Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

The effect of formation temperature and constituent components on rheological parameters of water-oil emulsions

Gurbanov Guseyn R., Nurullayev Vali Kh., Gasimzade Aysel V.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 5

301--311

EN

This article investigates the correlation between freezing temperature, viscosity, and oil deposit levels in samples from the Muradkhanli and Surakhany fields, as well as in model oils created under laboratory conditions, both in commodity and emulsion forms. The focus is on the influence of asphaltene-resin-paraffin compounds, the primary components of these samples. Laboratory experiments were conducted at temperatures of 10°C, 20°C, 40°C, and 60°C, utilizing crude oil samples with dilution levels ranging from 5% to 40% for emulsified oil. Freezing temperatures and viscosity values were determined using established standard methods, while the amount of paraffin deposits was assessed through the "Cold finger test" method. Analysis of numerous experiments revealed that freezing temperature, viscosity of water-oil emulsions, and paraffin deposit levels formed on cold surfaces primarily hinge on the temperature of emulsion formation and the water content percentage. It was also observed that water content affects the rheological properties of emulsions formed at 10°C and 20°C, while freezing temperature undergoes minimal changes. An increase in water content leads to heightened viscosity. However, in water-oil emulsions formed at 40°C and 60°C, rheological parameters exhibit different trends. Emulsions formed at 40°C demonstrate maximum freezing temperatures, accompanied by increased asphaltene-resin-paraffin deposits and viscosity across the temperature spectrum. Conversely, water-oil emulsions formed at 60°C exhibit minimal freezing temperatures, deposit content, and viscosity values. Thus, the analysis of water-oil emulsion group composition indicates that these emulsions are mainly stabilized and rendered stable by the presence of asphaltene-resin components.

PL

W artykule przeanalizowano zależność temperatury krzepnięcia, lepkości oraz ilości osadów z ropy naftowej dla próbek pochodzących ze złóż Muradkhanli i Surakhany, oraz modelowej ropy przygotowanej w warunkach laboratoryjnych w postaci surowej i emulsji, w odniesieniu do ilości związków asfaltenowo-żywiczno-parafinowych, które są ich głównymi składnikami. Eksperymenty laboratoryjne przeprowadzono w temperaturach 10, 20, 40 i 60°C, używając próbek ropy naftowej o stopniach rozcieńczenia od 5% do 40% jako zemulgowanej ropy naftowej. Temperaturę krzepnięcia oraz lepkość pobranych próbek ropy naftowej określono za pomocą odpowiednich metod standardowych, natomiast ilość osadów parafinowych oznaczono metodą "Cold finger test". Analiza wyników licznych eksperymentów wykazała, że temperatura krzepnięcia, lepkość emulsji wodno-ropnych oraz ilość osadów parafinowych na zimnych powierzchniach zależą głównie od temperatury tworzenia emulsji oraz procentowej zawartości wody. Badania wykazały również, że zawartość wody wpływa na wartość właściwości reologicznych emulsji formowanych w temperaturze 10 i 20°C, podczas gdy temperatura krzepnięcia ulega minimalnym zmianom. Wzrost zawartości wody w emulsji prowadzi do wzrostu lepkości. Natomiast emulsje wodno-ropne formowane w temperaturze 40 i 60°C wykazują odmienne tendencje w parametrach reologicznych. Emulsje utworzone w temperaturze 40°C charakteryzują się maksymalnymi temperaturami krzepnięcia, zwiększoną ilością osadów asfaltenowo- -żywiczno-parafinowych oraz lepkością w całym zakresie temperatur. Natomiast emulsje wodno-ropne formowane w temperaturze 60°C wykazują minimalne temperatury krzepnięcia oraz minimalną ilość osadów i wartość lepkości. Zatem zgodnie z wynikami analizy składu grupowego emulsji wodno-ropnych ustalono, że badane emulsje są ustabilizowane i stają się trwałe głównie dzięki obecności składników asfaltenowo-żywicznych.

2

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.

