Global ETD Search

1	Improving Oil Recovery (IOR) with Polymer Flooding in a Heavy-Oil River-Channel Sandstone Reservoir Lu, Hongjiang 13 July 2009 (has links) (PDF) Most of the old oil fields in China have reached high water cut stage, in order to meet the booming energy demanding, oil production rate must be kept in the near future with corresponding IOR (Improving Oil Recovery) methods. Z106 oilfield lies in Shengli Oilfields Area at the Yellow River delta. It was put into development in 1988. Since the oil belongs to heavy oil, the oil-water mobility ratio is so unfavourable that water cut increases very quickly. Especially for reservoir Ng21, the sand rock is sediment from river channel, the permeability heterogeneity and heavy oil properties together lead to extremely poor water flooding efficiency. In order to improve the oil recovery, IOR methods are needed urgently. Considering all practical situations for this reservoir and present technique level, polymer flooding method has been selected as an IOR test with numerical simulation. For polymer flooding, since polymer resolution has the capability of enlarging water viscosity, it controls the mobility of water phase and at the same time improves the driving efficiency. During polymer flooding simulation, many factors must be taken into account for the construction of mathematical model, such as inaccessible pore volume, polymer shear thinning effect, polymer adsorption, relative permeability reduction factors, etc. All simulations were done with black oil model with polymer option in ECLIPSE. Simulation results for a theoretical river channel reservoir with serious permeability heterogeneity and heavy oil, and simulation results for practical reservoir Ng21, both have shown that polymer flooding is a feasible method for IOR. For reservoir Ng21, with polymer slug size of 0.235 PV, polymer concentration at 1.5 kg/m3, the final oil recovery after polymer flooding could reach 12.8%, the enhanced oil recovery is about 5%. If only the developable oil reserve being taken into account, the final oil recovery is about 34%, and enhanced oil recovery from polymer flooding is more than 12%. For such heavy oil river channel reservoir to reach such a final oil recovery, it could be concluded as a great success. Since there are still many such oil reservoirs in Shengli Oilfields Area, polymer flooding will be of great importance for improving oil recovery in this area in the near future. Erdölgewinnung Technologie Leistungssteigerung Stimulation Polymerfluten Tertiäre Erdölförderung Erdöllagerstätte Speichergestein Sandstein Porosität Strömungsmechanik China Erdölgewinnung ddc:620 rvk:VN 5457
2	Improving Oil Recovery (IOR) with Polymer Flooding in a Heavy-Oil River-Channel Sandstone Reservoir Lu, Hongjiang 06 April 2004 (has links) Most of the old oil fields in China have reached high water cut stage, in order to meet the booming energy demanding, oil production rate must be kept in the near future with corresponding IOR (Improving Oil Recovery) methods. Z106 oilfield lies in Shengli Oilfields Area at the Yellow River delta. It was put into development in 1988. Since the oil belongs to heavy oil, the oil-water mobility ratio is so unfavourable that water cut increases very quickly. Especially for reservoir Ng21, the sand rock is sediment from river channel, the permeability heterogeneity and heavy oil properties together lead to extremely poor water flooding efficiency. In order to improve the oil recovery, IOR methods are needed urgently. Considering all practical situations for this reservoir and present technique level, polymer flooding method has been selected as an IOR test with numerical simulation. For polymer flooding, since polymer resolution has the capability of enlarging water viscosity, it controls the mobility of water phase and at the same time improves the driving efficiency. During polymer flooding simulation, many factors must be taken into account for the construction of mathematical model, such as inaccessible pore volume, polymer shear thinning effect, polymer adsorption, relative permeability reduction factors, etc. All