CO2) and production by means of oil extraction and decreasing oil viscosity. Conceptual view of the potential of EOR-СО2 technologies within the context of oil and gas industry sustainable development are presented. Incentives of the CCS projects implementation are identified. On the basis of the conducted research a number of scientific research and practical areas of the CCS technology development are presented.

8

Study of methods of hydrocarbon recovery enhancement from the depleted oil fields

Kondrat O.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2013

|

Vol. 30, no. 1

127--143

EN

The article deals with the optimization of existing development system and oil recovery factor enhancement through the involvement to the development of productive bed areas with significant remaining oil reserves by using the hydrodynamic models of filtration processes of formation fluids in heterogeneous beds on the example of the sandstone deposit of the Boryslav field. The calculations for the different variants development in order to select the most rational one of the further development of a field were made. The task of the optimization was performed according to the criteria of the highest value of oil recovery factor.

9

Projects of Enhanced Gas and Oil Recovery Using CO2 Sequestration Processes in Poland

Lubaś J., Szott W.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 6

350-358

EN

The paper presents the concepts and experiences of Polish oil and gas industry regarding acid gas injection into oil and gas reservoirs. Currently, a national project of geological structure recognition for CO2 sequestration is being realized in Poland as part of EU energy policy with respect to CO2 sequestration. Besides the deep saline aquifers, other structures are considered for effective CO2 sequestration - they include partially depleted oil and gas reservoirs and giant water-bearing structures saturated with natural gas. This paper presents projects of enhanced oil and gas recovery in selected reservoirs as well as mega-structures that apply CO2 sequestration. The paper includes geological and simulation models of the selected objects and estimates of their sequestration capacities and potential enhanced recovery factors.

PL

W referacie przedstawiono doświadczenia oraz koncepcje polskiego przemysłu naftowego w zakresie zatłaczania do złóż ropy i gazu gazów kwaśnych. Wpisując się w politykę energetyczną Unii Europejskiej w obszarze sekwestracji CO2 w Polsce realizowany jest narodowy program rozpoznawania struktur wgłębnych dla potrzeb składowania CO2. Oprócz wgłębnych poziomów solankowych rozpatrywane są częściowo sczerpane złoża ropy i gazu, jak również megaakifery nasycone gazem ziemnym. W publikacji przedstawiono projekty wspomagania wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego na przykładzie wybranych złóż i megastruktur geologicznych z wykorzystaniem sekwestrowanego CO2. Zawiera ona również modele geologiczne i symulacyjne rozpatrywanych obiektów, z wyliczeniem pojemności składowania CO2 oraz spodziewanych efektów zwiększenia stopnia sczerpania zasobów geologicznych węglowodorów.

10

Termogazovaa intensifikacia dobyci trudnoizvlekaemoj nefti

Sahverdiev A., Panahov G., Abbasov E.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

819--821

EN

In conditions of changed reserve structure of developed oil fields and increase of difficult to recovery oil part the special urgency is oil recovery by the tertiary thermal-gaseous methods based on process of displacement of residual oil by steam or hot water in a combination with carbon dioxide CO2. The main factor of the displacement mechanism with hot agents is thermal expansion of oil and viscosity decrease. In some cases hot water injection is more preferable in comparison with steam injection. Along with it recently has increased interest in so-called injection of "wet CO2", as combination of processes of thermal stimulation and solvents injection. Using CO2 as solvent in the combined technique is defined by its economic profitability, good solubility in high viscous oil promoting its "swelling", and also possibility of a reuse of gas after oil extraction. "Wet CO2" first of all provides warming up of layer, simultaneously being partially dissolved in oil. Besides this value of density of the oil saturated with carbon dioxide, and also dissolved in oil "wet CO2", become more than density of oil undersaturated with CO2. The laboratory researches show, that with dissolution in oil CO2 saturated by steam it is observed greater increase in its density, than under dissolution in it CO2 with smaller moisture content and this factor gets the special importance in the light of development of displacement mechanism. For an estimation of oil displacement efficiency from porous medium by steam and "wet CO2" a laboratory test on experimental installation has been carried out. Within the limits of the above described mechanism of combined injection of «wet CO2» the new technological decision based on an effective way of in-situ generation of "wet carbon dioxide" is offered. Saturation of generated CO2, reached by preliminary injection of gasforming and thermal agents (heat-transfer fringes — steam or hot water), provides necessary thermodynamic conditions and increases a sweep efficiency including reduction of fractals in displacement front. The technology of the method allows controlling speed and volume of generated gas, and thermobaric layer conditions and mineralization of a water basis of gas-yielding solutions — a phase state of CO2. Allocated carbon dioxide being dissolved in oil, along with viscosity change promotes density increase and, thus stimulates process of density segregation. Thus, the oil saturation on forward front of displacement increases that finally conducts to increase of oil recovery factor. From the point of view of a process efficiency increase, possibility of prevention and reduction of decrease in porous medium durability observed under hydrothermal treatment by change of pH indicator of injected agents is investigated. One of the ways to prevent montmorillonite formation is preliminary effect on the porous medium with water solution of hydrochloric acid. In the offered combined way of gas-thermal stimulation on a fields with heavy oil appropriate conditions are maintained using chemical agents participating in in-situ generation of carbon dioxide. The technological solution initially allows to prevent synthesis of new minerals — bulking up montmorillonite, and thus, to keep primary hardness of porous medium and permeability of productive collectors. It is reached by that consecutive alternate injection of hydrochloric acid water solutions and the gas-yielding agent along with forcing of the agent-heat-carrier, will reduce considerably both risk of formation of montmorillonite minerals, and reduction of hardness of porous media under bed stimulation. The technology is tested on oil fields of Russian Federation, USA, China and Azerbaijan.