3

Przykłady udanych wdrożeń metody naprzemiennego zatłaczania wody i gazu do węglanowych złóż ropy

Wojnicki Mirosław

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2019

|

R. 22, Nr 1 (243)

4--7

PL

Stopień sczerpania węglanowych złóż ropy naftowej jest wyraźnie niższy od średniego stopnia sczerpania i nie przekracza 25%, gdyż prowadzenie efektywnego procesu wspomagania wydobycia z kolektorów węglanowych jest sporym wyzwaniem ze względu na ich heterogeniczność. Połączenie niekorzystnej zwilżalności, która utrudnia wyparcie pozostałej w matrycy skalnej ropy naftowej oraz szczelinowatości, która ogranicza wpływ sił lepkości na efektywność wypierania i prowadzi do przedwczesnego przebicia zatłaczanych mediów do odwiertów wydobywczych sprawia znaczne trudności w eksploatacji. Jedną z ciekawszych metod wspomagania wydobycia, która pozwala na ograniczenie mobilności zatłaczanych płynów jest naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (ang. water-alternating-gas - WAG). Przy odpowiednim zaprojektowaniu i optymalizacji proces WAG może być efektywny również w trudnych warunkach geologiczno-złożowych. Przedstawione w artykule przykłady udanych wdrożeń metody WAG są potwierdzeniem możliwości efektywnego prowadzenia procesu w węglanowych skałach zbiornikowych.

EN

An overall oil recovery factor for carbonate reservoirs is significantly lower than average and does not exceed 25%, as conducting an effective EOR process is quite challenging due to their heterogeneity. The combination of unfavourable wettability - which hinders the displacement of crude oil remaining in the rock matrix, and fracturing - which reduces the impact of viscosity forces on displacement efficiency and leads to a premature breakthrough of the injected fluids into the production wells, causes significant problems in production. Water-alternating-gas (WAG) injection is one of the most interesting EOR methods, which reduces the mobility of injected fluids. If properly designed and optimised, the WAG process can also be effective in difficult geological and reservoir conditions. The examples of successful implementation of the WAG method presented in the paper confirm the possibility of effective WAG process development in the carbonate reservoirs.

4

Wyznaczenie rozpuszczalności ditlenku węgla w ropie naftowej w warunkach zbliżonych do złożowych

Wojnarowski Paweł, Czarnota Robert, Stopa Jerzy, Janiga Damian, Knapik Ewa

Przemysł Chemiczny

|

2019

|

T. 98, nr 5

821--824

PL

W celu określenia skali interakcji między ditlenkiem węgla a ropą naftową, konieczne jest przeprowadzenie badań laboratoryjnych w warunkach zbliżonych do złożowych. Parametrami, które powinny zostać określone są współczynnik pęcznienia ropy oraz rozpuszczalność ditlenku węgla w węglowodorach ciekłych. Przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych procesów zachodzących między CO₂ i ropą naftową pochodzącą z jednego z polskich złóż. Uzyskane wyniki jednoznacznie wskazują na możliwość wykorzystania analizowanego gazu jako medium roboczego w metodach EOR (enhanced oil recovery) w celu zwiększenia współczynnika sczerpania ropy naftowej.

EN

To det. CO₂ soly. and vol. expansion factor, a new method of measurement based on acoustics waves was proposed and math. calcns. were performed using Peng-Robinson equation of state. Measurements were carried out at 30°C and under pressure of 2-6 MPa. The results were compared with the literature data, which allowed to validate the new measurement method. The obtained results clearly indicated the possibility of increasing the final crude oil recovery.

5

Dobór lokalizacji odwiertów iniekcyjnych w procesie EOR-CO₂ dla złóż ropy naftowej w zaawansowanym stadium eksploatacji

Budzowski Radosław, Janiga Damian, Wojnarowski Paweł, Stopa Jerzy, Czarnota Robert

