Wyniki wyszukiwania - Biblioteka Nauki

1

Comparison of the oil recovery between waterflooding and CO2-EOR method for the JSt oil reservoir

100%

Kułynycz V. , Janowski P.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2017

|

tom Vol. 34, no. 3

787--797

EN

Exploitation of oil from the reservoir initially is performed by primary methods that use natural energy reserves, that allows for partial exploitation of geological resources (30%). Further oil resources depletion requires the implementation of appropriate methods to support exploitation, secondary methods, consist mainly in the physical oil displacement and third methods, in which additional types of energy aid the process of exploitation. The use of this methods may contribute up to a twofold increase in the degree of the geological resources depletion. One way to increase the exploitation is the injection of CO2 into the oil fields (CO2-EOR). This gas interacts physically and chemically on the reservoir rocks and oil contained in them, improving the conditions of its production. The technology of CO2 injection into the reservoir allows not only to increase oil production, but also gives the possibility of storing this gas in reservoirs, which is beneficial from the viewpoint of its impact on the environment. In the article was made a comparison of the oil recovery effectiveness between waterflooding and CO2-EOR method for Jastrząbka Stara reservoir. For this purpose, were made simulations of waterflooding and injecting CO2 for selected oil reservoir on the basis of the CO2PROPHET program. We analyzed different variants of injection of water and gas, both the amount of injected media, and the method of injection (only water, only gas, change injection of gas and water). Based on the results of modeling was estimated the amount of oil possible to extract by both methods and the recovery factor of the geological resources of the selected oil reservoir.

2

Optimizing recovery factor in multilayers mature gas field, based on decline curve analysis methodology

100%

Stefanescu D. P. , Iturbe Y. , Falk I.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2014

|

tom Vol. 31, no. 2

367--393

EN

Generally, the mature fields have a good portion of the remaining reserves still trapped due to inefficient drainage, pressure decline, inerease in water cut, sand production and aging of the existing system. This paper addresses a methodology applied on the historical produetion behavior to identify techniques and initiatives to optimize the recovery factor based on redevelopment plans in a mature field. For Laslau Mare field in particular, there have been identified and implemented opportunities such as: infill drilling, work over optimization, dynamie underbalance perforation (DUP), acidizing, kick off with N2, propellant stimulation, snubbing, soaping, sand management, Wavefront Technology stimulation and wellhead and/or group compressor installation.

3

Microbial flooding increases recovery factor of depleted Pławowice oil field - from lab to the field

88%

Falkowicz S. , Cicha-Szot R. , Dubiel S. , Launt P. , Nelson S. , Wójcicki W. , Rogaliński M.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2015

|

tom Vol. 32, no. 2

345--357

EN

The paper relates to the application of microbial enhanced waterflooding to improve the recovery factor and extend the productive life of depleted oil fields in the Carpathians Foreland. This technology and the application method used are categorized as Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR). Results of laboratory tests simulating the microbial flooding process in the oil field are presented along with results from the first two years of microbial flooding at Pławowice oil field. In the first two years of field application this MEOR process has increased the production ratę of two oil wells by 70% on average above the rate before treatment.

4

Analyzing and forecasting the performance of water drive gas reservoirs

88%

Lupu D.-A. , Ştefănescu D.-P. , Foidaş I.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2019

|

tom Vol. 36, no. 1

143--159

EN

The manner of estimating water drive gas reservoir recovery can vary considerably. Several mathematical models have been developed for estimating water influx in petroleum industry, but the current paper will address the application of Fetkovich aquifer model to predict the gas reservoir performance considering the pressure changes that gradually occur within the aquifer and between the aquifer and reservoir. The applicability of this model has proven to be extremely useful in estimation of initial gas resources, aquifer volume and its parameters, confirming the producing mechanism but also forecasting the production performance of the gas reservoir. The authors will highlight through some case studies, the importance of the water influx analysis and prediction, in particular for natural gas reservoirs, which subsequently allows for adequate planning in optimizing the reserves’ recovery.

5

Fizyczne modelowanie procesów wypierania ropy dwutlenkiem węgla jako metody trzeciej po nawadnianiu złoża

75%

Szuflita S.

Nafta-Gaz

|

2014

|

tom R. 70, nr 8

502--508

PL

Wykorzystanie energii naturalnej złoża pozwala tylko na częściowe wydobycie ropy naftowej w nim zawartej. Dalsze sczerpanie zasobów ropy może być szczególnie efektywne, gdy wdrożone zostaną odpowiednie metody wspomagające wydobycie. Zastosowanie metod wtórnych i trzecich może przyczynić się nawet do dwukrotnego zwiększenia stopnia sczerpania zasobów geologicznych. W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych wypierania ropy naftowej z wykorzystaniem długich rdzeni wiertniczych w warunkach ciśnienia i temperatury złożowej. Eksperymenty wykonano dla piaskowca węglowieckiego oraz dolomitu głównego. Artykuł weryfikuje doniesienia literaturowe, według których – w niektórych przypadkach zatłaczanie CO2 jako metoda trzecia po nawadnianiu jest przedsięwzięciem nieefektywnym.

