„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

MINISTERSTWO EDUKACJI

NARODOWEJ

Stanisław Olejniczak

Wykonywanie pomiarów parametrów złożowych
811[01].Z2.01

Poradnik dla ucznia

Wydawca

Instytut Technologii Eksploatacji – Państwowy Instytut Badawczy
Radom 2007

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

1

Recenzenci:

mgr inż. Jadwiga Ida

mgr inż. Władysław Kozioł

Opracowanie redakcyjne:

mgr inż. Stanisław Olejniczak

Konsultacja:

mgr inż. Teresa Sagan

Poradnik stanowi obudowę dydaktyczną programu jednostki modułowej 811[01].Z2.01
„Wykonywanie pomiarów parametrów złożowych”, zawartego w modułowym programie
nauczania dla zawodu górnik eksploatacji otworowej.

Wydawca

Instytut Technologii Eksploatacji – Państwowy Instytut Badawczy, Radom 2007

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

2

SPIS TREŚCI

1. Wprowadzenie

3

2. Wymagania wstępne

5

3. Cele kształcenia

6

4. Materiał nauczania

7

4.1. Ropa naftowa i gaz ziemny w Polsce i na świecie

7

4.1.1. Materiał nauczania

7

4.1.2. Pytania sprawdzające

11

4.1.3. Ćwiczenia

11

4.1.4. Sprawdzian postępów

12

4.2. Złoża węglowodorów, warunki powstawania, charakterystyka

13

4.2.1. Materiał nauczania

13

4.2.2. Pytania sprawdzające

20

4.2.3. Ćwiczenia

20

4.2.4. Sprawdzian postępów

21

4.3. Właściwości ropy naftowej i gazu ziemnego

22

4.3.1. Materiał nauczania

22

4.3.2. Pytania sprawdzające

28

4.3.3. Ćwiczenia

29

4.3.4. Sprawdzian postępów

30

4.4. Płyny w warunkach złożowych

31

4.4.1. Materiał nauczania

31

4.4.2. Pytania sprawdzające

35

4.4.3. Ćwiczenia

35

4.4.4. Sprawdzian postępów

36

4.5. Pomiary wgłębne w odwiertach

37

4.5.1. Materiał nauczania

37

4.5.2. Pytania sprawdzające

50

4.5.3. Ćwiczenia

50

4.5.4. Sprawdzian postępów

52

5. Sprawdzian osiągnięć

53

6. Literatura

58

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

3

1. WPROWADZENIE

Poradnik będzie Ci pomocny w przyswajaniu wiedzy i kształtowaniu umiejętności

praktycznych z zakresu metodyki i celu wykonywania pomiarów parametrów złożowych
w odwiertach z ropą naftową i gazem, z uwzględnieniem podstawowych informacji o złożach,
skałach złożowych i mediach w nich zawartych – ujętych w modułowym programie nauczania
dla zawodu górnik eksploatacji otworowej.

W poradniku zamieszczono:

−

wymagania wstępne – wykaz umiejętności, jakie powinieneś posiadać przed
przystąpieniem do nauki w tej jednostce modułowej,

−

cele kształcenia – wykaz umiejętności, jakie ukształtujesz podczas pracy z tym
poradnikiem,

−

materiał nauczania – czyli zestaw wiadomości, które powinieneś posiadać, aby
samodzielnie wykonać ćwiczenia,

−

pytania sprawdzające – zestawy pytań, które pomogą Ci sprawdzić, czy opanowałeś
podane treści i możesz rozpocząć już realizację ćwiczeń,

−

ćwiczenia – mają one na celu ukształtowanie Twoich umiejętności praktycznych,

−

sprawdzian postępów – zestaw pytań, na podstawie których sam możesz sprawdzić, czy
potrafisz samodzielnie poradzić sobie z zadaniami, które wykonywałeś wcześniej,

−

sprawdzian osiągnięć – zawiera zestaw zadań testowych,

−

literaturę – wykaz pozycji, z jakich możesz korzystać podczas nauki.
W materiale nauczania zostały przedstawione zagadnienia dotyczące górnictwa naftowego

w Polsce i na świecie, rejonów wydobycia ropy i gazu, warunków powstawania złóż
węglowodorów, właściwości skał, ropy naftowej i gazu ziemnego, metodyki i celu
wykonywania pomiarów w odwiertach eksploatacyjnych.

Po wykonaniu ćwiczeń sprawdź poziom swoich postępów rozwiązując test „ Sprawdzian

postępów” zamieszczony po ćwiczeniach, zaznaczając w odpowiednim miejscu, właściwą
Twoim zdaniem, odpowiedź TAK lub NIE. Odpowiedzi TAK wskazują Twoje mocne strony,
natomiast odpowiedzi NIE wskazują na luki w Twojej wiedzy i nie w pełni opanowane
umiejętności praktyczne, które musisz nadrobić.

Po zrealizowaniu programu jednostki modułowej, nauczyciel sprawdzi poziom Twoich

umiejętności i wiadomości. Otrzymasz do samodzielnego rozwiązania test pisemny oraz
zadanie praktyczne, w formie ćwiczenia laboratoryjnego. Nauczyciel oceni oba sprawdziany
i na podstawie określonych kryteriów podejmie decyzję o tym, czy zaliczyłeś program
jednostki modułowej.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4

Schemat układu jednostek modułowych

811[01].Z2

Eksploatacja otworowa kopalin

811[01].Z2.01

Wykonywanie pomiarów parametrów z

łożowych

811[01].Z2.02

Wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego

otworami wiertniczymi

811[01].Z2.03

Stosowanie wtórnych metod i zabiegów intensyfikacji

wydobycia ropy naftowej

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

5

2. WYMAGANIA WSTĘPNE

Przystępując do realizacji programu jednostki modułowej powinieneś umieć:

−

korzystać z różnych źródeł informacji,

−

posługiwać się dokumentacją techniczną,

−

uczestniczyć w dyskusji i prezentacji,

−

korzystać w podstawowym zakresie z ogólnie używanych programów komputerowych,

−

sporządzać i analizować wykresy liniowe, słupkowe, itp.,

−

sporządzać zestawienia w tabelach,

−

czytać ze zrozumieniem różnego rodzaju instrukcje,

−

przeliczać jednostki różnych wielkości fizycznych,

−

współpracować w grupie,

−

uczestniczyć w dyskusji i prezentacji.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

6

3. CELE KSZTAŁCENIA

W wyniku realizacji programu jednostki modułowej powinieneś umieć:

−

wskazać na mapie Polski rejony wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego,

−

scharakteryzować skały ropno-gazowe, wodonośne i skały nieprzepuszczalne,

−

określić podstawowe typy złóż,

−

określić warunki migracji węglowodorów i wody w skorupie ziemskiej,

−

określić skład chemiczny ropy i gazu,

−

scharakteryzować podstawowe właściwości fizykochemiczne ropy i gazu,

−

zdefiniować warunki normalne dla gazu,

−

scharakteryzować systemy energetyczne złóż,

−

zdefiniować i określić wielkość ciśnienia złożowego i jego rozkład w odwiercie
eksploatacyjnym,

−

określić wpływ ciśnienia i temperatury na właściwości fizykochemiczne ropy naftowej,

−

zdefiniować pojęcie ciśnienia nasycenia i współczynnika objętościowego ropy,

−

określić cel wykonywania i rodzaje pomiarów prowadzonych w odwiertach wiertniczych,

−

dobrać przyrządy i urządzenia do wykonywania pomiarów wgłębnych,

−

scharakteryzować sposób przygotowania odwiertu do pomiarów,

−

ustalić optymalne warunki wydobycia dla odwiertów samoczynnych i pompowanych,

−

zastosować przepisy bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej i ochrony
środowiska w czasie prowadzenia pomiarów wgłębnych.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

7

4. MATERIAŁ NAUCZANIA

4.1. Ropa naftowa i gaz ziemny w Polsce i na świecie

4.1.1. Materiał nauczania

Ludzkość wykorzystywała ropę naftową już w czasach starożytnych, kilka tysięcy lat

przed naszą erą. Stosowano ją głównie do oświetlenia, wierzono w jej lecznicze właściwości.

Do drugiej połowy XIX wieku ropę naftową wydobywano prymitywnymi metodami

z płytkich szybów. Później te proste sposoby zastąpiono metodami wiertniczymi. Wpłynęło to
na szybki rozwój przemysłu naftowego, zwłaszcza w USA i Rosji.

Początek XX wieku to gwałtowny wzrost wykorzystania ropy naftowej i produktów z niej

uzyskiwanych. Obok ropy naftowej, dużą rolę zaczyna odgrywać gaz ziemny. Początkowo
wykorzystywany jako paliwo, staje się surowcem w różnych gałęziach przemysłu
przetwórczego.

Druga połowa XX wieku to nowy okres w historii wykorzystania ropy naftowej. Produkty

z niej uzyskiwane, oprócz zastosowania jako paliwa do różnego rodzaju silników spalinowych,
zaczynają być wykorzystywane w wielu procesach syntezy chemicznej.

Z produktów naftowych i gazu ziemnego zaczyna się wytwarzać masy plastyczne,

kauczuk

syntetyczny,

nawozy,

żywice, włókna syntetyczne, kwasy organiczne,

rozpuszczalniki, lekarstwa, substancje dla przemysłu perfumeryjnego.

Mnogość zastosowań tych surowców wpłynęła w znaczący sposób na dynamiczny wzrost

postępu technicznego na świecie.

Początki poszukiwania złóż węglowodorów w Polsce to połowa XIX wieku. Odkrycie

złóż ropy naftowej w Karpatach, połączone z pracą wielu naftowców, a zwłaszcza Ignacego
Łukasiewicza, zapoczątkowały w latach pięćdziesiątych XIX wieku rozwój przemysłu
naftowego na ziemiach polskich i na świecie. Za datę narodzin przemysłu naftowego uznaje się
rok 1853. W tym roku, skonstruowana przez Ignacego Łukaszewicza lampa naftowa, została
użyta podczas operacji chirurgicznej w szpitalu we Lwowie. Jako paliwo w lampie użyto nafty
– produktu destylacji ropy naftowej.

Występowanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Polski

W Polsce znajduje się 89 złóż ropy naftowej. Rozmieszczone są one następująco:

−

Karpaty

32 złoża,

−

przedgórze Karpat

11 złóż,

−

Niż Polski

41 złóż,

−

polska strefa ekonomiczna Bałtyku 2 złoża
Według stanu na rok 2005 zasoby wydobywalne w odniesieniu do zasobów krajowych

stanowiły odpowiednio:

−

Niż Polski

81,6 %

−

Bałtyk

15,7 %

−

Karpaty

1,25 %

−

przedgórze Karpat

1,4 %

85,7 % zasobów Polski występuje w złożach zagospodarowanych.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

8

Tabela 1. Zasoby i wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej ze źródeł krajowych [17]

Lata

2006 2005 2004

Krajowe zasoby gazu ziemnego (mld m

3

)

143,0* 151,2 154,4

Wydobycie gazu ziemnego (mld m

3

)

- gaz wysokometanowy

- gaz zaazotowany

4,3

2,9

1,4

4,3

2,9

1,4

4,3

3,0

1,3

Krajowe zasoby ropy naftowej (mln ton)

24,0* 20,2 17,2

Wydobycie ropy naftowej (tys. ton)

517,6 602,3

624

Wydobycie ropy naftowej z kondensatem (tys. ton)

529,7 618,6

644

* na podstawie Rocznika Statystycznego Rzeczypospolitej Polskiej, GUS Warszawa 2007

Na rysunku 1 przedstawione jest rozmieszczenie odwiertów z ropą i gazem na obszarze

Polski. Mapa o pełnym rozmiarze dostępna jest na stronie internetowej: [16]

Rys. 1. Mapa rozmieszczenia złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce wg stanu na 31 XII 2004 [16]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

9

Rys. 2. Zasoby i wydobycie ropy naftowej w Polsce [16]

Zasoby i wydobycie gazu ziemnego w Polsce

w latach 1989-2005

75 000

95 000

115 000

135 000

155 000

175 000

19

89

1990 19

91

19

92

19

93

1994 1995 19

96

1997 1998 19

99

20

00

2001 2002 20

03

20

04

2005

rok

z

as

ob

y

(

m

ili

on

y

m

3

)

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

w

y

dob

yc

ie

(

m

ili

on

y

m

3

)

Rys. 3. Zasoby i wydobycie gazu ziemnego w Polsce [16]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

10

Złoża ropy naftowej i Gazu ziemnego na świecie

Rozmieszczenie zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego na świecie nie jest równomierne.

Największe zasoby ropy naftowej znajdują się w:

−

Afryce (Nigeria, Angola, Libia, Tunezja, Algieria, Egipt),

−

Meksyku (półwysep Jukatan, Zatoka Meksykańska),

−

Stanach Zjednoczonych (Zatoka Meksykańska, Kalifornia, Alaska),

−

Kanadzie,

−

Eurazji (Rosja, Kazachstan, Turkmenistan, Azerbejdżan),

−

Morzu Północnym (Wielka Brytania, Norwegia),

−

Indonezji,

−

Chinach,

−

Rejonie Zatoki Perskiej (Arabia Saudyjska, Iran, Irak, Kuwejt, Zjednoczone Emiraty
Arabskie, Katar).
Kraje Zatoki Perskiej dostarczają około 30 % światowego wydobycia ropy naftowej.
Światowe zasoby ropy naftowej w roku 2001 szacowane były na około 140 mld ton.
Największe zasoby gazu ziemnego znajdują się w:

−

Rosji,

−

Iranie,

−

Katarze Arabii Saudyjskiej,

−

Zjednoczonych Emiratach Arabskich,

−

USA,

−

Algierii,

−

Wenezueli,

−

Nigerii,

−

Iraku,

−

Kanadzie,

−

Morzu Północnym (Norwegia, Wielka Brytania, Holandia).
Światowe zasoby gazu ziemnego w roku 2001 szacowane były na około 155 x 10

12

m

3

.

Tabela 2. Zasoby i wydobycie ropy i gazu na świecie 1980 – 2001 [3]

Ropa naftowa w mln ton

Gaz ziemny w mld m

3

Rok

zasoby

Wydobycie

Zasoby

wydobycie

1980

88 352

3 059,0

88 090

1 531,0

1985

95 510

2 721,9

104 809

1 747,0

1990

135 734

3 164,3

119 328

2 057,1

1995

136 890

3 269,3

139 609

2 209,2

1999

138 044

3 452,1

145 627

2 402,3

2000

139 626

3 589,8

149 401

2 443,4

2001

140 134

3 413,6

154 248

2 464,0

Tabela 3. Zasoby wydobycie i zużycie ropy na świecie 2001 [3]

Zasoby

Wydobycie

Zużycie

wyszczególnienie

mln ton

wyszczególnienie

mln ton

wyszczególnienie

mln ton

Świat

140 134

Świat

3 413,6

Świat

3 493,5

W tym:

W tym:

W tym:

Arabia Saudyjska

35 403

Arabia Saudyjska

378,7

USA

894,9

Irak

15 095

USA

352,9

Japonia

249,1

Kuwejt

13 024

Rosja

351,7

Chiny

223,5

Zjedn. Emiraty

12 851

Meksyk

176,5

Niemcy

131,3

Iran

12 263

Chiny

165,2

Rosja

126,0

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

11

Wenezuela

10 865

Iran

159,1

Brazylia

98,7

Rosja

6 609

Wenezuela

156,9

Indie

98,0

Libia

3 888

Norwegia

153,5

Korea Południowa

97,9

Meksyk

3 665

Kanada

126,5

Francja

96,3

Chiny

3 288

Wielka Brytania

113,6

Kanada

91,4

Razem ww. kraje

116 951

Razem ww. kraje

2 134,6

Razem ww. kraje

2 107,1

Tabela 4. Zasoby wydobycie i zużycie gazu na świecie 2001[3]

Zasoby

Wydobycie

Zużycie

wyszczególnienie

mln ton

wyszczególnienie

mln ton

wyszczególnienie

mln ton

Świat

154 248

Świat

2 464,0

Świat

2509,5

W tym:

W tym:

W tym:

Rosja

47 544

Rosja

581,0

USA

652,3

Iran

22 988

USA

548,0

Rosja

400,0

Katar

14 392

Kanada

184,0

Wielka Brytania

104,9

Arabia Saudyjska

6 198

Wielka Brytania

115,6

Niemcy

98,4

Zjedn. Emiraty

6 002

Algieria

84,0

Kanada

90,8

USA

5 021

Holandia

75,9

Japonia

82,2

Algieria

4 520

Indonezja

68,0

Ukraina

81,0

Wenezuela

4 177

Iran

56,0

Włochy

71,0

Nigeria

3 509

Uzbekistan

56,0

Iran

57,0

Irak

3 107

Norwegia

51,8

Holandia

51,3

Razem ww. kraje

117 458

Razem ww. kraje

1 820,8

Razem ww. kraje

1 688,9

4.1.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. W jakich regionach Polski skoncentrowane są złoża ropy naftowej i gazu ziemnego?
2. Jakie były szacunkowe zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce na rok 2006?
3. Jak kształtowało się wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce w latach

1989–2005?