Przemysł Chemiczny

|

2019

|

T. 98, nr 5

777--779

PL

W dobie zmniejszającej się liczby odkryć nowych złóż ropy naftowej należy rozważyć optymalizację wydobycia węglowodorów ze złóż w znacznej mierze sczerpanych. Jedną z metod EOR (enhanced oil recovery) jest zatłaczanie ditlenku węgla. Gaz ten jest tani w produkcji, a fakt wykorzystania go jako medium tłoczonego przyczynia się do redukcji efektu cieplarnianego. Na etapie projektowania procesu zachodzi konieczność doboru lokalizacji odwiertów iniekcyjnych oraz wydatku tłoczenia. Celem pracy jest zaproponowanie metodyki optymalizacji zatłaczania CO₂ do złoża ropy naftowej będącego w końcowej fazie eksploatacji, która pozwoli na maksymalne sczerpanie zasobów węglowodorów przy jak najniższym koszcie. Jako zmienne decyzyjne wybrano lokalizację odwiertów iniekcyjnych oraz długość perforacji. Przedstawiono koncepcję optymalizacji procesu zatłaczania CO₂, wykorzystując algorytm genetyczny. W pracy zaproponowano 3 scenariusze z wykorzystaniem algorytmu, które zestawiono z wynikami procesu bez optymalizacji.

EN

A methodol. to optimize CO₂ injection into the mature crude oil reservoir, which allows maximum recovery of hydrocarbon resources at the lowest possible cost was proposed. As decision variables, a location of injection wells and a length of the perforations were selected. The concept of optimization of the CO₂ injection process was developed by using a genetic algorithm. Three scenarios of the algorithm were used and compared with the results of the process without optimization. Higher crude oil production from the optimized well location than without optimization was obtained.

6

O potrzebie ochrony karpackich złóż ropy naftowej

Lubaś J., Falkowicz S., Cicha-Szot R., Szwast E.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2016

|

R. 19, Nr 7-8-9 (217)

7-11

PL

W artykule przedstawiono w sposób zwięzły zagadnienia poruszone w prezentacji wygłoszonej na XI Kongresie Naftowym w Bóbrce pt ,,Program niezbędnych działań dla ochrony karpackich złóż ropy naftowej”. Ochronę złóż zdefiniowano jako całokształt działań zmierzających do prowadzenia racjonalnej gospodarki zasobami zgodnie z zasadami sztuki górniczej. Wykorzystanie odkrytych zasobów złóż ropy naftowej jest bowiem efektywne jedynie wówczas, gdy możliwie szybko wdrożone zostaną odpowiednie dla danych warunków złożowych metody wspomagania jej wydobycia. Na przykładzie trzech złóż ropy naftowej niekoniecznie leżących stricte w Karpatach: Nosówka, Węglówka oraz Pławowice omówiono w oparciu o wykonane w INiG-PIB badania możliwości wprowadzenia metod pozwalających na zwiększenie stopnia sczerpania zasobów geologicznych. Innym aspektem jest potrzeba nowelizacji prawa geologicznego i górniczego oraz przepisów fiskalnych w taki sposób, aby nie utrudniały one dalszej eksploatacji tych złóż w znacznym stopniu już sczerpanych.

EN

Protection of the oil reservoirs is defined as a set of operations for rational resource management in accordance with best practice standards. The proper management of discovered resources is effective only when proper enhanced recovery method is applied at an early stage of reservoir production. This paper presents the possibilities of application enhanced oil recovery methods based on research results performed at INiG-PIB for oilfields which are not necessarily strictly in the Carpathian: Nosówka, Węglówka and Pławowice. The second aspect raised in this study is the need of amendment of Geological and Mining law as well as fiscal legislation in such a way as not to hinder further exploitation of mature oilfields.

7

Wykorzystanie solanek jodkowo-bromkowych, towarzyszących złożom węglowodorów jako surowca do produkcji jodu

Zamojcin J.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2015

|

R. 18, Nr 2 (202)

7-9

PL

Wybrane złoża ropy naftowej i gazu ziemnego z rejonu Przedgórza przeanalizowano pod kątem zwiększonej zawartości jodu w wodach złożowych. Rozważono możliwość wykorzystania wyeksploatowanych odwiertów ponaftowych do produkcji jodu z solanek.

EN

An analysis of oil and gas fields located in Foredeep Basin region to select higher levels of iodine in reservoir water is presented in this paper. The main aim of the research was to check the possibility of using existed oil and gas wells to iodine production from iodide-bromide brines.