EN

Exploitation of oil from the reservoir, using natural energy reserves allows only partial extraction of oil contained in the reservoir. The further exploitation of oil can be particularly effective when the appropriate support method for the exploitation will be implemented. Application of secondary and EOR methods (Enhanced Oil Recovery) can contribute twofold to the level of exhaustion of geological resources. The article presents laboratory test results of oil displacement using long cores in pressure and temperature conditions. The tests performed for sandstone and dolomite. The article verifies literature reports that in some cases the injection of CO2 as the EOR method after waterflooding is an ineffective venture.

6

Krzywe spadku wydobycia i kwantyfikacja stopnia sczerpania "starych" karpackich złóż ropy naftowej

75%

Słupczyński K. , Semyrka R. , Marcinkowski A. , Sobolewski J. , Szewczyk E.

|

2009

|

tom 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.

7

Zastosowanie odwiertów horyzontalnych w eksploatacji złóż i PMG

75%

Kwilosz T.

Nafta-Gaz

|

2014

|

tom R. 70, nr 12

926--931

PL

Opracowanie zawiera wyniki obserwacji i analiz związanych z wykorzystaniem odwiertów horyzontalnych w eksploatacji konwencjonalnych złóż ropy i gazu oraz podziemnych magazynów gazu. Wskazano główne obszary zastosowania technologii odwiertów horyzontalnych i przedstawiono wyniki oceny ich efektywności w porównaniu z odwiertami pionowymi. Posłużono się rezultatami analiz opracowanymi głównie przez ośrodki badawcze w USA, dotyczącymi obszaru USA i Kanady.

EN

The study contains the results of observations and analyzes associated with the usage of horizontal wells in conventional production from oil and gas fields and underground gas storage. The article shows the main areas of the application of horizontal drilling technology and the results of the assessment of their effectiveness in comparison with vertical well technology. Results of analyzes developed, mainly by research centers from the USA, relating to the territory of the United States of America and Canada were used.

8

Operations for improving the gas flow in the wellbore adjacent zone

63%

Sutoiu F. , Foidas I. , Avramescu M.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2016

|

tom Vol. 33, no. 2

531--547

EN

During the whole period of a natural gas reservoir exploitation, from the start of production until the total reservoir energy depletion, may apear some phenomena which by their nature can affect the natural gas flow from the layer into the well. The flow resistance greeted by gas in the adjacent borehole may have multiple causes. In the majority of cases, geological elements are those which definitive influence the behaviour in exploitation of those reservoirs, so the existence of some traps due to the continuity and discontinuity character of the porous-permeable medium or to some reservoir parameters with low values, drasticaly reduces the posibility of extraction of a bigger volume of geological gas resource. Also the exploitation performances of gas reservoirs, through different wells, are major affected because of the skin factor. This produces an increased flow resistance in the adjacent zone of the borehole which is a plus to the resistance caused by the hydrodynamic imperfection to the mode and open degree of the productive layer. During the maturity stage of natural gas reservoirs, a special attention is granted to prevention and control of this unwanted effects which may affect natural gas flow from the reservoir into the well, through different operations. The stimulation of these productive layers through different operations aiming the reduction of geological nature constraints, thereby become a complex approach having the finality the increasing of exploitation performances itself. In Romgaz were tested and are used a series of stimulation technologies of the productive layers. From there historic we conclude that perforations or re-perforations using deep penetration tools, acidizing and nitrogen injection are applied with success to the productive wells. Regarding the increasing of the recovery factor for wells with high water income or for wells with mixed flow regime or with water drive regime, were successfully tested the polymer injection technology that helps to maintaining or optimising the productive wells.

9

Analiza przepływu płynów złożowych w skałach zbiornikowych

63%

Majkrzak M.

Nafta-Gaz

|

2016

|

tom R. 72, nr 8

610--618

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych mających na celu ocenę typu zwilżalności 13 próbek piaskowców kambryjskich. Wstępną charakterystykę przeprowadzono na podstawie pomiarów przepuszczalności względnej, a jej trafność zweryfikowano poprzez ich korelację z kolejno wykonanymi: analizą nasycenia nieredukowalnego dla wody złożowej (Swi), testem Amotta (Iw), analizą ciśnienia przebicia dla solanki metodą przepływową (Pthflow) – współczynnik sczerpania (RFI), symulacją procesu nawadniania dla wody złożowej (RFII). Wykonano pomiary wielkości kąta kontaktu na granicy solanka–ropa naftowa–skała złożowa dla 3 analizowanych próbek. Podjęto próbę wskazania metody zastępczej dla pomiarów przepuszczalności względnej, która potwierdzi wyznaczony typ zwilżalności „pierwotnej”.

