PL
 |
EN
Preferencje help
Polish version English version Język
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników

Znaleziono wyników: 17

Liczba wyników na stronie
first rewind previous Strona / 1 next fast forward last
Wyniki wyszukiwania
help Sortuj według:

help Ogranicz wyniki do:
first rewind previous Strona / 1 next fast forward last
1
Content available remote Wpływ temperatury na wartość minimalnego ciśnienia mieszalności dla układu węglowodory-CO2
Czarnota R., Knapik E., Wojnarowski P., Stopa J., Janiga D.
Przemysł Chemiczny
|
2018
|
T. 97, nr 6
871--874
PL
Iniekcja ditlenku węgla jest skuteczną metodą zwiększenia stopnia sczerpania ropy naftowej z częściowo wyeksploatowanych złóż. Minimalne ciśnienie mieszania (MMP) jest definiowane jako najniższe ciśnienie robocze, przy którym napięcie międzyfazowe między gazem a cieczą zanika w danej temperaturze, w efekcie czego faza olejowa i gazowa ulegają wymieszaniu. Dokładne oznaczenie MMP dla układu ropa naftowa-CO2 jest wymagane pod kątem realizacji projektu EOR (enhanced oil recovery). Znanych jest wiele modeli teoretycznych, symulacji numerycznych i technik eksperymentalnych do pomiaru MMP dla różnych układów ropy naftowej i rozpuszczalników. W pracy zastosowano metodę zaniku sygnału akustycznego (SRM) w celu określenia ciśnienia, przy którym następuje zanik napięcia międzyfazowego dla układu CO2-n-dekan. W ostatnim etapie pracy przeprowadzono odwzorowanie eksperymentu laboratoryjnego poprzez wykonanie symulacji numerycznej pod kątem zbadania wpływu temperatury na minimalne ciśnienie mieszania.
EN
Computer-controlled lab. stand and an acoustic signal-based decay method were used to det. the pressure for which the interfacial tension decayed in the CO2-n-decane system. The measurements were made at 20-70°C. The exptl. results were compared with the data obtained by the calcn. method using a com. simulator.
2
Content available remote Optymalizacja procesu zatłaczania CO2 do złoża ropy nienasyconej przy wykorzystaniu pionowych odwiertów iniekcyjnych
Janiga D., Czarnota R., Stopa J., Wojnarowski P., Knapik E., Kosowski P., Wartak J.
Przemysł Chemiczny
|
2018
|
T. 97, nr 6
879--882
PL
Malejąca tendencja odkryć nowych konwencjonalnych złóż węglowodorów wymusza konieczność poszukiwania nowych dróg rozwoju przemysłu naftowego umożliwiając utrzymanie lub podniesienie zasobów wydobywalnych i kontynuację wydobycia. Jedną z możliwych ścieżek ekspansji jest wykorzystanie trzecich metod wydobycia polegających na zatłaczaniu ditlenku węgla do złoża. Skala problemu optymalizacji procesu zatłaczania ditlenku węgla do złoża wymaga wielowymiarowej analizy danych ze względu na interferencję parametrów geologiczno-technologicznych. Określono optymalną strategię prowadzenia eksploatacji złoża ropy nienasyconej poprzez zatłaczanie ditlenku węgla, poprzez definicję miejsc wykonania odwiertów udostępniających.
EN
Computer simulation of the crude oil field exploitation by using 4 prodn. wells and 3 injection wells for CO2 injection was applied to assess the effectiveness of the tested method of oil field exploitation. The method enabled an increased oil prodn. by controlling the use of prodn. and injection wells.
3
Content available The model of development of the multihorizontal, hydrocarbon reservoir using advanced exploitation methods
Dudek J., Janiga D., Wojnarowski P.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2018
|
Vol. 35, no. 1
201--218
EN
The decreasing number of discoveries of new large hydrocarbon reservoirs as well as the significant technical progress promote the use of enhanced oil recovery methods. One of the most popular is the sequestration of carbon dioxide in matured or depleted hydrocarbon reservoirs. It allows to achieve the synergistic effect of increased crude oil production and underground sequestration of injected gas. In this paper the model of development of the multi horizontal, oil & gas field using multilateral wells technology connected with simultaneously implementation of the EOR-CO2 methods was presented. Based on the performed model, ten-year productions forecasts were made, which results unambiguously confirmed the significant efficiency of the applied technological solutions with indication of the interesting prospects of their implementation in similar reservoirs.
