plik

27.10.14 Ropa naftowa – właściwości i przeróbka.

Bituminy są mieszaniną związków węglowodorowych o zmiennym składzie chemicznym z domieszkami siarki, azotu, tlenu i
innych pierwiastków.
Bituminy mogą być:



ciekłe – ropa,



gazowe – gaz ziemny,



stałe – malty, asfaltyty, ozokeryty.

Ropa naftowa – naturalna substancja ciekła składająca się z węglowodorów w różnych proporcjach ilościowych oraz
składników niewęglowodorowych, zawarta w naturalnych nagromadzeniach w skałach zbiornikowych. Skład elementarny
ropy: C – 82-87%, H – 11-15%, S do 7%, N do 2%, O do 2,5%. Ropy niskosiarkowe – do 1,5% siarki, wysokosiarkowe powyżej
tej wartości.

Skład chemiczny ropy naftowej – wskaźnik korelacji wskazuje pewne właściwości destylatu ropy: parafina – 0, benzen – 100.
Tak więc za pomocą wskaźnika korelacji rozróżniamy: ropy parafinowe, naftenowe i aromatyczne.

Niewęglowodorowe składniki ropy:



Związki siarki – siarka niezwiązana, siarczki i siarkowodór, związki organiczne siarki – tiole.



Azot i tlen – fenole, tlen wolny, kwasy tłuszczowe, substancje smołowe, substancje żywiczne, porfiryny
(kompleksowe związki azotu), koloidalne związki tlenu, azotowe związki nieorganiczne – pirydyny



Sól (chlorki) – HCl, NaCl, KCl, MgCl. Zanieczyszczają ropę i wymagają usunięcia przy zawartości >45-75 g/m
sześć.

Skład popiołu ropy: krzemionka, chrom, srebro, żelazo, cynk, molibden, glin, wapń, nikiel, wanad.

Wybrane właściwości fizyczne ropy:



gęstość – lekkie 0,72 – 0,82 g/cm

, ciężkie 0,8 – 1,4 g/cm



objętość – zależy od wykładnika gazowego i ciśnienia złożowego, objętość rośnie wraz z ilością gazu i ciśnienia
złożowego aż do nasycenia ropy gazem. Współczynnik skurczu – objętność ropy naftowej otrzymana z 1 m

ropy

złożowej (0,63 – 0,88), współczynnik objętościowy – objętość ropy naftowej konieczna do otrzymania 1 m

ropy

zbiornikowej (1,15 – 1,60).



lepkość – lepkie 0,5 cP, ciężkie 15 * 160 Cp



napięcie powierzchniowe – zależy od rozpuszczonego gazu, gęstość ropy oraz temperatura jest 3 razy mniejsze
niż napięcie powierzchniowe wody.



rozpuszczalność – w wodzie nieznaczna, w gazach ogranicza się do węglowodorów lekkich.



aktywność optyczna – 0,1-7 stopni - kąt skręcania płaszczyzny światła spolaryzowanego.



fluorescencja – największa w ropach zawierających węglowodory aromatyczne, od żółtej do zielonej i błękitnej.



barwa – od jasnożółtej do czerwonej, ropa gęstsza jest ciemniejsza.



wartość opałowa 39 – 49 J/m

w zależności od gęstości.

Skala gęstości API (ciężar właściwy w 15,5 stopnia C): od 1000 (Wenezuela) – 10 stopni API, do 0,8 (Kanada) – 50 stopni API.

Klasyfikacja ropy naftowej:



ze względu na grupowy skład węglowodorów:



metanowe



metanowo-aromatyczne



metanowo-naftowo-aromatyczne



podział technologiczny oparty na normalnej destylacji:



benzynowa – temp. wrzenia do 150 stopni,



naftowa – 150-260 stopni



olejowa i pozostałość – 260 stopni, olej napędowy do 370 stopni, opałowy powyżej 370.

