Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Wpływ jakości wody na efektywność procesu nawadniania złoża ropy naftowej

Szuflita Sławomir, Kuśnierczyk Jerzy, Wojnicki Mirosław

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2021

|

R. 24, Nr 5 (270)

8--13

PL

Nawadnianie, jako jedna z metod wtórnego oddziaływania na złoże, pozwala niejednokrotnie na podwojenie współczynnika jego sczerpania. Aby jednak nawadnianie było skuteczne, należy pozyskać dodatkowe ilości wody, tak aby jej objętość stanowiła 1,5-2 krotności wydobywanych płynów złożowych. Woda użyta w procesach nawadniania złoża powinna spełniać szereg wymogów jakościowych, których spełnienie pozwoli na zwiększenie współczynnika odropienia. Prawidłowo dobrana i przygotowana ciecz nawadniająca wyeliminuje ewentualne problemy związane z wytrącaniem się osadów, spowodowanym brakiem kompatybilności skały zbiornikowej i wód pochodzących z różnych źródeł.

EN

Waterflooding, as one of the methods of secondary recovery from oil fields, often allows to double the rate of oil production. However, for the process to be effective, additional water must be provided so that the volume of water is 1.5-2 times the amount of the fluid deposits being extracted. The water used in the waterflooding processes should meet a number of quality requirements that, if met, will increase the recovery factor. A properly selected and prepared flooding water will eliminate potential sedimentation problems caused by the incompatibility of the reservoir rock and water from different sources.

2

Efektywność procesu intensyfikacji wydobycia ropy naftowej z zastosowaniem metody nawadniania oryginalną wodą złożową oraz wodami o niskim stopniu zasolenia

Majkrzak Marcin

Nafta-Gaz

|

2021

|

R. 77, nr 8

541--552

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań dotyczących możliwości zwiększenia współczynnika sczerpania zasobów złóż ropy naftowej poprzez wdrożenie procesu nawadniania jako jednej z głównych metod wspomagania wydobycia. Na podstawie interpretacji danych z przeprowadzonych testów przepływowych podjęto próbę dokonania charakterystyki przebiegu procesu wypierania ropy naftowej z wykorzystaniem zarówno oryginalnej wody złożowej, jak też wód o odmiennym (niższym w stosunku do solanki złożowej) stopniu zasolenia. Podjęto również próbę powiązania wyznaczonego typu zwilżalności matrycy skalnej ze wzrostem współczynnika sczerpania w następstwie procesu nawadniania. W celu realizacji pracy w badaniach wykorzystano oryginalne płyny złożowe, które scharakteryzowano pod względem podstawowych parametrów reologicznych. Materiał rdzeniowy stanowiło 16 próbek piaskowców kambryjskich. Wstępny zakres prac dotyczył charakterystyki petrofizycznej rdzeni, która objęła określenie ich podstawowych parametrów, takich jak przepuszczalność absolutna dla gazu, porowatość i objętość porowa. Na podstawie wyznaczonych wartości przepuszczalności dostępne próbki pogrupowano, co dało możliwość przeprowadzenia w kolejnych etapach projektu dwóch odmiennych zestawów badań dla par o maksymalnie zbliżonych parametrach filtracyjnych. Dalsze prace obejmowały wykonanie analiz przepuszczalności względnych oraz wyznaczenie wartości współczynnika mobilności dla układu ropa naftowa–woda złożowa w celu określenia typu zwilżalności matrycy skalnej i potencjalnej efektywności procesu wypierania ropy naftowej. Głównym elementem przeprowadzonych badań była symulacja procesu nawadniania, realizowana w dwóch częściach: pierwszej – z wykorzystaniem oryginalnej wody złożowej (odpowiadającej wtórnym metodom eksploatacji) oraz drugiej – przy użyciu wód o niskim stopniu zasolenia (trzecie metody eksploatacji) w dwóch wariantach poziomu mineralizacji. Na podstawie uzyskanych danych objętości wypartej ropy naftowej w następstwie procesu nawadniania, dla każdego medium wypierającego skonstruowano krzywe zmian współczynnika sczerpania, które zestawiono z wyznaczonym typem zwilżalności matrycy skalnej.