4
Content available Intelligent control of CO2-EOR process
Mikołajczak E., Stopa J., Wojnarowski P., Janiga D., Czarnota R.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2018
|
Vol. 35, no. 1
235--243
EN
One of the enhanced oil recovery methods, which enables to recover an additional 15–20% of oil resources is the CO2-EOR method based on carbon dioxide injection into partially depleted reservoirs. Determination of the optimal process control facilitates effective use of natural resources. The idea of this paper is to develop an algorithm that optimizes the CO2-EOR process. This algorithm is based on the combination of artificial intelligence, control theory and computer simulation of hydrocarbon reservoirs. The effect of the proposed solution is the CO2-EOR process control, which is optimal in the case of the adopted objective function expressing the economic value of the project. The obtained results suggest that the use of artificial intelligence methods in the hydrocarbon production allows to improve the process efficiency by an additional 31% compared to the project carried out with the use of engineering knowledge.
5
Content available remote Skład chemiczny ropy naftowej z procesu intensyfikacji wydobycia węglowodorów przy użyciu nadkrytycznego ditlenku węgla
Czarnota R., Knapik E., Wojnarowski P., Stopa J., Janiga D., Kosowski P.
Przemysł Chemiczny
|
2017
|
T. 96, nr 5
964--967
PL
Zatłaczanie ditlenku węgla do częściowo sczerpanych złóż ropy pozwala na zmniejszenie emisji CO₂ do atmosfery (geosekwestracja) przy równoczesnym wzroście wydobycia węglowodorów. Zastosowanie tej zaawansowanej metody wydobycia daje pozytywne efekty ekonomiczne i środowiskowe. W warunkach złożowych podczas reiniekcji CO₂ zachodzą złożone procesy fizykochemiczne, w tym wytrącanie asfaltenów i ekstrakcja lekkich węglowodorów. O przebiegu mieszania CO₂ z ropą decyduje ciśnienie złożowe, skład ropy i warunki geologiczne. Przeprowadzono eksperyment wypierania ropy z rdzenia skalnego w warunkach złożowych. Zmiany składu chemicznego ropy naftowej określono metodą chromatografii gazowej. Otrzymane wyniki wskazują, że ditlenek węgla skutecznie wynosił lekkie frakcje, co mogło powodować osadzanie i odkładanie się cięższych składników w próbce skalnej.
EN
Crude oil was recovered from rock structures (sandstone, dolomite) by flooding with supercrit. CO₂ at 50°C and 9.3 MPa under lab. conditions and studied for chem. compn. by gas chromatog. The first oil fraction contained C₆-C₁₅ hydrocarbons, the second one, the C₂₀-C₃₀ hydrocarbons. The heave components (asphalthenes) remained in the rock structure.
6
Content available remote Analiza wpływu zasolenia wody złożowej na optymalizację procesu zatłaczania polimerów do złoża
Janiga D., Czarnota R., Stopa J., Wojnarowski P., Kosowski P., Knapik E.
Przemysł Chemiczny
|
2017
|
T. 96, nr 5
968--971
PL
Zatłaczanie roztworów polimerów do złoża ropy naftowej ma na celu kontrolę mobilności wód złożowych, co pozwala na uzyskanie wysokiego współczynnika sczerpania, zwłaszcza w złożach niejednorodnych. Optymalizacja tego procesu wymaga sprecyzowania wartości stężenia oraz objętości roztworu polimeru, a dodatkowo określenia czasu rozpoczęcia zatłaczania. Efektywność procesu zależy do kilku kluczowych parametrów, do których należy zasolenie wody złożowej, wpływające na lepkość roztworu polimerów. W pracy, wykorzystując modelowanie złożowe zintegrowane z algorytmami optymalizacyjnymi, określono parametry prowadzenia zabiegu z uwzględnieniem wpływu zasolenia wody złożowej. Uzyskane wyniki wskazują, że poprawne rozpoznanie złoża i dobór odpowiedniego polimeru w kontekście mineralizacji wód złożowych są kluczowe dla pomyślności całego procesu.
EN
Polyacrylamide was dissolved (up to 1000 mg/L) in salines of varying salt concns. (1000-7000 mg/L) and flooded to crude oil-bearing rock under 150 bar to improve the oil recovery. This model was base for estg. the increase of oil recovery factor and process efficiency.