8

Interpretacja budowy geologicznej złoża ropy naftowej Łodyna na podstawie danych magnetotellurycznych oraz powierzchniowych danych geologicznych

Krzysztofik M.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2015

|

R. 18, Nr 7 (207)

8--13

PL

Złoże ropy naftowej Łodyna położone jest w bardzo skomplikowanych warunkach tektonicznych wynikających z istnienia wieloetapowych procesów geologicznych jakie miały wpływ na obecny układ strukturalny omawianego obszaru. W oparciu o dostępne powierzchniowe dane geologiczne oraz zinterpretowane przekroje opornościowe wykonane na podstawie prac magnetotellurycznych opracowano modele budowy geologicznej otoczenia złoża Łodyna. Skomplikowana budowa geologiczna omawianego obszaru, ograniczona ilość danych geofizycznych z otworów wiertniczych (w tym głównie danych elektrometrycznych) były elementami znacznie utrudniającymi szczegółową interpretację układu strukturalnego obszaru złoża Łodyna, dlatego prezentowane w pracy przekroje geologiczne są jedynie pewnym uproszczeniem budowy tego rejonu.

EN

Łodyna oil field is located in a very complex tectonic conditions resulting from the existence of multi-stage geological processes that have an impact on the current structural layout of the talked area. Accumulations of hydrocarbon occur in the five Oligocene sandstone horizons among the menilites beds. Based on the available geological surface data and interpreted resistive cross-sections wrought on the work of magnetotelluric, few geological models were developed. Complex geological structure of this area and the limited amount of geophysical data from borehole (mainly electrometric data) were significantly hindering elements which clearly hampered to elaborate detailed interpretation of the structural system of Łodyna vicinity, which is why the work presented in the geological cross-sections are merely a simplification of the real geological settings.

9

Historia wykorzystania wód leczniczych występujących w rejonie Krosna i perspektywy ich eksploatacji

Freiwald P., Gągulski T.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2015

|

nr 465

203--212

PL

Od końca XIX w. w rejonie Krosna wykonano wiele odwiertów, w których oprócz węglowodorów stwierdzono obecność wód mineralnych o składzie chemicznym charakterystycznym dla wód występujących w sąsiedztwie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. Tuż po II wojnie światowej powstała idea wykorzystania tych wód w celach balneologicznych i przemysłowych. Najbardziej zaawansowane badania prowadzono w obrębie antykliny Potoka, w północnej części Krosna. Wody mineralne towarzyszące złożom ropy naftowej i gazu ziemnego występują najczęściej w obrębie dwóch poziomów piaskowca ciężkowickiego (I i II). Ich mineralizacja jest zróżnicowana i waha się od kilkuset do ponad 40 g/dm3. Przedmiotem eksploatacji były wody podziemne nawiercone w otworach Mac Allan 11 i Mac Allan 4. Woda z otworu Mac Allan 11 była wykorzystywana na początku lat 60. XX w. do produkcji soli jodkwo-bromkowej. W latach 1960–1962 okresowo produkowano i rozprowadzano wodę mineralną „Makalanka” (wcześniejsza nazwa – „Krośnianka 4”), którą eksploatowano z otworu Mac Allan 4. Obszarami perspektywicznymi dla uzyskania wód leczniczych w rejonie Krosna są zlokalizowane w jego północnej części tereny dawnych kopalń bituminów – Turaszówka i Krościenko. Na obszarze Kopalni Turaszówka wody podziemne stwierdzono praktycznie we wszystkich wydzieleniach litostratygraficznych, jednak najbardziej są rozpowszechnione w obrębie dwóch poziomów piaskowca ciężkowickiego (I i II). Najlepiej rozpoznane wody podziemne znajdują się na polu Mac Allan (Kopalnia Krościenko). Jest to obszar potencjalnie najbardziej korzystny do poszukiwań i eksploatacji wód leczniczych.