Klasyfikacja praktyczna:



ropa parafinowa – zawiera przewagę szeregu parafinowego,



asfaltowa – przewagę szeregu naftowego,



parafinowo-asfaltowa – właściwości pośrednie,



słabo parafinowa – zbliżone do naftenowych (mało stałych węglowodorów szeregu naftowego).

Etapy przeróbki ropy naftowej: ropa surowa, wydobyta z otworu na powierzchni, nie nadająca się jeszcze do
bezpośredniego użytku wymaga przeróbki. Etapy przeróbki:



odsalanie i deemulgacja (oddzielenie wody), separacja gazu następuje na kopalni,



destylacja frakcjonalna przy ciśnieniu atmosferycznym. Przebiega w rafinerii, w wyniku której rozdziela się na
benzynę (C4-C10), naftę (C11-C13), olej napędowy (C13-C18), olej opałowy (C19-C25), smarowy (>C26),
pozostałość (powyżej C40) jest stosowana do produkcji smaru.



kraking katalityczny – otrzymywanie benzyny syntetycznej.

Procesy przeróbki ropy naftowej:



aromatyzacja – polega na odłączeniu z danej ropy związków wodoru i powiększaniu liczby związków
aromatycznych,



uwodornienie – polega na przyłączeniu atomów wodoru do atomów węgla w celu przekształcenia węglowodorów
nienasyconych w nasycone,



kraking – przeróbka ropy naftowej w wysokich temperaturach i wysokim ciśnieniu w obecności lub bez użycia
katalizatorów, tworzą się wówczas związki o niższej temperaturze wrzenia,



reforming – różne procesy chemiczne zmierzające do poprawy jakości benzyny, otrzymywania benzyny
wysokooktanowej z benzyny niskooktanowej lub z innych lekkich destylatów o stosunkowo niskiej liczbie
oktanowej.

03.12.14 Węglowodory w skorupie ziemskiej

Gaz ziemny – ekologiczne źródło energii, jedyne paliwo kopalne dopuszczone przez ekologię do możliwości spalania. W
Polsce wykorzystuje się 13%, na świecie 23% (w Polsce większe wykorzystanie węgla kamiennego).
W bilansie energetycznym bardzo ważne (3 miejsce), kiedyś go spalano lub wypuszczano do atmosfery po wydobyciu z ropą
naftową. Elektrownie gazowe są sprawniejsze, mają sprawność 40-50%, węgl;owe 30%. Cena gazu jest większa niż ropy.

Gaz ziemny – naturalna mieszanina węglowodorów gazowych (szereg parafinowy, głównie metan) + CO

, N, H

S i inne gazy

(CO, SO

, H, gazy szlachetne), metale występujące w skorupie ziemskiej.

Formy występowania gazu ziemnego:



gaz wolny – występuje niezależnie od ropy w samodzielnych



gaz związany – podparty przez ropę naftową, lub w ropie (gaz towarzyszący – rozproszony w ropie)



kondensat gazowy – ciekła w warunkach normalnych substancja występująca w postaci gazu. W warunkach
złożowych gaz+ rozpuszczone lekkie frakcje ropy.



metan pokładów węgla – gaz sorbowany w strukturze węgla oraz wolny w porach węglowych i skałach płonnych



gaz z łupków – nagromadzony w skałach iłowcowo-mułowcowych o niskiej porowatości i przepuszczalności



gaz zaciśnięty – nagromadzony w piaskach o niewielkiej porowatości efektywnej praz niewielkiej
przepuszczalności



hydrat gazowy – mieszanina metanu z wodą w formie klatratu, przypominającego lód. Występujący w warunkach
ściśle określonego ciśnienia i temperatury. Są to największe zasoby występują w głębinach oceanów, na skłonach
oceanicznych i w wielkiej zmarzlinie.

Metan z pokładów węgla, gaz z łupków i gaz zaciśnięty są surowcami niekonwencjonalnymi, duże zasoby ale trudniejszy
proces wydobywczy.