simulations were done with black oil model with polymer option in ECLIPSE. Simulation results for a theoretical river channel reservoir with serious permeability heterogeneity and heavy oil, and simulation results for practical reservoir Ng21, both have shown that polymer flooding is a feasible method for IOR. For reservoir Ng21, with polymer slug size of 0.235 PV, polymer concentration at 1.5 kg/m3, the final oil recovery after polymer flooding could reach 12.8%, the enhanced oil recovery is about 5%. If only the developable oil reserve being taken into account, the final oil recovery is about 34%, and enhanced oil recovery from polymer flooding is more than 12%. For such heavy oil river channel reservoir to reach such a final oil recovery, it could be concluded as a great success. Since there are still many such oil reservoirs in Shengli Oilfields Area, polymer flooding will be of great importance for improving oil recovery in this area in the near future. info:eu-repo/classification/ddc/620 ddc:620
3	Technische und wirtschaftliche Projektstudie zur Verwendung thermischer Verfahren zur Wasserstoffproduktion aus ausgeförderten Erdöllagerstätten Bauer, Johannes Fabian 30 April 2024 (has links) Erdöl und Erdgas liegen als flüssige Kohlenwasserstoffe in porösen Sedimentgesteinen im geologischen Untergrund vor. Um diese Kohlenwasserstoffe zu gewinnen, wird der Untergrund durch Tiefbohrungen zur Förderung erschlossen. Anschließend erfolgt die Förderung des Erdöls in drei Phasen: der Primär-, Sekundär- und Tertiärförderung. In der primären Phase wird Erdöl durch den Druck in der Lagerstätte gewonnen, in der sekundären Phase durch künstliche Aufrechterhaltung des Drucks und in der tertiären Phase durch technische Beeinflussung der strömungsmechanischen und thermodynamischen Eigenschaften des Erdöls. Dennoch verbleibt insbesondere bei Schweröllagerstätten ein Anteil von 45 bis 90 % des ursprünglich in der Lagerstätte vorhandenen Erdöls in der Lagerstätte. Aufgrund strömungsmechanischer und thermodynamischer Einschränkungen ist eine Gewinnung dieses Anteils technisch und/oder wirtschaftlich nicht möglich. Meist wird die Lagerstätte nach Abschluss der Förderung verfüllt und die übertägigen Anlagen zurückgebaut. Zugleich steigt weltweit der Bedarf an Energiequellen, insbesondere an solchen, die für die Dekarbonisierung und Umstellung auf umweltschonende Energien benötigt werden. Wasserstoff wird voraussichtlich als chemischer Energieträger der zukünftige Schlüsselrohstoff für die Energiewende sein. Diese Forschungsarbeit untersucht die Weiternutzung bzw. Erschließung ausgeförderter Erdöllagerstätten zur Wasserstoffgewinnungmittels thermischer Verfahren. Diese Verfahren orientieren sich an bereits etablierten Methoden für die übertägige Verfahrenstechnik. Durch das Verfahren wird die Lagerstätte mithilfe der Verbrennung des in dieser vorhandenen Restöls erhitzt und das entstehende Koks durch eine Wasserinjektion in Synthesegas umzuwandeln. Durch die hohen Temperaturen entsteht in der Lagerstätte eine Atmosphäre aus Wasserdampf, die zur Vergasung des Kokses führt. Das Gas wird durch die Wasserfront aus der Lagerstätte in die Produktionsbohrungen verdrängt und kann anschließend an der Oberfläche aufbereitet werden. Im Kontext der Lagerstättenprozesse entsteht nicht nur Wasserstoff, sondern auch weitere Verbrennungsprodukte wie Kohlenstoffmonoxid, Kohlenstoffdioxid, Sauergase und Kohlenwasserstoffgase. Diese werden verfahrenstechnisch aufbereitet und dampfreformiert in den obertägigen Anlagen. Zur Erfüllung der Anforderungen an blauen Wasserstoff ist die Reinjektion von Kohlenstoffdioxid erforderlich. In der Dissertation wird ein numerisches Berechnungsschema eingeführt und ausführlich getestet, um die lagerstättentechnische Simulation der thermischen Wasserstoffgewinnung durchzuführen. Anhand von Modelllagerstätten werden mithilfe dieses Schemas relevante Prozessparameter ermittelt und für die Übertragung auf die konkrete Lagerstättensimulation aufbereitet. Das Verfahren zur Wasserstoffförderung wird an einer antiklinalen Lagerstätte mit geostatistischer Heterogenität simuliert. Die Ergebnisse werden zur weiteren Auswertung bezüglich Integritätsfragen, Übertageanlagen sowie wirtschaftlicher und strategischer Aspekte herangezogen. info:eu-repo/classification/ddc/624 ddc:624 Erdöllagerstätte Ölfeld Erdgaslagerstätte Vergasung Speichergestein Synthesegas Kohlenwasserstofflagerstätte In-situ-Verbrennung Untertagevergasung In situ Machbarkeit Wasserstofferzeugung Pyrolyse Thermisches Verfahren Methode Wirtschaftlichkeit