4. Jakie były zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego na świecie w roku 2001?
5. Jak kształtowały się zasoby i wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego na świecie

w latach 1980–2001?

4.1.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Wskaż na mapie Polski rejony wydobycia ropy naftowej. Przygotuj tabelę zawierającą

informację o nazwie złoża i szacunkowych zasobach ropy naftowej na rok 2004. Korzystając
z legendy mapy, uwzględnij tylko te złoża, które mają zasoby powyżej 0,2 miliona ton ropy.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przygotować mapę Polski,
2) przygotować przybory do pisania i arkusz papieru,
3) skorzystać z danych zawartych na „Mapie rozmieszczenia złóż ropy naftowej i gazu

ziemnego w Polsce” dostępnej na stronie internetowej Państwowego Instytutu
Geologicznego – [18],

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

12

4) sporządzić tabelę (odręcznie lub na komputerze) z odpowiednią ilością kolumn i wierszy

dostosowaną do treści jakie ma zawierać,

5) wypełnić tabelę,
6) zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

mapa Polski,

−

komputer z łączem internetowym (lub wydruk mapy rozmieszczenia złóż ropy i gazu
w Polsce),

−

przybory do pisania i rysowania,

−

zeszyt.

Ćwiczenie 2

Korzystając z danych zawartych w tabelach poradnika sporządź w formie wykresów

liniowo-słupkowych:

−

zmianę zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego na świecie w latach 1980–2001,

−

zmianę wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego na świecie w latach 1980–2001.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przygotować przybory do pisania i rysowania,
2) przygotować tabelę z danymi o zasobach i wydobyciu węglowodorów na świecie,
3) przyjąć układ współrzędnych dla wykresów i odpowiednio opisać osie,
4) nanieść dane z tabeli na wykresy,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory do pisania i rysowania,

−

tabela z danymi „Zasoby i wydobycie ropy i gazu na świecie 1980-2001” z Poradnika dla
ucznia,

−

zeszyt.

4.1.4 Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) określić zasoby ropy naftowej w Polsce?





2) określić zasoby gazu ziemnego w Polsce?





3) określić zasoby ropy naftowej na świecie?





4) określić zasoby gazu ziemnego na świecie?





5) wymienić 5 krajów które w roku 2001 wydobyły najwięcej ropy

naftowej?





6) wymienić 5 krajów które w roku 2001 wydobyły najwięcej gazu

ziemnego?





7) scharakteryzować tendencję w wydobyciu ropy naftowej w Polsce

w latach 1989–2005?





8) scharakteryzować poziom wydobycia gazu ziemnego w Polsce

w latach 1989–2005?





„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

13

4.2. Złoża węglowodorów, charakterystyka, warunki powstawania,

charakterystyka

4.2.1. Materiał nauczania

Pochodzenie ropy naftowej i gazu ziemnego

Obecny stan wiedzy w zasadniczych zarysach całkowicie wyjaśnia pochodzenie ropy

naftowej i gazu ziemnego na gruncie teorii ich organicznego pochodzenia. Człon „organiczny”
w nazwie teorii odnosi się jedynie do wskazania substancji organicznej jako wyjściowej, w
złożonym procesie przekształcania materii w ropę naftową i gaz ziemny.

Przekształcenie substancji organicznej zachodziło w ciągu wielu milionów lat i zachodzi w

dalszym ciągu w głębi ziemi, pod wpływem ciśnienia temperatury, przemian biochemicznych i
innych czynników takich jak promieniowanie radioaktywne, czy naturalne katalizatory.

Mechanizmy jednoczesnego oddziaływania tak wielu czynników są trudne do odtworzenia

w warunkach laboratoryjnych. Z tego względu teoria ta nie daje wyczerpującej odpowiedzi na
szereg pytań dotyczących sposobu i czasu powstania złóż węglowodorów.

Przed ugruntowaniem się teorii o organicznym pochodzeniu ropy naftowej, istniało szereg

hipotez o nieorganicznym pochodzeniu ropy naftowej i gazu ziemnego. Nie znalazły one
jednak większego uznania wśród geologów.

Złoża ropy naftowej i gazu ziemnego

Złożem ropy naftowej i gazu nazywamy naturalne nagromadzenie (skupienie) ropy i/lub

gazu w miejscach, w których lokalny układ formacji skalnych tworzy tzw. pułapkę złożową.
Pułapki złożowe są ograniczone nieprzepuszczalnymi formacjami skalnymi lub wodą.

Złoża ropy naftowej i gazu ziemnego umiejscowione są w skorupie ziemskiej –

zewnętrznej warstwie Ziemi. Grubość skorupy ziemskiej wynosi 5 do 70 kilometrów.

Zasadniczo warstwa ta zbudowana jest ze skał – zespołów minerałów, które powstały

w wyniku różnych procesów geologicznych.

Skały ze względu na pochodzenie dzielimy na trzy podstawowe grupy:

−

magmowe,

−

metamorficzne,

−

osadowe.

Skały magmowe

Ze względu na miejsce powstania dzielą się na: głębinowe (powstają na głębokościach

powyżej 1000 m) i wylewne (zastygłe płytko pod powierzchnią Ziemi lub na jej powierzchni).
Powstają w wyniku obniżenia temperatury magmy, która krzepnąc krystalizuje.

Skały metamorficzne

Są to skały powstałe w wyniku przeobrażenia skał magmowych i osadowych, zalegających

na różnych głębokościach w skorupie ziemskiej. Proces przeobrażenia jest wynikiem
deformacji mechanicznych powiązanych z wysokimi wartościami ciśnienia i temperatury.

Skały osadowe

Są one nagromadzeniem osadzających się na powierzchni skorupy ziemskiej – najczęściej

w środowisku wodnym, szczątków organizmów żywych, okruchów mineralnych powstałych
z przeobrażenia skał magmowych, substancji nieorganicznej z wody morskiej.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

14

Charakterystyka skał osadowych

Występowanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego jest powiązane ze skałami osadowymi.

W warstwach takich skał występują prawie wszystkie złoża tych surowców. Powstawanie skał
osadowych to długi proces. Rozdrobnione w wyniku procesów wietrzenia, istniejące już skały
magmowe, metamorficzne i osadowe są transportowane przez wodę i wiatr, a następnie
osadzają się w środowisku lądowym lub morskim. Oprócz materii skalnej w powstającej
warstwie gromadzą się także fragmenty obumarłych organizmów (roślin i zwierząt).

Warstwy odłożone wcześniej, przykrywane są nowymi, a procesy fizyczne i chemiczne

przekształcają niżej zalegającą materię w zwięzłą skałę.

Podstawowe rodzaje skał osadowych

Pierwszym rodzajem skał osadowych są gliny. Są to drobnoziarniste skały zaliczane do

skał osadowych ilastych. Składają się z soli kwasów krzemowych, zawierających duże ilości
tlenku glinu Al

2

O

3

. Mogą także zawierać inne metale. Skały te stanowią ok. 50 % skał

osadowych.

Następny typ skał osadowych to piaski i piaskowce. Ich udział to 20–30 % skał

osadowych. Piaski są skałą luźną, a piaskowce mają formę skały zwięzłej. Główny skład tych
formacji to dwutlenek krzemu SiO

2

.

Kolejny typ stanowiący ok. 20 % wszystkich skał osadowych to skały węglanowe.

Zaliczamy do nich wapienie, które zawierają minimum 75 % węglanu wapnia CaCO

3

, oraz

dolomity, które zawierają minimum 50 % CaCO

3

.

MgCO

3

.

Powstawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego

Powstające w wyniku przemian materii organicznej ropa naftowa i gaz ziemny, zaczynają

przemieszczać się, co w konsekwencji prowadzi do powstania większych złóż. Praktycznie
wszystkie rodzaje skał osadowych mogą brać udział w procesie powstawania węglowodorów,
gromadzących się później w złożach. Aby nastąpiło przemieszczanie się węglowodorów ze
skały w której powstały (tzw. skały macierzystej) ich zawartość w skale musi być większa od
pewnej zawartości progowej. Takie przemieszczanie się ropy, gazu, wody w skorupie
ziemskiej nazywamy migracją.

Migracje gazu ropy lub wody w warstwach skał możemy podzielić:

−

migrację pierwotną - obejmującą przemieszczanie się ropy i gazu ze skał macierzystych do
sąsiednich skał porowatych, zwanych kolektorami,

−

migrację wtórną – dalszy ruch ropy, wody i gazu w kolektorach, przemieszczanie się
przez szczeliny do innych kolektorów.
Migracja wtórna prowadzi w efekcie do zgromadzenia się gazu, ropy i wody w tzw.

pułapce złożowej.

Pułapka złożowa to skała kolektorowa o odpowiedniej porowatości (np. P

w

= 20–50 %

objętości skały) zdolna zatrzymać ropę i gaz, ograniczona nieprzepuszczalnymi skałami lub
wodą.

Zasięg migracji to czasami odległości rzędu dziesiątek i setek kilometrów. Może ona

odbywać się w jednej warstwie (migracja równoległa, boczna, lateralna), oraz pionowo
w kierunku poprzecznym do uwarstwienia (migracja pionowa, poprzeczna). Migrując pionowo
ropa, woda, gaz przenikają poprzez uskoki i pęknięcia do wyżej położonych warstw skał
porowatych.

Przyczynami migracji węglowodorów oraz wody z bitumicznych skał ilastych do skał

porowatych są między innymi: ciśnienie statyczne skał nadkładu, ciśnienie dynamiczne
wywołane przez ruchy górotwórcze.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

15

Inne czynniki sprzyjające migracji węglowodorów to:

−

siła ciężkości (grawitacja), powodująca różnicowanie (rozdzielenie) ropy, gazu i wody
z powodu różnic gęstości tych płynów. Gaz gromadzi się najwyżej, ropa w środkowej
części, a woda najniżej,

−

zawartość wody, która może ułatwiać przepływ przez pory drobnych kropli ropy i gazu.

Woda przepływając przenosi je w sobie, różnicując je jednocześnie pod względem gęstości.
Może ona też oddziaływać na zawartą w porach ropę i gaz siłą ciśnienia hydraulicznego, (siły
kapilarne, wynikające z różnicy napięcia powierzchniowego). Wielkość tych sił zależy od
własności węglowodorów, wody, skał oraz rozmiarów porów. Napięcie powierzchniowe
między wodą a cząstkami skały jest większe niż między ropą a skałą. Woda łatwiej zwilża
skałę niż ropa. Powoduje to wypychanie ropy przez wodę z drobnych porów do większych.
Największe działanie sił kapilarnych ma miejsce w porach o średnicy poniżej 0,1mm. W porach
o średnicy powyżej 0,5 mm ich działanie praktycznie zanika. Zaczynają przeważać siły
grawitacji. Aby w wyniku migracji płynów mogło powstać złoże konieczne jest występowanie
odpowiednich form strukturalnych w skorupie ziemskiej a w szczególności:

−

skał zbiornikowych o określonej objętości wolnych przestrzeni (szczelin, porów),
w których płyny złożowe mogą się przemieszczać,

−

odpowiednio grubych i nieprzepuszczalnych formacji skalnych, tworzących pułapkę,
niepozwalających na ucieczkę ropy lub gazu ze skał zbiornikowych,

−

zapora, (np. w formie przegubu – szczytu antykliny, uskoku, wysadu solnego, utworu
skalnego o zmniejszonej porowatości), która zatrzyma ropę lub gaz wędrujące ku górze.
Migracja jest jednym z ogólnie uznanych procesów umożliwiających powstawanie złóż

ropy naftowej i gazu ziemnego.

Podstawowe typy złóż ropy i gazu

Klasyfikacja złóż ropy i gazu bierze pod uwagę budowę, formę, rodzaj zamknięcia

zbiornika, wewnętrzne warunki panujące w złożu itp. Ze względu na mechanizm akumulacji
węglowodorów, pułapki węglowodorów dzieli się na trzy główne grupy:

−

pułapki strukturalne,

−

pułapki stratygraficzne,

−

mieszane.
Przykłady pułapek strukturalnych to: antyklina, wysad solny, ekranowana uskokiem

(rysunki: 4,5,6).

Przykłady pułapek stratygraficznych to: pułapka zamknięta poprzez wyklinowania

warstwy, pułapka zamknięta na powierzchni niezgodności warstwą źle przepuszczalną, złoże
rafowe (rysunki:7, 8, 9).

Rys. 4. Antyklina [13]

Rys. 5. Pułapka ekranowana uskokiem [13]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

16

Rys. 6. Wysad solny [13]

Rys. 7. Warstwa nieprzepuszczalna leżąca niezgodnie [13]

Rys. 8. Złoże rafowe [13]

Rys. 9. Wyklinowanie warstwy [13]

Własności zbiornikowe skał

Główne cechy skał to: porowatość, szczelinowatość, przepuszczalność, nasycenie,

wydajność.

Porowatość określana jest jako objętość pustej przestrzeni w skale do objętości całej

skały. Wyróżnia się porowatość bezwzględną (absolutną), która uwzględnia wszystkie puste
przestrzenie w skale, oraz porowatość względną (efektywną), która uwzględnia tylko puste
przestrzenie komunikujące się ze sobą.

Ze względu na wartość współczynnika porowatości względnej skały zbiornikowe można

podzielić następująco:

−

P

w

= 5–10 % niska porowatość,

−

P

w

= 10–15 % średnia porowatość,

−

P

w

= 15–20 % podwyższona porowatość,

−

P

w

powyżej 20 % wysoka porowatość

V

V

P

p

b

=

gdzie:

P

b

– współczynnik porowatości bezwzględnej,

V

p

– suma objętości wszystkich pustek w skale [m

3

],

V

– objętość skały [m

3

],

V

V

P

w

w

=

gdzie:

P

w

– współczynnik porowatości względnej,

V

w

– suma objętości pustek w skale kontaktujących się ze sobą [m

3

],

V

– objętość skały [m

3

].

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

17

Porowatość skały zależy od jej składu ziarnowego, kształtu poszczególnych ziaren

i stopnia ich obtoczenia. Skały o ziarnach zbliżonych do kształtu kulistego i podobnych
wymiarowo mają większą porowatość.