EN

The article presents the results of research on the possibility of increasing the recovery factor of oil fields by implementing the waterflooding treatment as one of the most common enhanced oil recovery method. Based on the interpretation of data from the core flow tests, an attempt was made to characterize the displacement process using original reservoir brine and waters with lower salinity level. Additionally, the relation between the type of wettability of the rock and recovery factor was investigated. Original reservoir fluids that were characterized in terms of their basic rheological parameters were used for research purposes. The rock material consisted of 16 samples of Cambrian sandstones. The initial scope of work concerned the petrophysical characteristics of the cores, including the determination of their basic parameters, such as absolute gas permeability, porosity and pore volume. Based on the determined values of permeability, the available samples were grouped which made it possible to perform test sets for pairs with the most similar filtration parameters in the next stages of the research. Further work included the performance of relative permeability analyses and the determination of the value of the mobility factor for the oil – reservoir water system in order to determine the type of wettability of the rock and the potential efficiency of the oil displacement process. The main element of the research was the simulation of the waterflooding process carried out in two parts – the first with the use of the original reservoir water (corresponding to the secondary recovery methods) and the second with the use of low-salinity waters (the third recovery methods) in two variants of the mineralization level. Based on the obtained data of the displaced oil, for each of the displacement medium recovery factor curve were constructed and compared with the determined type of wettability of the rock.

3

Ocena możliwości symulacji przepływu płynów złożowych przez „sztuczne” warstwy/złoża z kulek szklanych

Majkrzak M.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 6

378--386

PL

W artykule przedstawiono ocenę możliwości wykorzystania sztucznych ośrodków porowatych zbudowanych z kulek szklanych o znanej granulacji w celu symulacji przepływu płynów złożowych i zabiegów wspomagania/intensyfikacji wydobycia węglowodorów. Wykonanych zostało 8 modeli złóż o zróżnicowanej budowie i układzie warstw, które scharakteryzowano pod względem podstawowych parametrów petrofizycznych i filtracyjnych. Przeprowadzono wizualizację symulacji procesu nawadniania dwóch modeli heterogenicznych: I – dwie warstwy równoległe o różnej frakcji budujących je kulek szklanych, II – analogiczny model z modyfikacją (redukcją) przepuszczalności określonego fragmentu warstwy spągowej. W prosty sposób zestawiono i porównano poziom nasyceń ropy naftowej po zabiegu nawadniania, weryfikując tym samym poprawność zaprojektowanego eksperymentu symulacji przepływu płynów przez sztuczne warstwy/złoża z kulek szklanych.

XX

The paper presents an evaluation of potential possibilities of using glass beads pack for reservoir fluids flow and IOR/EOR treatment simulation. Eight models with various structures and layers layout, and which were characterized in terms of their basic petrophysical and filtration properties were built. For two heterogeneous models waterflooding treatment simulation was carried out: I – two parallel layers with different fraction of glass, II – analogical model with reduction of permeability in base layer. For verification of correctness of designed simulations, the level of oil saturation after waterflooding was compared.

4

Comparison of the oil recovery between waterflooding and CO2-EOR method for the JSt oil reservoir

Kułynycz V., Janowski P.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2017

|

Vol. 34, no. 3

787--797

EN

Exploitation of oil from the reservoir initially is performed by primary methods that use natural energy reserves, that allows for partial exploitation of geological resources (30%). Further oil resources depletion requires the implementation of appropriate methods to support exploitation, secondary methods, consist mainly in the physical oil displacement and third methods, in which additional types of energy aid the process of exploitation. The use of this methods may contribute up to a twofold increase in the degree of the geological resources depletion. One way to increase the exploitation is the injection of CO2 into the oil fields (CO2-EOR). This gas interacts physically and chemically on the reservoir rocks and oil contained in them, improving the conditions of its production. The technology of CO2 injection into the reservoir allows not only to increase oil production, but also gives the possibility of storing this gas in reservoirs, which is beneficial from the viewpoint of its impact on the environment. In the article was made a comparison of the oil recovery effectiveness between waterflooding and CO2-EOR method for Jastrząbka Stara reservoir. For this purpose, were made simulations of waterflooding and injecting CO2 for selected oil reservoir on the basis of the CO2PROPHET program. We analyzed different variants of injection of water and gas, both the amount of injected media, and the method of injection (only water, only gas, change injection of gas and water). Based on the results of modeling was estimated the amount of oil possible to extract by both methods and the recovery factor of the geological resources of the selected oil reservoir.

