Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Simulation of seismic wave propagation in poroelastic media using vectorized Biot’s equations: an application to a CO2 sequestration monitoring case

Anthony Emmanuel, Vedanti Nimisha

Acta Geophysica

|

2020

|

Vol. 68, no. 2

435--444

EN

Wave propagation through porous media allows us to understand the response and interaction that occur between the elastic rock matrix and the fuid. This interaction has been described by Biot in his theory of poroelasticity. Seismic wave simulation using Biot’s formulations is computationally expensive when compared with the acoustic and elastic cases. This computational burden can be reduced by reformulating the numerical derivative operators to improve the efciency. To achieve this, we used a staggered-grid fnite diference operator to discretize 2D velocity stress equations as given by Biot’s theory. A vectorized derivative is applied on the staggered grid by shifting the coordinates. The reformulated equations were applied to compute the seismic response of a reservoir, where CO2 is being injected and the efect of injected CO2 in the formation is clearly seen in the synthetic data generated. The algorithm was coded in Python and to test its efciency, the simulation run-time was compared for both serial and vectorized equations, and the speed-up ratio was calculated. Our results show a decrease in the simulation run-time for the vectorized execution with over a factor of a hundred percent (100%). We further observed that the amplitudes of the events increase with an increase in CO2 saturation in the formation. This matches well with the real data.

2

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.

3

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.

4

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.

5

Analysis of the enhanced oil recovery process through a bilateral well using WAG-CO2 based on reservoir simulation. Part II – real reservoir model

Szott W., Miłek K.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 7

503--510

EN

Based on the general conclusions in part I of the study, this part II presents the analysis of the selected EOR methods with particular attention paid to the WAG (Water-Alternating-Gas) method and its SWAG (Simultaneous Water-Alternating-Gas) version, involving the simultaneous and selective injecting of water and CO2 (water through the upper section of the injection well, CO2 through the lower section of the well) for a real reservoir model. Forecasts of oil production have been performed with the use of the primary method, waterflooding method as well as the WAG and SWAG methods. For each of the above production methods, additional options were considered to increase the number of injection wells from 6 to 8. In order to perform the above described forecasts, a number of general assumptions were made concerning the amount of injected and produced liquids as well as limitations associated with them. The paper presents a detailed analysis of the reservoir operation for each case. Results of total amounts of the injected and produced fluids are presented in detail. Qualitative assessment of the analyzed methods is presented based on the main simulation results including distribution of oil saturation in the reservoir model at the end of production forecasts.

PL

Bazując na wnioskach ogólnych w części I pracy w niniejszej II części przedstawiono analizę wybranych metod EOR ze szczególnym uwzględnieniem metody WAG (Water-Alternating-Gas) i jej odmiany SWAG (Simultaneous Water-Alternating-Gas) polegającej na równoczesnym i selektywnym tłoczeniu wody i CO2 (górną sekcją wody, dolną sekcją CO2) dla modelu rzeczywistego złoża. Przeprowadzono prognozy wydobycia ropy przy użyciu metody pierwszej, metody nawadniania i metod WAG i SWAG. Dla każdej z powyższych metod wspomagania wydobycia rozpatrzono dodatkowe warianty zakładające zwiększenie liczby odwiertów tłoczących z 6 do 8. W celu przeprowadzenia powyżej opisanych prognoz przyjęto szereg założeń ogólnych dotyczących ilości zatłaczanych i wydobywanych płynów oraz ograniczeń z tym związanych. W pracy przedstawiono szczegółową analizę pracy złoża dla każdego wariantu. Podano szczegółowe wyniki dla sumarycznych wielkości zatłaczanych i wydobytych płynów. Ocenę jakościową przedstawiono w oparciu o podstawowe wyniki eksploatacji, w tym rozkłady nasycenia ropą w złożu na koniec jej eksploatacji złoża.

