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

Modelowanie geologiczne 3D w zagadnieniach poszukiwania i rozpoznawania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego

Sowiżdżał K.

Przegląd Techniczny : Gazeta Inżynierska

|

2018

|

nr 11

15--19

PL

W artykule zaprezentowano zagadnienia budowy trójwymiarowych, numerycznych modeli geologicznych złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz ich znaczenie w pracach związanych z poszukiwaniem i rozpoznawaniem obiektów geologicznych. Przedstawiono cele modelowania złóż, typy wykorzystywanych danych geologicznych i geofizycznych, główne elementy modeli złożowych oraz schemat procesu ich budowy. Omówiono wagę każdego z etapów procesu badawczego oraz charakter uzyskiwanych wyników. Przedstawiono przykłady rzeczywistych modeli złożowych opracowanych w Instytucie Nafty i Gazu – Państwowym Instytucie Badawczym, jak również zaprezentowano możliwości ich zastosowania w interpretacji geologiczno-złożowej.

EN

The article presents the issues of the three-dimensional, numerical geological modeling of oil and gas reservoir and its significance for exploration and appraisal of oil and gas fields. The objectives of reservoir modeling, types of geological and geophysical data used, main elements of reservoir models and the scheme of process of their construction are presented. The importance of each stage of the research process and the characteristics of the results obtained were discussed. Examples of real reservoir models developed at the Oil and Gas Institute - National Research Institute and examples of their application in geological interpretation are presented as well.

3

Osobennosti uceta blokovogo stroenia neftanyh mestorozdenij pri sozdanii ih gidrodinamiceskih modelej

Sudo R. M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

857--861

EN

The features of block structure in the creation of oil field hydrodynamic models are discussed. Numerous oil fields are characterized by tectonic faults with different genesis and ranges. The aim of this paper is to study the influence of different faults on the development efficiency of oil fields. The evaluation of the influence of low-permeability and high-permeability faults on oil fields development was obtained.

4

Opyt primenenia tehnologii elektrovozdejstvia dla povysenia nefteotdaci neftanyh plastov

Kadet V., Evtuhin A., Vasneva G.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

827--831

EN

The paper presents the scientific base and the results of Electro Treatment technology application to the number of oil fields. The technology allows to realize the combined influence on the well bore and the nearest area of oil reservoir. As a result the permeability in this area is increasing and water content in total fluid production is decreasing. The heart of the method consists in the change of reservoir characteristics and fluid phase equilibrium by passing the electric current through the reservoir. The well rate increasing is achieved by decolmatation — destroying the surface cement (clay, biotite, etc.) in pore channels and in consequence their cross section increasing. Water content decreasing is connected with phase permeabilities' change: phase permeability for oil is increasing and phase permeability for water is decreasing. The results of a theoretical calculations and laboratory experiments which have allowed to establish the Electro Treatment parameters are demonstrated.

5

Metodika prinatia resenia pri vybore optimal’noj sistemy razrabotki mestorozdenij v usloviah neopredelennosti i riska

Sahverdiev A., Myl'nikov D. A., Pavlov M. A., Abbasova N. N., Sahverdiev E. A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

823--826

EN

The report presents the methodology of option choice far oil field development in the conditions of uncertainty and the risk, based on the methods of statistical analysis, analysis of efficiency indicators' sensitivity, scenarios method, imitating simulation on Monte Carlo method (Laplace, Wald, Savage, Gurvitz, Hodge—Lehmann criteria, etc.) and fuzzy logic theory of L. Zade. The probability account of geological and extracted reserves change, and also many other factors, allows to carry out the multilatexal analysis of а рrоblem that makes process of option choice most effective.

6

Biogenic processes in oil industry

Turkiewicz A., Kapusta P., Brzeszcz J., Steliga T.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

833--837

EN

The paper reports the application of microbiological methods in oil industry. The presentation included research connected with prospecting and exploitation of hydrocarbon deposits. Laboratory studies focus mainly on activity of bacterial indicators in survey techniques and biogenic processes in drilling fluids. The article discusses also the method which is employed during exploitation of oil (MEOR — Microbial Enhanced Oil Recovery).