5

Primenenie diagnosticeskih kriteriev dla analiza processa zavodnienia neftanyh mestorozdenij

Salavatov T., Gusejnova D., Al'-Rabbas D.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

371--375

RU

Одним из основных методов воздействия на нефтяную залежь является заводнение, как наиболее интенсивный и экономически эффективный способ разработки нефтяных месторождений. Проведение эффективной разработки нефтяных месторож¬дений с применением водного воздействия требует принятия обоснованных решений по регулированию комплекса технологических процессов нефтегазодобычи. Поэтому повышение эффективности процесса заводнения нефтегазовых месторождений зависит и от совершенствования методов анализа, контроля и регулирования водного воздействия. Для определения тенденций развития процесса разработки и своевременного принятия решений по управлению процессом нефтедобычи, разработан подход к анализу водного воздействия на основе коэффициента Джини. Сущность предложенного подхода заключается в совместном анализе динамики изменения коэффициента Джини и основных технологических показателей для оценки эффективности водного воздействия на залежь. Предложенный подход был применен для диагностирования текущего состояния процесса разработки и оценки водного воздействия на эксплуатационном объекте – горизонте S1A месторождения Heijah (Йемен). Показано, что применение коэффициента Джини, наряду с другими методами анализа водного воздействия нефтяных месторождений, позволяет принимать обоснованные решения по изменению стратегии доразработки в условиях недостаточности информации.

EN

Waterflood or pressure maintenance project is considered one of several methods of enhanced oil recovery which is widely being used in oil fields. Water injection efficiency analysis is very important for operation future plan and finds out, if any opportunity is available to improve project performance. The conventional methods beside nonparametric criteria have been applied in this research in order to evaluate water injection operation. Gini coefficient analysis has been used to illustrate the water injection impact in terms of oil and water production trends over the time of injection operation. The proposed approach has been applied to diagnose the current state of the development and evaluation of the impact of the water production on the whole project development of the Heijah S1A field (Yemen). The use of the Gini coefficient, along with other methods of analysis of the process of development of oil fields, you can make informed decisions to change the development strategy in the conditions of lack of information. This approach makes it possible to determine the trend of the development of reservoir, conduct diagnostics transient formation of the system and to take timely decisions on managing the process of oil production regulation modes of production and injection wells.

6

Zastosowanie nanocieczy jako dodatków wspomagających proces wypierania ropy naftowej

Wilk K., Kasza P., Czupski M.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 1

14--20

PL

Coraz większe zapotrzebowanie na ropę naftową oraz jej wysoka cena rynkowa powodują zainteresowanie zagadnieniami jak najlepszego wykorzystania jej zasobów, także tych niedających się wyeksploatować tradycyjnymi metodami. W związku z tym doskonalenie ulepszonych metod eksploatacji EOR jest dziś jednym z najważniejszych zadań w zakresie kopalnictwa naftowego. Dlatego w niniejszym artykule zaprezentowano badania, które miały na celu sprawdzenie potencjalnych możliwości działania dostępnych na rynku nowych środków do nawadniania na bazie nanocząsteczek. Wstępne analizy wykazały, że dla cieczy z dodatkiem każdego z badanych środków następowało zwiększenie odzysku ropy w porównaniu z nawadnianiem przy użyciu solanki.

EN

The increase in worldwide energy demand and price causes increasing interest in making the best use of oil resources, including those which could not be exploited by traditional methods. Consequently, the improvement of the EOR processes is today one of the most important tasks in the field of oil production. That’s why, this article presents a laboratory study that illustrates the potential usage of nanoproducts or Enhanced Oil Recovery available on the market. Preliminary studies showed that for liquids with the addition of the nanofluids there was an increase in oil recovery compared to the application of brine flooding.