6

Analysis of the enhanced oil recovery process through a bilateral well using WAG-CO2 based on reservoir simulation. Part I – synthetic reservoir model

Szott W., Miłek K.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 4

270--278

EN

The paper presents analysis of the selected EOR methods based on the results of reservoir simulations with particular attention paid to WAG method and its SWAG variation consisting in simultaneous and selective injecting of water and CO2 (water through the upper section, CO2 through the lower section of the injector). Reservoir simulations have been performed on two models of synthetic reservoir: one with standard permeability equal to the average permeability of the largest Polish reservoir and the second one with reduced permeability. Forecasts of oil production with the use of the primary method, waterflooding method as well as WAG and SWAG methods have been performed for each of these models. For each of these methods, the cases of oil production by a vertical, standard horizontal and by bilateral well with two sections situated one above the other were considered. In order to perform the above described forecasts, a number of general assumptions were made concerning the amount of injected and produced liquids as well as limitations associated with it. The paper presents a detailed analysis of the reservoir exploitation for each of the cases. Results for total amounts are presented in the table, and the qualitative assessment is presented based on simulation results including distribution of oil saturation in the reservoir at the end of exploitation process.

PL

W pracy w oparciu o wyniki symulacji złożowych przedstawiono wybrane metody EOR ze szczególnym uwzględnieniem metody WAG i jej odmiany SWAG polegającej na równoczesnym i selektywnym tłoczeniu wody i CO2 (wody górną sekcją odwiertu zatłaczającego, CO2 dolną jego sekcją). Symulacje złożowe przeprowadzono na dwóch modelach syntetycznego złoża: jednego o standardowej przepuszczalności, tj. równej średniej przepuszczalności dla jednego z największych polskich złóż i drugiego o przepuszczalności zredukowanej. Dla każdego z tych modeli przeprowadzono prognozy wydobycia ropy przy użyciu metody pierwszej, metody nawadniania oraz metod WAG i SWAG. Dla każdej z powyższych metod rozpatrzono przypadki wydobycia ropy przez odwiert pionowy, standardowy horyzontalny oraz bilateralny o dwóch sekcjach znajdujących się jedna nad drugą. W celu przeprowadzenia powyżej opisanych prognoz przyjęto szereg założeń ogólnych dotyczących ilości zatłaczanych i wydobywanych płynów oraz ograniczeń z tym związanych. W pracy przedstawiono szczegółową analizę eksploatacji złoża dla każdego wariantu. Wyniki dla sumarycznych wielkości zestawiono w tabeli, a ocenę jakościową przedstawiono w oparciu o podstawowe wyniki symulacji, w tym rozkłady nasycenia ropą w złożu na koniec eksploatacji złoża.

7

Aspekty termodynamiczne zatłaczania dwutlenku węgla w procesach intensyfikacji wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego (EOR/EGR)

Habera Ł.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 210

1--169

PL

W monografii przedstawiono metody laboratoryjne, korelacje empiryczne i rozwiązania analityczne wyznaczania minimalnego ciśnienia mieszania (MMP, minimum miscibility pressure), jako kluczowego parametru w projektowaniu procesu podziemnego zatłaczania CO2 ukierunkowanego na zwiększenie odzysku płynu złożowego. W pracy przybliżono fizyczną naturę dwutlenku węgla (CO2), podkreślono rolę mieszalnego charakteru wypierania ropy naftowej oraz wskazano metody wyznaczania minimalnego ciśnienia mieszania. Przedstawiono mechanizmy, które powodują, że sczerpanie węglowodorów w procesach intensyfikujących wydobycie osiąga wysoki poziom. Termofizyczne własności ropy i zatłaczanego dwutlenku węgla (CO2) determinują istnienie złożonych procesów mieszania płynów zachodzących w wyniku występowania przejść fazowych, którym towarzyszy migracja składników układu. Scharakteryzowano mechanizm parowania, kondensacji i mechanizm złożony, łączący cechy obu wcześniej wymienionych. Rozważania na temat podziemnego zachowania CO2 oparto na badaniach laboratoryjnych przeprowadzonych przez autora rozprawy na fizycznym modelu złoża typu slim tube. Kluczową część pracy stanowi autorski model analityczny do wyznaczania współczynnika sczerpania złoża RF oraz minimalnego ciśnienia mieszania układu ropa naftowa–CO2. Proponowany model oparty jest na metodzie wielokrotnego kontaktu płynów (zatłaczanego i wypieranego) w koncepcyjnych komorach mieszania, symulując przebieg testu laboratoryjnego typu slim tube. Sercem modelu jest moduł obliczeń termodynamicznej równowagi fazowej z wykorzystaniem, jako przykładowego, równania stanu Soave'a–Redlicha–Kwonga (SRK).