PL

Artykuł omawia zastosowanie metod mikrobiologicznych w przemyśle naftowym. Przedstawiono badania procesów związanych z poszukiwaniem i eksploatacją złóż węglowodorów, w których istotną rolę pełnią mikroorganizmy i reakcje biogenne. Szczególną uwagę zwrócono na występowanie i aktywność bakterii wskaźnikowych oraz na procesy zachodzące w płynach wiertniczych, a także omówiono mikrobiologiczną metodę intensyfikacji wydobycia ropy naftowej (MEOR).

7

Złoże ropy naftowej "Łodyna" - tradycja i nowoczesność

Szewczyk E.

Górnictwo Odkrywkowe

|

2009

|

R. 50, nr 2-3

154-157

PL

Złoże ropy naftowej "Łodyna" znajduje się w obrębie pięknych krajobrazowo Gór Słonnych. Stanowi ono doskonały przykład ilustrujący tradycję i żywą historię karpackiego górnictwa naftowego. Nagromadzenia ropy naftowej występują w pięciu poziomach oligoceńskich piaskowców kliwskich, które występują w serii łupków menilitowych jednostki skolskiej. Porowatość skał zbiornikowych wynosi od 5 do 16 %. Złoże należy do typu warstwowego w strukturze fałdowo-diapirowej. Tworzy ona stojący fałd o znacznie zredukowanym północnym skrzydle. Samo złoże związane jest z charakterystyczną fleksurą tego fałdu. Ropa naftowa z tego złoża należy do rop parafinowych, zaś towarzyszący jej gaz ziemny jest gazem gazolinowym. Od roku 1880, od kiedy to złoże jest eksploatowane na skalę przemysłową, dostarczyło ono około 280 tys. ton ropy naftowej. Obecnie wydobycie prowadzi się z użyciem pomp. Kopalnia ,,Łodyna " jest częścią Ekomuzeum, składającego się z kilkunastu obiektów, a utworzonego dla ukazania bogatych tradycji górnictwa naftowego oraz walorów naturalnych i kulturowych regionu.

EN

The "Łodyna " oil deposit is situated in the beautiful landscape forming Słonne Mts. It is one of the best examples of a living history of old oil exploitation in the Carpathians. The oil accumulation occurs in 5 horizons of Oligocene-age Kliwa Sandstones, belonging to the Skole Unit. The sandstone layers occur in the black Menilite Shales. The porosity of sandstone is between 5-16%. The deposit belongs to the layered type trapped in a unique fold-diapiric structure. It forms the vertical fold, which northern limb is strongly reduced. The oil accumulation itself is connected with the characteristic flexure of the fold. The oil from Łodyna deposit belongs to paraffin type, and the accompanying gas is rich in gasoline. Since 1860, when the oil occurrence was discovered, the deposit has produced 280 tys. t of crude oil. Recently a pumping method has been applied. The mine is a part of Ekomuseum, which was made to show and protect traditions of the old mining in this region as well as its natural values.

8

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.

9

Biocatalized silicate gels in oil and geothermal industry

Falkowicz S., Cicha-Szot R., Dubiel S., Bailey S.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2009

|

T. 25, z. 4

5-22

EN

Technologies using silicates have become accepted worldwide as cost-effective solutions for enhancing oil production. Despite very intensive research work gelling mechanism of the silicate system in the reservoir conditions is still unknown. Selection of appropriate additives extending gelling time and improving gel properties is very difficult because of the lack of that information. Moreover, complexity of the systems which contains organic and inorganic additives cause difficulties in industrial applications. This paper presents complex literature review which gives complete picture on the use and application of silicate based systems for water shut-off and enhancing oil recovery. Moreover, it shows new way of pH-dependent silicate gels application during the permeability modification treatments as an interesting alternative to chemical crosslinked gels. Gelling time of that system can be extended by the using microbiology to the pH modification what limit the number of chemical additives, facilitate process control and improve treatment competitiveness. The effect of biocatalyzed silicate gels on porous rocks was tested in the reservoir conditions on the lab stand of the Temco Inc Company (USA). Experimental results of coreflooding experiments indicated that silicate gel system may cause decrease of core permeability in the range from 60 to 90%.