Ze względu na pochodzenie porów w skale, rozróżniamy porowatość pierwotną i wtórną.
Pory, które utworzyły się w czasie powstawania danej skały (np. pory międzyziarnowe

w skałach osadowych) zalicza się do porowatości pierwotnej. Do porowatości wtórnej zalicza
się pory, które powstały po uformowani się danej skały w wyniku zachodzących w niej
procesów takich jak wymywanie składników mineralnych, tworzenia się spękań itd.

Do wyznaczania współczynnika porowatości efektywnej skały często stosowana jest

metoda wagowo-objętościowa. Kilka próbek tej samej skały należy osuszyć do stałej wagi.
Następnie nasyca się próbki naftą w komorze podciśnieniowej (przy nasycaniu wypompowuje
się powietrze). Próbki waży się dwukrotnie: najpierw w nafcie, następnie w powietrzu.

Współczynnik porowatości oblicza się ze wzoru:

%

100

⋅

−

−

=

nn

np

sp

np

w

G

G

G

G

P

gdzie:

w

P – porowatość względna (efektywna) [%],

np

G – ciężar próbki nasyconej naftą, ważonej w powietrzu [N],

sp

G – ciężar próbki suchej, ważonej w powietrzu [N],

nn

G – ciężar próbki nasyconej naftą, ważonej po zanurzeniu w nafcie [N].

Współczynnik porowatości badanej skały oblicza się jako średnią arytmetyczną wyników

poszczególnych próbek skały.

Schemat zestawu do pomiaru współczynnika porowatości skały przedstawiony jest na

rysunku 10.

Rys. 10. Schemat zestawu do pomiaru porowatości skał [6, s. 12]

Nasyceniem skały zbiornikowej nazywamy stosunek objętości porów zawierających ropę i

gaz do całej objętości porów. Zwykle wynosi ono 65–80 %. Pozostałe pory wypełnione są
wodą.

Współczynnik nasycenia to stosunek współczynnika porowatości bezwzględnej do

współczynnika porowatości względnej.

w

b

n

P

P

K

=

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

18

Przepuszczalność skały – zdolność do przepuszczania cieczy lub gazu lub ich mieszaniny

przy występującej różnicy ciśnienia.

Miarą

przepuszczalności

jest

współczynnik

przepuszczalności

(K

pr

)

wyrażony

w jednostkach Darcy (D). Ośrodek porowaty ma przepuszczalność 1 Darcy, gdy przy
przepływie laminarnym (warstwowym) w czasie 1 sekundy na długości 1 m przez przekrój
tego ośrodka o powierzchni 1 m

2

przepłynie 1 m

3

cieczy jednorodnej o lepkości 1 centypuaza

(cP) przy różnicy ciśnienia 01 MPa.

1 cP jest to lepkość wody w temperaturze 20

°

C.

Wymiarem jednostki przepuszczalności jest m

2

.

W praktyce używa się jednostki 1000 razy mniejszej, milidarcy (mD). Ze względu na

przepuszczalność skały zbiornikowe możemy podzielić na:

−

bardzo dobrze przepuszczalne

K

pr

> 1000 mD,

−

dobrze przepuszczalne

K

pr

= 100 do 1000 mD,

−

średnio przepuszczalne

K

pr

= 10 do 100 mD,

−

słabo przepuszczalne

K

pr

= 1 do 10 mD,

−

nieprzepuszczalne

K

pr

< 1 mD.

Do skał przepuszczalnych zalicza się: piaski, piaskowce, żwiry, zlepieńce (bez spoiwa

ilastego), porowate i spękane dolomity, wapienie, margle, spękane łupki krystaliczne i skały
magmowe.

Do skał nieprzepuszczalnych zalicza się: iły, gipsy, sole, łupki ilaste, piaskowce o spoiwie

ilastym, lite skały metamorficzne i magmowe.

Szczelinowatość, czyli obecność spękań i szczelin w skale zbiornikowej spotykana jest

często w skałach kruchych, takich jak: wapienie, dolomity, łupki, krzemionkowe skały
osadowe, skały magmowe i metamorficzne. Powstały skomplikowany system przestrzeni
porowej, zwiększa znacznie porowatość takiej skały.

Wydajność zbiornika to stosunek ilości ropy możliwej do wydobycia do całości ropy

nasycającej pory. Zwykle wynosi ona 20–40 % pierwotnego nasycenia.

Złoża ropy i gazu w odróżnieniu od złóż kopalin stałych posiadają określone zasoby

energii złożowej. Energia ta umożliwia przemieszczanie się płynów ze złoża do odwiertu
i wydobycie ich na powierzchnię. Siły działające w złożu, których suma określa energię
złożową pochodzą od:

−

ciśnienia wody okalającej i podścielającej,

−

ciśnienia gazu w stanie wolnym (w tzw. czapie gazowej),

−

ciśnienia gazu rozpuszczonego w ropie,

−

sprężystości skał i płynów złożowych,

−

siły grawitacji.
Dopływ ropy i gazu ze złoża do odwiertu jest wynikiem jednoczesnego działania tych sił,

ale zwykle jedna z nich dominuje. Z tego względu wyróżniamy następujące systemy
energetyczne złóż:
1) gazu rozpuszczonego (roztworzonego) w ropie,
2) wodnonaporowy (wodnociśnieniowy),
3) gazociśnieniowy (z tzw. czapą gazu ziemnego),
4) grawitacyjny.

W systemie energetycznym gazu rozpuszczonego w ropie, źródłem energii jest gaz

wydzielający się z ropy przy spadku ciśnienia złożowego. Jeśli ciśnienie spada poniżej wartości
ciśnienia nasycenia, w porach skały zbiornikowej uwalniają się z ropy pęcherzyki gazu. Wzrost
objętości mikroskopijnych pęcherzyków gazu przy spadku ciśnienia powoduje wypieranie ropy
z przestrzeni porowej skały. Przy wzroście nasycenia porów gazem, skała zbiornikowa zaczyna

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

19

przepuszczać wolny gaz i następuje przepływ mieszaniny gazu i ropy naftowej z
rozpuszczonym w niej gazem do odwiertu i dalej na powierzchnię. Cechą tego typu złóż jest
szybki spadek wydobycia i ciśnienia złożowego. Wykładnik gazowy początkowo wzrasta.
Później w wyniku odgazowania złoża obserwuje się spadek wykładnika gazowego. Przy
systemie wodnonaporowym, poziom roponośny jest w kontakcie z wodonośną skałą
zbiornikową. Ropa i gaz są wytłaczane z porów skały przez napór wody podścielającej lub
okalającej. Woda wypełnia przestrzeń porową i szczeliny po wydobytej ropie. W miarę
eksploatowania złoża, po dotarciu konturu ropa-woda do odwiertów, rozpoczyna się
wydobycie mieszaniny węglowodorów, lub emulsji wodno-ropnej. Jeżeli bilans wydobywanych
płynów złożowych nie przekracza objętości wody dopływającej do złoża, to ciśnienie złożowe
i wykładnik gazowy w długim czasie utrzymują się na stałym poziomie. Ciśnienie wody
napierającej utrzymuje stałe ciśnienie złożowe, przeciwdziałając odgazowaniu ropy.

Złoże produkuje ropę w systemie gazociśnieniowym, gdy w miarę wydobycia ropy spada

ciśnienie złożowe, a jednocześnie powiększa się objętość czapy gazu ziemnego zajmującą
szczytową partię złoża. Energia wolnego gazu jest w tym przypadku siłą dominującą w całym
układzie. Powoduje ona wypieranie ropy ze skały zbiornikowej do odwiertu i wypływ na
powierzchnię. Złoża w takim systemie charakteryzuje równomierny spadek wydobycia ropy (w
wyniku spadku ciśnienia złożowego). Wykładnik gazowy początkowo rośnie, a następnie, w
skutek odgazowania złoża spada.

W grawitacyjnym systemie energetycznym, energia złożowa jest efektem działania siły

grawitacji. Siła ta jest ważnym czynnikiem powodującym przypływ ropy do otworu, zwłaszcza
w przypadku odgazowania złoża, gdy wyczerpują się inne formy energii. Znaczenie siły
grawitacji jest szczególnie duże w złożach, w których skały zalegają bardzo stromo. Złoża z
takim systemem energetycznym charakteryzują się bardzo małym, stałym wydobyciem
w długim czasie.

Eksploatacja złóż powinna być prowadzona w taki sposób, aby wydobyć jak największą

ilość ropy naftowej, przy jak najmniejszym zużyciu nagromadzonej energii złożowej. Przy
racjonalnej eksploatacji osiąga się odpowiednio duży współczynnik (stopień) czerpania złoża.

Współczynnikiem sczerpania złoża nazywa się stosunek ilości ropy wydobytej ze złoża do

ilości całkowitych zasobów geologicznych złoża. Określa się go wzorem:

g

r

Q

Q

=

η

gdzie:

η – współczynnik czerpania złoża (bezwymiarowy),

r

Q – wielkość wydobytej ze złoża ropy w określonym czasie [t],

g

Q – zasoby geologiczne złoża [t].

W zależności od systemu energetycznego złoża stopień sczerpania złoża może

kształtować się następująco:

Tabela 5. Zależność stopnia sczerpania od systemu energetycznego złoża [18] materiał ze strony internetowej –

brak numeracji stron

System energetyczny złoża

Stopień sczerpania

Wodnonaporowy

30 do 60 %

gazu rozpuszczonego

10 do 25 %

czapy gazowej

20 do 40 %

Grawitacyjny

do 60 %

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

20

4.2.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Jakie jest pochodzenie ropy naftowej?
2. Co nazywa się złożem węglowodorów?
3. Jaki jest podstawowy podział skał?
4. Co to jest migracja węglowodorów i wody?
5. Jakie są podstawowe typy pułapek węglowodorów?
6. Jakie są przyczyny migracji węglowodorów?
7. Jakie są podstawowe rodzaje skał osadowych?
8. Jakie warunki muszą być spełnione, aby w wyniku migracji utworzyło się złoże

węglowodorów?

9. Co to są własności zbiornikowe skały?
10. Od czego zależy porowatość skały?
11. Jakie skały zalicza się do przepuszczalnych?
12. Jakie skały zalicza się do nieprzepuszczalnych?
13. Co odróżnia złoża węglowodorów od złóż kopalin stałych?
14. Co to jest energia złożowa?
15. Jakie siły składają się na całkowitą energię złożową?
16. Jakie wyróżnia się systemy energetyczne złóż?
17. Jakie wartości może przyjmować współczynnik sczerpania złoża ropy naftowej?

4.2.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Mając przygotowane 4 różne próbki tej samej skały, wyznacz współczynnik porowatości

względnej (efektywnej), korzystając ze stanowiska wyposażonego w zestaw do badania
porowatości skał metodą wagowo-objętościową.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przygotować stanowisko pracy,
2) skorzystać z instrukcji stanowiskowej,
3) zaplanować kolejność czynności,
4) ponumerować próbki skały,
5) do każdej próbki przywiązać nitkę lub cienki drucik,
6) zważyć próbki skały na wadze analitycznej,
7) nasycić próbki naftą przy podciśnieniu w temperaturze pokojowej (czas ok. 15 minut),
8) zważyć w powietrzu nasycone naftą próbki skały,
9) zamocować próbkę na jednym ramieniu wagi, tak aby była całkowicie zanurzona w zlewce

wypełnionej naftą – zlewka nie może dotykać szalki wagi,

10) zważyć w ten sam sposób kolejne próbki,
11) korzystając z wyników pomiaru, obliczyć współczynnik porowatości dla każdej próbki

skały, a następnie obliczyć średnią arytmetyczną,

12) zaprezentować wyniki swojej pracy.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

21

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

próbki skał,

−

waga,

−

zestaw do pomiaru współczynnika porowatości skały metodą wagowo-objętościową,

−

przybory do pisania,

−

kalkulator,

−

zeszyt.

Ćwiczenie 2

Przedstaw

graficznie

przekroje

pułapek

węglowodorów

typu

strukturalnego

i stratygraficznego. Zaznacz na przekrojach skały zbiornikowe, skały nieprzepuszczalne,
położenie ropy, wody i gazu.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przygotować przybory do pisania i rysowania,
2) przygotować arkusze papieru,
3) przyjąć sposób graficznego oznaczania skał,
4) przyjąć sposób graficznego oznaczania gazu, ropy i wody,
5) narysować i nazwać rodzaje pułapek węglowodorów,
6) zaznaczyć na przekrojach poziomy wody, ropy i gazu,
7) zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory rysunkowe,

−

arkusze papieru,

−

literatura z zakresu geologii złóż.

4.2.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wymienić podstawowe rodzaje skał?





2) określić procesy w wyniku których powstają skały?





3) wymienić podstawowe rodzaje skał osadowych?





4) zdefiniować pojęcie migracji?





5) wykazać różnicę między migracją pierwotną i wtórną?





6) określić przyczyny migracji?





7) scharakteryzować główne grupy pułapek złożowych?





8) określić warunki, które muszą być spełnione, aby w wyniku migracji

powstało złoże węglowodorów?





9) określić własności zbiornikowe skały?





10) zdefiniować pojęcie porowatości względnej?





11) zdefiniować pojęcie przepuszczalności skały?





12) określić czynniki sprzyjające migracji





13) zdefiniować pojęcie współczynnika sczerpania złoża?





14) podać orientacyjne współczynniki sczerpania złoża w zależności od

jego systemu energetycznego?





15) scharakteryzować systemy energetyczne złóż?





„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

22

4.3. Właściwości ropy naftowej i gazu ziemnego

4.3.1. Materiał nauczania

Ropa naftowa jest naturalną kopaliną, będącą mieszaniną węglowodorów – związków

chemicznych węgla i wodoru. Dodatkowo może zawierać związki siarki, małą ilość tlenu,
azotu i metale ciężkie. Występuje w skorupie ziemskiej w postaci cieczy o zabarwieniu od
jasnożółtego, poprzez zielonkawy, brązowy do prawie czarnego.

Węglowodory wchodzące w skład ropy naftowej to głównie: parafiny, nafteny,

węglowodory aromatyczne. W analizie elementarnej średnia procentowa zawartość
poszczególnych pierwiastków chemicznych w ropie naftowej dla różnych rejonów wydobycia
przedstawia się następująco:

węgiel

83–87 %,

wodór

10–14 %,

siarka

0,5–5 %,

azot

0,11–1,0 %,

tlen

poniżej 2 %.

Gaz ziemny jest mieszaniną lekkich węglowodorów szeregu parafinowego i innych gazów

takich jak: azot, dwutlenek węgla, siarkowodór, tlen, hel, argon, para wodna, wodór.

Gaz ziemny w skorupie ziemskiej w występuje w postaci swobodnej – jako gaz

w typowych złożach gazowych, może być też związany w stałych hydratach węglowodorów,
oraz w formie rozpuszczonej w ropie naftowej i wodach podziemnych.

Podstawowe węglowodory wchodzące w skład ropy naftowej i gazu ziemnego to:

−

węglowodory parafinowe (alkany) o wzorze ogólnym C

n

H

2n + 2

−

węglowodory naftenowe (cykloparafiny, cykloalkany) o wzorze ogólnym C

n

H

2n

−

węglowodory aromatyczne (areny).

Przedstawicielami węglowodorów szeregu parafinowego (pierwsza dziesiątka) są:

−

metan

CH

4,

−

etan

C

2

H

6,

−

propan C

3

H

8,

−

butan

C

4

H

10,

−

pentan C

5

H

12,

−

heksan C

6

H

14,

−

heptan C

7

H

16,

−

oktan

C

8

H

18,

−

nonan

C

9

H

20,

−

dekan

C

10

H

22.

Pierwsze 4 węglowodory w warunkach normalnych są gazami, od 5 do 16 cieczami,

a powyżej 17 ciałami stałymi. Jest to szereg węglowodorów nasyconych, zawierających
pojedyncze wiązanie chemiczne między atomami węgla tworzącymi łańcuch.