EN

This monograph presents empiric correlations as well as laboratory and analytical methods to predict Minimum Miscibility Pressure, which is a crucial parameter of Enhanced Oil and Gas Recovery process. Moreover, the vaporizing, condensing and combined gas drive were demonstrated as displacment mechanisms that occur during the CO2–EOR process. The description of CO2–Oil interaction was based on laboratory Slim Tube tests conducted by the author. The focal point of the thesis is the analytical model designed to determine minimum miscibility pressure (MMP) and recovery factor (RF). The model is based on the multiple contact of CO2 as an injected fluid and oil at virtual mixing cells. In the aforementioned model only thermodynamic relation describe the system and Soave–Redlich–Kwong equation of state was used, as a paradigm in order to perform numerous flash calculations.

8

Analiza możliwości pozyskania pozabilansowych zasobów gazu ziemnego z nasyconych poziomów solankowych w procesach sekwestracji CO2

Warnecki M.

Nafta-Gaz

|

2013

|

R. 69, nr 1

34--41

PL

Powszechnie uważa się, że bez poczynienia realnych starań zmierzających do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych globalna temperatura wzrośnie o kilka stopni, znacznie zmieniając klimat na Ziemi. W naszym kraju produkcja energii odbywa się głównie poprzez spalanie węgla – ok. 95%. W związku z tym, technologie niskiej emisji CO2 z jego przechwytywaniem i bezpiecznym magazynowaniem są w Polsce wysoce pożądane. Głębokie solankowe poziomy wodonośne stanowią największy znany obecnie potencjał sekwestracyjny ditlenku węgla. W przeciwieństwie do wgłębnych struktur naftowych stopień geologicznego rozpoznania poziomów solankowych jest znacznie mniejszy. W Polsce pewne doświadczenia dotyczące podziemnego składowania gazów kwaśnych (CO2, H2S) uzyskano na złożu gazu ziemnego Borzęcin, gdzie od stycznia 1996 r. rozpoczęto proces składowania gazów kwaśnych. Typując przyszłe poziomy geologiczne dla podziemnego składowania CO2 w Polsce, uwzględnić należy również utwory permskie zalegające na obszarze Niżu Polskiego. Szczególną uwagę zwraca megastruktura niecki poznańskiej wypełnionej utworami czerwonego spągowca o powierzchni ok. 5000 km2. Piaskowce te stanowią rozległy poziom solankowy nasycony gazem ziemnym w ilości 2,4 Nm3 gazu w 1 m3 solanki. W lokalnych kulminacjach struktury powstały złoża gazu ziemnego. Jak wyliczono, megastruktura niecki poznańskiej w poziomach solankowych czerwonego spągowca może zawierać zasoby rozpuszczonego gazu ziemnego w ilości blisko 120 mld Nm3, a więc na poziomie obecnie udokumentowanych zasobów gazu ziemnego w Polsce. Już w latach 70. rozważano różne metody pozyskania rozpuszczonego gazu. Jedną z ciekawszych propozycji jest prezentowana koncepcja składowania w tych poziomach CO2. Gaz ten cechuje dobra rozpuszczalność w wodach złożowych, znacznie większa od rozpuszczalności gazów ziemnych. W trakcie procesu sekwestracji CO2 powinien zatem zachodzić proces wypierania rozpuszczonych w solankach rodzimych gazów ziemnych i ich migracji do wyżej położonych kulminacji, które stanowią złoża gazu ziemnego. Następowałby więc proces naturalnego uzupełnienia zasobów uwolnionym gazem ziemnym z możliwością jego wydobycia. Procesy składowania CO2 w głębokich solankowych poziomach wodonośnych nasyconych gazem ziemnym nie były do tej pory przedmiotem szczegółowych badań i stanowią nową dziedzinę poznawczą. W artykule przedstawiono koncepcję pozyskiwania niekonwencjonalnego gazu, opisano aparaturę i stanowisko badawcze służące do badań procesów wypierania gazu ziemnego. Zaprezentowano wyniki wybranych eksperymentów przeprowadzonych na fizycznym modelu złoża [5].