11

Ocena skuteczności procesu wypierania ropy z długich rdzeni wiertniczych dolomitu głównego

Warnecki M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

255--261

PL

Celem podjęcia tematu było zbadanie efektywności wypierania ropy gazem/wodą/kondensatem jako potencjalnej metody oddziaływania na złoże ropy dla zwiększenia jego stopnia sczerpania. Przedstawiono wyniki kilkunastu badań procesów wypierania ropy z długich rdzeni wiertniczych dolomitu głównego. Użyto materiału skalnego z różnych odwiertów. Badania realizowano na specjalnie do tego celu zaadoptowanej aparaturze PVT wyposażonej m.in. w komorę rdzeniową (ang. core holder), utrzymującą rdzenie w warunkach złożowych. Przeprowadzono szereg wariantów prowadzenia badań, które ukierunkowane były na zbadanie istotnych aspektów efektywnego prowadzenia procesu wypierania ropy z ośrodka porowatego.

EN

Laboratory displacement tests were performed to study oil recovery efficiency in fractured systems under miscible and immiscible conditions. The purpose of the study was to determine the influence of different parameters of displacement process on the achieved oil recovery factor. The gas/water/condensate was injected into the reservoir cores to study various methods of increasing the hydrocarbons' recovery. The paper presents the results of 16 oil displacement tests on long cores of the Main Dolomite. It uses rock material from different wells. The research was conducted using a specially equipped and modified PVT apparatus including a chamber known as core holder which made the tests under reservoir PT conditions possible.

12

Analiza zjawisk wchłaniania kapilarnego w szczelinowatych utworach dolomitu głównego

Lubaś J., Masłowski M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

247--254

PL

Wykorzystując analityczny model Aronofsky'ego przedstawiono analizę zjawisk odzysku ropy podczas wchłaniania kapilarnego w procesach nawadniania złóż szczelinowatych. Badania laboratoryjne nasycania wodą próbek rdzeni z dolomitu głównego zawierających ropę złożową prowadzono w funkcji czasu, w okresie 30 dni. W referacie przedstawiono krzywe odzysku ropy otrzymane podczas eksperymentalnego wypierania wodą, które określiły bardzo niską sprawność procesu. Wykazano, że wchłanianie kapilarne nie może stanowić dominującego mechanizmu wydobywania ropy w procesach nawadniania tego typu kolektorów.

EN

The analysis of imbibition waterflooding in naturally fractured reservoirs has been presented with the use of Aronofsky analytical model describing oil recovery. Water imbibition for core samples of the Main Dolomite containing reservoir oil was conducted during 30 days. The oil recovery curves obtained from water imbibition laboratory experiments presented in the article indicated a very low rate of the process. Spontaneous imbibition will not be a dominating mechanism of oil production during the waterflooding in this type of rocks.

13

Possibilities of use CO2 for enhanced oil recovery from reservoirs with high viscosity crude oil

Bujok P., Kubiszova A., Svozil L.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

763--768

14

Application of enhanced oil recovery methods to oil deposits

Briza K., Bujok P., Luner K.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2006

|

R. 23/1

95-100

EN

At present, oil can be ranked among the most important fuels and energy minerals. In the majority of cases, primary recovery moves, however, merely in the range of 30-40% of original oil in place (geological reserves). But with deposits containing very viscous oil, percent recovery is much lower, i.e. from 5 to 10%, and the use of primary methods brings about only little economic effect. It is the application of so-called secondary and tertiary methods that enables the effective exploitation of reserves. In the submitted study, we present some results obtained by laboratory experiments with using polymers and surface-active agents in the displacement of highly viscous oil from reservoir rocks

PL

Obecnie ropa naftowa należy do najważniejszych paliw i źródeł energii. Jednakże w większości przypadków ze złóż pozyskiwanych jest około 30-40% ropy. W przypadku złóż ropy charakteryzującej się dużą lepkością procent ten jest dużo mniejszy, tj. od 5 do 10%, a zastosowanie metod pierwotnych przynosi niewielkie zyski ekonomiczne. Dopiero zastosowanie tzw. metod wtórnych lub trzeciorzędnych gwarantuje efektywne wykorzystanie złóż. W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych nad wykorzystaniem polimerów i surfaktantów do zwiększenia produkcji ropy o dużej lepkości

15

Analiza efektywności metod eksploatacji węglanowych złóż ropy naftowej z podwójnym systemem porowatości

Lubaś J.