PL

W publikacji przedstawiono kompleksowy przegląd literatury fachowej dotyczącej zastosowań żeli krzemianowych w górnictwie naftowym. Jak wynika z przytoczonych wyników wieloletnich badań, do czynników wpływających na skuteczność zabiegu modyfikacji przepuszczalności skał złożowych można zaliczyć: — rodzaj warunków złożowych (litologia, temperatura złożowa, zasolenie, jednorodność budowy złoża), — sposób udostępnienia warstwy produktywnej, — mechanizm dopływu wody do odwiertu, — odpowiedni dobór układu żelującego (polimery, żywice lub krzemiany), — sposób zatłaczania żelu do właściwej strefy złożowej (użycie Coiled Tubingu, jednoczesne zatłaczanie do dwóch stref). Reasumując można stwierdzić, że wszystkie prace związane z zatłoczeniem żelu do strefy o podwyższonej przepuszczalności należy zakończyć przed upływem kilku godzin. Wliczając w to czas potrzebny na przygotowanie żelu oraz wytłoczenia żelu z Colied Tubingu, jest to czas bardzo krótki. Jednymi z najbardziej obiecujących środków do likwidacji stref złożowych o wysokich przepuszczalnościach skał są żele oparte na bazie krzemianów. Mimo intensywnych badań w dalszym ciągu nie został do końca poznany mechanizm żelowania krzemianów w złożu, co utrudnia dobór odpowiednich dodatków wydłużających czas żelowania oraz poprawiających właściwości żelu, a złożoność systemów zawierających dodatki organiczne i nieorganiczne powoduje utrudnienia w zastosowaniach przemysłowych. Zastosowanie mikrobiologii w celu modyfikacji pH znacznie wydłuża czas żelowania, a ponadto ogranicza liczbę dodatków chemicznych, przez co ułatwia kontrolę i poprawia również ekonomikę zabiegu. Jednak, aby technologia ta była przydatna do komercyjnego wykorzystania wskazane jest wykonanie odpowiednich testów laboratoryjnych, np. metodą czynnikową kolejnych przybliżeń. Testy te powinny w maksymalnym stopniu symulować warunki złożowe pod względem termobarycznym i technologicznym. Ze znacznym podobieństwem proces ten można symulować dzięki aparaturze firmy Temco Inc (USA) będącej na wyposażeniu Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie. Celem przeprowadzonych badań laboratoryjnych była wstępna ocena przydatności roztworów krzemianów do likwidacji przepuszczalności porowatych skał zbiornikowych z wykorzystaniem biokatalizatorów. Do przygotowania cieczy zabiegowej użyto roztworu krzemianu sodu o następujących właściwościach: stosunek SiO2/Na2O - 3,11; zawartość Na2O - 9,5%; zawartość SiO2 - 29,5%; gęstość około 1420 kg/m3; pH = 11,5. W przygotowanych cieczach stosowano stężenia krzemianu sodu niższe niż 2%, bowiem po przekroczeniu tego stężenia proces żelowania krzemianu rozpoczynał się w przeciągu kilku godzin, co jest czasem zbyt krótkim z punktu widzenia wykorzystania tej technologii w praktyce. Przygotowano cztery ciecze zabiegowe różniące się stężeniem krzemianu sodu: 1 – 0,5%; 2 - 0,75%; 3 - 0,1%; – 0,75%. W przypadku cieczy nr 4, na podstawie wyników wcześniejszych testów, zastosowano zmodyfikowaną pożywkę dla mikroorganizmów. Do wszystkich cieczy dodawano mikroorganizmy alkalifilne w ilościach takich, aby ich końcowe stężenie wynosiło około 1 ź 102 w 1 ml. Po zatłoczeniu do rdzeni cieczy zabiegowej w warunkach beztlenowych, poddawano procesowi dwutygodniowej inkubacji w temperaturze 40°C. Po tym okresie określano przepuszczalność końcową rdzeni kks dla solanki, a tym samym określano zmiany (utratę) ich przepuszczalności. Do rdzeni oznaczonych numerami 1 i 2 zatłoczono ciecz oznaczoną