Skład chemiczny (cząsteczkowy) gazu:



gaz metanowy (suchy) – składa się prawie wyłącznie z metanu (ponad 95%) oraz niewielkiej ilości
domieszek, występuje samodzielnie niezależnie od ropy.



gaz gazolinowy (mokry) – oprócz metanu (do 80%) składa się z węglowodorów wyższych (etan-heptan
20% i więcej) oraz domieszek, węglowodory wyższe wyodrębnia się w postaci gazoliny (pentan-heptan).



gaz zaazotowany – zawiera podwyższoną zawartość azotu



azotowy gaz ziemny – gaz składający się prawie wyłącznie z azotu

Domieszki w gazie ziemnym:



azot – zawartość od kilku do kilkudziesięciu procent, źródło jest ograniczone ale nie tylko pochodzenia
głębinowego, może pochodzić z powietrza atmosferycznego. Obniża wartość kaloryczną gazu.
Zastosowanie w przemyśle chemicznym. Domieszka negatywna.



dwutlenek węgla – od kilku do kilkudziesięciu procent, niekorzystnie obniża kaloryczność, jest gazem
rozszerzającym się, czyli ochładza. Przyczynia się do spadku przepływu gazu, zastosowanie w przemyśle
chemicznym, spożywczym, powstały z pochodzenia organicznego, utlenienia węglowodorów
głębinowych z płaszcza ziemi, w procesach wulkanicznych.



siarkowodór – pochodzenie z redukcji siarczanów do siarczków, procesy wulkaniczne, niekorzystna
domieszka, trujący. Powoduje obniżenie kaloryczności, powoduje korozję, może zawierać siarkę rodzima.
Musi być poddawany procesom odsiarczania.



rtęć – np. złoże Radlin zawiera rtęć, pochodzenie związane z procesami wulkanicznymi, domieszka
negatywna.



hel – pozytywny, korzystny w gazie ziemnym, pochodzenia w wyniku rozpadu pierwiastków
promieniotwórczych. Jest bardzo przenikliwy, w rejonie Zielonej Góry, Ostreszowa, Jarocina. Zawartość
w otoczeniu helu do 0,4%. Jesteśmy mało znaczącym producentem helu. Oddzielany w niskich
temperaturach -260 stopni. Traktowany jako kopalina towarzysząca.



ponadto wodór, tlenek węgla, argon, wiek gazu (He/Ar) * 25 mln lat.

Właściwości fizyczne gazu ziemnego:



dla metanu: temp. wrzenia w przybliżeniu -162 stopnie, gęstość w stosunku do powietrza (powietrze – 1) – 0,56,
temperatura krytyczna -82,5 stopni, temperatura topnienia -184 stopnie, wartość opałowa 35 MJ/m sześć.



dla propanu-butanu: temp. wrzenia od -42 do -0,5 stopnia, gęstość w stosunku do powietrza 1,5 do 2,1,
temperatura krytyczna 96 do 153 stopnie, temperatura topnienia od -189 do -135 stopni, wartość opałowa 42
MJ/m sześć.

Liczby Vobbego (V) (MJ/m sześć.) – stosunek wartości kalorycznej gazu (Q) do pierwiastka kwadratowego jego gęstości. d
Temperatura krytyczna – jest to temperatura powyżej której nie można skroplić gazu (374 stopnie C)

LNG – skroplony gaz ziemny (metan)
LPG – gaz płynny
CNG – sprężony gaz ziemny (metan)

Przeróbka gazu ziemnego:
Etapy przeróbki gazu ziemnego:



oczyszczenie gazu z zanieczyszczeń mechanicznych metodą suchą lub mokrą,



osuszanie gazu stosując np. glikol (pochłania wilgoć)



odsiarczanie – usuwanie H2S chylatem



w zależności od składu gazu – uszlachetnienie (wzbogacanie w metan) poprzez usuwanie nadmiaru azotu, odzysk
helu technikami kriogenicznymi, odrtęcianie węglem aktywowanym.