7
Content available Predicting relative permeability from experimental capillary pressure porous plate test for two phase flow
Czarnota R., Janiga D., Stopa J., Wojnarowski P.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2017
|
Vol. 34, no. 2
323--334
EN
Relative permeabilities relationships as a function of fluids saturation are one of the most important parameters for describing multiphase flow processes in reservoir rocks. When direct laboratory tests are not available for investigating oil-water multi-phase flow in rocks, then indirect prediction techniques using relative permeability functions are widely used, e.g. from capillary pressure test. In this study the measurement of capillary pressure was performed on rocks plugs with different characteristics at reservoir conditions using porous plate method. During measurement semi-permeable membrane was used with 15 bar threshold pressure, what allowed to register formation water saturation, at changing differential pressures steps. Desaturation at each pressure stage was continued until no more produced liquid was observed. Water saturation point at maximum capillary pressure applied is assumed to be final irreducible water saturation. Application of porous plate method provides sufficient stabilization time, allowing to achieve uniform saturation distribution. In this research, Brook-Corey model was used to predict relative permeability from experimental measured capillary pressure data for oil-water phase flow in porous media. As a result, it is possible to obtain more accurate capillary pressure outcomes, and relative permeability curves for the two-phase system, than other methods used in practice. Performing capillary pressure measurements at reservoir conditions, allows to restore the processes occurring in the reservoir.
8
Content available Microscale modeling of CO2-EOR process in coupling with laboratory measurements
Janiga D., Czarnota R., Stopa J., Wojnarowski P.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2017
|
Vol. 34, no. 1
37--47
EN
Application of enhance oil recovery methods (EOR) as carbon dioxide injection (CO2-EOR) can increase technological or economical production indicators. For the evaluation of process effectiveness, full scale simulation model is used. Numerical models require large number of high quality geological and production data. However, the necessary data may be uncertain therefore microscale laboratory experiment and modeling can provide a knowledge to understand the fluid flow phenomena. In this paper the authors propose an integrated decision model coupling laboratory measurements of displacement with the numerical simulation of flow. First step consists of routine rock properties determination, after that core sample geometry, porosity and permeability were reconstructed in numerical reservoir simulator. Simple core model was combined with relative permeability measurements for oil - water and oil - carbon dioxide as well as fluid properties. Calibrated to laboratory measurements simulation model was used to analyze the process of CO2-EOR and evaluation of its effectiveness depending on technological parameters.
9
Content available Hydraulic fracturing optimization framework based on PKN and Cinco-Ley methods
Budzowski R., Janiga D., Czarnota R., Wojnarowski P.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2017
|
Vol. 34, no. 1
157--167
EN
In an era of decreasing number of discoveries of conventional hydrocarbon reservoirs, in the global oil and gas industry we can observe growing interest in unconventional resources. Conducting effective production from this type of reservoirs is associated with carrying out the intensification processes of production, among which hydraulic fracturing is the most popular. Fracturing project design consist of several technological parameters, i.e. the type of fracturing fluid and quantity of proppant, which have a direct impact on the process effectiveness. The actual shape of the fracture is difficult to predict due to the local heterogeneity of the reservoir and the superposition of the phenomena occurring during stimulation treatment. In this paper optimization model was proposed, which allows for selection appropriate parameters of fracturing technology. Developed optimization algorithm is based on two-dimensional PKN fracture model and Cinco-Ley analytical method. Optimization method used in this paper based on nature - inspired algorithms which were compared with gradient method.
10
Content available An analysis of the influence of fracturing technological parameters on fracture propagation using numerical modeling
Dudek J., Janiga D., Wojnarowski P.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2017
|
Vol. 34, no. 3
677--690
EN
Nowadays, hydraulic fracturing is one of the most common treatments for both conventional and unconventional fields, a stimulation technique designed to increase well production through the reduction of flow resistance caused by the drilling process or genuine reservoir properties. In this article the planar, three-dimensional numerical model of hydraulic fracturing treatment is presented. Based on the given model, the influence analysis of the basic technological parameters of the fracturing in a directional well on fracture propagation was conducted. The presented analysis shows the crucial role of numerical modeling in the process of hydraulic fracturing treatment design. The outcomes allowed us to identify the sensitivity of the obtained fracturing effects on the change of the treatment of technical parameters.