nr 1. W czasie dwutygodniowej inkubacji nie stwierdzono zauważalnych zmian pH, ani lepkości przygotowanej cieczy. Nastąpiło tylko nieznaczne wytrącenie się krzemianów z cieczy i ich sedymentacja na dnie naczynia, w którym inkubowano rdzenie. Stwierdzono uszkodzenia przepuszczalności rdzeni o numerach 1 i 2 odpowiednio 70% i 4% (tab. 3). Podczas pomiaru przepuszczalności końcowej solanka przepływająca przez testowany rdzeń w całości gromadzona była w przezroczystym naczyniu. Stwierdzono, iż dno naczynia pokrywa zżelowany osad usuniętych z rdzenia krzemianów. Podobną sytuację stwierdzono w przypadku rdzeni oznaczonych numerami 3 i 4. Daje się jednak zauważyć na dnie naczynia większą ilość usuniętych krzemianów, niż w przypadku rdzeni 1 i 2. Jest to spowodowane większą ilością krzemianów w roztworze wyjściowym. W tym przypadku również nie stwierdzono zmian pH cieczy żelującej. Zanotowano odpowiednio 73% i 61% uszkodzenie przepuszczalności rdzeni. Wprowadzono modyfikację w składzie cieczy nr 3, którą zatłoczono do rdzeni 5 i 6. W tym przypadku proces przebiegał w sposób zbliżony do oczekiwanego. Po pierwsze, stwierdzono po ok. 14 dniach zmianę pH cieczy z 11 na 8 i żelowanie cieczy w całej objętości. Nie stwierdzono osadu w pojemniku, w którym zgromadzono ciecz wypływającą z rdzenia 3. Tak więc, przepływająca solanka nie usuwała w tym przypadku z rdzenia krzemianów. Stwierdzono uszkodzenia przepuszczalności na poziomie 77% i 80%. Następnie przygotowano ciecz oznaczoną numerem 4, którą zatłoczono do rdzeni o numerach 7, 8 i 9. Po około trzech dobach zaobserwowano wytrącanie się żelu krzemianowego. Zmiany pH roztworu odnotowano po 12 dniach od przygotowania cieczy roboczej. W testowanych rdzeniach stwierdzono zmiany przepuszczalności odpowiednio 67%, 90% i 93%. Były to największe, a zarazem najtrwalsze zmiany przepuszczalności ze wszystkich testowanych rdzeni. Jak w poprzednich eksperymentach, również w tym przypadku gromadzony był filtrat wypływający z rdzenia podczas pomiaru przepuszczalności końcowej. Wizualnie nie stwierdzono obecności krzemianów w zgromadzonym filtracie. Na rysunku 1 pokazano zmiany gradientu różnicy ciśnienia w rdzeniach nr 4 i 8 w trakcie pomiaru przepuszczalności końcowej kks. Zmiany te mają typowy przebieg dla tego typu eksperymentów. Kształt obu krzywych dostarcza istotnych informacji, co do zjawisk zachodzących w przestrzeni porowej testowanych piaskowców podczas przepływu przez nie solanki. Na początku gradient ciśnienia gwałtownie rośnie i osiąga wartość maksymalną, aby potem mniej lub bardziej gwałtownie spadać i po pewnym czasie osiągnąć stabilizację. Wielkość i dynamika zmian (spadku) wartości gradientu różnicy ciśnienia wynika z zakresu i tempa usuwania krzemianów jakie zostały zatłoczone do testowanych rdzeni. Im więcej przepływająca solanka usunie z rdzenia cząsteczek krzemianów tym spadki gradientu różnicy ciśnienia będą większe. Kształt krzywych pokazanych na rysunku 1 pozwala na stwierdzanie że z rdzenia 4 (ciecz robocza 2) przepływająca solanka usunęła więcej krzemianów niż z rdzenia 8, do którego zatłoczono ciecz roboczą 4. W przypadku rdzenia 8 siły hydraulicznego unoszenia nie były w stanie pokonać sił adsorbujących cząsteczki krzemianu na ścianach por piaskowca i krzemian nie został usunięty powodując 90% spadek przepuszczalności tego rdzenia. Czynnikiem, który steruje tym procesem są zjawiska elektrokinetyczne zachodzące na powierzchni krzemianów w środowisku solanek o różnym pH.