gaz ziemny gazolinowy (mokry):



uzysk węglowodorów indywidualnych,



produkcja LPG – propan-butan,



produkcja gazoliny (lekkie paliwo płynne, lżejsze od benzyny, przezroczyste jak woda, bardzo szybko paruje)

Skład i przeróbka gazu ziemnego gazolinowego (mokrego):
Gaz ziemny mokry -> gaz ziemny suchy (metan, etan) lub gazolina surowa. Gazolinę poddaje się stabilizacji/destylacji i
powstaje gaz płynny (propan, butan) lub gazolina stabilizowana (pentany, heksany, heptany)

Skład procentowy mokrego i suchego gazu ziemnego:

składniki
w %/rodzaje gazu
ziemnego

metan

etan

propan

butan

pentan

gaz mokry

6,5

6,2

4,0

5,0

gaz suchy

2,5

0,5

Rodzaje gazu z sieci gazowniczej:



gaz wysokometanowy (gaz o zawartości metanu w gazie rzędu 98%, wyższych węglowodorów 0,91%, azotu
0,84%, dwutlenku węgla 0,11%. Wartość opałowa 34,43 MJ/m sześć.



gaz zaazotowany – gaz o zawartości metanu rzędu 69,4%, azotu 29,21%, dwutlenku węgla i innych gazów 1,39%,
wartość opałowa 26 MJ/m sześć.



gaz koksowniczy – nie jest gazem ziemnym, wytworzony w koksowniach wskutek procesu produkcji koksu w
temperaturze około 1100 stopni (produkt koksowania_ wykorzystywany głównie w koksowniach i hutnictwie.



gaz gazowniczy (miejski) – nie jest gazem ziemnym, ma znaczenie wyłącznie historyczne – powstaje jako produkt
zgazowania węgla w temperaturze około 500 stopni, wytwarzany w gazowniach.

Bituminy stałe: powstałe w wyniku przeobrażeń ropy naftowej i gazu (utlenieniem). Należą do nich:
- ozokeryt – wosk ziemny, występuje w postaci żył
- malty – gęste, czarne ropy z dużą zawartością siarki.
- asfalty – gęsta substancja o ciemnej barwie, 1,1g/cm

, temp. topnienia 100 stopni C,

- asfaltyty – trudniej topliwe niż asfalty, powstałe w wyniku polimeryzacji asfaltów.
- kiry – powstają wskutek gęstnienia i stwardnienia ropy w miejscu wypływu na powierzchnię.

Prawie wszystkie bituminy stałe charakteryzują się przełamem muszlowym lub ziarnistym, czarną lub ciemną rysą, z
wyglądu przypominają węgle kennelskie. Mogą występować w postaci dajek, żyłek, wypełnień w kawernach lub pokryw.
Złoża stałych bituminów, tzw. martwej ropy, mają duże znaczenie, jako dowód na istnienie skał macierzystych dla ropy.

10.12.14 Teorie na temat genezy węglowodorów w skorupie ziemskiej



Teorie o nieorganicznym pochodzeniu ropy i gazu – reakcje związków nieorganicznych w skorupie ziemskiej na
dużych głębokościach, np. synteza H2S, CO2 wskutek czego powstają węglowodory; działanie pary wodnej na
węgliki metali jądra Ziemi – produkty gazonośne; teoria o kosmicznym pochodzeniu węglowodorów.



Teorie o organicznym pochodzeniu ropy, gazu – produktem wyjściowym jest kopalna materia organiczna
(kerogen) nagromadzona w osadowych skałach macierzystych.