Nafta-Gaz

|

2006

|

R. 62, nr 9

444-452

PL

Dominująca ilość zasobów ropy naftowej w Polsce zgromadzona jest w złożach węglanowych dolomitu głównego z matrycowo-szczelinowym systemem porowatości. System o podwójnej porowatości bardzo mocno oddziałuje na charakter przepływu płynów złożowych. Możliwość zastosowania konwencjonalnych metod zatłaczania wody lub gazu jest ograniczona ze względu na przepływ szczelinami oraz zjawisko omijania (bypassing) mniej przepuszczalnej matrycy przez zatłaczane media. W typowym złożu węglanowym posiadającym matrycowo-szczelinowy system porowatości ponad 90% zasobów ropy zgromadzone jest w blokach matrycy. Dlatego złoża charakteryzujące się systemem porowatości zróżnicowanym w układzie warstwowym i matrycowo-szczelinowym są obiektem bardzo trudnym lub wręcz niemożliwym do wprowadzenia np. klasycznego procesu nawadniania. Tendencja do omijania przez zatłaczane media matrycy może być rekompensowana zjawiskiem wchłaniania zatłaczanej wody przez zwarty blok matrycy w oparciu o zjawisko nasiąkania. W najbliższej przyszłości trzeba będzie odpowiedzieć na pytanie, które metody i procesy należy wdrożyć, aby dla zwiększenia stopnia sczerpania wspomóc naturalną energię złóż ropy zalegających w utworach dolomitu głównego. Prawidłowa odpowiedź oznacza możliwość dodatkowego wydobycia nawet kilkunastu mln ton ropy. W artykule zostaną przedstawione możliwe do zastosowania rozwiązania technologiczne pozwalające zwiększyć stopień sczerpania tego typu złóż, szczególnie z uwzględnieniem odwiertów poziomych, nawadniania złoża z zastosowaniem metod wchłaniania kapilarnego oraz zatłaczania gazu typu "miscible".

EN

Dominant parts of oil reserves in Poland occupy carbonates reservoirs in main dolomite with fracture-matrix porosity system. In a typical formation with a dual porosity system, over 90% of the oil is stored in the matrix blocks. Reservoirs having a fracture-matrix porosity system are difficult, if not impossible, to typical waterflood because of bypassing. The tendency of the injected fluid to bypass the matrix may be offset by the tendency of water to imbibe into the tighter zones. In the future a question will be asked: which process and methods should be implemented to increase the recovery of oil from those reservoirs. The correct answer will result in the possibility of the aditional recovery event several million tons of oil. In this paper are presented possible methods oil recovery from dual porosity reservoirs, including: horizontal wells, emulsifieted acidizing, imbibition waterflooding and gas miscible flooding.

16

Dobór optymalnej metody zwiększania stopnia sczerpania zasobów złoża BMB

Lubaś J., Such J., Korpanty W., Dziadkiewicz M., Jankowski K.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2004

|

nr 130

521--526

PL

W referacie przedstawiono najnowsze wyniki badań obliczeniowych i doświadczalnych dotyczących maksymalizacji stopnia sczerpania zasobów największego jak dotychczas w kraju złoża ropy naftowej. Pierwsza część obejmuje ocenę wpływu systemu energetycznego czapy gazowej na wielkość wydobycia ropy oraz jej udział w podtrzymaniu ciśnienia złożowego. Do obliczeń wykorzystano uniwersalne równanie bilansu masowego, uwzględniające występowanie zjawiska kondensacji wstecznej. Analizując możliwość wdrożenia metod wtórnych wykazano, że metodą optymalną w tych warunkach energetycznych jest proces zatłaczania gazów. Badania doświadczalne wykonano na modelu złoża typu slim-tube. Pozwoliły one określić wielkość stopnia odropienia w funkcji składu chemicznego i fazowego zatłaczanych mediów. Równocześnie wykazano, że największą sprawnością odropienia charakteryzuje się proces miscible, w którym następuje zmieszanie fazy wypieranej i wypierającej. Przedstawiono program zróżnicowanego oddziaływania na złoże w zależności od etapu jego eksploatacji.

EN

The paper presents the new results of calculations and experiments concerning to the possibility of improving the oil recovery from the largest polish oil reservoir — BMB. The impact which the gas cap has on sustaining the reservoir pressure and production capaciry is discussed in the first part of the paper. The calculations were carried out using the mass balance equation with due account for retrograde condensation. Using the "slim tube" model of reservoir it was demonstrated that the gas injection is a best method of increasing the oil recovery which also depends on chemical and phase composition of injected media. It was found that the miscible process is the most effective in displacing oil from reservoir. The authors proposed the program and time schedule of different enhanced methods for various stages of reservoir production.