Węglowodory szeregu naftenowego są związkami nasyconymi w których atomy węgla

tworzą zamknięte pierścienie. Przykładami mogą być cyklopropan - C

3

H

6

, cyklobutan - C

4

H

8.

Węglowodory aromatyczne są związkami nienasyconymi. Atomy węgla mają podwójne

lub potrójne wiązania chemiczne pomiędzy sobą. Posiadają budowę pierścieniową.
Przedstawiciele tego szeregu to: benzen – C

6

H

6,

toluen – C

7

H

8

, naftalen – C

10

H

8

.

W ropie naftowej obecne są także związki chemiczne, będące połączeniami

węglowodorów z tlenem, siarką, azotem.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

23

Własności fizyczne ropy naftowej

Z istotnych cech fizycznych ropy naftowej należy wyróżnić:

−

gęstość,

−

lepkość,

−

napięcie powierzchniowe.

Gęstością nazywamy stosunek masy ciała do objętości jaką zajmuje ciało w danej

temperaturze i określamy go wzorem:

V

m

=

ρ

gdzie:

ρ – gęstość [kg/m

3

],

m – masa ciała [kg],

V – objętość ciała [m

3

].

Ciężarem właściwym nazywamy stosunek ciężaru ciała do objętości jaką zajmuje ciało

w danej temperaturze i określamy go wzorem:

V

G

=

γ

gdzie:

γ – ciężar właściwy [N/m

3

],

G – ciężar ciała [N],

V – objętość ciała [m

3

].

Ciężar ciała jest równy:

g

m

⋅

gdzie:

m – masa ciała [kg],

g – wartość przyspieszenia ziemskiego [9,81 m/s

2

].

Ze względu na gęstość ropę naftową dzieli się umownie na:

−

lekką

700 do 800 kg/m

3

,

−

średnią

800 do 950 kg/m

3

,

−

ciężką

powyżej 950 kg/m

3

.

W warunkach laboratoryjnych pomiar gęstości ropy naftowej wykonuje się używając:

−

areometru,

−

piknometru,

−

wagi Mohra – Westphala.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

24

Rys. 11. Piknometr [6, s. 35]

Rys. 12. Areometr [6, s. 36]

Rys. 13. Waga Mohra-Westphala [6, s. 37]

Lepkość jest miarą oporów przepływu, wywołanych wewnętrznym tarciem cząsteczek

cieczy lub gazu podczas ich ruchu. Płyny o większej lepkości charakteryzują się większym
tarciem wewnętrznym.

Wyróżnia się dwa rodzaje lepkości: dynamiczną – oznaczaną w literaturze literą „

µ

”. Jej

jednostka to

2

m

s

N

⋅

(Pa

⋅

s), oraz kinematyczną, oznaczaną literą „

ν

”, której jednostką jest

m

2

/s.

Wzór na współczynnik lepkości kinematycznej ma postać:

ρ

µ

ν

=

gdzie:

µ – współczynnik lepkości dynamicznej [Pa

⋅

s],

ρ – gęstość płynu [kg/m

3

].

Często stosowane jest też pojęcie lepkość względna. Jest to stosunek lepkości danego

płynu do lepkości płynu przyjętego jako płyn odniesienia. W przypadku cieczy zwykle jest to
woda. Lepkość ropy względem wody można określić wzorem:

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

25

w

r

µ

µ

η

=

gdzie:

η – współczynnik lepkości względnej [bezwymiarowy],

µ

r

– lepkość dynamiczna ropy [Pa

⋅

s],

µ

w

– lepkość dynamiczna wody [Pa

⋅

s].

Lepkość ropy maleje przy wzroście temperatury, oraz przy wzroście ilości gazu

rozpuszczonego w ropie naftowej. Pomiaru lepkości cieczy dokonuje się za pomocą
przyrządów zwanych wiskozymetrami lub lepkościomierzami. Przykłady takich przyrządów to:

−

lepkościomierz Hopplera (lepkość dynamiczna),

−

lepkościomierz Englera, Ostwalda (lepkość względna),

−

lepkościomierz Vogel-Ossaga (lepkość kinematyczna).

Zasada pomiaru lepkości względnej wiskozymetrem Englera polega na pomiarze czasu

wypływu 200 cm

3

ropy naftowej, oraz pomiarze czasu wypływu wody destylowanej o takiej

samej objętości, w temperaturze 20

°

C.

Lepkość względną w tej metodzie obliczamy ze wzoru:

w

r

t

t

t

E

=

gdzie:

E

t

– lepkość względna Englera [

°

E],

t

r

– czas wypływu ropy naftowej [s],

t

w

– czas wypływu wody (stała kapilary) [s], powinna wynosić 50–52 s.

Wyznaczoną w ten sposób lepkość względną można przeliczyć na lepkość kinematyczną
posługując się wzorem:

3

10

132

⋅

=

t

E

ν

[m

2

/s]

Wiskozymetr Englera przedstawia rysunek 14.

Rys. 14. Wiskozymetr Englera [6, s. 43]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

26

Napięcie powierzchniowe to siła, z jaką ciecz przeciwdziała powiększaniu swej

powierzchni. Mierzy się je na granicy różnych środowisk (faz), na przykład cieczy z gazem,
ciałem stałym, lub dwóch niemieszających się cieczy. Napięcie powierzchniowe jest wynikiem
nieskompensowanych sił międzycząsteczkowych, które działają w warstwie rozdziału faz.

Miarą napięcia powierzchniowego jest praca jaką należy wykonać, aby zwiększyć

powierzchnię rozdziału faz. Napięcie powierzchniowe można określić wzorem:

S

E

p

=

σ

gdzie:

σ – napięcie powierzchniowe [N/m],

p

E – praca jaką należy wykonać, aby utworzyć powierzchnię S [J],

S – pole powierzchni [m

2

].

Napięcie powierzchniowe na granicy ropa – gaz zmniejsza się ze wzrostem ciśnienia

i temperatury. Im łatwiej dany gaz rozpuszcza się w ropie, tym bardziej zaznacza się tendencja
spadkowa napięcia powierzchniowego.

Napięcie powierzchniowe na granicy ropa – woda nie zależy od ciśnienia.
Metody pomiaru napięcia powierzchniowego ropy na granicy z cieczami i gazami to

między innymi:

a) metoda stalagmometryczna,
b) metoda tensometryczna,
c) metoda pomiaru kształtu kropli,
d) metoda pomiaru ciśnienia pęcherzyka gazu,
e) metoda zjawiska włoskowatości.
Schemat zestawu do badania napięcia powierzchniowego cieczy stalagmometrem

przedstawia rysunek 15.

Rys. 15. Zestaw do badania napięcia powierzchniowego

cieczy stalagmometrem [6, s. 62]

1 – stalagmometr (pipeta) z badaną cieczą,
2 – kurek odcinający,
3 – cylinder pomiarowy,
4 – naczynie na ściekającą ciecz,
5 – woda,
6 – termometr mierzący temperaturę wody.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

27

Pomiar prowadzi się dla cieczy badanej i dla cieczy wzorcowej o znanej wartości napięcia

powierzchniowego (zwykle jest to woda destylowana, której napięcie powierzchniowe między
powietrzem w temperaturze 20

°

C wynosi 72,8

⋅

10

-3

N/m).

Najpierw wlewa się do stalagmometru wodę destylowaną w celu dokonania kalibracji

przyrządu. Podczas wypływu wody przez kapilarę, liczy się ilość tworzących się kropli.

Kolejny krok to liczenie tworzących się kropli z próbki cieczy (ropy) o tej samej objętości

co woda. W celu osiągnięcia większej dokładności, pomiar z wodą destylowaną i cieczą
badaną należy powtórzyć przynajmniej trzy razy.

Napięcie powierzchniowe dla badanej cieczy obliczamy ze wzoru:

O

H

x

O

H

O

H

x

x

2

2

2

σ

η

ρ

η

ρ

σ

⋅

⋅

⋅

=

, [N/m]

gdzie:

ρ

x

– gęstość badanej cieczy (ropy) w temperaturze pomiaru, [kg/m

3

],

ρ

H2O

– gęstość wody destylowanej w temperaturze pomiaru, [kg/m

3

],

η

x

– ilość kropel badanej cieczy (ropy) w temperaturze pomiaru,

η

H2O

– ilość kropel wody destylowanej w temperaturze pomiaru,

σ

H2O

– napięcie powierzchniowe wody destylowanej w temperaturze pomiaru, [N/m].

Własności gazu ziemnego

Podstawowe własności jakimi charakteryzuje się gaz ziemny to:

−

gęstość gazu,

−

gęstość względna gazu,

−

ciepło spalania,

−

wartość opałowa,

−

liczba Wobbe,

−

współczynnik ściśliwości.

Ponieważ wartość wielu parametrów charakteryzujących gazy (w tym wypadku gaz

ziemny), zależy od temperatury i ciśnienia, należy zawsze podawać dla jakich warunków
odniesienia zostały one określone.

Z tego względu stosuje się pojęcie warunki normalne.
Warunki normalne to: ciśnienie 1013,25 hPa i temperatura 273,16K = 0

°

C.

W warunkach normalnych ilość gazu zawartą w 1 m

3

określana jest jako 1 normalny metr

sześcienny (zapis w formie 1 nm

3

).

Gęstość gazu ziemnego wyraża się w kg/m

3

. Jest to stosunek masy gazu do objętości jaką

zajmuje gaz, w odniesieniu do warunków normalnych.

Gęstość względna gazu jest to stosunek gęstości gazu do gęstości innego gazu przyjętego

jako gaz odniesienia. Dla gazu ziemnego jest to powietrze, którego gęstość w warunkach
normalnych wynosi 1,293 kg/m

3

. Gęstość względną oblicza się ze wzoru:

p

g

d

ρ

ρ

=

gdzie:

d – gęstość względna gazu (bezwymiarowa),
ρ

g

– gęstość gazu [kg/m

3

],

ρ

p

– gęstość powietrza [kg/m

3

].

Przykładowo gęstość względna metanu wynosi 0,55
Ciepłem spalania gazu nazywa się ilość ciepła jaką uzyska się podczas całkowitego

spalenia jednostkowej ilości gazu (np. 1 mol, 1 kg, 1 m

3

), przebiegającego w warunkach

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

28

normalnych. Przy obliczaniu ciepła spalania zakłada się, że cała ilość wody powstałej podczas
spalania jednostkowej ilości paliwa występuje w gazach spalinowych w postaci ciekłej.

Wartość ciepła spalania wyraża się w MJ/m

3

.

Wartość opałowa paliwa jest mniejsza od jego ciepła spalania o ciepło odparowania

wytwarzającej w czasie spalania wody. Przy obliczaniu wartości opałowej zakłada się, że
całość wody wydzielającej się podczas spalania jednostkowej ilości paliwa występuje w gazach
spalinowych w postaci pary wodnej. Wartość opałową paliwa definiuje się jako ilość ciepła
powstającego przy spaleniu jednostki paliwa, pomniejszoną o ciepło parowania wody
wydzielonej podczas spalania paliwa. Wartość opałową również wyraża się w MJ/m

3

.

Liczba Wobbe jest wskaźnikiem do oceny właściwości użytkowych gazu. Jej wartość ma

znaczenie dla prawidłowego spalania gazu w palnikach gazowych.

Aby spalanie gazu przy stałym ciśnieniu w palniku o określonej średnicy dyszy zapewniało

jego stałą wydajność cieplną konieczne jest spełnienie równania:

k

const

d

H

g

=

=

gdzie:

H

g

– ciepło spalania gazu [MJ/m

3

],

d – gęstość względna gazu (bezwymiarowa),
k – liczba Wobbe [MJ/m

3

].

W określonym palniku można spalać różne gazy, pod warunkiem, że ich liczba Wobbe jest

zbliżona. Jej wahania nie powinny przekroczyć 1,5%.

Współczynnik ściśliwości Z – jest wielkością bezwymiarową. Jest to stosunek

rzeczywistej objętości gazu o danej masie w danych warunkach ciśnienia i temperatury do
objętości tej samej masy gazu w tych samych warunkach ciśnienia i temperatury obliczonej wg
praw dla gazów doskonałych.

4.3.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Co to jest ropa naftowa?
2. Jaki jest skład chemiczny ropy naftowej?
3. Jakie są podstawowe własności ropy naftowej?
4. Jakie podstawowe węglowodory wchodzą w skład ropy naftowej?
5. Co to jest gaz ziemny?
6. Jakie są podstawowe własności gazu ziemnego?
7. Czym różnią się węglowodory parafinowe od naftenowych i aromatycznych?
8. Które węglowodory występują w postaci gazowej, ciekłej i stałej?
9. Jakich przyrządów używa się do pomiaru gęstości ropy naftowej?
10. Jaki jest umowny podział ropy naftowej ze względu na jej gęstość?
11. Co to są warunki normalne dla gazu?
12. Do czego służy stalagmometr?
13. W jakich postaciach w skorupie ziemskiej występuje gaz ziemny?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

29

4.3.3 Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Wykonaj pomiar lepkości ropy naftowej przy użyciu lepkościomierza Englera. Uzyskaną

wartość lepkości przelicz na lepkość dynamiczną i kinematyczną.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przygotować stanowisko pracy,
2) skorzystać z instrukcji stanowiskowej,
3) wykonać w zeszycie plan przebiegu ćwiczenia,
4) przygotować próbkę ropy naftowej,
5) przygotować próbkę wody destylowanej,
6) przygotować lepkościomierz do przeprowadzenia badań,
7) wykonać zgodnie z instrukcją pomiar stałej kapilary wiskozymetru (wykonać 6 pomiarów

i przyjąć średnią arytmetyczną),

8) obliczyć średni czas wypływu ropy z dwóch pomiarów,
9) obliczyć współczynnik lepkości względnej w skali Englera korzystając ze wzoru,
10) korzystając ze wzorów przeliczyć lepkość względną na dynamiczną i kinematyczną,
11) przedstawić wyniki w formie tabeli,
12) przestrzegać zasad i przepisów bezpieczeństwa i higieny pracy,
13) uporządkować stanowisko pracy,
14) zaprezentować wynik pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

instrukcja stanowiskowa pomiaru lepkości względnej wiskozymetrem Englera,

−

próbka ropy naftowej,

−

woda destylowana,

−

spirytus do oczyszczenia naczynia pomiarowego,

−

lepkościomierz Englera,

−

kolba pomiarowa,

−

stoper,

−

kalkulator,

−

literatura.

Ćwiczenie 2

Wykonaj pomiar ciężaru właściwego ropy naftowej za pomocą piknometru.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przygotować stanowisko pracy,
2) skorzystać z instrukcji stanowiskowej,
3) zaplanować przebieg ćwiczenia,
4) przygotować próbkę ropy do wykonania pomiaru,
5) przygotować przyrządy laboratoryjne (waga, piknometr),

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

30

6) wykonać pomiar masy pustego piknometru (należy wykonać kilka pomiarów i wyciągnąć

średnią),

7) wykonać pomiar masy piknometru napełnionego ropą (należy wykonać kilka pomiarów

i wyciągnąć średnią),

8) obliczyć gęstość ropy, a następnie ciężar właściwy,
9) przestrzegać zasad i przepisów bezpieczeństwa i higieny pracy,
10) uporządkować stanowisko pracy,
11) zaprezentować wyniki pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

instrukcja stanowiskowa,

−

waga laboratoryjna,

−

piknometr z termometrem,

−

próbka ropy naftowej,

−

środki do czyszczenia szkła laboratoryjnego,

−

kalkulator,

−

zeszyt.

4.3.4 Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) zdefiniować pojęcie ropa naftowa i gaz ziemny?