Kopalna materia organiczna (kerogen) występuje w skałach osadowych różnego typu, najczęściej występuje w iłach i
mułowcach oraz węglanach. Skałami o największym nagromadzeniu kopalnej materii organicznej są łupki (bitumiczne). W
Polsce jest to łupek mienilitowy (5-10%) oraz łupek miedzionośny (15-20%).
W sprzyjających warunkach materia organiczne stale się pogrąża pod wpływem subsydencji i/lub przykrywa osadem
młodszym – dojrzewa termicznie.

Argumenty potwierdzające i przeczące:

Organiczna

Nieorganiczna

zróżnicowany skład chemiczny ropy i gazu

obecność wodoru w ropie na poziomie 11-15% jest wyższa niż w
organizmach żywych czy w węglach

nierównomierne rozmieszczenie złóż ropy i gazu na kuli ziemskiej,
preferowane skały osadowe jako zbiornik węglowodorów

stwierdzono występowanie tzw. rop hydrotermalnych czy rop na kontakcie z
intruzją w skałach magmowych lub metamorficznych

aktywność optyczna ropy naftowej podobna do cholesterolu

węglowodory (metan) są obecne w atmosferze lub jako składnik planet czy
satelitów, na których nie stwierdzono przejawów życia

obecność biomarkerów wskazująca na pochodzenie związków ropy z żywych
organizmów - skład izotopowy węgla i wodoru w ropie i gazach ziemnych jest
podobny jak w ludziach, zwierzętach.

Biomasa – skamieniałość molekularna – związek chemiczny obecny w geosferze, mający swój odpowiednik w biosferze. Jest
to związek, który występuje w żywym organizmie i przeszedł do skały macierzystej.

Kerogen – to związek rozmaitych polimerów tworzony przez materię organiczną w wyniku jej geotermalnej modyfikacji,
który może występować w skałach osadowych. Keragen jest odpowiedzialny za generowanie węglowodorów w skałach
macierzystych.

Schemat dojrzewania kerogenu mieszanego (Hunta):



Diageneza – bardzo płytko, głębokość 1 km, do 60 stopni, rozkład przez bakterie. Najpierw bakterie tlenowe, a
potem bakterie beztlenowe, które powodują fermentację. Powstają produkty nietrwałe. Tu tworzy się metan,
wskutek fermentacji kwasu azotowego.



Katageneza – poniżej 1 km, osad przykryty, pogrążony. Bakterie na tym etapie nie działają. Ciśnienie wynika z
gradientu ciśnienia. Temperatura z gradientu temperatury, średnio gradient to 3 stopnie na 100 m dla kuli
ziemskiej.



węglowodory ciekłe wytwarzaą się od 50 – 150 stopni.



węglowodory lżejsze do 180 stopni,



węglowodory najlżejsze (metan) do 200 stopni,



okno gazo twórcze – 200 – 300 stopni.



Metamorfizm – tu węglowodory nie powstają.

Rock-cral (?) – przyrząd do oceny skał - zdolności wytwarzania węglowodorów.
Pirolizacja – proces wysokotemperaturowy bez dostępu powietrza, możemy określić TOC – całkowitą zawartość materii
organicznej i na jakim stopniu oraz jakiego typu jest to materia. Proces trwa 30 minut i jest niedrogi.

Etapy prowadzące do utworzenia złóż ropy i gazu – perspektywa naftowa:



etap generowania węglowodorów – w skale macierzystej, wytwarzanie węglowodorów w kopalnej materii
organicznej.



ekspulsja węglowodorów – ze skały macierzystej, wydzielenie nadwyżek powstałych w skale macierzystej
węglowodorów oraz wprowadzenie ich w stan migracji.



migracja węglowodorów – skała zbiornikowa, przemieszczanie się węglowodorów, głównie w stanie
rozproszonym.



akumulacja węglowodorów – skała zbiornikowa/pułapka, gromadzenie się migrujących węglowodorów w ilości
umożliwiającej eksploatację.



zniszczenie złoża – skała zbiornikowa/pułapka – destrukcja węglowodorów wskutek oddziaływania różnorakich
procesów geologicznych, biochemicznych.