EN

Since the end of the 19th century, many boreholes have been drilled in the Krosno area, in which beside hydrocarbons also mineral water was detected. The chemistry of the mineral water is influenced by the proximity to petroleum and natural gas deposits. Shortly after the Second World War, an idea was created about the use of these waters for balneological and industrial purposes. The most advanced studies on mineral waters were conducted within the Potok Anticline, in the northern part of Krosno. Mineral waters associated with petroleum and natural gas deposits occur most frequently within the first and second Ciężkowice sandstone. Their mineralization is variable and ranges from a few hundred mg/dm3 to more than 40 g/dm3. The water is extracted by the Mac Allan 11 and Mac Allan 4 wells. Water from the Mac Allan 11 well was used for the production of iodine bromine salt in the early 1960s. In the years 1960–1962, the “Makalanka” mineral water, previously under the name “Krośnianka 4”, was periodically produced and distributed from the Mac Allan 4 well. Prospective areas for therapeutic water in the Krosno region are located in the northern part of the town in the former bitumen mines Turaszówka and Krościenko. In the Turaszówka Mine area, groundwater has been found virtually in all lithostratigraphic units, but it is the most common in the first and second Ciężkowice sandstones beds. The groundwater is best recognized in the Mac Allan field (Krośnianka Mine). This area is potentially the most advantageous for exploration and exploitation of therapeutic waters.

10

Wpływ właściwości zwilżalnych kolektora na efektywność wypierania ropy różnymi mediami

Lubaś J., Szuflita S.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2014

|

R. 17, Nr 7 (195)

9--13

EN

Abstracts In order to increase recovery degree from geological resources of oil it is necessary to apply appropriate enhanced methods. Their proper selection takes into account, inter alia, petrophysical properties of the collector and, as a result, allows to double the amount of extracted oil with respect to methods using only reservoirs natural energy. In recent years, at the request of state authorities and oil industry, the Oil and Gas Institute developed a number of advanced modeling studies, both physical and numerical to determine the effectiveness of various EOR methods. Particular attention was paid to the selection of the methods for the existing reservoir conditions. The paper presents the results of laboratory tests of oil displacement with water and carbon dioxide in long cores at reservoir conditions. The efficiency of listed media applications in secondary and tertiary methods was tested in the example of the mixed wet carbonate collector as well as water wet sandstone collector. The paper verifies literature reports that in some cases the injection of CO2 as the EOR method applied after waterflooding is ineffective.

PL

Celem zwiększenia stopnia sczerpania zasobów geologicznych złóż ropy naftowej niezbędnym jest zastosowanie odpowiednich metod wspomagających. Ich właściwy dobór uwzględniający między innymi właściwości petrofizyczne kolektora pozwala w efekcie na uzyskanie zwykle podwojenia ilości wydobytej ropy w odniesieniu do metod wykorzystujących jedynie energię naturalną złoża. W ostatnich latach na zlecenie organów państwa jak i przemysłu naftowego w Instytucie Nafty i Gazu wykonano szereg zaawansowanych badań modelowych, zarówno fizycznych jak i numerycznych, określających efektywność różnych metod wspomagających. Szczególną uwagę zwracano na dobór danej metody dla istniejących warunków złożowych. W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych wypierania ropy naftowej wodą i dwutlenkiem węgla z długich rdzeni wiertniczych w warunkach złożowych. Badano efektywność zastosowania wymienionych mediów w metodach wtórnych i trzecich na przykładzie kolektora węglanowego o mieszanym charakterze zwilżalności jak również wodozwilżalnego kolektora piaskowcowego. Artykuł weryfikuje doniesienia literaturowe, według których – zatłaczanie CO2 jako metody trzeciej po nawadnianiu jest przedsięwzięciem nieefektywnym.

11

Rola badań izotopowych w poszukiwaniach konwencjonalnych i niekonwencjonalnych złóż ropy naftowej i gazu ziemnego

Matyasik I., Janiga M.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2012

|

R. 15, Nr 1 (165)

7--11

12

Symulacje procesów eksploatacji złóż naftowych z zastosowaniem sterowania sprzężeniem zwrotnym

Szott W., Gołąbek A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

137--143

PL

Tematem referatu są zagadnienia napotykane w symulacjach złożowych, które wymagają sterowania przebiegiem symulacji zależnego od jej bieżących wyników. Problem rozwiązano wykorzystując narzędzia, w które wyposażone zostały najnowsze symulatory złożowe, pozwalające na realizację mechanizmów sprzężenia zwrotnego. Stały się one dostępne dzięki możliwościom definiowania w trakcie symulacji wielkości pochodnych od standardowo występujących w procesie symulacji. W referacie przedstawiono przykład zastosowania mechanizmów sprzężenia zwrotnego w problemie konwersji złoża gazu ziemnego na PMG.