4	Kurz- und langfristige Angebotskurven für Rohöl und die Konsequenzen für den Markt Schlothmann, Daniel 20 April 2016 (has links) (PDF) In dieser Arbeit wurden Angebotskurven für 22 bedeutende Ölförderländer ermittelt und anschließend zu globalen Angebotskurven aggregiert. Gemäß den ermittelten Angebotskurven sind nahezu alle gegenwärtig in der Förderphase befindlichen Ölprojekte in den Untersuchungsländern auch beim aktuellen Ölpreis von 35 bis 40 US-$ je Barrel unter Berücksichtigung der kurzfristigen Grenzkosten rentabel. Sollte der Ölpreis jedoch in den kommenden Jahren auf diesem Niveau verharren, wird es bis zum Jahr 2024 zu einem Angebotsengpass auf dem globalen Ölmarkt kommen, da zur Deckung der zukünftigen Nachfrage die Erschließung kostenintensiver, unkonventioneller Lagerstätten und von Lagerstätten in tiefen und sehr tiefen Gewässern notwendig ist. Damit es bis zum Jahr 2024 nicht zu einem solchen Angebotsengpass kommt, ist gemäß des ermittelten langfristigen Marktgleichgewichts ein Ölpreis von mindestens 80 (2014er) US-$ je Barrel notwendig. Ölmarkt Ölangebot Ölpreis Angebotskurven Grenzkosten Ölförderung Ölprojekte konventionelle Ölförderung unkonventionelle Ölförderung Schweröl. Schwerstöl Ölsand Schieferöl Ölschiefer Tight Oil Offshore Onshore Tiefwasser Fördermethoden in-situ mining Tagebau Fracking EOR Enhanced Oil Recovery hydraulic fracturing Exploration Erschließung Förderung OPEC Algerien Angola Ecuador Iran Irak Libyen Nigeria Katar Kuwait Saudi-Arabien Vereinigte Arabische Emirate Venezuela USA Kanada Mexiko Brasilien Großbritannien Norwegen Aserbaidschan Kasachstan Russland China oil market oil supply supply curves marginal costs oil production oil projects conventional oil unconventional oil extra heavy oil oil sands tight oil shale oil oil shale offshore onshore pre-salt in-situ mining hydraulic fracturing EOR enhanced oil recovery exploration development production OPEC Algeria Angola Ecuador Iran Iraq Libya Qatar Kuwait Saudi Arabia United Arab Emirates Venezuela United States Canada Mexico Brazil United Kingdom Norway Azerbaijan Kazakhstan Russia China ddc:330 rvk:QR 534 Welt Erdöllagerstätte Erdölproduktion Fördermenge Erdölangebot Erdölpreis Erdölweltmarkt Grenzkosten Marktgleichgewicht Preissteigerung Erdölbohrung Tagebau Fracking Ölsand Schieferöl
5	Kurz- und langfristige Angebotskurven für Rohöl und die Konsequenzen für den Markt Schlothmann, Daniel 08 March 2016 (has links) In dieser Arbeit wurden Angebotskurven für 22 bedeutende Ölförderländer ermittelt und anschließend zu globalen Angebotskurven aggregiert. Gemäß den ermittelten Angebotskurven sind nahezu alle gegenwärtig in der Förderphase befindlichen Ölprojekte in den Untersuchungsländern auch beim aktuellen Ölpreis von 35 bis 40 US-$ je Barrel unter Berücksichtigung der kurzfristigen Grenzkosten rentabel. Sollte der Ölpreis jedoch in den kommenden Jahren auf diesem Niveau verharren, wird es bis zum Jahr 2024 zu einem Angebotsengpass auf dem globalen Ölmarkt kommen, da zur Deckung der zukünftigen Nachfrage die Erschließung kostenintensiver, unkonventioneller Lagerstätten und von Lagerstätten in tiefen und sehr tiefen Gewässern notwendig ist. Damit es bis zum Jahr 2024 nicht zu einem solchen Angebotsengpass kommt, ist gemäß des ermittelten langfristigen Marktgleichgewichts ein Ölpreis von mindestens 80 (2014er) US-$ je Barrel notwendig.:1. Einleitung 2. Rohöl - Eine naturwissenschaftliche Einführung 3. Charakteristika von Rohölprojekten 4. Historie der Ölindustrie 5. Ökonomik von Rohölprojekten 6. Fallstudien zu den bedeutendsten Förderländern 7. Ermittlung regionaler und globaler Angebotskurven 8. Zusammenfassung info:eu-repo/classification/ddc/330 ddc:330

1

Page generated in 0.0354 seconds