Migracja węglowodorów:
Stadia migracji:



pierwotna – między skałą pierwotną do zbiornikowych,



wtórna – dalszy ruch w skałach zbiornikowych do pułapki.

Rodzaje migracji:



równoległa (lateralna) – w jednej warstwie, wewnątrzzbiornikowa,



pionowa (poprzeczna) – w kilku warstwach, międzyzbiornikowa.

Czynniki migracji:



grawitacja



ciśnienie hydrauliczne

Warunki migracji:



dyfuzja ropy i gazu



rozprężenie gazu zawartego w ropie



wypieranie wskutek mniejszej gęstości od wody



przetłaczanie węglowodorów wskutek różnicy ciśnień



przenoszenie węglowodorów przez wody podziemne

Własności skał zbiornikowych: skała zbiornikowa to naturalny ośrodek skalny skupiający rope naftową i gaz ziemny.
Podziemny zbiornik gazu składa się ze skały zbiornikowej, przestrzeni porowej i pułapki. Prawie wszystkie zbiorniki ropy i
gazu występują w skałach osadowych. Najczęstszymi zbiornikami są: piaski, piaskowce, wapienie i dolomity.W skałach
magmowych i metamorficznych ropa i gaz gromadzić się mogą jedynie w strefach tektonicznych i zmylonityzowanych.

Parametry skał zbiornikowych:



Porowatość - stosunek objętości przestrzeni porowej do całkowitej objętości skały, wyrażany przez współczynnik
porowatości n=(Vp/V)*100 [%], gdzie V-obj. skały, Vp-obj. przestrzeni porowej. Z punktu widzenia migracji ropy i

gazu istotny jest współczynnik porowatości otwartej (efektywnej), czyli stosunek objętości por połączonych ze
sobą do objętości całkowitej skały. Jest ona o 5-10% mniejsza od porowatości całkowitej. Przeciętnie porowatość
skał wynosi od 5-20%, przeważnie 10-20%.

Klasyfikacja porowatości skał w geologii naftowej:
minimalna 0 - 5%
zła 6-10 %
dostateczna 11-15%
dobra 16-20 %
bardzo dobra > 20%
Skałami o największej porowatości są piaski i piaskowce, a także zlepieńce. Porowatość pierwotna – jest porowatością
wynikającą z procesu sedymentacji, czy diagenezy.
Porowatość wtórna – jest wynikiem późniejszych procesów jakim poddawana była skała, dużą porowatością wtórną
charakteryzują się np. skały węglanowe.



Przepuszczalność - zdolność skały do przepuszczania płynu lub gazu. Przepuszczalność może być pozioma -
równoległa do uwarstwienia, lub rzadsza przepuszczalność pionowa - prostopadła do uwarstwienia.
Przepuszczalność pionowa zachodzi przede wszystkim w obrębie uskoków, pęknięć. Jednostką przepuszczalności
jest darcy (D). W praktyce używa się milidarcy (mD). Przepuszczalność skał waha się w granicach 5-1000 mD. W
układzie SI jednostką przepuszczalności jest 1 metr kwadratowy (1 m2); 1 D = 0,986923×10−12 m²

Klasyfikacja przepuszczalności:
dostateczna 1,0-10 mD
dobra 10-100 mD
bardzo dobra 100-1000 mD
Przepuszczalność efektywna - zdolność skały do przepuszczenia jednego składnika wobec pozostałych (np. ropy w
obecności wody i gazu).
Przepuszczalność względna - zależność między przepuszczalnością efektywną danej cieczy a przepuszczalnością przy
nasyceniu 100%.



Nasycenie - stosunek objętości porów zawierających ropę i gaz do objętości całej przestrzeni

porowej. Przed eksploatacją wynosi on 65-80%.