10

Ciężkie zaczyny cementowo- lateksowe odporne na działanie solanek magnezowych o różnej mineralizacji

Kątna Z.

Cement Wapno Beton

|

2008

|

R. 13/75, nr 4

196-204

PL

Przedstawiono wyniki badań stwardniałych zaczynów cementowych sporządzonych z ciężkich zawiesin cementowo-lateksowych, w których jako materiał wiążący zastosowano cement hutniczy CEM III/A 32,5 oraz mieszaniny cementów hutniczego i wiertniczego typu WG i G. Próbki stwardniałych zaczynów cementowych przez okres 28 dni poddawano działaniu wód złożowych z dużą zawartością jonów magnezu. Opracowano składy zawiesin cementowych dających stwardniałe zaczyny o znikomej przepuszczalności dla gazów oraz o dużej wytrzymałości na ściskanie, odporne na działanie solanek o dużej zawartości związków magnezowych.

EN

Hardened heavy-weight cement grouts with latex addition, based on the metallurgical cement CEM Ill/A 32,5 and oil well cement type WG and G were examined. The samples were stored at temperature 95°C in the magnesium-rich deposit waters and laboratory made brine. Cement grouts produced from 50% metallurgical cement CEM Ill/A and 50% oil well cement, cured in magnesium brines of lower concentration <20 Mg2+ ions/I at temperature 95°C, reveal high compressive strength. These grouts can be applied as resistant, low-permeable pipe sealing agent in oil wells cementing.

11

Development of reservoir simulation Mittelplate - a challenge for technology

Boy A.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2007

|

T. 24, z. 1

109-118

EN

Mittelplate, the largest German offshore oil field, is located in the estuary of the Elbe river in the North See. From October 1987 until June 2005, 15 million tons of oil were produced from three different reservoir sections. These reservoirs, called Beta, Gamma and Epsilon/Delta, show different production history and behavior. The bulk of the oil was produced from the Gamma and Epsilon/Delta reservoirs. These reservoirs are high-permeability reservoirs with an active aquifer. In contrast, the lower-permeability reservoir Beta contains most of the reserves of the field to be produced. This reservoir has no active aquifer and needs water injection to maintain pressure and production. Because of limited water availability, optimum distribution of the injected water is essential for optimum recovery from the field. Development of such a configuration with complex boundary conditions can only be achieved through reservoir simulation. First, small models were developed to solve problems like single well productivity estimation, aquifer size estimation and communication between wells within a pilot flood area. The base of field knowledge grows continuously during the life cycle. New seismic interpretation and new geological studies, including differentiated facies descriptions, lead to new reservoir models with different geological realizations. These realizations were studied to simulate possible future developments. In addition, facility constraints like pump limitations and water conditioning are limiting factors for the field development. Combining facility constraints with different geological models is the main task in simulation today. The target is not to arrive at one 'optimum' forecast, but to show the spread of possible field development scenarios from which an appropriate one can be chosen. This complex situation is a challenge for the Mittelplate consortium of RWE Dea AG and Wintershall.

