Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

2 Nafta-Gaz

Znaleziono wyników: 2

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

Wpływ ultradźwięków na zwiększanie porowatości efektywnej skał

Bieszczak Hanna, Halat Zbigniew, Kowalaszek Anna, Szpilman Sylwia

Nafta-Gaz

2025

R. 81, nr 3

170--176

W niniejszym artykule przedstawiono wyniki prac prowadzonych w ramach projektu pt. „Innowacyjna technologia monitoringu sejsmoakustycznego oraz sejsmostymulacji (M2S)”, nr POIR.01.01.01-00-0015/17-00. Porowatość jest kluczowa w wydobyciu ropy naftowej, ponieważ określa zdolność skały do magazynowania i transportu węglowodorów. W połączeniu z przepuszczalnością wpływa na przepływ ropy w kierunku odwiertu, co decyduje o efektywności wydobycia. Zrozumienie porowatości skał pozwala na ocenę zasobów złoża oraz dobór technologii zwiększających wydajność, takich jak szczelinowanie czy działanie ultradźwięków. Bazując na otrzymanych wynikach badań, zaprezentowano wpływ ultradźwięków na porowatość efektywną skał, a także omówiono podstawowe zagadnienia związane z porowatością oraz jej znaczenie w procesie wydobycia ropy naftowej. W trakcie badań prowadzono eksperymenty, w których rdzeń skalny poddawany był działaniu ultradźwięków o stałej gęstości mocy akustycznej, wynoszącej 12 W/cm2 . Badania porowatości prowadzono przed działaniem i po działaniu ultradźwięków. Łącznie przebadano 4 rdzenie skalne. Każdy z nich był kilkukrotnie poddawany działaniu ultradźwięków. Wyniki wykazały istotne różnice – porowatość skał znacząco wzrosła po zastosowaniu ultradźwięków. Jednak kilkukrotne traktowanie skały ultradźwiękami doprowadziło do zniszczenia materiału skalnego, co objawiało się pękaniem skały. Wzrost porowatości był efektywny przez około 3 minuty działania ultradźwięków. Po tym czasie dochodziło do przekroczenia granicy wytrzymałości skały, co skutkowało pęknięciem rdzeni. Optymalny czas ekspozycji na ultradźwięki to zatem maksymalnie 3 minuty, umożliwia on maksymalizację porowatości bez ryzyka uszkodzenia struktury skały. Przeprowadzone badania potwierdziły, że ultradźwięki mogą skutecznie zwiększać porowatość skał, co może prowadzić do zwiększenia efektywności wydobycia ropy naftowej. Technologia ta, pod warunkiem dysponowania odpowiednimi urządzeniami, może być stosowana jako alternatywa lub uzupełnienie tradycyjnych metod zwiększania porowatości.

This article presents the results of research conducted as part of the project titled Innovative Seismoacoustic Monitoring and Seismostimulation Technology (M2S), no. POIR.01.01.01-00-0015/17-00. Porosity is a critical factor in oil extraction, as it determines the rock's ability to store and transport hydrocarbons. In combination with permeability, it affects the flow of oil toward the well, ultimately determining extraction efficiency. Understanding rock porosity allows for the assessment of reservoir resources and the selection of technologies that enhance productivity, such as fracturing or the use of ultrasound. Based on the obtained research results, this study presents the impact of ultrasound on the effective porosity of rocks and discusses fundamental aspects related to porosity and its significance in the oil extraction process. During the experiments, rock cores were exposed to ultrasound at a constant acoustic power density of 12 W/cm2 . Porosity measurements were conducted both before and after ultrasound exposure. A total of four rock cores were examined, each subjected to multiple ultrasound treatments. The results showed significant differences – rock porosity increased considerably after the application of ultrasound. However, repeated exposure to ultrasound led to the degradation of the rock material, manifested by fracturing. The increase in porosity was effective until the exposure time exceeded approximately three minutes. Beyond this point, the rock's strength threshold was surpassed, resulting in core fractures. Therefore, the optimal ultrasound exposure time is a maximum of three minutes, allowing for the maximization of porosity without the risk of structural damage to the rock. The conducted research confirmed that ultrasound can effectively enhance rock porosity, potentially leading to increased oil extraction efficiency. Provided that the appropriate equipment is available, this technology may serve as an alternative or complement to traditional methods of increasing porosity.