2) określić rodzaje węglowodorów, które wchodzą w skład ropy

naftowej?





3) zdefiniować pojęcie gęstości?





4) zdefiniować pojęcie lepkości?





5) zdefiniować pojęcie napięcia powierzchniowego?





6) zdefiniować pojęcie ciężaru właściwego?





7) określić rodzaje przyrządów do pomiaru gęstości ropy naftowej?





8) nazwać metody pomiaru napięcia powierzchniowego ropy na granicy

z gazami i innymi cieczami?





9) podać wzory sumaryczne wybranych węglowodorowych składników

ropy naftowej?





10) określić podstawowe własności gazu ziemnego?





11) opisać metodykę pomiaru napięcia powierzchniowego cieczy

stalagmometrem?





12) opisać metodykę pomiaru gęstości cieczy przy użyciu piknometru?





13) zdefiniować pojęcie gęstości względnej gazu?





14) zdefiniować pojecie ciepła spalania?





15) podać nazwy wybranych węglowodorów parafinowych, naftenowych i

aromatycznych?





„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

31

4.4. Płyny w warunkach złożowych

4.4.1. Materiał nauczania

Stan w jakim występują płyny w warunkach złożowych warunkują ciśnienie i temperatura

panujące w strefie w której znajdują się media nasycające skałę zbiornikową.

Podstawowe parametry które wpływają na własności fizyczne płynów w warunkach

złożowych to:

−

temperatura złożowa,

−

ciśnienie złożowe,

−

ciśnienie górotworu (skał nadkładu)
Temperatura złożowa, to temperatura panująca w złożu. Główne wielkości wpływające na

wartość temperatury w złożu to:

−

stopień geotermiczny

−

głębokość zalegania złoża.
Stopień geotermiczny jest to przyrost głębokości w skorupie ziemskiej, wyrażony

w metrach, na którym temperatura wzrasta o 1

°

C. Za średnią wartość stopnia geotermicznego

przyjmuje się globalnie wartość 33 m/1

°

C.

Na wielkość stopnia geotermicznego wpływa: budowa geologiczna danego obszaru,

procesy chemiczne zachodzące w głębi Ziemi, obecność wód podziemnych, sąsiedztwo zjawisk
wulkanicznych. Wyznacza się go dla określonego obszaru i przedziału głębokości.

W Polsce, wartość stopnia geotermicznego jest zróżnicowana. W zakresie głębokości 200

– 2500 m zawiera się w granicach 10 do 110 m/1

°

C. W północno – wschodniej części kraju

osiąga ok. 100 m/1

°

C, a najniższe wartości rzędu 20 m/1

°

C notuje się w Sudetach. Średnio dla

Polski, do głębokości 5000 m stopień geotermiczny wynosi 47,2 m/1

°

C.

Odwrotnością stopnia geotermicznego jest gradient geotermiczny. Określa on przyrost

temperatury na jednostkę przyrostu głębokości w głąb Ziemi.

Zróżnicowanie wartości stopnia geotermicznego w wybranych miejscach w Polsce i na

świecie przedstawia tabela 6.

Tabela 6. Wartości stopnia geotermicznego [10, s. 31]

Miejscowości

w Polsce

Stopień

geotermiczny

Miejscowości

Świat

Stopień

geotermiczny

Paruszowice(Górny
Śląsk)

31,8

Larderello koło Florencji

1,5

Wschowa (lubuskie)

32,8

Santoryn (Grecja)

7,0

Szubin (Kujawy)

Budapeszt

15,0

Krosno

41,7

Lieth koło Hamburga

35

Zakopane

47,1

Bristol (Anglia)

37,9

Olsztyn

57,9

Pas de Calais (Francja)

55

Mielnik nad Bugiem

60,9

Krzywy Róg (Ukraina)

112,5

Bartoszyce (warmińsko-
mazurskie)

66,8

Półwysep Kolski

145-165

Pisz (Mazury)

96,0

Wyspy Bahama

180,2

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

32

Temperatura w skorupie ziemskiej wzrasta od pewnej głębokości granicznej, w której

w skali roku temperatura ma wartość stałą, i jest ona równa temperaturze średniorocznej
powietrza dla danego rejonu geograficznego.

Dla Polski średnia temperatura roczna powietrza wynosi 7-8

°

C (poza obszarami

górskimi). Wpływ wahania temperatury powietrza w ciągu roku sięga głębokości ok. 20 m.

Temperaturę w złożu na danej głębokości dla danego obszaru oblicza się ze wzoru:

śr

gt

gr

zł

zł

t

S

h

H

T

+

−

=

gdzie:

H

zł

– głębokość zalegania złoża [m],

h

gr

– głębokość graniczna na której panuje stała, średnioroczna temperatura [m],

S

gt

– stopień geotermiczny [m/

°

C],

T

śr

– średnia temperatura roczna powietrza dla danego obszaru [

°

C].

Ciśnienie złożowe jest to ciśnienie mediów (ropy, wody, gazu) znajdujących się w porach

skały zbiornikowej. Ciśnienie w złożu, którego eksploatacja nie została rozpoczęta określamy
jako ciśnienie pierwotne złoża. Jest ono zazwyczaj zbliżone do ciśnienia hydrostatycznego na
danej głębokości, wynikającego z ciężaru wody złożowej. Ciśnienie to jest miarą potencjału
energii złożowej, zdolnej wywołać przepływ mediów przez porowatą skałę zbiornikową.
Ciśnienie złożowe w odwiertach eksploatacyjnych można rozpatrywać je w dwóch stanach:
statycznym i dynamicznym.

−

ciśnienie statyczne jest to ciśnienie panujące w danym punkcie złoża po zatrzymaniu
eksploatacji, gdy po odpowiednio długiej przerwie w wydobyciu nastąpiła stabilizacja
warunków złożowych.
Dokonując pomiaru ciśnienia na dnie odwiertu w określonej głębokości, otrzymuje się

ciśnienie denne statyczne. Ciśnienie zmierzone w tym momencie na głowicy eksploatacyjnej
odwiertu to ciśnienie głowicowe statyczne.

−

ciśnienie dynamiczne jest to ciśnienie panujące w danym punkcie złoża w momencie, kiedy
w odwiercie odbywa się przepływ płynów(eksploatacja lub zatłaczanie). Mierząc ciśnienia
podobnie jak w przypadku warunków statycznych otrzymuje się odpowiednio: ciśnienie
denne dynamiczne i ciśnienie głowicowe dynamiczne.
Ciśnienie złożowe zależy głównie od gradientu ciśnienia, i głębokości zalegania złoża.
Gradient ciśnienia to wielkość charakteryzująca przyrost ciśnienia na jednostkę głębokości

i zwykle wyrażany jest w MPa/m lub MPa/10m. Gradient pierwotnego ciśnienia złożowego
wynosi ok. 0,98 do 0,127 MPa/10m. Istnieją oczywiście rejony, gdzie gradient ciśnienia jest
anomalnie niski (poniżej 0.98 MPa/10m), lub anomalnie wysoki (powyżej 0,127 MPa/10m),
zbliżając się do wartości gradientu ciśnienia górotworu.

Ciśnienie górotworu to ciśnienie, jakie panuje w caliźnie skały zbiornikowej, a jego

przybliżone wartości to 0,23 do 0,27 MPa/10m.

Zmiana ciśnienia ze wzrostem głębokości dla odwiertu gazowego ma charakter

wykładniczy. W odwiercie wypełnionym ropą do wierzchu zmiana ciśnienia w funkcji
głębokości ma charakter liniowy.

Zmiana ciśnienia w odwiercie ropno-gazowym ze wzrostem głębokości ma charakter

wykładniczy w słupie gazu, a od granicy przejścia fazy gazowej w ciekłą (granica gaz-ropa)
jest funkcją liniową. Przykłady rozkładu ciśnienia w zależności od charakteru odwiertu
przedstawiają rysunki 16 i 17.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

33

Rys. 16. Rozkład ciśnienia odwiert gazowy

Rys. 17. Rozkład ciśnienia odwiert ropno-gazowy

Przeliczanie wybranych jednostek ciśnienia według różnych układów jednostek

przedstawiono w tabeli 7.

Tabela 7. Wartość przeliczników przy zamianie ciśnienia 1 bar na inne jednostki ciśnienia

Wartość
przelicznika

Jednostka Wymiar jednostki

14,50377

psi

lbf/in

2

(funt-siła na cal kwadratowy)

0,1

MPa

10

6

N/m

2

(10

6

Pa)

0,986923

atm

kG/cm

2

(atmosfera fizyczna)

1,019716

at

kG/cm

2

(atmosfera techniczna)

100000

Pa

N/m

2

(pascal)

Własności fizyczne ropy naftowej i gazu w warunkach złożowych różnią się od własności

tych płynów w warunkach normalnych. Współczynnik lepkości ropy naftowej zmniejsza się ze
wzrostem ilości gazu rozpuszczonego w ropie. Wzrost temperatury także wpływa na spadek
lepkości ropy. Ze wzrostem ciśnienia (przy stałej temperaturze) lepkość ropy spada – do
momentu osiągnięcia ciśnienia nasycenia. Wzrost ciśnienia powyżej punktu ciśnienia nasycenia
powoduje nieznaczne zwiększenie lepkości ropy. Gęstość ropy zmniejsza się wraz ze
wzrostem temperatury, co jest efektem rozszerzania objętościowego. Ze wzrostem
temperatury maleje zdolność rozpuszczania gazu w ropie. Wzrost ciśnienia powoduje
zwiększenie zdolności rozpuszczania się gazu w ropie, do momentu osiągnięcia ciśnienia
nasycenia.

Gęstość ropy w warunkach złożowych jest mniejsza niż tej samej ropy na powierzchni.
Zależy on przede wszystkim od:

−

składu chemicznego ropy,

−

temperatury w złożu,

−

ciśnienia złożowego,

−

ilości gazu rozpuszczonego w ropie.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

34

Zależność ta jest opisywana przez współczynnik objętościowy ropy określający zmianę

gęstości ropy naftowej przy przejściu z warunków jakie panują w złożu do warunków
panujących na powierzchni (magazynowych, zbiornikowych). Określa go wzór:

z

n

b

ρ

ρ

=

gdzie:

b – współczynnik objętościowy ropy naftowej (bezwymiarowy),

ρ

n

– gęstość ropy na powierzchni [kg/m

3

],

ρ

z

– gęstość ropy w warunkach złożowych [kg/m

3

].

Współczynnik objętościowy ropy naftowej przyjmuje wartości > 1.
Innym istotnym parametrem płynów złożowych jest ciśnienie nasycenia. Określenia tego

używa się w odniesieniu do pojęcia ciecz nasycona lub para nasycona.

Ciśnieniem nasycenia nazywamy ciśnienie, przy którym z określonego płynu złożowego

(np. ropy) rozpoczyna się wydzielanie gazu.

Jeżeli ciśnienie złożowe w złożu ropy, przy danej temperaturze złożowej jest większe od

ciśnienia nasycenia, to w takich warunkach gaz jest całkowicie rozpuszczony w ropie naftowej.

Gaz zaczyna wydzielać się z ropy jeśli ciśnienie złożowe spadnie poniżej ciśnienia

nasycenia. Uwolniony gaz gromadzi się w górnej części złoża, tworząc tak zwaną czapę
gazową. Jej energia będzie wykorzystana w dalszej części eksploatacji złoża.

Dla gazu ziemnego w warunkach złożowych, lepkość rośnie w miarę wzrostu gęstości

gazu. Wzrost gęstości gazu spowodowany jest wzrostem ciśnienia.

Ze wzrostem ciśnienia złożowego, objętość złożowa tej samej masy gazu zmniejsza się.
Gaz zachowuje się zgodnie z równaniem stanu gazu doskonałego (w przybliżeniu) które

ma postać:

1

1

1

T

V

P

Tz

Vz

Pz

⋅

=

⋅

gdzie:

P

z

– ciśnienie złożowe [MPa],

V

z

– objętość gazu w warunkach złożowych [m

3

],

T

z

– temperatura w warunkach złożowych [

°

K].

P

1

,V

1

,T

1

– ciśnienie, temperatura, objętość w warunkach innych od złożowych.

Równaniem tym można posłużyć się do obliczenia (w przybliżeniu) jaką objętość

w warunkach normalnych zajmie np. 1m

3

gazu złożowego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

35

4.4.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Jakie parametry wpływają na własności płynów w warunkach złożowych?
2. Od czego zależy wartość temperatury złożowej?
3. Jakie są wartości stopnia geotermicznego dla wybranych rejonów Polski?
4. Co to jest głębokość graniczna w odniesieniu do temperatury w skorupie ziemskiej?
5. Jakie wartości może przyjmować gradient pierwotnego ciśnienia złożowego?
6. Jakie wartości może przyjmować gradient ciśnienia górotworu?
7. Co wpływa na zmianę lepkości ropy w warunkach złożowych?
8. Od czego zależy gęstość ropy w warunkach złożowych?
9. Czego dotyczy współczynnik objętościowy ropy naftowej?
10. Jaka jest średnia temperatura roczna dla Polski?
11. W jakich stanach można rozpatrywać ciśnienie złożowe w odwiertach eksploatacyjnych?
12. Jakie są różnice w wykresach rozkładu ciśnień odwiertu gazowego, ropnego i ropno-

gazowego?

4.4.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Oblicz temperaturę złożową w złożu gazu ziemnego na głębokości 1460 m. Złoże

zlokalizowane jest w okolicach Wschowej. Dla tych samych warunków oblicz gradient
temperatury.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) skorzystać ze wzoru na obliczenie temperatury złożowej,
2) odczytać z tabeli w poradniku wartość stopnia geotermicznego dla okolic Wschowej,
3) przyjąć głębokość na jakiej panuje stała, średnioroczna temperatura,
4) przyjąć wartość średniej rocznej temperatury powietrza,
5) obliczyć wartość temperatury złożowej,
6) obliczyć wartość gradientu temperatury,
7) zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory do pisania,

−

tabela z wartościami stopnia geotermicznego,

−

zeszyt,

−

kalkulator.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

36

Ćwiczenie 2

Oblicz, jaką objętość w warunkach normalnych będzie zajmował 1 m

3

gazu ze złoża

o głębokości 3000 m, w którym ciśnienie złożowe ma wartość 500 bar, a temperatura 391K.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) skorzystać z równania stanu gazu doskonałego,
2) skorzystać z definicji warunków normalnych,
3) przeliczyć jednostki ciśnienia i temperatury,
4) obliczyć objętość gazu w warunkach normalnych.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory do pisania,

−

kalkulator,

−

zeszyt.

4.4.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) zdefiniować ciśnienie złożowe?





2) zdefiniować ciśnienie denne statyczne?





3) zdefiniować ciśnienie denne dynamiczne?





4) zdefiniować

pojęcie

stopnia

geotermicznego

i

gradientu

geotermicznego?





5) określić, jak zmienia się gęstość ropy w złożu ze wzrostem

temperatury?





6) określić, jak zmienia się lepkość ropy ze wzrostem temperatury?





7) określić, od czego zależy wartość ciśnienia złożowego?





8) obliczyć ile razy zwiększy się objętość gazu przy przejściu

z warunków złożowych do warunków normalnych?





9) zdefiniować pojęcie ciśnienia nasycenia?





10) określić, kiedy w złożu gaz jest całkowicie rozpuszczony w ropie

naftowej?





11) określić i przeliczyć podstawowe jednostki ciśnienia?





12) zdefiniować pojęcie objętościowego współczynnika ropy naftowej?





13) zapisać równanie stanu gazu doskonałego?





„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

37

4.5. Pomiary wgłębne w odwiertach

4.5.1. Materiał nauczania

Pomiary wgłębne wykonywane w odwiertach eksploatacyjnych mają na celu uzyskanie

informacji o podstawowych parametrach charakteryzujących warunki panujące w złożu
i odwiercie.