EN

The presentation addresses problems encountered in reservoir simulations that require control depending on concomitant simulation results. The paper presents solutions to the problem that use most recent options of reservoir simulators taking advantage of feed-back mechanisms. They are available by using user-defined parameters being the functions of standard simulations quantities during the simulation processes. The subject includes a realistic example of the solutions applied to the conversion process of a depleted gas reservoir into UGS facility by injection CO2 as cushion gas.

13

Raport o oddziaływaniu na środowisko dla koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczych w strukturach łupkowych

Zaleska-Bartosz J.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

213--216

PL

W referacie zaprezentowano problemy, z jakimi zetknęli się autorzy raportu o oddziaływaniu na środowisko, opracowywanego na potrzeby decyzji środowiskowej poprzedzającej udzielenie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż gazu ziemnego i ropy naftowej, w tym złóż w formacjach łupkowych. Trudności w precyzyjnym określeniu oddziaływań na środowisko prac geologicznych wykonywanych w strukturach łupkowych, zwłaszcza wierceń oraz prac związanych z udostępnieniem i opróbowaniem złoża, wynikały z braku dostatecznej praktyki w prowadzeniu tego typu prac w kraju. Wynikiem tego jest niepełna wiedza ekspercka o wpływie takich prac na środowisko. Skutkowało to brakiem rzetelnych danych do ilościowego i jakościowego określenia spodziewanych oddziaływań, które są wynikiem generowania poszczególnych strumieni zanieczyszczeń. Biorąc pod uwagę wymagania i oczekiwania organu wydającego decyzję środowiskową, a także obawy społeczne przed działalnością branży górnictwa nafty i gazu zaangażowanego w poszukiwanie i rozpoznawanie złóż łupkowych, zadanie nie należało do łatwych.

EN

The paper presents the issues encountered by the authors of the report on the environmental impact assessment (EIA). The report was necessary for the environmental decision, which was a condition to award a license to prospect and explore oil and gas from shale formations. The difficulties to determine precisely how this geological works (exploration, opening up and trial exploitation) will impact the environment resulted from the lack of sufficient expert knowledge, because there have been no geological works of this kind in Poland. It was extremely difficult to determine precisely how this will impact the environment, because there have been no geological works of this kind in Poland and thus no sufficient expert knowledge, including reliable data for quantitative and qualitative estimation of potential pollution and its effect on the environment. Taking this into consideration, together with the requirements and expectations of the authorities issuing the environmental decision and social concerns of activity of oil and gas industry involved in the prospecting and exploration of natural gas from shale formations, writing such a this report was not easy.

14

Nawadnianie mikrobiologicznie jako sposób zwiększenia stopnia sczerpania starych złóż ropy naftowej

Falkowicz S., Cicha-Szot R., Wójcicki W., Rogaliński M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

91--96

PL

W artykule przedstawiono możliwości i wstępne wyniki projektu nawadniania mikrobiologicznego przy wspomaganiu eksploatacji sczerpanych złóż ropy naftowej przedgórza Karpat. Podano wyniki testów laboratoryjnych, symulujących proces mikrobiologicznego nawadniania złoża ropy oraz wyniki pierwszych ośmiu miesięcy trwania programu Mikrobiologicznego Nawadniania Złoża (MNZ) ropy naftowej Pławowice.

EN

An article presented hereby relates to possibilities of Microbial Enhanced Oil Recovery factor of depleted oil fields in the Carpathians Foreland. The results of laboratory tests simulating microbial flooding process in oil field and the results from the first eight months of Microbial Flooding Program in the Pławowice oilfield were also presented.

15

Charakterystyka geologiczno-litofacjalno-geochemiczna złóż ropy naftowej w utworach dolomitu głównego w rejonie platformy węglanowej Kamienia Pomorskiego

Mikołajewski Z., Czechowski F., Grelowski C.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