Wydajność - stosunek ilości ropy możliwej do wydobycia ze złoża do całkowitej jej ilości w złożu. Czynniki
warunkujące wydajność:

- ciśnienie w zbiorniku Współczynnik wydajności wynosi 20-40%
- ilość gazu zawartego w ropie przy wtórnym zgazowaniu o 15% więcej
- lepkość ropy przy zawodnieniu o 35% więcej.
- przepuszczalność zbiornika
- metoda eksploatacji
Skały zbiornikowe na kontaktach ze skałami nieprzepuszczalnymi mogą tworzyć dogodne miejsca
dla akumulacji ropy i gazu - pułapki.

17.12.14 Pułapki ropy i gazu, akumulacja.

Pułapka złożowa – jest to lokalny, samodzielny element strukturalny lub innego typu, będący w stanie przechwycić i
utrzymać ropę naftową i gaz ziemny. Ma ściśle określone rozmiary i ściśle określone granice.

Główne typy pułapek złożowych:



strukturalne – związane z fałdami lub uskokami,



litologiczne – związane ze zmianami lito facjalnymi,



stratygraficzne – związane z niezgodnościami,



litologiczno-strukturalne (kombinowane)



związane z wysadami solnymi



hydrodynamiczne – węglowodory jako struktury podniesione, migracja w górę warstwy.

Typy zbiorników naftowych:



zbiorniki warstwowe – warstwy ropo i gazonośne rozdzielone warstwami nieprzepuszczalnymi,



masywowe – seria ropo- i gazonośna stanowi jeden zbiornik



litologicznie ograniczone – w soczewkach, wyklinowaniach, ciąg soczewek mogą tworzyć zbiorniki sznurowe lub
rękawopodobne.

Płyny złożowe:



Woda 1g/cm

- zajmuje największą część pułapki (woda wolna, związana)
- podścielająca – u dołu ropy/gazu, okalająca – z boku, górna – u góry, oddzielona od ropy warstwą
nieprzepuszczalną, międzypokładowa – pomiędzy poziomami gospodarczymi.



Ropa naftowa 0,7-0,9 g/cm

- płyn o największym znaczeniu gospodarczym



Gaz ziemny 0,000717 g/cm

- gromadzi się w stropie pułapki (najlżejszy – czapa gazowa) oraz jest rozpuszczony w ropie.

Podział genetyczny wód złożowych:



wody atmosferyczne – zawierają węglany i siarczany,



wody reliktowe – zawierają głównie chlorki



wody mieszane – złożony skład chemiczny

Badania izotopowe 18O pozwalają na precyzyjne określenie genezy wody.
Typy hydrochemiczne wód towarzyszących ropie:



wody chlorkowo-wapniowo-sodowe, zawierające jod, bar, brom



wody węglanowo-sodowe, stosunek jonowy Na+/Cl- >1



wody chlorkowo-siarczanowo-sodowe

Mineralizacja wód złożowych od kilku do 200 g/l.

Parametry złożowe:



Temperatura – głębokość zalegania złoża, gradient/stopień geotermiczny zależy od niej.
- rozpuszczalność gazu w ropie/wodzie
- lepkość płynów złożowych
- gęstość i objętość płynów złożowych



Ciśnienie złożowe – ciśnienie jakie panuje w złożu – wypieranie węglowodorów przez ciśnienie geostatyczne skał
nadkładu, ciśnienie hydrostatyczne wód złożowych. Ciśnienie złożowe z reguły jest wyższe niż hydrostatyczne.



Ciśnienie nasycenia – ciśnienie niezbędne do nasycenia ropy gazem.

Złoża  kondensatowe  –  kondensat  złożowy  to  płyn  lekki,  ściśliwy,  składający  się  z  gazu  i  rozpuszczonych  lekkich  frakcji.
Warunkiem  pojawienia  się  jest  duża  głębokość  (2000m)  gdzie  ciśnienie  przekraczać  powinno  20  MPa  a  temperatura  być
powyżej 90 stopni.