Do pomiarów wgłębnych zaliczamy:

−

pomiar rozkładu ciśnień i temperatur w warunkach statycznych w odwiercie,

−

pomiar ciśnienia i temperatury w warunkach dynamicznych przy założonym wydatku ropy
lub gazu,

−

pomiar zmian ciśnienia i temperatury w trakcie testu produkcyjnego przy wykorzystaniu
napowierzchniowej instalacji wydobywczej,

−

pomiar ciśnień w odwiercie w celu określenia granic rozdziału faz ciekłych i gazowych,

−

wykorzystanie ciśnieniomierzy przy testach z użyciem rurowego próbnika złoża,

−

pomiar poziomu cieczy przy użyciu echometru,

−

pomiar przepływu w odwiercie z użyciem przepływomierza wgłębnego,

−

pobór próbek płynu złożowego do badań PVT z użyciem próbników PVT (samplerów).

Pomiar rozkładu ciśnień i temperatur w warunkach statycznych

Jest to najczęściej wykonywany rodzaj pomiaru. Ciśnieniomierz wgłębny wprowadza się

do wnętrza rur wydobywczych przy użyciu wyciągu pomiarowego wyposażonego w śluzę,
która łącząc się z głowicą odwiertu umożliwia pracę różnego rodzaju sprzętem pod pełnym
ciśnieniem głowicowym. Podczas zapuszczania wykonuje się postoje na ujętych w programie
pomiaru głębokościach, a następnie wyciąga przyrząd z odwiertu.
Postój powoduje stabilizację zapisu ciśnieniomierza, co na wykresie zaznacza się jako linia
pozioma.

Przykładowy zapis pomiaru rozkładu ciśnień przedstawiono na rysunku 18.

Rys. 18. Wykres ciśnienia i temperatury zarejestrowanych podczas pomiaru rozkładu ciśnień

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

38

Pomiar taki umożliwia obliczenie gradientu ciśnienia złożowego, a powtarzany cyklicznie

na złożu umożliwia określenie zmian ciśnienia złożowego w czasie i jest materiałem
wyjściowym do określenia możliwości poszczególnych odwiertów.

Pomiar ciśnienia i temperatury w warunkach dynamicznych

Pomiar ciśnienia dennego ruchowego polega na zapuszczeniu przyrządu do odwiertu

podczas eksploatacji z założonym wydatkiem i rejestracji ciśnienia przez czas umożliwiający
osiągnięcie stabilizacji ciśnienia i temperatury przy danym przepływie medium złożowego.

Pomiar może odbywać się w warunkach gdy ciśnieniomierz wisi na drucie, (stare

odwierty bez łączników posadowych) lub jest zapięty przy użyciu wieszaka pasującego do
danego typu łącznika posadowego umieszczonego w zestawie rur wydobywczych. Wykonanie
pomiaru rozkładu ciśnień w warunkach dynamicznych umożliwia porównanie wartości
ciśnienia i temperatury w różnych głębokościach odwiertu z pomiarem rozkładu ciśnień
w warunkach statycznych.

Efektem pomiaru ciśnienia dynamicznego są jego rzeczywiste wartości, nieobarczone

błędem jak w przypadku obliczania ciśnienia ruchowego korzystając ze wzorów empirycznych.

Pomiary ciśnień i temperatur w trakcie testu produkcyjnego

Przyrząd zapuszcza się do odwiertu przed rozpoczęciem testu produkcyjnego, zapina

w łączniku posadowym i rejestruje początkowe ciśnienie statyczne.
W trakcie eksploatacji odwiertu przy użyciu zwężek pomiarowych o różnych średnicach
ciśnieniomierz rejestruje i zapisuje w pamięci z zadaną częstotliwością zmiany ciśnienia
i temperatury w czasie.

Po zakończeniu testu i osiągnięciu stabilizacji ciśnienia złożowego odpina się przyrząd,

a po wyciągnięciu na powierzchnię przenosi się zapisane wartości do pamięci komputera, gdzie
poddawane są dalszej obróbce.

Przykładowy zapis pomiaru w trakcie testu produkcyjnego przedstawiono na rysunku 19.

Rys. 19. Wykres zmian ciśnienia i temperatury podczas wykonywania testu produkcyjnego

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

39

Określanie poziomu cieczy i granic rozdziału faz w odwiercie

Pomiar wykonywany podobnie jak rozkład ciśnień, z zagęszczeniem interwałów

głębokości pomiaru, co umożliwia precyzyjne wyznaczenie głębokości punktów przejścia
między fazami o różnych gęstościach.
Wykonuje się go przykładowo przy określaniu głębokości zapuszczenia pompy w odwiertach
ropnych gdy ustaje eksploatacja samoczynna.

Wykorzystanie ciśnieniomierzy podczas testów z użyciem rurowych próbników złoża

Opróbowanie rurowym próbnikiem złoża jest chwilową eksploatacją z określonego

interwału otworu wiertniczego pozwalające określić takie informacje jak: rodzaj i wielkość
przypływu medium złożowego, zmiany ciśnienia i temperatury podczas opróbowania.
W celu rejestracji zmian ciśnienia i temperatury w czasie opróbowania w zestawie próbnika
złoża zamontowane są minimum dwa elektroniczne lub mechaniczne ciśnieniomierze wgłębne.

Precyzja rejestrowanych przez ciśnieniomierze wgłębne pomiarów ciśnienia i temperatury

w czasie ma zasadniczy wpływ na interpretację wyników opróbowania. Dane te pozwalają
określić podstawowe parametry złożowe: ciśnienie, temperaturę, przepuszczalność, stopień
uszkodzenia strefy przyodwiertowej. Ponadto, często możliwe jest określenie anomalii
przepuszczalności, wielowarstwowości złóż.

Przykładowy zapis ciśnienia i temperatury w trakcie testu na próbniku złoża przedstawia

rysunek 20.

Rys. 20. Zapis zmian ciśnienia i temperatury w trakcie opróbowania próbnikiem złoża

Pomiar poziomu cieczy przy użyciu echometru

Pomiar ten wykonuje się urządzeniem sonolog. Służy ono do określania poziomu cieczy w

odwiertach. Urządzenie jest mocowane do głowicy eksploatacyjnej. Pomiar polega na
rejestracji zmian wyjścia i powrotu fali akustycznej wytworzonej przez układ pomiarowy
urządzenia.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

40

Pomiar przepływu w odwiercie z użyciem przepływomierza wgłębnego

Pomiar ten wykonuje się przy użyciu przyrządu wyposażonego w specjalną turbinę

reagującą na ruch płynu złożowego w odwiercie. Przyrządy tego typu mogą być zapuszczane
na drucie,/rejestracja danych w pamięci przyrządu lub na kablu geofizycznym (odczyt
i

rejestracja danych w czasie rzeczywistym) do żądanej głębokości w jakiej chcemy wykonać

pomiar.

Pobór próbek płynu złożowego do badań PVT z użyciem próbników PVT

Próbniki PVT są przyrządami umożliwiającymi pobór próbki płynu złożowego z żądanej

głębokości. Po zapuszczeniu przyrządu do wymaganej głębokości i wypełnieniu komory
próbnika płynem, mechanizm zegarowy lub elektroniczny układ sterujący zamyka szczelnie
pojemnik z próbką. Pobrany płyn złożowy jest transportowany na powierzchnię
z zachowaniem ciśnienia i objętości jakimi charakteryzował się w głębokości pobrania.

Dalsza analiza odbywa się w laboratorium, gdzie próbka poddawana jest badaniom

w warunkach które odtwarzają ciśnienie, objętość i temperaturę w jakich została pobrana
z odwiertu.

Ciśnieniomierze wgłębne

Mechaniczne przyrządy do rejestracji ciśnienia budowane są w formie zamkniętej rury

stanowiącej obudowę ciśnieniową. Średnica zewnętrzna wynosi zwykle 32 mm lub 36 mm
Długość przyrządu zależy od zasady pomiaru jaką wykorzystano w danym modelu i od
zakresu ciśnienia roboczego.

Wewnątrz obudowy znajdują się takie elementy jak:

−

zegarowy mechanizm napędowy,

−

układ pomiaru ciśnienia który ma kontakt z medium złożowym,

−

sekcja rejestrująca,

−

termometr maksymalny.
Ciśnieniomierze mechaniczne dokonują pomiaru przy wykorzystaniu rurki Bourdona, lub

na zasadzie manometru tłokowego z obciążeniem za pomocą obciążnika (w ciśnieniomierzu
rolę obciążników pełni kalibrowana sprężyna).

Budowę przykładowego ciśnieniomierza mechanicznego firmy Leutert przedstawiono na

rysunku 21.

Rys. 21. Budowa ciśnieniomierza mechanicznego firmy Leutert

Zapis reakcji układu pomiarowego przyrządu na zmianę ciśnienia odbywa się na

powierzchni prostokątnej folii metalowej. Wykres powstaje w wyniku złożenia ruchu
posuwisto-zwrotnego i obrotowego rysika przesuwającego się po powierzchni folii.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

41

Powstały w ten sposób wykres umieszcza się pod mikroskopem, co umożliwia dokładne
określenie wychylenia od wartości “0” w wybranych punktach.
Opierając się na tak uzyskanym odczycie oblicza się wartość ciśnienia z uwzględnieniem
temperatury pomiaru i przy wykorzystaniu danych z kalibracji przyrządu.
Obróbkę danych umożliwia podłączenie stolika z mikroskopem do komputera.
Przy wykorzystaniu odpowiedniego oprogramowania uwzględniającego poprawki wynikające
z kalibracji przyrządu, upraszcza się i skraca proces przejścia od wartości odczytanej
z wykresu na folii metalowej do wyniku w formie ciśnienia.

Ciśnieniomierze mechaniczne mają pewne mankamenty. Doskonale nadają się do pomiaru

ciśnień statycznych, natomiast w przypadku stosowania ich do długich pomiarów z wieloma
cyklami spadku ciśnienia i odbudowy pojawiają się problemy z rozdzielczością zapisu.

Charakterystyka manometru mechanicznego firmy Leutert:

−

względna dokładność pomiaru poniżej 0.02% zakresu pomiarowego,

−

bezwzględna dokładność pomiaru poniżej 0.025 %,

−

brak wrażliwości na przeciążenie,

−

stała podstawa (linia zerowa),

−

stałe wartości pomiarowe, nieulegające zmianie po wielu pomiarach,

−

siedem różnych zakresów pomiarowych, dostarczanych według standardów,

−

pewne działanie,

−

odporność na uderzenia i wstrząsy, szczególnie gdy chodzi o mechanizmy zegarowe,

−

czas biegu mechanizmów zegarowych do 15 dni,

−

sześć typów mechanizmu zegarowego – według Standardów,

−

duża zdolność rozdzielcza mierzonych wartości,

−

wszystkie części konstrukcyjne w pełni wymienialne,

−

wszystkie elementy wchodzące w kontakt z medium złożowym są odporne na korozję.

Charakterystyka elektronicznych ciśnieniomierzy pamięciowych

Konstrukcja ciśnieniomierzy elektronicznych oparta jest na wysokiej klasy podzespołach

elektronicznych.
Biorąc pod uwagę ekstremalne warunki pracy do jakich przystosowane są współczesne
przyrządy – temperatury rzędu 175 deg C i ciśnienia rzędu 15000 PSI, konstrukcja
elektronicznego układu rejestrującego i przechowującego dane w pamięci, podczas
wielodniowej pracy w odwiercie, jest dużym osiągnięciem.

Ciśnieniomierze pamięciowe wykonywane są podobnie jak mechaniczne w formie

zamkniętej rury, stanowiącej obudowę ciśnieniową dla zamkniętej wewnątrz elektroniki
i baterii zasilających. Średnica przyrządów wynosi zwykle 32 mm.

Spotykane są konstrukcje o mniejszych lub większych średnicach. Przyrządy elektroniczne

nie mają typowych dla ich mechanicznych odpowiedników ograniczeń.

Czas pracy limitowany jest tylko pojemnością baterii, ilością punktów pomiarowych jakie

dany model może zarejestrować w pamięci i częstotliwością odczytu wartości mierzonych.

Ilość punktów pomiarowych możliwych do zapisania w pamięci waha się od

kilkudziesięciu tysięcy do kilkuset tysięcy lub nawet kilku milionów w zależności od modelu
i producenta ciśnieniomierza.

Produkowane obecnie baterie zasilające umożliwiają pracę przez kilkadziesiąt dni

w temperaturze rzędu 180

°

C. Przy dużym odstępie czasowym między rejestracją punktów

pomiarowych, czas pracy można wydłużyć do kilku miesięcy.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

42

Procedurę taką stosuje się, gdy zmiana parametrów złożowych jest stosunkowo wolna
w czasie – na przykład podczas cyklu zatłaczania i odbioru w podziemnych magazynach gazu.

Tak zwany punkt pomiarowy zawiera następujące informacje:

−

czas rejestracji,

−

wartość ciśnienia,

−

wartość temperatury (kilka firm traktuje pomiar temperatury jako oddzielny punkt

pomiaru np. GRC, Metrolog).

Do komunikacji z ciśnieniomierzem używa się komputera z zainstalowanym specjalnym

oprogramowaniem. Przepływ danych odbywa się poprzez interfejs producenta przyrządu.

Współczesne programy umożliwiają:

−

pisanie instrukcji determinujących cykl pracy przyrządu

−

wprowadzanie instrukcji do pamięci ciśnieniomierza,

−

odczyt zarejestrowanych w pamięci danych,

−

wstępną obróbkę zarejestrowanych danych i przekształcenie ich do postaci, w jakiej mogą

być wykorzystane w zaawansowanych programach interpretacyjnych inżynierii złożowej.

Dane w ciśnieniomierzach są zapisywane i przechowywane w kasowanej elektronicznie

pamięci. Zapisane dane przechowywane są nawet po odłączeniu zasilania przyrządu.

Wiele firm produkujących sprzęt pomiarowy dla branży naftowej posiada w swojej ofercie

ciśnieniomierze elektroniczne. Do liczących się w świecie producentów tego rodzaju sprzętu
należą między innymi firmy: Leutert, GRC, Metrolog, Canada Tech.

Produkty tych firm różnią się między sobą stosowanymi rozwiązaniami przetworników

ciśnienia i temperatury, pojemnością pamięci w odniesieniu do liczby punktów pomiarowych,
możliwych

do

zapisania,

rozwiązaniami

układów

elektronicznych,

dokładnością

i rozdzielczością mierzonych wartości w odniesieniu do pełnego zakresu pomiarowego
przyrządu.

Charakterystyczne parametry ciśnieniomierza elektronicznego z piezoelektrycznym
przetwornikiem ciśnienia na przykładzie przyrządu firmy Metrolog model PRM 4 10000
PSI:

−

ciśnienie robocze 10000 PSI,

−

maksymalna temperatura pracy 150

°

C,

−

pojemność pamięci 1400000 punktów,

−

dokładność pomiaru ciśnienia +/- 0.05% zakresu pomiarowego,

−

dokładność pomiaru temperatury +/- 0.6

°

C,

−

rozdzielczość ciśnienia 0,0015 bar,

−

rozdzielczość temperatury 0,01

°

C,

−

częstotliwość rejestracji danych z krokiem od 1 sekundy do 18 godzin,

−

średnica 32 mm, długość 49 cm, masa 1,5 kG.
Produkowane są także ciśnieniomierze z kwarcowymi przetwornikami ciśnienia, które

umożliwiają pomiar ciśnienia z dokładnością +/- 0.02% zakresu pomiarowego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

43

Rys. 22. Ciśnieniomierz PRM 4 firmy Metrolog

Urządzenia do zapuszczania przyrządów pomiarowych

Do zapuszczania przyrządów pomiarowych do odwiertu używa się wyciągów linowych.