EN

It has been estimated that without real efforts to limit greenhouse gas emission global temperatures will rise by several degrees altering the world’s climate. Coal accounts for 95% of energy generation in Poland. Therefore, low carbon emitting technology with the capture and underground storage of CO2 is required in our country. Deep saline aquifers have the largest long-term storage potential of CO2, but there are many problems with their exploration and qualification due to the lack of tightness confirmation. It is very important to reduce the cost of their exploration done mainly by expensive drilling. In existing mega-aquifers saturated by natural gases their tightness is confirmed by the presence of many local gas accumulations in top structures. Special attention was concentrated on the Poznań Trough mega-aquifer naturally saturated by native natural gases. This megastructure represents a great potential for long-term underground CO2 storage covering a 5000 km2 area. The Oil & Gas Institute and Polish Oil & Gas Company has gained some experience in acid gas capture and storage since, acid gas containing 60% of CO2 and 15% of H2S reinjected into an aquifer directly underlying the Borzęcin gas reservoir has been in operation since 1996. Apart from the technological parameters we also analyzed the process of displacement of native natural gas which originally saturates the underlying water through acid gases injected into the reservoir. Such a process allows to replenish the gas cap by volume equivalent to methane gas dissolved in underlying water. The PVT study results indicate that the volume of methane gas displaced from the reservoir waters is in direct proportion to the volume of CO2 injected into the reservoir and that acid gas concentration in hydrocarbon gases being displaced from the reservoir is gradually increasing. This paper describes the conception, the apparatus and research station/unit designed to explore natural gas displacement processes. The results of some experiments carried out on a physical model reservoir are presented.

9

Potential for increasing oil recovery from Polish oil-fields by applying EOR methods

Wojnarowski P.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2012

|

T. 28, z. 4

47-58

EN

The application of enhanced oil recovery processes (EOR - Enhanced Oil Recovery) on oil fields increases recovery efficiency. This is especially important in depleted and mature fields. This should result in an increase in production by raising the recovery factor (the ratio of oil produced to total geological reserves). This review presents the growing trend of gas injection (particularly carbon dioxide). In Polish oil fields, conventional methods are currently used. This means that much can still be done in this area. The selection of the optimum method for a given field is a complex procedure consisting of many stages, from collecting data about the field, through more advanced data interpretation, to working out a detailed proposal for the most efficient method of extraction. The pre-selection stage involves excluding methods which, owing to their specific mechanisms, cannot be used for a particular field - e.g. thermal methods in light oil fields or nitrogen injection into shallow reservoirs. This paper analyzes the potential for the application of EOR methods in Poland using a binary technical screening method. Forty-nine, mature Polish oil fields were analyzed. Apart from the rock type, other parameters were also taken into account in the analysis as follows: oil density and viscosity, average porosity, permeability and thickness of the reservoir, and also depth of deposit. In regard to the criteria for the EOR methods applied, the subjects of analysis are oil fields with medium density and viscosity and low permeability (double porosity in carbonate rocks), which are at a relatively shallow or medium depth of deposit. The results of analysis show that gas injection methods, especially carbon dioxide or nitrogen, have the highest potential. Application of this method must be preceded by detailed research and field pilot tests. International experience cannot be applied directly to Poland because of different field characteristics as well as technological and economic conditions.