PL

Mittelplate, największe niemieckie złoże podmorskie jest usytuowane w ujściu Łaby do Morza Północnego. Od października 1987 r. do czerwca 2005 r., z trzech odrębnych części złoża wyprodukowano 15 milionów ton ropy. Części te, nazwane Beta, Gamma i Epsilon/Delta, mają różną historię produkcji i różnie się zachowują. Ropę wydobyto ze złoża Gamma i Epsilon/Delta. Są to silnie przepuszczalne złoża z aktywną warstwą wodonośną. Z kolei słabo przepuszczalne złoże Beta zawiera najwięcej zasobów produkcyjnych. Złoże to nie ma aktywnej warstwy wodonośnej i w celu podtrzymania ciśnienia i produkcji, konieczne jest zastosowanie iniekcji. Ze względu na ograniczoną dostępność wody, optymalne rozłożenie zatłaczanej wody w złożu jest warunkiem uzyskania optymalnej produkcji z danego złoża. Rozwój takiej konfiguracji o złożonych warunkach brzegowych można uzyskać poprzez symulację złoża. Najpierw opracowuje się mniejsze modele, na podstawie których rozwiązywane są poszczególne problemy, np. szacowana jest produkcyjność pojedynczego otworu, wielkość złoża czy połączenia między otworami na obszarze pilotażowym. W trakcie trwania takiego cyklu gromadzona jest wiedza na temat złoża. Nowe interpretacje wyników sejsmicznych, opisy różnych facji, prowadzą do opracowania nowego modelu geologicznego. Następnie wyniki są analizowane pod kątem ich wykorzystania do dalszych udoskonaleń. Ponadto ograniczenia sprzętowe, np. pompy czy uwarunkowania wodne, mogą stanowić przeszkodę w realizacji tychże udoskonaleń w warunkach terenowych. Dostosowywanie ograniczeń sprzętowych do różnych warunków geologicznych jest tematem prowadzonych obecnie symulacji. Celem jest nie tyle uzyskanie "optymalnej" prognozy, co pokazanie spektrum możliwych scenariuszy. Ta złożona sytuacja stanowi wyzwanie dla konsorcjum Mittelplate RWE Dea AG i Wintershall.

12

Życie i praca polskich robotników w Comodoro Rivadavia

Trybus A.

Wiek Nafty : zeszyty naukowo-historyczne

|

2006

|

R. 16, nr 4

35-41

13

Wody złożowe i ich wpływ w procesie eksploatacji złóż ropy naftowej

Jewulski J., Wojnarowski P., Wojnar A.

Gaz, Woda i Technika Sanitarna

|

2005

|

Nr 6

5-7

EN

Researching salinity of some deposit waters that influence the process of oil deposits' exploitation. Chemical characteristics of Polish subterranean waters. Charts of quality analysis for selected brines. Researching brines using a spectrometer.

14

Model geostatyczny złoża ropy naftowej Lubiatów

Malaga M., Pikulski L., Solarski T., Wolnowski T., Zawierucha T.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2004

|

nr 130

43--46

PL

Złoże ropy naftowej Lubiatów, odkryte w 2002 roku, jest dotychczas udostępnione dwoma otworami poszukiwawczymi Lubiatów-1, -2. W oparciu o wyniki interpretacji zdjęcia sejsmicznego 3D w rejonie Międzychód—Sieraków, wykonanych w Geofizyce Toruń, utworzono 25 atrybutów sejsmicznych. Atrybuty te, wraz z wynikami pomiarów geofizyki wiertniczej i pomiarów laboratozyjnych rdzeni wiertniczych, stały się podstawą dla przeprowadzenia analizy statystycznej, w wyniku której generowano rozkłady przestrzenne głównych parametrów złożowych.

EN

Two wells, Lubiatów-1 and -2 have been drilled so far in the area of discovered in 2002 Lubiatów oilfield. Interpretation of Międzychód— Sieraków 3D seismic survey, shot by Geofizyka Toruń, has been taken as the base for calculation of 25 seismic attributes. These attributes together with well logs and data from core samples have been statistically analyzed. Finally spatial distributions of primary reservoir and engineering parameters have been obtained.

15

Wyznaczanie konturów złóż ropy i gazu w oparciu o kryteria hydrodynamiczne

Zawisza L., Wojna-Dyląg E.

Górnictwo Odkrywkowe

|

2004

|

R. 46, nr 3/4

126-130

PL

Wielkość i kształt pułapki złożowej determinują granice geologiczne warstw oraz powierzchnia konturu złożowego. Na położenie konturów złożowych ma wpływ ruch przepływających wód złożowych, własności zbiornikowe skał oraz własności płynów złożowych. W artykule przedstawiono oryginalną metodyką kartowania hydrodynamicznych pułapek węglowodorów, będącą modyfikacją potencjometrycznej teorii M.K. Hubberta. Metodyka ta pozwala na dokładne wyznaczenie położenia konturów złożowych dla złóż ropy i gazu. W celu wyznaczenia konturów złożowych należy skonstruować mapę strukturalną stropu horyzontu wodo-roponośnego, mapę potencjometryczną dla wody złożowej, mapę ciężaru właściwego wody złożowej, mapę ciężaru właściwego ropy w warunkach złożowych, mapę współczynnika porowatości oraz mapę współczynnika przepuszczalności, a następnie należy postępować zgodnie z równaniem (14). Cała procedura sprowadza się do wykonania kilku prostych operacji algebraicznych na mapach. Zastosowana w pracy metodyka pozwala na precyzyjne wyznaczenie konturów złożowych, a więc dokładne określenie granic złoża. Ma to istotne znaczenie dla dokładności oszacowania wielkości zasobów węglowodorów. Realizację zaprezentowanej w pracy metodyki przedstawiono na. przykładzie złoża ropy naftowej Pomorsko, występującego w utworach dolomitu głównego na obszarze przedsudeckim.