387--397

PL

Na obszarze NW Polski w utworach cechsztyńskiego dolomitu głównego (Ca2) odkryto dotychczas kilkanaście złóż ropy naftowej. Większość z nich związana jest z platformą Kamienia Pomorskiego, jej stokiem i strefą sąsiadującego płytkiego szelfu. Są to złoża: Międzyzdroje (1971), Kamień Pomorski (1972), Rekowo (1974), Wapnica (1979), Wysoka Kamieńska (1978) oraz Błotno (1980). Złoża te występują w różnych strefach paleogeograficznych Ca2. Geneza niektórych z nich jest związana z mezozoicznymi rowami tektonicznymi, które przyczyniły się do zeszczelinowacenia węglanów. Efektem tych procesów jest powstanie dróg migracji węglowodorów do pułapek złożowych. Złoża rop naftowych związane są z węglanami cechsztyńskiego systemu naftowego i wykazują pozytywne korelacje genetyczne ze skałami macierzystymi i gazem ziemnym. Zawartość substancji organicznej w poziomach macierzystości wynosi do 3,41 % TOC (Grabin-2K), a ilość ekstrahowalnej substancji organicznej dochodzi do 29 840 ppm (Wysoka Kamieńska-8). Stopień dojrzałości rop naftowych w skali refleksyjności wihynitu wynosi 0,55% (Wapnica-1) — 0,80% (Blotno-1), został określony głównie na podstawie składu biomarkerów i wykazuje trend wzrostu w kierunku SE. Obliczony jednostkowy potencjał powierzchniowy dochodzi do 317 kg HC/m2 basenu sedymentacyjnego na złożu Wysoka Kamieńska.

EN

In the Zechstein Main Dolomite (Ca2) carbonates of the NW Poland area a dozen or so oil deposits have been discovered so far. Most of them are related to Kamień Pomorski platform, its slope and adjacent shallow basin margin. The major deposits are following: Międzyzdroje (1971), Kamień Pomorski (1972), Rekowo (1974), Wapnica (1979), Wysoka Kamieńska (1978) and Błotno (1980) which are occurring in different Ca2 paleogeographic zones. Formation of some of them is related to Mesozoic fault troughs, which cross Ca2 paleogeographic zones and had contributed to fracturing of carbonates. As a result of the processes hydrocarbon migration pathways to oil traps were formed. Oil deposits associated with carbonate rocks of the Zechstein basin petroleum play reveal positive genetic correlations with source rocks and natural gases. Organic matter content of source levels reaches 3,41% TOC (Grabin-2K), and amount of extractable organic matter up to 29 840 ppm (Wysoka Kamieńska-8). Oil maturity level is in the range of 0,55% (Wapnica-1) to 0,80% R° (Błotno-1) in vitrinite reflectance scale and has been evaluated mainly from biomarkers composition, and shows increasing trend into SE direction. Unit surface potential reaches 317 kg HC/basin m2 for the Wysoka Kamieńska deposit.

16

Analiza możliwości zwiększenia stopnia sczerpania zasobów złóż ropy naftowej w Polsce

Lubaś J., Szott W., Dziadkiewicz M.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 8

481-489

PL

W artykule dokonano przeglądu wyników dotychczas wdrożonych metod wspomagania wydobycia ropy ze złóż krajowych oraz na ich tle przedstawiono możliwości objęcia nowymi projektami złóż niedawno odkrytych bądź dotychczas eksploatowanych jedynie metodami pierwszymi. W dobie bardzo wysokich cen ropy naftowej zastosowanie zaawansowanych metod eksploatacyjnych jest szczególnie istotne, dotyczy bowiem już udokumentowanych zasobów geologicznych, których wielkość w skali kraju jest całkiem pokaźna - na poziomie przekraczającym 100 mln ton. Zwiększenie zarówno stopnia sczerpania, jak i tempa sczerpania tych zasobów ma wymiar przede wszystkim ekonomiczny, lecz również prestiżowy dla polskiego górnictwa naftowego - pioniera światowego przemysłu naftowego.

EN

The paper presents a review of various enhanced oil recovery methods implemented to date in Polish oil reservoirs as well as newly discovered fields, or fields with primary production considered the best candidates for the application of these methods. Currently, with oil prices at a high, these advanced methods become quite significant as they can be practically used on approved geological reserves, that amounts to more than 100 million tons found in Poland. The increase of both the reserves recovery coefficient and the rate of the process is not only of economic volume but it also brings special prestige to the polish oil industry - the pioneer of the oil industry worldwide.