PL

Jednym ze sposobów zwiększenia efektywności wydobycia ropy naftowej jest zastosowanie zaawansowanych metod wydobycia (EOR - Enhanced Oil Recovery). W odróżnieniu od pierwotnych i wtórnych metod wydobycia, celem metod zaawansowanych jest dostarczenie do złoża dodatkowego źródła energii wspomagającego naturalne procesy lub je zastępującego, a także modyfikacja składu i właściwości fizycznych płynów złożowych w celu minimalizacji oporów przepływu w złożu. Metody te znajdują szczególnie zastosowanie w przypadku złóż w znacznym stopniu sczerpanych. Znaczenie tych metod w światowym wydobyciu rośnie, a dominującą rolę zaczynają odgrywać metody zatłaczania gazów w tym dwutlenku węgla. Polskie złoża ropy naftowej są obecnie eksploatowane z wykorzystaniem metod konwencjonalnych, co stwarza możliwości podniesienia efektywności wydobycia przez zastosowanie metod zaawansowanych. Proces doboru optymalnej metody do złoża jest złożony i wieloetapowy. W fazie wstępnej opiera się na podstawowych informacjach o złożu i stopniowo przechodzi do etapów zaawansowanych, kończących się opracowaniem szczegółowego projektu najefektywniejszej metody. W pracy przeanalizowano możliwości zastosowania tych metod na polskich złożach wykorzystując technikę opartą na podstawowych kryteriach ich stosowalności i logikę dwuwartościową. Przeanalizowano 49 złóż ropy naftowej z całego obszaru Polski występujących zarówno w skałach węglanowych jak i piaskowcowych. Z punktu widzenia kryteriów stosowania metod EOR, analizowane obiekty to złoża ropy o średniej gęstości i lepkości, niskiej przepuszczalności (w przypadku skał węglanowych podwójna porowatość), zalegające stosunkowo płytko lub na średniej głębokości. Uzyskane wyniki wskazują, że najszersze zastosowanie w warunkach polskich znaleźć mogą metody zatłaczania gazów, w tym dwutlenku węgla lub azotu. Wymaga to jednak przeprowadzenia szeregu badań i testów pilotażowych, gdyż doświadczenia amerykańskie nie mogą być bezpośrednio przenoszone ze względu na odmienne warunki złożowe, technologiczne i ekonomiczne.

10

Wpływ presorpcji metanu na zmiany wymiarów zewnętrznych węgla kamiennego podczas sorpcji ditlenku węgla

Zarębska K.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2012

|

nr 448 (1)

133--136

PL

W pracy przedstawiono badania mające na celu obserwację zachowania węgla kamiennego podczas gromadzenia w nim gazów kopalnianych i zmianę jego wymiarów zewnętrznych związaną z tym procesem. Podczas sorpcji gazów następuje zwiększenie wymiarów węgla, natomiast podczas desorpcji jego kontrakcja. Otrzymane wyniki badań wskazują, że węgiel bardziej rozszerza się w kierunku prostopadłym (ε﬩) do uławicenia niż w kierunku równoległym (ε//). Zarówno dla procesów sorpcyjnych, jak i dylatometrycznych osiągnięcie stanu równowagi następuje szybciej w układach węgiel–ditlenek węgla niż węgiel–metan. Mimo, że węgle kamienne w procesie sorpcji chłoną CO2 ponad dwukrotnie więcej ditlenku węgla niż metanu, ich deformacja sorpcyjna jest około trzy razy większa podczas sorpcji ditlenku węgla w porównaniu z metanem. Z przeprowadzonych badań wynika, że zatłoczenie ditlenku węgla do złoża metanowego, może być przyczyną, przy braku możliwości rozszerzania węgla w złożu, zwiększenia naprężeń w górotworze i w konsekwencji zmiany przepuszczalności złoża.