EN

The paper presents laboratory measurements results, performed in order to evaluate the type of wettability for 13 samples of Cambrian Sandstone. Preliminary characterization was carried out, based on relative permeability measurements which were correlated with additional analysis: irreducible water saturation (Swi), Amott test, threshold pressure for continuous injection approach (Pthflow) – recovery factor (RFI), water flooding simulation for brine (RFII). Additionally, contact angle measurements for brine/oil/rock system were carried out. An attempt was made to indentify an alternative method for the measurement of relative permeability which will be the most congenial with the designated “primary” wettability type.

10

Ocena możliwości symulacji przepływu płynów złożowych przez „sztuczne” warstwy/złoża z kulek szklanych

63%

Majkrzak M.

Nafta-Gaz

|

2017

|

tom R. 73, nr 6

378--386

PL

W artykule przedstawiono ocenę możliwości wykorzystania sztucznych ośrodków porowatych zbudowanych z kulek szklanych o znanej granulacji w celu symulacji przepływu płynów złożowych i zabiegów wspomagania/intensyfikacji wydobycia węglowodorów. Wykonanych zostało 8 modeli złóż o zróżnicowanej budowie i układzie warstw, które scharakteryzowano pod względem podstawowych parametrów petrofizycznych i filtracyjnych. Przeprowadzono wizualizację symulacji procesu nawadniania dwóch modeli heterogenicznych: I – dwie warstwy równoległe o różnej frakcji budujących je kulek szklanych, II – analogiczny model z modyfikacją (redukcją) przepuszczalności określonego fragmentu warstwy spągowej. W prosty sposób zestawiono i porównano poziom nasyceń ropy naftowej po zabiegu nawadniania, weryfikując tym samym poprawność zaprojektowanego eksperymentu symulacji przepływu płynów przez sztuczne warstwy/złoża z kulek szklanych.

XX

The paper presents an evaluation of potential possibilities of using glass beads pack for reservoir fluids flow and IOR/EOR treatment simulation. Eight models with various structures and layers layout, and which were characterized in terms of their basic petrophysical and filtration properties were built. For two heterogeneous models waterflooding treatment simulation was carried out: I – two parallel layers with different fraction of glass, II – analogical model with reduction of permeability in base layer. For verification of correctness of designed simulations, the level of oil saturation after waterflooding was compared.

11

Zastosowanie analizy krzywych spadku wydobycia do oceny wielkości współczynnika sczerpania złoża węglowodorów na przykładzie złoża Iwonicz-Zdrój

63%

Majkrzak M.

Nafta-Gaz

|

2013

|

tom R. 69, nr 11

821--828

PL

W artykule przedstawiona została pokrótce budowa polskich Karpat zewnętrznych (z naciskiem na płaszczowinę śląską), scharakteryzowano uwarunkowania geologiczne antykliny Iwonicza-Zdroju oraz opisano warunki występowania akumulacji ropy naftowej fałdu iwonickiego. Zrealizowana została ocena wielkości współczynnika sczerpania zasobów na podstawie analizy krzywych spadku wydobycia oraz przybliżonej formuły matematycznej sumy cząstkowych składników energii wewnętrznej złoża. Opierając się na otrzymanych danych, wykalkulowano prze-widywane, możliwe do eksploatacji w przyszłości zasoby węglowodorów. W wyniku prostych działań matematycznych z wykorzystaniem wcześniej otrzymanych wielkości obliczono całkowite zasoby wydobywalne złoża Iwonicz-Zdrój, a także jego zasoby geologiczne.

EN

The aim of this article is to briefly present the structure of Polish Outer Carpathians (with emphasis on the Silesian Nappe), characterized geological conditions of the Iwonicz-Zdrój anticline, and describe conditions of occurrence of the Iwonicz fold oil accumulation. The recovery factor of oil was determined with the application of production decline curves, and approximate mathematical formula of the sum of partial constituents of the field energy. Based on the data received, possible future resources was predicted. With simple mathematical operations using the previously calculated values, total deposits of extractable and geological resources from the Iwonicz-Zdrój oil field were obtained.

12

Efektywność procesu intensyfikacji wydobycia ropy naftowej z zastosowaniem metody nawadniania oryginalną wodą złożową oraz wodami o niskim stopniu zasolenia

63%

Majkrzak M.

Nafta-Gaz

|

2021

|

tom 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.

13

Experimental investigations of oil displacement using the WAG method with carbon dioxide

63%

Wojnicki M.