11
Zastosowanie sztucznej inteligencji w komputerowej symulacji złóż
Stopa J., Wojnarowski P., Janiga D.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2016
|
nr 209 wyd. konferencyjne
805--808
PL
Wykorzystanie metod optymalizacyjnych jako narzędzia wspomagania decyzyjności posiada duży potencjał, który można wykorzystać, by zmaksymalizować techniczne lub ekonomiczne wskaźniki wydobycia. Biorąc pod uwagę złożoność problemu optymalizacji strategii zarządzania złożem węglowodorów, oczywiste wydaje się oparcie optymalizacji na metodach wykorzystujących sztuczną inteligencję. Metody te są obiektem zainteresowania branży naftowej, głównie z powodu możliwości wykorzystania niektórych jej elementów do zarządzania produkcją oraz optymalizacją. Metody te bazują na samoświadomości, umożliwiając naśladowanie inteligentnych zachowań człowieka, potrafią wykorzystywać zdobytą wiedzę w sytuacjach nowych i problematycznych. Przedstawiona praca stanowi próbę synergii zaawansowanych symulacji numerycznych z metodami optymalizacyjnymi opartymi na sztucznej inteligencji. Celem fuzji jest stworzenie autonomicznego i inteligentnego algorytmu pozwalającego na optymalne zarządzanie złożem węglowodorów.
EN
The use of optimization methods as a tool to support decision making has a lot of potential that can be used to maximize the technical and economic indicators of production. Due to complexity of reservoir management optimization problem it seems obvious to support optimization methods using artificial intelligence. These methods are object of interest in the oil industry because of possibility of using AI elements to production management and optimization. AI methods are based on self-awareness allowing mimic of intelligent human behavior and use the acquired knowledge in new situations. This paper is an attempt to synergy of reservoir simulation with AI. The aim is to create an autonomous and intelligent algorithm allowing optimal reservoir management.
12
Content available Optimization of well placement and control to maximize CO2 trapping during geologic sequestration
Stopa J., Janiga D., Wojnarowski P., Czarnota R.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2016
|
Vol. 33, no. 1
93--104
EN
The CO2 injection into geological formations such as saline aquifers can be effective method of sequestration enabling efficient immobilization of gas by surface and capillary forces. The main objective of presented method of optimization was to determine optimal well position and injection rates that maximize residual trapping. This would mitigate the risk of the CO2 leakage outside of storage zone. A genetic algorithm and particle swarm optimization have been developed and coupled with reservoir simulator to optimally examine various placement and injection control strategies for vertical as well as horizontal well. Optimization was carried out in 3D heterogeneous real field model with water-CO2 -formation rock relationship. Numerical examples confirm that developed algorithm can find a promising optimal solution effectively within a partial number of simulation runs.
13
Content available Laboratory measurement of wettability for Ciężkowice sandstone
Czarnota R., Janiga D., Stopa J., Wojnarowski P.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2016
|
Vol. 33, no. 1
167--172
EN
The type of reservoir rock wettability is one of the most important factors affecting flow of formation fluids in rock pores. It impacts on the characteristics of capillary pressure curves and residual oil saturation, what result in final recovery factor. There are generally, four differ states of wettability for hydrocarbon fields. These are: water wet, oil wet, mixed and fractional. For determination of wettability both quantitative and qualitative methods are implemented. In presented work, the results of wettability laboratory measurement for Ciężkowice sandstone by Amott–Harvey has been shown. Obtained outcomes underline the influence of wettability phenomena on the recovery factor for Carpathian hydrocarbon fields, where Ciężkowice sandstone is the oil bearing formation. The proper understanding of the wettability of reservoir is essential for determining the most efficient way of oil production.
14
Content available Możliwości zwiększenia wydobycia ropy naftowej w Polsce z zastosowaniem zaawansowanych technologii
Wojnarowski P., Stopa J, Janiga D., Kosowski P.
Polityka Energetyczna
|
2015
|
T. 18, z. 4
19--28
PL
Przyszłe działania krajowego przemysłu naftowego, w obliczu malejącej ilości nowych, konwencjonalnych odkryć, powinny koncentrować się na dwóch możliwych ścieżkach rozwoju: zwiększeniu produkcji z dotychczas eksploatowanych złóż dzięki zastosowaniu zaawansowanych metod wydobycia oraz rozpoczęciu eksploatacji ze złóż niekonwencjonalnych. Oba te kierunki rozwoju wymagają znacznych nakładów finansowych, a opłacalność realizowanych w ich ramach projektów inwestycyjnych uzależniona jest od warunków makroekonomicznych, w tym szczególnie cen ropy i gazu ziemnego. W niniejszej pracy przedstawiono analizę możliwości aplikacji zaawansowanych metod udostępnienia i wydobycia z polskich złóż ropy naftowej. Zaprezentowano również możliwości zastosowania wybranych metod wydobycia z niekonwencjonalnego złoża ropy. Wyniki analizy pokazują, iż w warunkach polskich najszersze zastosowanie, jeśli chodzi o metody zaawansowane, znaleźć może zatłaczanie gazów w warunkach mieszania, a wśród nich zatłaczanie CO2. Dla złóż niekonwencjonalnych korzystnym rozwiązaniem może być zastosowanie wierceń kierunkowych połączonych z wieloetapowym szczelinowaniem hydraulicznym.