EN

Experiments were performed to investigate the hard coal behaviour while accumulating mine gases and the changes in its external dimensions that accompany this process. Sorption of mine gases brings about an increase of external dimensions of coal, and their desorption is accompanied by coal contraction. The results show that coal expansion is more pronounced in the direction perpendicular (ε﬩) to the bedding than parallel to it (ε //). The equilibrium condition both in sorption and expansion processes can be reached more quickly in the coal–CO2 than for coal–CH4 systems. In spite of the fact that coals tend to sorb CO2 much more effectively than CH4, their deformation ability due to sorption is three times greater during sorption of carbon dioxide than for methane. The tests reveal that injection of carbon dioxide to the coalbed containing methane may lead to increased stresses in the rock strata as the coal will not be able to expand any further and this will cause changes of the seam permeability.

11

Możliwość wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka poprzez zatłaczanie CO2

Łętkowski P., Szott W.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2012

|

nr 448 (1)

107--116

PL

W artykule przeanalizowano problem wspomaganego wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka przy pomocy zatłaczania do złoża dwutlenku węgla. W tym celu skonstruowano kompozycyjny model symulacyjny złoża. Model ten wykorzystano do przeprowadzenia wielowariantowych symulacji prognostycznych. Porównano efekty różnych scenariuszy zatłaczania CO2 i wydobycia ropy ze złoża oraz wskazano najbardziej skuteczny program sczerpania ropy ze złoża Nosówka. Określono również pojemność sekwestracyjną struktury do magazynowania CO2.

EN

The paper addresses the problem of enhanced oil recovery (EOR) in the Nosówka oil field by the injection of CO2. It was analysed with the use of a compositional simulation model of the reservoir. Multi-scenario forecasts of the process were performed by simulation modeling. Their results were discussed and compared with respect to the final recovery factor. A most effective scenario was found and characterized. The CO2 storage capacity of the structure was also determined.

12

Model dynamiczny zatłaczania CO2 do dolnojurajskich formacji solankowych struktury Budziszewice-Zaosie

Machowski W., Papiernik B.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

367--371

PL

Struktura Budziszewic—Zaosia stanowi potencjalne składowisko CO2 dla największego emitenta tego gazu w Europie — Elektrowni Bełchatów. Najbardziej perspektywiczny zbiornik stanowi w niej dolnojurajska formacja drzewicka. Bazując na skonstruowanym modelu statycznym przeprowadzono symulację zatłaczania dwutlenku węgla z użyciem symulatora Eclipse 2009 (Schlumberger). Analiza „czułości" systemu potwierdziła, że dla badanej części struktury maksymalna, możliwa do zatłoczenia ilość CO2 wynosi ok. 10 Mt (w czasie 61ub 30 lat w zależności od warunków hydrodynamicznych). Przedstawione wyniki stanowią najbardziej pesymistyczny scenariusz składowania CO2 w omawianej strukturze.

EN

Budziszewice—Zaosie structure is one of the potential CO2 storage sites for the biggest emitter of that gas in Europe — Bełchatów Power Plant. The most perspective reservoir is located in Lower Jurassic Drzewice Fm. Based on static 3D model, the authors made simulation of CO2 injection using Eclipse 2009 simulator (Schlumberger). Sensitivity analysis of investigated part of the structure shows maximum CO2 effective storage capacity c.a. 10 Mt (during 6 or 30 years of injection depending on hydrodynamic conditions). Presented results can be assumed as the most pessimistic scenario for the structure.