Inna nazwa tych jednostek to: urządzenia wireline, slickline lub wyciągi pomiarowe.
Budowane są z reguły jako samojezdne, montowane na podwoziach samochodów
ciężarowych, lub też w wersji skid, która jest transportowana na odwiert i tam ustawiana.

Wyciągi pomiarowe z drutem gładkim używane w Polsce to głównie jednostki

wyprodukowane przez firmę Halliburton.
Posiadają one pojedynczy lub podwójny układ bębnów. Drut używany do prac, najczęściej ma
średnice:

0.092”, 0.108” lub 0.125”.

Ze względu na środowisko pracy drut może być w wykonaniu standardowym - dla warunków
słodkich, lub kwasoodpornym - przy występowaniu H

2

S, CO

2

, gorących chlorków.

Napęd bębnów jest hydrauliczny co umożliwia praktycznie bezstopniową regulację prędkości

zapuszczania i wyciągania narzędzi. Układy pomiaru parametrów pracy dają możliwość
bieżącej kontroli głębokości, prędkości zapuszczania i wyciągania oraz obciążenia drutu.

Możliwość wprowadzania przyrządów pomiarowych do wnętrza rur wydobywczych

odwiertu

eksploatacyjnego

umożliwia

ciśnieniowe

wyposażenie

napowierzchniowe,

montowane na głowicy odwiertu. Jest to tak zwana śluza pomiarowa. Składa się ona z kilku
sekcji mających formę rury stalowej o odpowiedniej grubości ścianki. Sekcje śluzy najczęściej
mają długości od 2,5 do 3 m. Łączone są ze sobą za pomocą uszczelnianych oringami
szybkozłączy. Dobór ilości sekcji śluzy które mają być połączone ze sobą, zależy od długości
zestawu roboczego z przyrządami pomiarowymi i ciśnienia na głowicy odwiertu. W skład śluzy
pomiarowej wchodzą takie elementy jak: głowiczka pomiarowa z kółkiem prowadzącym drut i
zestawem uszczelniaczy drutu, prewenter ze szczękami umożliwiającymi zamknięcie wylotu
otworu bez uszkodzenia zapuszczonego drutu.

Śluzy pomiarowe wykonywane w wersji do pracy w środowisku słodkim (medium

złożowe bez siarkowodoru) i kwaśnym (gaz, ropa z siarkowodorem). Ciśnienia robocze
wyposażenia ciśnieniowego używanego w kraju to 5000 PSI (35 MPa) i 10000 PSI (70 MPa).

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

44

Rys. 23. Prewenter i kółko dolne na głowicy odwiertu

Rys. 24. Wyciąg linowy

Rys. 25. Wyciąg linowy podczas prac

Rys. 26. Połączone sekcje śluzy pomiarowej

Przykład konfiguracji zestawu śluzy pomiarowej montowanej na głowicy odwiertu
eksploatacyjnego przedstawiono na rysunku 27.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

45

Rys. 27. Schemat przykładowej konfiguracji śluzy pomiarowej montowanej na głowicy odwiertu

eksploatacyjnego

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

46

Określanie

optymalnych

warunków

wydobycia

odwiertów

samoczynnych

i pompowanych

Pomiary rozkładów ciśnień w odwiercie są najbardziej rozpowszechnionym rodzajem

pomiaru wgłębnego. Wykonywane są na złożach w określonych cyklach rocznych.
W połączeniu z danymi otrzymanymi z:

−

pomiarów ciśnień głowicowych na odwiertach,

−

pomiarów wydajności potencjalnej odwiertów gazowych,

−

pomiarów wydajności odwiertów ropnych,

−

pomiarów poziomu gaz-woda i gaz-ropa (np. echometrem),

−

analiz ropy naftowej,

−

analiz chromatograficznych gazu ziemnego,

−

analiz wody złożowej,

−

analiz dotychczasowego przebiegu eksploatacji poszczególnych złóż,
stanowią komplet danych do określania optymalnych zdolności wydobywczych odwiertów

eksploatowanych samoczynnie i pompowanych.

Optymalne zdolności wydobywcze odwiertów określa się w aspektach:

−

warunków złożowych,

−

stanu technicznego odwiertów,

−

sprawności instalacji napowierzchniowej,

−

prognozowania wielkości dostaw gazu i ropy.
Ustala się dla każdego odwiertu tzw. dozwolone pobory gazu ziemnego i ropy naftowej

w oparciu o:

−

wielkość wydobycia gazu, ropy, kondensatu, wody pomiędzy pomiarami złożowymi,

−

porównanie wielkości wydobycia z wcześniejszymi okresami pomiarowymi,

−

analizę spadku ciśnienia złożowego,

−

analizę rozkładu ciśnień złożowych na całej powierzchni złoża,

−

sprawdzenie zakresu zmian wydajności, ciśnień złożowych, głowicowych, wykładnika
gazowego lub kondensatowego w okresie pomiędzy pomiarami złożowymi.

Ilość płynu wydobywanego z odwiertu przy eksploatacji samoczynnej określa się jako:

−

wydobycie potencjalne,

−

wydobycie optymalne.
Wydobycie potencjalne płynu z odwiertu jest to maksymalna ilość medium złożowego,

jaką można wydobyć w jednostce czasu z odwiertu, w trakcie samoczynnego, tzw. wolnego
wypływu – przy braku dławienia wypływu na głowicy odwiertu.

Taki sposób eksploatacji może powodować tworzenie się w złożu stożków wodnych

i gazowych, wynoszenie znacznych ilości materiału skalnego ze strefy przyodwiertowej.

W przypadku złoża ropnego taki sposób eksploatacji charakteryzuje się dużymi

wartościami wykładnika gazowego. Prowadzi to do szybkiego odgazowania złoża i utraty
energii złożowej pochodzącej od gazu rozpuszczonego w ropie.

W celu uniknięcia niekorzystnych efektów takiego sposobu eksploatacji należy

wydobywać płyny z odwiertu w warunkach wydobycia optymalnego.

Wydobycie optymalne jest to sposób eksploatacji zapewniający maksymalne sczerpanie

zasobów złoża przy maksymalnym wykorzystaniu energii złożowej.

Wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego w odwiertach samoczynnych reguluje się

poprzez stosowanie zwężek dławiących, oraz zastosowanie w wyposażeniu eksploatacyjnym
rur wydobywczych o odpowiednio dobranej średnicy.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

47

Pojęcie wykładnika gazowego określa liczbę metrów sześciennych wydobytego gazu

w warunkach normalnych, przypadającą na jednostkę ilości ropy naftowej wydobytej w tym
samym czasie z odwiertu. Wartość wykładnika gazowego określa się wzorem:

Q

G

WG

=

gdzie:

G – ilość gazu wydobytego z ropą [Nm

3

],

Q – ilość wydobytej ropy naftowej [m

3

] lub [t].

Optymalne warunki eksploatacji samoczynnej mają miejsce wtedy, gdy w wydobywanym

płynie złożowym nie ma wody, oraz fazy stałej, pochodzącej ze skały zbiornikowej.

Zachowanie niskiej wartości wykładnika gazowego w trakcie eksploatacji odwiertu

ropnego zapewnia efektywne wykorzystanie energii złożowej gazu rozpuszczonego w ropie.

Zasady ustalania dozwolonych poborów ropy i gazu

Dla każdego odwiertu gazowego lub samoczynnego odwiertu ropnego, corocznie na

podstawie dokonanych pomiarów, ustala się dozwolony pobór gazu, oraz odpowiednie
warunki eksploatacji ropy naftowej, uwzględniając maksymalne sczerpanie i racjonalna
gospodarkę eksploatacyjna złoża.

Wielkość dozwolonego poboru gazu ziemnego, kondensatu lub ropy naftowej ustala

kierownik ruchu zakładu górniczego.

Ustaloną wartość dozwolonego poboru gazu z danego horyzontu gazowego dobiera się

tak, aby podczas eksploatacji gazu nie następowało zjawisko piaszczenia, tworzenia się
języków i stożków wodnych, a także przedwczesne zużywanie się elementów uzbrojenia
odwiertu.

W przypadku stwierdzenia zmian parametrów eksploatacyjnych, w szczególności ciśnień i

wykładników wodnego lub gazowego, kierownik ruchu zakładu górniczego powinien zbadać
przyczyny tych zmian i ustalić, jeżeli zachodzi potrzeba, nowy program eksploatacji, oraz
dozwolony pobór węglowodorów.

Przy ustalaniu poborów dozwolonych korzysta się z informacji kierowników kopalń

o utrudnieniach w eksploatacji odwiertów takich jak:

−

problemy z wynoszeniem wody złożowej lub kondensatu,

−

piaszczenie odwiertów,

−

korozja zestawu wydobywczego,

−

tworzenie się hydratów,

−

parafinowanie odwiertów,

−

konieczność utrzymania wysokiej temperatury na głowicy odwiertu,

−

przeszkody w uzyskaniu parametrów handlowych ropy naftowej ze względu na zawartość
chlorków lub siarkowodoru,

−

inne przyczyny wpływające na zmianę wydajności odwiertu.
Dla odwiertów gazowych, będących w ciągłej eksploatacji ustala się wielkość

dozwolonego poboru gazu w m

3

/min, oraz maksymalną depresję ciśnienia ruchowego

głowicowego w %. Jeśli nie można utrzymać ciągłości pracy odwiertu, należy ustalić
eksploatację okresową.

Dla odwiertów ropnych ustala się wielkość dozwolonego poboru ropy w tonach na dobę.
Dopuszcza się możliwość określenia innych parametrów dozwolonego wydobycia, na

przykład zawartość chlorków w ropie, wartość maksymalna wykładnika gazowego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

48

Jeżeli nie można utrzymać ciągłości pracy odwiertu, na przykład w trakcie pompowania,

ze względu na zasolenie ropy, należy ustalić eksploatację cykliczną w tonach na cykl, oraz
ilość cykli w miesiącu.

Bezpieczeństwo i higiena pracy, oraz ochrona środowiska naturalnego przy
wykonywaniu pomiarów wgłębnych

Pomiary wgłębne wykonuje się z reguły na odwiertach eksploatacyjnych, które

charakteryzują się określonym ciśnieniem na głowicy eksploatacyjnej.

Medium złożowe w jakim wykonuje się prace pomiarowe, oprócz ropy i gazu często

zawiera toksyczny gaz – siarkowodór.

Mamy więc do czynienia z pracami w układzie o wysokim ciśnieniu z możliwością

wystąpienia gazu toksycznego. Dlatego prace te należy wykonywać ze szczególną
ostrożnością i starannością stosując się do przepisów bezpieczeństwa i higieny pracy oraz
ochrony środowiska.

Pomiary wgłębne wykonuje się na podstawie zatwierdzonego przez osoby upoważnione

programu prac.

W zależności od rodzaju i zakresu robót określonych w programie, danych technicznych

odwiertu, (rozmiar głowicy, schemat wyposażenia wgłębnego, ciśnienie głowicowe, rodzaj
medium złożowego) należy przygotować odpowiedni sprzęt i narzędzia.

Szczególną uwagę należy zwrócić na wartość ciśnienia głowicowego i skład chemiczny

medium złożowego – na podstawie tych danych dobieramy wyposażenie (śluzę pomiarową)
o odpowiednim ciśnieniu roboczym, oraz standard wykonania: warunki słodkie, gdy nie
występuje siarkowodór, lub warunki kwaśne, dla odwiertów zawierających H

2

S w ropie lub

gazie.

Przed rozpoczęciem prac montażowych na głowicy odwiertu, należy sprawdzić jej stan

techniczny.

Sprawdzić należy:

−

szczelność zasuw,

−

sprawność zaworów manometrycznych,

−

liczbę obrotów zasuw między położeniem pełnego otwarcia, a położeniem pełnego
zamknięcia i porównać tę wartość z danymi fabrycznymi zasuwy.
Osoba odpowiedzialna za nadzór nad pracami powinna przeprowadzić szkolenie osób

uczestniczących w pracach w zakresie obowiązujących przepisów bhp, ppoż. i ochrony
środowiska, zapoznać ich z możliwymi zagrożeniami, oraz rodzajem i zakresem prac.

Po zamontowaniu na głowicy odwiertu odpowiedniego łącznika przejściowego, można

przystąpić podniesienia śluzy i rozpoczęcia prac w odwiercie.

Przed rozpoczęciem operacji zapuszczania przyrządów pomiarowych do odwiertu, należy

przeszablonować rury wydobywcze szablonem o odpowiednio dobranej średnicy.

Minimalny rozmiar szablonu bezpośrednio zależy od średnicy przyrządów i narzędzi

zapuszczanych w trakcie prac pomiarowych. Jego maksymalna średnica jest determinowana
najmniejszą średnicą przelotu w rurach wydobywczych powyżej głębokości, do jakiej
wykonywany będzie pomiar.

Prędkość zapuszczania szablonu nie powinna przekraczać 3 m/s.
Jeżeli zapuszczany jest do odwiertu ciśnieniomierz, to maksymalna prędkość zapuszczania

i wyciągania nie powinna być większa od 1 m/s.

Przyrząd pomiarowy może być podwieszony na drucie urządzenia wireline, lub zapięty

w łączniku posadowym na specjalnie dobranym do typu łącznika wieszaku.

Przyrząd powinien być umieszczony w specjalnej rurze osłonowej, zawierającej układ

amortyzacji wstrząsów.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

49

Aby bezpiecznie wykonywać prace związane z pomiarami wgłębnymi, należy przestrzegać

wymienionych poniżej zasad:

−

wyrównanie ciśnień między odwiertem, a śluzą pomiarową, należy wykonywać powoli,
obserwując wskazania manometru na śluzie,

−

zabronione jest wspinanie się po śluzie będącej pod ciśnieniem,

−

zabronione jest przebywanie pod śluzą w trakcie jej montażu i demontażu osobom
postronnym,

−

w trakcie operacji zapuszczania szablonów i przyrządów, należy co pewien czas
kontrolować ciężar zestawu w warunkach statycznych i dynamicznych,

−

przed zapuszczeniem przyrządów do odwiertu należy sprawdzić drożność rur
wydobywczych,

−

na odwiertach z siarkowodorem w medium złożowym wymagane jest stosowanie zestawu
śluzy i drutu pomiarowego odpornych na ten czynnik,

−

podczas prac na odwiertach z siarkowodorem należy zabezpieczyć pracowników w środki
ochrony dróg oddechowych i przyrządy wykrywające gazy toksyczne,

−

zawsze należy zanotować długości i średnice poszczególnych elementów zestawu
zapuszczanego do wnętrza rur wydobywczych,

−

podczas czynności związanych z obcinaniem drutu pomiarowego, należy zabezpieczyć
jego końce tak, aby nie stanowiły zagrożenia przypadkowym skaleczeniem,

−

operator urządzenia wireline powinien obserwować czynności wykonywane przez
pracowników i mieć ustalone sygnały czynności awaryjnych,

−

należy prowadzić ewidencję godzin pracy drutu pomiarowego,

−

przed każdą operacją należy wyciąć ok. 10 m drutu pomiarowego,

−

przed przystąpieniem do rozkręcania śluzy pomiarowej należy upewnić się, że ciśnienie
zostało z niej odpuszczone do zera,

−

zabrania się przechodzenia pod drutem i przebywania w jego pobliżu podczas prac
wykonywanych w odwiercie,

−

zasuwy w pionie głowicy mogą być zamknięte po upewnieniu się, że zestaw roboczy
znajduje się w całości powyżej poziomu zasuw,

−

zabrania się wykonywania pomiarów w czasie burzy z wyładowaniami atmosferycznymi.
Prace związane z pomiarami wgłębnymi należy prowadzić w sposób minimalizujący
szkody jakie człowiek może wyrządzić swoją działalnością środowisku naturalnemu.
Dlatego w szczególności należy:

−

niezwłocznie likwidować wycieki bituminów lub innych niebezpiecznych substancji,
a skażony teren doprowadzić do stanu użyteczności,

−

zminimalizować emisję gazu do atmosfery (odpuszczanie płynu ze śluzy na instalację
wydobywczą i spalanie gazu z zawartością siarkowodoru).