EN

The size and shape of a trap are determined by geological borders of strata and reservoir contours. The latter are influenced by the migration of formation waters, reservoir properties of rocks and properties of formation fluids. An original method of carting hydrodynamic hydrocarbon traps is presented in the paper. It is a modification of M. K. Hubbert potentiometric theory. With this method it is possible to accurately determine the contours for oil and gas. To define the contours, a structural map of the roof of a water-oil horizon, potentiometric map of formation water, map of specific weight of oil in reservoir conditions, map of porosity and map of permeability. Then, equation (14) should be applied. The whole procedure lies in a few simple algebraic operations on maps. The applied methodics enables a precise determination of reservoir contours, and thus also reservoir boundaries. It is of great significance for the accuracy of assessment of hydrocarbon reserves. The realization of the methodics is presented on the example of Pomorsko oil field, in the Main Dolomite strata in the Fore-Sudetic Monocline.

16

Wpływ systemu zawadniania na parametry eksploatacyjne otworów produkcyjnych na złożu B3 w obszarze polskiej strefy ekonomicznej na Morzu Bałtyckim

Kosonóg M., Kurek J.

WUG : bezpieczeństwo pracy i ochrona środowiska w górnictwie

|

2002

|

nr 7

10-13

PL

W trakcie kilkuletniej samoczynnej eksploatacji złoża B3, zaobserwowano ciągły spadek wydajności i ciśnienia głowicowego we wszystkich pracujących otworach. Dla przeciwdziałania tym zjawiskom w latach 1997-1998 wykonano system zawadniania składający się z otworów chłonnych, pompy głównej, rurociągów tłocznych i niezbędnej armatury. W praktyce zastopowano najpierw spadki wydajności i ciśnienia w otworach, a następnie dokonano znaczącej odbudowy tych parametrów.

EN

In the course of several-year self-operation of the B3 Deposit there has been observed a continuous decline in the wellhead output and pressure of all the operating wells. To prevent the phenomena like that, over the years of 1997-1998 established was a watering system comprising 5 sink holes, main pump, forcing pipelines and the required fixtures. In practice, first stopped were the drops of output and pressure in the weels, and next a meaningful built-up of those data was accomplished.

17

Ochrona środowiska przy pracach wiertniczych i eksploatacyjnych na złożach ropy i gazu polskiego szelfu Morza Bałtyckiego

Sęp K., Twardy A.

WUG : bezpieczeństwo pracy i ochrona środowiska w górnictwie

|

1998

|

nr 10

21-27

PL

Morze Bałtyckie to jedno z najbardziej zdegradowanych mórz na świecie. Eksploracja podmorskich złóż ropy i gazu oraz ich eksploatacja stanowią poważne czynniki oddziaływania na środowisko. Autorzy artykułu, na przykładzie prac wiertniczych i eksploatacyjnych "Pertobalticu" dowodzą, że działalność ta może być prowadzona w sposób bezpieczny zarówno dla środowiska morskiego jak i dla ludzi.

EN

The Baltic Sea in one of the most degraded seas in the world. The exploration and submarine mining operations in oil and gas depostis present the factors of serious impact on the environment. On the basis of an example of drilling and mining operation works of "PETROBALTIC", the authors of this article prove that the activity can be conducted in a manner that is safe both for the marine environment and for people.

18

Złoże ropy naftowej BMB (Barnówko-Mostno-Buszewo)

Mamczur S., Radecki S.

Nafta-Gaz

|

1998

|

R. 54, nr 3

105-109