Nafta-Gaz

|

2017

|

tom R. 73, nr 11

864--870

EN

The article presents results of experimental studies of oil displacement efficiency by Water Alternating Gas (WAG) injection using carbon dioxide. WAG process was implemented as a tertiary recovery method, after waterflooding. The experiments were conducted on a long-core reservoir model at thermobaric conditions, which are characteristic for Polish carbonate reservoirs. Carbon dioxide injection was performed under miscible conditions (above minimum miscibility pressure). The results have practical importance because they confirm the suitability of conducting WAG process analysis on mentioned reservoir model and they present the WAG method effectiveness in specific reservoir conditions.

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań eksperymentalnych nad skutecznością wypierania ropy, metodą naprzemiennego zatłaczania wody i gazu (z ang. Water Alternating Gas – WAG), z wykorzystaniem dwutlenku węgla. Proces WAG zastosowano jako metodę trzecią wspomagania wydobycia, po uprzednim procesie nawadniania. Badania przeprowadzono na fizycznym modelu złoża, zbudowanym z długich rdzeni wiertniczych, w warunkach termobarycznych charakterystycznych dla polskich złóż ropy w kolektorach węglanowych. Zatłaczanie dwutlenku węgla odbywało się w warunkach mieszających (powyżej minimalnego ciśnienia zmieszania). Uzyskane wyniki mają charakter praktyczny, gdyż potwierdzają stosowność prowadzenia analiz procesu WAG na wspomnianym modelu złoża oraz przedstawiają skuteczność metody w konkretnych warunkach złożowych.

14

A case study of gas-condensate reservoir performance with gas cycling

63%

Udovchenko O. , Blicharski J. , Matiishyn L.

Archives of Mining Sciences

|

2024

|

tom Vol. 68, no. 1

25--49

EN

The study examines the application of dry gas injection technology (cycling process) in different depletion stages (25%, 50%, 75%, 100% of the initial reservoir pressure, and the dew point pressure) at a gas condensate field. The injection took place with varying numbers of injection wells relative to production wells (4:1, 3:1, 2:1, 1:1, and 1:2). The study assessed the impact of dry gas injection periods, ranging from 1 to 3 years, on increasing the condensate recovery factor in a real gas condensate reservoir named X. A hydrodynamic model was used and calibrated with historical data, resulting in a comprehensive approach. Compared to the traditional depletion development method, this approach led to a significant 9% rise in the condensate recovery factor. The results indicate that injection has a positive effect on enhancing the recovery factor of condensate and gas when compared to primary development methods based on depletion. As a result, these findings facilitate a rapid evaluation of the possibility of introducing similar measures in gas-condensate reservoirs in the future for reservoir systems that have a low and moderate potential for liquid hydrocarbons C5+. The optimised multidimensional hydrodynamic calculations, utilising geological and technological models, are crucial in determining the parameters for the technological production and injection wells.

15

Model termodynamiczny do wyznaczania minimalnego ciśnienia mieszania MMP (minimum miscibility pressure) układu CO2-ropa naftowa

51%

Habera Ł.

Nafta-Gaz

|

2012

|

tom R. 68, nr 11

810-816

PL

Minimalne ciśnienie mieszania (MMP) jest kluczowym parametrem procesu zatłaczania dwutlenku węgla do złóż węglowodorów. W sensie fizycznym stanowi poziom graniczny ciśnienia, przy którym następuje pełne zmieszanie płynów zatłaczanego i wypieranego, a wartość współczynnika sczerpania węglowodorów osiąga wysoki poziom. Niniejszy artykuł prezentuje nowy model analityczny służący do wyznaczania MMP w oparciu o obliczony współczynnik sczerpania złoża RF (recovery factor) oraz długość linii kompozycyjnych wieloskładnikowego układu CO2-ropa naftowa. Algorytm obliczeń termodynamicznych odzwierciedla przebieg testu frontalnego wypierania ropy naftowej dwutlenkiem węgla na fizycznym modelu złoża typu slim tube. W przedstawionym modelu złoże węglowodorów reprezentowane jest przez serię 100 wirtualnych komórek, a obliczenia równowagowe i transferowe realizowane są za pomocą równania stanu Soavego-Redlicha-Kwonga.

EN

Minimum miscibility pressure MMP is a critical parameter related with the carbon dioxide injection process. In the physical sense it is the lowest pressure required to achieve the full mixing state of injected and displaced fluids. At MMP the hydrocarbon recovery factor achieves a very high level. This article presents a new analytical model for MMP determination based on the calculated recovery factor (RF) and the tie-line length estimation of CO2-crude oil system. Thermodynamic calculation algorithm reflects the process of frontal displacement of crude oil by carbon dioxide on the physical model of the reservoir well-known as a Slim Tube Test. In the model presented, the deposit is represented by a series of 100 virtual mixing-cells and the calculation of thermodynamic equilibrium and components transfer from cell to cell are carried out by use of the Soave-Redlich-Kwong equation of state.