Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

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.

2

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.

3

Analiza przepływu płynów złożowych w skałach zbiornikowych

Majkrzak M.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 8

610--618

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych mających na celu ocenę typu zwilżalności 13 próbek piaskowców kambryjskich. Wstępną charakterystykę przeprowadzono na podstawie pomiarów przepuszczalności względnej, a jej trafność zweryfikowano poprzez ich korelację z kolejno wykonanymi: analizą nasycenia nieredukowalnego dla wody złożowej (Swi), testem Amotta (Iw), analizą ciśnienia przebicia dla solanki metodą przepływową (Pthflow) – współczynnik sczerpania (RFI), symulacją procesu nawadniania dla wody złożowej (RFII). Wykonano pomiary wielkości kąta kontaktu na granicy solanka–ropa naftowa–skała złożowa dla 3 analizowanych próbek. Podjęto próbę wskazania metody zastępczej dla pomiarów przepuszczalności względnej, która potwierdzi wyznaczony typ zwilżalności „pierwotnej”.

EN

The paper presents laboratory measurements results, performed in order to evaluate the type of wettability for 13 samples of Cambrian Sandstone. Preliminary characterization was carried out, based on relative permeability measurements which were correlated with additional analysis: irreducible water saturation (Swi), Amott test, threshold pressure for continuous injection approach (Pthflow) – recovery factor (RFI), water flooding simulation for brine (RFII). Additionally, contact angle measurements for brine/oil/rock system were carried out. An attempt was made to indentify an alternative method for the measurement of relative permeability which will be the most congenial with the designated “primary” wettability type.

4

Zastosowanie odwiertów horyzontalnych w eksploatacji złóż i PMG

Kwilosz T.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 12

926--931

PL

Opracowanie zawiera wyniki obserwacji i analiz związanych z wykorzystaniem odwiertów horyzontalnych w eksploatacji konwencjonalnych złóż ropy i gazu oraz podziemnych magazynów gazu. Wskazano główne obszary zastosowania technologii odwiertów horyzontalnych i przedstawiono wyniki oceny ich efektywności w porównaniu z odwiertami pionowymi. Posłużono się rezultatami analiz opracowanymi głównie przez ośrodki badawcze w USA, dotyczącymi obszaru USA i Kanady.

EN

The study contains the results of observations and analyzes associated with the usage of horizontal wells in conventional production from oil and gas fields and underground gas storage. The article shows the main areas of the application of horizontal drilling technology and the results of the assessment of their effectiveness in comparison with vertical well technology. Results of analyzes developed, mainly by research centers from the USA, relating to the territory of the United States of America and Canada were used.

5

Zastosowanie analizy krzywych spadku wydobycia do oceny wielkości współczynnika sczerpania złoża węglowodorów na przykładzie złoża Iwonicz-Zdrój

Majkrzak M.

Nafta-Gaz

|

2013

|

R. 69, nr 11

821--828

PL

W artykule przedstawiona została pokrótce budowa polskich Karpat zewnętrznych (z naciskiem na płaszczowinę śląską), scharakteryzowano uwarunkowania geologiczne antykliny Iwonicza-Zdroju oraz opisano warunki występowania akumulacji ropy naftowej fałdu iwonickiego. Zrealizowana została ocena wielkości współczynnika sczerpania zasobów na podstawie analizy krzywych spadku wydobycia oraz przybliżonej formuły matematycznej sumy cząstkowych składników energii wewnętrznej złoża. Opierając się na otrzymanych danych, wykalkulowano prze-widywane, możliwe do eksploatacji w przyszłości zasoby węglowodorów. W wyniku prostych działań matematycznych z wykorzystaniem wcześniej otrzymanych wielkości obliczono całkowite zasoby wydobywalne złoża Iwonicz-Zdrój, a także jego zasoby geologiczne.

EN

The aim of this article is to briefly present the structure of Polish Outer Carpathians (with emphasis on the Silesian Nappe), characterized geological conditions of the Iwonicz-Zdrój anticline, and describe conditions of occurrence of the Iwonicz fold oil accumulation. The recovery factor of oil was determined with the application of production decline curves, and approximate mathematical formula of the sum of partial constituents of the field energy. Based on the data received, possible future resources was predicted. With simple mathematical operations using the previously calculated values, total deposits of extractable and geological resources from the Iwonicz-Zdrój oil field were obtained.

6

Krzywe spadku wydobycia i kwantyfikacja stopnia sczerpania "starych" karpackich złóż ropy naftowej

Słupczyński K., Semyrka R., Marcinkowski A., Sobolewski J., Szewczyk E.

Górnictwo Odkrywkowe

|

2009

|

R. 50, nr 2-3

129-135

PL

Na przykładzie sześciu karpackich złóż ropy naftowej eksploatowanych na przełomie XIX i XX wieku ustalono wielkość współczynnika sczerpania ich zasobów za pomocą wykresów spadku wydobycia. Podano przybliżoną formułę matematyczną opartą na sumie cząstkowych składników energii złoża. Udziały poszczególnych składników energetycznych i ocenę końcowego stopnia sczerpania zestawiono w tabeli 1.

EN

Recovery factors for oil were determined by the authors with application of production-decline curves, exemplified by six Carpathian oilfields producing since the end of the 19th century. An approximate mathematical formula was given based on the sum of partial constituents of the field energy. Contribution of the individual energy constituents and assessment of the ultimate recovery were compiled in Table 1.