Wpływ ultradźwięków na parametry cieczy węglowodorowych

Bieszczak Hanna, Halat Zbigniew, Szpilman Sylwia, Kowalaszek Anna, Gramatyka Grażyna

Nafta-Gaz

2024

R. 80, nr 6

335--342

W niniejszym artykule przedstawiono wyniki prac prowadzonych w ramach projektu pt. Innowacyjna technologia monitoringu sejsmoakustycznego oraz sejsmostymulacji (M2S), nr POIR.01.01.01-00-0015/17-00. Opisano wpływ ultradźwięków na parametry fizykochemiczne dwóch różnych cieczy węglowodorowych – ropy naftowej i oleju transformatorowego. Na każdą badaną próbkę cieczy działano falami ultradźwiękowymi o gęstości mocy akustycznej w zakresie 4–15 W/cm2 , po czym analizowano gęstość i lepkość kinematyczną. W ramach prowadzonych badań pomiary gęstości wykonywano za pomocą szklanych areometrów, natomiast badania lepkości kinematycznej przeprowadzono z wykorzystaniem automatycznego lepkościomierza HVM 472. Badania parametrów fizykochemicznych wykazały zmienność właściwości ropy naftowej i oleju transformatorowego po zastosowaniu ultradźwięków. Pod wpływem działania ultradźwięków nastąpiło zmniejszenie gęstości i lepkości kinematycznej badanych cieczy węglowodorowych. Dzięki tym badaniom ustalono charakterystykę fali ultradźwiękowej, która może najlepiej wpływać na parametry ropy naftowej w przypadku jej wydobycia ze złoża. Charakteryzująca falę ultradźwiękową gęstość mocy akustycznej na poziomie 12 W/cm2 najkorzystniej wpływa na zmniejszenie lepkości oleju transformatorowego. W przypadku ropy naftowej najkorzystniejszą gęstością mocy akustycznej pozwalającą na największe obniżenie lepkości jest 11 W/cm2 . Takie parametry fali akustycznej okazały się najbardziej optymalne ze względu na maksymalny spadek lepkości badanych cieczy przy najbardziej ekonomicznych nastawach symulatora rozkładu faz. Zarówno w badaniach oleju transformatorowego, jak i ropy naftowej stopniowe zwiększanie gęstość mocy akustycznej ultradźwięków nie powodowało przegrzania układu w badanym przedziale czasowym.

This article presents the results of work carried out within the framework of the Innovative seismoacoustic monitoring and seismostimulation (M2S) technology, project, No. POIR.01.01.01-00-0015/17-00. The effect of ultrasound on the physicochemical parameters of two different hydrocarbon liquids – crude oil and transformer oil – is described. Ultrasonic waves with acoustic power density in the range of 4–15 W/cm2 were applied to each test sample, after which the density and kinematic viscosity were analysed. As part of the research, density measurements were carried out using glass areometers, while kinematic viscosity tests were carried out using an automatic viscosity meter HVM 472. The study of physicochemical parameters showed the variation in the properties of crude oil and transformer oil after application of ultrasound. Under the influence of ultrasound, the density and kinematic viscosity of the hydrocarbon liquids studied decreased. Thanks to these studies, the characteristics of the ultrasonic wave that best affects the parameters of crude oil, conducive to its extraction from the reservoirs, were established. The acoustic power density of 12 W/cm2 , which characterizes the ultrasonic wave, has the most favourable effect on reducing the viscosity of transformer oil. For crude oil, the most favourable acoustic power density allowing the greatest viscosity reduction is 11 W/cm2 . Such acoustic wave parameters proved to be the most optimal due to the maximum viscosity reduction of the studied fluids at the most economical settings of the phase distribution simulator. In both transformer oil and crude oil tests, the gradual increase of the acoustic power density of ultrasound did not cause overheating of the system in the studied time interval.