17

Uwarunkowania techniczne i ekonomiczne sekwestracji CO2 w złożu ropy naftowej

Stopa J., Wojnarowski P., Kosowski P., Pyrzak P.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2011

|

T. 28, z. 3

533-541

PL

Proces sekwestracji geologicznej CO2 wiąże się z kosztami wynikającymi z separacji i zatłaczania ditlenku węgla, co czyni tę technologię w pewnych sytuacjach nieopłacalną. Rozwiązaniem może być połączenie tego procesu z zaawansowanymi metodami wydobycia ropy naftowej. W większości złóż tylko niewielka część ropy zostaje wydobyta standardowymi metodami eksploatacji, przeważająca część zasobów nadal pozostaje uwięziona w złożu. Wieloletnie doświadczenie pokazuje, że zatłaczanie CO2 do częściowo wyeksploatowanych złóż ropy naftowej może zwiększyć wydobycie, wpływając w ten sposób na opłacalność inwestycji. W artykule przedstawiono ocenę efektywności oraz analizę ekonomiczną procesu sekwestracji CO2 w jednym z karpackich złóż ropy naftowej z wykorzystaniem symulacji numerycznej. Wyniki wariantowych symulacji eksploatacji złoża wskazują, że proces zatłaczania CO2 z jednoczesnym jego składowaniem powoduje zwiększenie wydobycia ropy naftowej. Należy jednak podkreślić, że brak jest prostej zależności między ilością zatłoczonego CO2 a zwiększeniem wydobycia, a proces ten prowadzony na dużą skalę może powodować zagrożenia dla dalszej eksploatacji i sprawdza się przede wszystkim na dużych obiektach. W związku z tym planowanie takich rozwiązań musi uwzględniać zarówno oceny ekonomiczne, jak i techniczne procesu.

EN

Geological sequestration of CO2 generates costs connected with gas separation and injection, which in some situations makes this process unprofitable. Solution in this situation can be connection of this process with enhanced oil recovery. In majority oil fields only small part of oil is produced witch standard methods of exploitation. Experience from developed projects shows that CO2 injection into partially depleted reservoir can increase oil production making this process cost-effective. In this work technical and economical efficiency analysis of CO2 injection into Carpathian oil field was presented. Numerical simulation of production was developed. Results of multi variant simulations shows, that CO2 sequestration increase oil production, but there is no simply correlation between amount of injected gas and production increment. Capacity of typical Polish Carpathian oil fields is not sufficient for power plant emission. For this kind of process more suitable are large reservoirs, which guarantee stable injection during power plant lifecycle.

18

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.

19

Nowa generacja specjalistycznych środków chemicznych do ciągłej eksploatacji złóż ropy naftowej i gazu ziemnego

Gaździk B., Pajda M., Ziemiański L., Mazela W.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

869--872

PL

INiG prowadzi badania nad opracowaniem nowej generacji specjalistycznych środków chemicznych dla kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego. Praca jest współfinansowana przez Unię Europejską z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego w ramach Programu Operacyjnego „Innowacyjna Gospodarka" na lata 2007-2013.

EN

INiG develops a new generation of specialty chemicals for the continuous crude oil and gas exploitation. The work is co-sponsored by the European Union, from the European Fund of Regional Development within the framework of the Operational Programme "Innovative Economy", 2007-2013.

20

Udivitel’noe svojstvo emul’sij, igrausee vaznuu rol’ v potokootklonausih tehnologiah i pri glysenii skvazin

Ahmetov A. T.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

847--852

EN

Successful use of return water oi1 emulsions by firm «Himeko-Gang» in stream rejecting technologies and at muffling of chinks on oilfields in Russia is caused by display of surprising effect of dynamic blocking. The essence of the effect is that the current of return water hydrocarbonic emulsion in areas of microchannels and cores fades in due course, despite constantly operating pressure difference. As а ru1e, rheological properties and results of experiments on linear models of а layer are found at the base of the oil-extracting technologies using emulsion. The liquid injecting in а chink at critical area of formation forms radially extending current and the radial component of speed is slowed down in process of removal from the centre. Therefore it is important to study features of transformation and movement of fluids at constant pressure differences. For аll types of emulsions studied by us the general has appeared the effect of dynamic blocking which is lost in the laboratory experiments spent on pumping with constant speed.