EN
The development of the domestic oil industry, faced with the declining number of new conventional discoveries, should focus on two possible paths: increasing production from currently operated fields through the use of advanced methods of extraction or the start of production from unconventional reservoirs. Both of these ways require substantial capital expenditures, and their profitability heavily depends on macroeconomic conditions, especially the price of crude oil and natural gas. This paper analyses the possibility of the application of advanced recovery methods which are applicable to Polish oil reservoirs. It also shows the applicability of selected methods for the extraction of unconventional oil. The results show that under Polish conditions, when it comes to conventional reservoirs, the widest prospects can be found for gas injection in mixing conditions, among them especially CO2 injection. In the case of unconventional reservoirs, the preferred solution may be the application of directional drilling combined with multi-stage hydraulic fracturing.
15
Content available The role of capillary trapping during geologic CO2 sequestration
Knapik E., Janiga D., Wojnarowski P., Stopa J.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2015
|
Vol. 32, no. 4
s. 657--669
EN
Capillary trapping is thought to be one of the primary CO2 fixing mechanisms in a porous medium when it is stored. While CO2 is injected, gas displaces formation water (brine) in the process called drainage. In the case of the rock mass wetted by water, formation water remains adsorbed in wall pores and micropores. Once the injection process has been completed, gas is displaced by the natural water in the process referred to as imbibition. In that way CO2, being a non-wetting phase, is held in the form of dispersed bubbles as an immobile phase. The process occurs fast and allows for a regular storage of large amounts of CO2. The process is dependent upon numerous parameters, including capillary pressure and contact angle, but such measurements cannot be easily taken for rock cores in reservoir conditions. Another problem is the fact that it is difficult to separate the impact of such mechanisms as dissolution and mineral trapping. So far capillary trapping has been deeply analyzed in terms of hydrocarbon recovery and contaminant remediation. The goal of this article is to:– present a physiochemical basis of capillary trapping in CCS context,– simulate the impact of relative permeability hysteresis on geological CO2 storage.
16
Content available Oil production technology for unconventional reservoirs
Stopa J., Czarnota R., Wojnarowski P., Janiga D.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2015
|
Vol. 32, no. 3
581--587
EN
Interest in the subject related to the oil production from unco nventional hydrocarbons has increased in recent years. Operation of such reservoirs requires the use of the state-of-the-art technology. Definitely, drilling horizontal and multilateral wells in conjunction with hydraulic fracturing and acidizing meet that requirement. This paper discusses the most important from the author’s view issues, including art ificial lift systems, connected with oil production from unconventional reservoirs around the world and its applica bility for Polish hydrocarbons reservoir.
17
Content available Integrated model of hydraulic fracturing and hydro-carbon production
Stopa J., Wojnarowski P., Janiga D.
AGH Drilling, Oil, Gas
|
2014
|
Vol. 31, no. 1
49--57
EN
The dynamics of discovering conventional hydrocarbon reservoirs has significantly dropped down in the World over the last ten years. Resources deposited in reservoirs having poor properties, where the production with economically justified yield is possible after prior enhancement (hydraulic fracturing in particular), become more important. Accordingly, proper designing of development works and hydraulic fracturing are decisive. Author's methodic and software for integrated modeling of hydraulic fracturing and production with the use of a3D fracture model are presented in this paper. This can be used for evaluating the efficiency of the fracturing treatment and its optimization. The results of hydraulic fracturing modeling were implemented in the reservoir simulator with the software written in C++. The designed fracture can be introduced into a numerical grid of a reservoir simulator. This tool can be a choice for a quick variant simulation for the best scenario of reservoir development selection. The practical implementation of this program was presented on the example of a ,tight gas' reservoir.
first rewind previous Strona / 1 next fast forward last
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.