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

50

4.5.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Jakich przyrządów używa się do wykonywania pomiarów w odwiertach eksploatacyjnych?
2. Przy użyciu jakiego urządzenia zapuszcza się przyrządy pomiarowe do odwiertu?
3. Jakie rodzaje pomiarów wgłębnych wykonuje się w odwiertach eksploatacyjnych?
4. Jakie podstawowe parametry rejestrują ciśnieniomierze elektroniczne?
5. Z jaką prędkością maksymalną można zapuszczać i wyciągać przyrządy pomiarowe?
6. Z jaką prędkością maksymalną można szablonować odwiert?
7. W jaki sposób odbywa się rejestracja danych w ciśnieniomierzu mechanicznym?
8. Do czego służy śluza pomiarowa?
9. Do czego służy prewenter w zestawie śluzy pomiarowej?
10. Jak nazywa się gaz toksyczny występujący w płynach złożowych?
11. Jaka jest procedura sprawdzenia głowicy eksploatacyjnej przed rozpoczęciem pomiarów

wgłębnych?

12. Jakie są zasady bezpiecznego wykonywanie prac związanych z pomiarami wgłębnymi?
13. Na czym polega ochrona środowiska podczas prac pomiarowych na odwiertach

eksploatacyjnych?

14. Od czego zależy dobór zestawu śluzy pomiarowej?

4.5.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Określ konfigurację śluzy pomiarowej i wybierz rodzaj drutu jaki powinien być na bębnie

wyciągu linowego podczas wykonywania pomiaru rozkładu ciśnień w odwiercie.

Podstawowe dane odwiertu: Ciśnienie głowicowe statyczne P

gs

= 360 at. Medium

złożowe to ropa z zawartością 3 % siarkowodoru w gazie. Wyciąg linowy z którego możesz
skorzystać to jednostka dwubębnowa z drutem: bęben nr 1 – drut 0.108” w wykonaniu
standardowym, bęben nr 2 – drut 0,125” przeznaczony do warunków kwaśnych. Na
wyposażeniu wyciągu linowego znajdują się zestawy śluz pomiarowych jak w tabeli poniżej:

Zestaw śluzy

pomiarowej

Parametry śluzy pomiarowej (ciśnienie robocze/standard

warunków pracy)

1

5000 PSI / warunki słodkie

2

5000 PSI / warunki kwaśne

3

10000 PSI / warunki kwaśne

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeliczyć podane w zadaniu wartości ciśnień na jednostki w układzie SI,

2) dobrać rodzaj drutu z uwzględnieniem zawartości H

2

S w gazie,

3) dobrać rodzaj śluzy ze względu na wartość ciśnienia głowicowego,

4) dobrać rodzaj śluzy ze względu na zawartość H

2

S w gazie,

5) zaprezentować wynik pracy,

6) uzasadnić przyjętą konfigurację.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

51

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

tabela z przelicznikami ciśnienia,

−

zestawienie rodzajów śluz pomiarowych,

−

zestawienie rodzajów drutu pomiarowego,

−

kalkulator,

−

zeszyt,

−

przybory do pisania.

Ćwiczenie 2

Korzystając z tabeli poniżej, zawierającej dane z pomiaru rozkładu ciśnień w odwiercie

ropno-gazowym B – 1, narysuj wykres rozkładu ciśnień w układzie: głębokość i ciśnienie.
Analizując wykres, określ w przybliżeniu głębokość granicy rozdziału fazy ciekłej i gazowej.
Ciśnienie głowicowe statyczne wynosi: P

gs

= 7,17 MPa.

Głębokość pomiaru Ciśnienie w głębokości pomiaru

300 m

7,33 MPa

500 m

7,48 MPa

700 m

7,59 MPa

1000 m

9.26 MPa

1500 m

12,77 MPa

1800 m

14,74 MPa

1900 m

15,42 MPa

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przygotować tabelę z danymi z pomiaru,
2) narysować na papierze milimetrowym osie wykresu,
3) na osi pionowej zaznaczyć wartości głębokości (H) punktów pomiaru ciśnienia,
4) na osi poziomej zaznaczyć wartości ciśnienia (P) w punktach pomiaru,
5) połączyć uzyskane w ten sposób punkty o współrzędnych (H

n

; P

n

),

6) określić współrzędną głębokości (H

x

) punktu przecięcia się linii łączących punkty

pomiarowe w słupie gazu z linią łączącą punkty pomiarowe w słupie ropy,

7) zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory do pisania i rysowania,

−

papier milimetrowy,

−

kalkulator,

−

tabela z przelicznikami jednostek ciśnienia,

−

zeszyt.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

52

4.5.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) określić rodzaje urządzeń używanych do zapuszczania przyrządów

pomiarowych?





2) dobrać rodzaj śluzy pomiarowej do wykonania pomiarów

w odwiercie?





3) dobrać rodzaj drutu pomiarowego?





4) określić przeznaczenie wyposażenia dla warunków kwaśnych?





5) określić cel stosowania śluzy pomiarowej?





6) wymienić rodzaje i przeznaczenie poszczególnych przyrządów

pomiarowych?





7) scharakteryzować ciśnieniomierze mechaniczne i elektroniczne?





8) uzasadnić stosowanie prewentera w zestawie śluzy pomiarowej?





9) scharakteryzować podstawowe parametry pracy wyciągu linowego?





10) określić sposób przygotowania odwiertu do pomiaru?





11) przeliczyć i określić podstawowe jednostki ciśnienia?





12) określić sposób bezpiecznego wykonywania prac związanych

z pomiarami wgłębnymi?





13) uzasadnić stosowanie rury osłonowej w której zapuszczany jest

ciśnieniomierz?





14) określić podstawowe informacje o odwiercie które są niezbędne do

wykonania prac pomiarowych?





15) określić zasady bezpiecznego wykonywania prac podczas pomiarów

wgłębnych





16) określić, do czego służy łącznik posadowy?





„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

53

5. SPRAWDZIAN OSIĄGNIĘĆ

INSTRUKCJA DLA UCZNIA

1. Przeczytaj uważnie instrukcję zanim rozpoczniesz rozwiązywać zadania.
2. Podpisz imieniem i nazwiskiem kartę odpowiedzi.
3. Zapoznaj się z zestawem zadań testowych.
4. Odpowiedzi udzielaj tylko na załączonej karcie odpowiedzi.
5. Test składa się z 22 zadań wielokrotnego wyboru.
6. Wybraną odpowiedź zaznacz na karcie odpowiedzi znakiem X.
7. Jeśli uznasz, że pomyliłeś się i wybrałeś nieprawidłową odpowiedź, to otocz wybór

kółkiem, a następnie prawidłową odpowiedź zaznacz znakiem X.

8. Pracuj samodzielnie, bo tylko wtedy będziesz mógł sprawdzić poziom swojej wiedzy

i umiejętności.

9. Jeśli jakieś zadanie sprawi Ci trudność, rozwiąż inne i ponownie spróbuj rozwiązać

poprzednie.

10. Odpowiedzi udzielaj tylko na załączonej karcie odpowiedzi.
11. Na rozwiązanie wszystkich zadań masz 45 minut.

Powodzenia!

ZESTAW ZADAŃ TESTOWYCH

1. Ciśnienie przy którym w danej temperaturze z ropy naftowej zaczyna wydzielać się gaz

ziemny nazywa się ciśnieniem
a) dynamicznym.
b) statycznym.
c) nasycenia.
d) górotworu.

2. Wartość ciśnienia złożowego zależy przede wszystkim od

a) stopnia geotermicznego.
b) głębokości zalegania złoża.
c) gęstości ropy naftowej.
d) systemu energetycznego złoża.

3. Do przyrządów pomiarowych używanych przy pomiarach wgłębnych w odwiertach

zalicza się
a) prewenter.
b) śluzę pomiarową.
c) ciśnieniomierz elektroniczny.
d) wyciąg linowy.

4. Nośnikiem, na którym odbywa się zapis rejestrowanych parametrów w ciśnieniomierzu

mechanicznym Leutert jest
a) perforowana taśma papierowa.
b) prostokątna folia metalowa.
c) taśma magnetyczna.
d) taśma metalowa.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

54

5. Urządzenie, przy pomocy którego zapuszcza się przyrządy pomiarowe do odwiertu

nazywa się
a) łącznik posadowy.
b) wyciąg linowy.
c) drut pomiarowy
d) głowica eksploatacyjna.

6. Warunki normalne to

a) ciśnienie 1013,25 hPa i temperatura 273,15K.
b) ciśnienie 1024,25 hPa i temperatura 273,15K.
c) ciśnienie 1013,25 hPa i temperatura 20

°

C.

d) ciśnienie 1024,25 hPa i temperatura 0

°

C.

7. Ciśnieniomierz elektroniczny służy do pomiaru

a) głębokości odwiertu.
b) średnicy wewnętrznej rur wydobywczych.
c) ciśnienia dennego.
d) składu chemicznego gazu.

8. Śluza pomiarowa służy do

a) zapuszczania rurowego próbnika złoża.
b) zapuszczania przyrządów pomiarowych przy ciśnieniu na głowicy odwiertu.
c) eksploatacji ropy.
d) rejestracji ciśnienia dennego.

9. Prędkość zapuszczania przyrządów pomiarowych nie powinna przekraczać

a) 3 m/s.
b) 1 m/s
c) 4 m/s.
d) 1,5 m/s.

10. Wartość ciężaru właściwego ropy naftowej wyraża się w

a) N/m

3

.

b) N/m

2

.

c) kg/m

3

.

d) kg/m

2

.

11. Prędkość zapuszczania szablonu w rurach wydobywczych nie powinna przekraczać

a) 4 m/s.
b) 5 m/s.
c) 5.5 m/s
d) 3 m/s.

12. Wzór ogólny C

n

H

2n

określa węglowodory

a) parafinowe.
b) naftenowe.
c) aromatyczne.
d) alifatyczne.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

55

13. Wzór sumaryczny propanu ma postać

a) CH

4

.

b) C

3

H

8

.

c) C

4

H

10

.

d) C

5

H

12

.

14. Do pomiaru gęstości ropy służy

a) termometr.
b) wiskozymetr.
c) piknometr.
d) echometr.

15. Za średnią wartość stopnia geotermicznego na Kuli Ziemskiej przyjmuje się wartość

a) 3,3 m/1

°

C.

b) 33 m/1

°

C.

c) 33 m/10

°

C.

d) 3,3 m/10

°

C.

16. Złoże ropy naftowej z tzw. czapą gazową zalicza się do złóż produkujących w systemie

energetycznym
a) gazociśnieniowym.
b) gazu rozpuszczonego w ropie.
c) grawitacyjnym.
d) wodnonaporowym.

17. Dokładność pomiaru ciśnienia w ciśnieniomierzach elektronicznych z kwarcowym

czujnikiem ciśnienia może wynosić
a) 3,0% zakresu pomiarowego.
b) 2,0% zakresu pomiarowego.
c) 1,0% zakresu pomiarowego.
d) 0,02% zakresu pomiarowego.

18. Ciśnieniomierze elektroniczne rejestrują następujące parametry

a) tylko ciśnienie.
b) ciśnienie i czas.
c) temperaturę i czas.
d) czas, ciśnienie i temperaturę.

19. Współczynnik sczerpania złoża jest to stosunek ilości ropy wydobytej ze złoża do

a) ilości wydobytego gazu ziemnego.
b) zasobów geologicznych złoża.
c) ilości wydobytej wody złożowej.
d) ilości ropy pozostałej w złożu.

20. Wykres rozkładu ciśnienia w odwiercie w postaci linii prostej, jest charakterystyczny dla

odwiertu
a) gazowego.
b) ropno-gazowego.
c) ropnego.
d) gazowo-kondensatowego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

56

21. Barwę ropy zaliczamy do własności

a) chemicznych.
b) fizycznych.
c) bakteriologicznych.
d) organoleptycznych.

22. Współczynnik porowatości absolutnej jest to stosunek objętości wszystkich pustek

w skale do
a) objętości skały.
b) objętości pustek w skale kontaktujących się ze sobą.
c) objętości pustek wypełnionych wodą złożową.
d) objętości pustek wypełnionych ropą.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

57

KARTA ODPOWIEDZI

Imię i nazwisko.........................................................................................................................

Wykonywanie pomiarów parametrów złożowych

Zakreśl poprawną odpowiedź.

Nr

zadania

Odpowiedź

Punkty

1

a

b

c

d

2

a

b

c

d

3

a

b

c

d

4

a

b

c

d

5

a

b

c

d

6

a

b

c

d

7

a

b

c

d

8

a

b

c

d

9

a

b

c

d

10

a

b

c

d

11

a

b

c

d

12

a

b

c

d

13

a

b

c

d

14

a

b

c

d

15

a

b

c

d

16

a

b

c

d

17

a

b

c

d

18

a

b

c

d

19

a

b

c

d

20

a

b

c

d

21

a

b

c

d

22

a

b

c

d

Razem:

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

58

6. LITERATURA

1. Bolewski A. Parachoniak W. Petrografia. Wydawnictwo Geologiczne, Warszawa 1988
2. Gruszczyk H.: Nauka o złożach. Wydawnictwo Geologiczne, Warszawa 1984
3. Górnicza izba przemysłowo-handlowa. Biuletyn Górniczy nr. 3–4 (93–94) Marzec-

Kwiecień 2003 (publikacja na www.giph.com.pl)

4. Jewulski J.: Zbiór zadań z eksploatacji złóż ropy naftowej. Uczelniane Wydawnictwo

Naukowo-Dydaktyczne AGH, Kraków 2000

5. Liszka K.: Podstawy eksploatacji złóż ropy naftowej. Wydawnictwa AGH, Kraków 1982
6. Liszka K. Jewulski J. Zagrajczuk D.: Ćwiczenia laboratoryjne z eksploatacji złóż ropy

naftowej. Wydawnictwa AGH, Kraków 1994

7. Lubaś J.: Możliwości wzrostu stopnia sczerpania karpackich złóż ropy naftowej.

Stowarzyszeniowe Forum Dyskusyjne SITPNiG, Bobrka 2007. (publikacja na www.wnp.pl)

8. Molenda J.: Gaz ziemny, paliwo i surowiec. Wydawnictwa naukowo-techniczne,

Warszawa 1993

9. Szostak L. Chrząszcz W.: Naftowa inżynieria złożowa. AGENT PR, Kraków 2000
10. Radlicz-Ruhlowa H. Wiśniewska-Żelichowska M.: Podstawy Geologii, Wydawnictwa

Szkolne i Pedagogiczne 1988

Akty prawne
11. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2002 r. w sprawie

bezpieczeństwa i higieny pracy, prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego zabezpieczenia
przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami
wiertniczymi (Dz. U. nr 109, poz. 961 z późn. zm.)

12. Ustawa z dnia 4 lutego 1994 Prawo Geologiczne i Górnicze (tj. Dz. U. z 2005 r. nr 228,

poz. 1947 poz. 96 z późn. zm.)

Strony internetowe
13. www.mos.gov.pl
14. www.mpgpetroleum.com
15. www.oen.dydaktyka.agh.edu.pl
16. www.pgi.gov.pl
17. www.pgnig.pl
18. www.wnp.pl