13

Possibilities of underground CO2 storage in the Upper Silesian region

Solik-Heliasz E.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2010

|

T. 26, z. 3

53-65

EN

The results of investigations hitherto performed indicate that in the Upper Silesian region exists the possibility of carbon dioxide storage in geological structures. However, taking into account the considerable urbanisation degree, for storage are suitable water-bearing horizons and hard coal seams located on the outskirts of the agglomeration, whereas because of safety reasons areas intensively industrialised are not suitable (towns, large industrial objects). The best conditions for CO2 injection were ascertained in the horizon of Dębowiec layers in the Skoczów-Zebrzydowice area. The determined storage site has a sufficient capacity for the needs of a local CO2 emitter. The storage possibility concerns also mine workings of selected abandoned hard coal mines. The results of initial investigations have pointed out that the creation in the workings of low-pressure reservoirs (with pressure up to 0.6 MPa) or high-pressure reservoirs in selected, isolated workings (for pressure exceeding 1 MPa) can be considered. However, their storage capacity will be lower than in the water-bearing layers. Potential storage possibilities are connected also with hard coal seams - particularly seams occurring at great depth, in areas considerably tectonically affected and flooded, beyond the range of operating mines. However, it should be taken into consideration that possible CO2 injection will cause that coal resources in the CO2 storage area never could be extracted using mining methods or be subject to gasification and that other type of economic activity could be conducted only at a considerable distance, beyond the range of their mutual influence.

PL

Wyniki dotychczasowych badań wskazują, że w regionie górnośląskim istnieje możliwość składowania dwutlenku węgla w strukturach geologicznych. Jednak ze względu na znaczny stopień zurbanizowania do składowania nadają się poziomy wodonośne i pokłady węgla kamiennego zlokalizowane na obrzeżu aglomeracji, natomiast nie kwalifikują się ze względów bezpieczeństwa obszary silnie zindustrializowane (miast, dużych obiektów przemysłowych i innych). Najlepsze warunki do zatłaczana CO2 stwierdzono w poziomie warstw dębowieckich w rejonie Skoczów-Zebrzydowice. Wyznaczone składowisko ma pojemność wystarczającą na potrzeby lokalnego emitenta CO2. Możliwość składowania dotyczy również wyrobisk górniczych wybranych zlikwidowanych kopalń węgla kamiennego. Wyniki wstępnych badań wykazały, że można rozważać utworzenie w nich zbiorników niskociśnieniowych (o ciśnieniu do 0,6 MPa) lub w wybranych, izolowanych wyrobiskach, zbiorników wysokociśnieniowych (na ciśnienie powyżej 1 MPa). Ich pojemność składowania będzie jednak mniejsza, niż w warstwach wodonośnych. Potencjalnie możliwości składowania są związane również z pokładami węgla kamiennego - zwłaszcza zalegającymi na dużej głębokości, w obszarach znacznie zaangażowanych tektonicznie i zawodnionych, poza zasięgiem czynnego górnictwa. Należy jednak mieć na uwadze, że ewentualne zatłaczanie CO2 spowoduje, iż zasoby węgla w rejonie składowiska CO2 nigdy nie będą mogły być eksploatowane metodami górniczymi lub poddane zgazowaniu, oraz że będzie można prowadzić innego typu działalność gospodarczą tylko w znacznej odległości, poza zasięgiem ich wzajemnego oddziaływania.

14

Analiza procesu zatłaczania CO2 do złóż węglowodorów w oparciu o badania laboratoryjne na fizycznym modelu złoża typu Cienka Rurka

Habera Ł.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

975--979

PL

Autor przedstawia wyniki badań laboratoryjnych zatłaczania dwutlenku węgla przeprowadzonych na fizycznym modelu złoża typu Cienka Rurka (Slim Tube). CO2 jako gaz cieplarniany został wytypowany jako potencjalne medium do zatłaczania do złóż węglowodorów w celu zwiększenia stopnia sczerpania płynu złożowego. Prowadzone badania polegały na izotermicznym zatłaczaniu CO2 w zmiennym zakresie ciśnień oraz obserwacji przemieszczającego się frontu wypierania. W trakcie testów tłoczony do przestrzeni porowej CO2 znajdował się w stanie super krytycznym, a otrzymane rezultaty frontalnego wypierania płynu złożowego wykazały zadawalający poziom odropienia.

EN

This work presents results of laboratory experiments consisting in isothermal injection of CO2 into the physical reservoir model, so-called Slim Tube. CO2 as a GHG (green house gas) was selected for injection into the reservoir because of its high EOR (enhanced oil recovery) potential. The experiments were carried out at 5 different pressure levels, including visual flow observation of the supercritical CO2. The final results show the satisfactory applicability of the COZ dedicated to the injection projects with high EOR yield.