07. 01. 15 Złoża niekonwencjonalne węglowodorów.

Ropa naftowa – 85 złóż, w Karpatach mające znaczenie historyczne, największe znaczenie gospodarcze mają złoża na Niżu
Polskim.  W  utworach  permu,  karbonu  i  kambru.  Ropy  średnioparafinowe.  Złoża  zagospodarowane  –  96%  zasobów  kraju.
Zasoby  bilansowe  24  377.53  tys.  ton,  zasoby  pozabilansowe  408.06  tys.  ton  i  zasoby  przemysłowe  15  419.63  tys.  ton.
Zasoby bilansowe na Niżu Polskim ponad 13 tys. ton.

Gaz ziemny – głównie Niż Polski (perm, 69% wydobywalnych zasobów). Przedgórze Karpat – 26%. 287 złóż gazu ziemnego
ogólnie. Zasoby bilansowe - 132 074.47 mln m

, pozabilansowe 2 222.53 mln m

, zasoby przemysłowe - 62 176.39 mln m

Metan pokładów węgla – udokumentowany w GZW, 53 złoża. Wydobycie utrudnione, niekonwencjonalne złoże. Zasoby
wydobywalne bilansowe według stanu na 31.12.2013 r. wynoszą 85,4 mld m

. Wydobycie metanu wyniosło 274,21 mln m

Ilość metanu, wyemitowanego wraz z powietrzem kopalnianym systemem wentylacji wyniosła 456,98 mln m

. Zasoby

przemysłowe określone zostały dla 26 złóż i wynoszą 6 913,92 mln m

Złoża niekonwencjonalne:



gaz z łupków (shale gas)



gaz zaciśnięty (tight gas)



metan pokładów węgla (coathed methane)

Gaz z łupków – gaz ziemny, wydobywany z bogatych w materię organiczną bardzo drobnoziarnistych skał (mułowców i
iłowców), które są zarazem skałami macierzystymi i zbiornikowymi. Formy występowania gazu w formacjach łupkowych:



gaz wolny wypełniający pory, spękania, szczeliny,



gaz związany – z materią organiczną i minerałami ilastymi, fizykochemicznie (sorbowany).

Różnią się sposobem przepływu, gaz wolny przepływa laminarnie, gaz związany wskutek desorpcji lub dyfuzji.

Kryteria poszukiwania gazu z łupków:
- minimalna miąższość kompleksu łupkowego od 50 do 70 m, przy zawartości TOC 2% (kopalnej materii organicznej),
- minimalna zawartość TOC 1-2% i więcej, powinna być odpowiednio dojrzała termicznie,
- dojrzałość materii organicznej R

>1,3% (pow. okna ropotwórczego),

- głębokość od 1000m do 3500m (4500m) – głębsze otwory mogą być za drogie,
- prosta budowa tektoniczna, uskoki mogą przejmować energię szczelinowania,
- obecność konwencjonalnych złóż ropy i gazu,
- charakter skały łupkowej – preferowane dużo krzemionki i mało materiału ilastego pęczniejącego.
W Polsce mamy zasoby bilansowe na poziomie 0.

Gaz zaciśnięty (tight gaz) – w piaskowcach lub wapieniach o bardzo małej przepuszczalności i porowatości od kilku do
kilkunastu %. Tight gas eksploatowano jeszcze przed gazem z łupków.

Metan pokładów węgla (coal Bed methane) – towarzyszy formacjom węglonośnym, może występować:



w formie zaadsorbowanej w strukturę węgla (90% zasobów),



w formie wolnej w szczelinach i spękaniach w pokładzie węgla oraz makroporach węglowych, a także w skałach
płonnych.

Węgiel charakteryzuje skomplikowany system porów: mikro, mezo i makroporów, ponadto obecne są szczeliny (migracje
metanu wolnego). W mikroporach <2 nm następuje akumulacja metanu sorbowanego, w mezo 2-50 nm i makroporach >50
nm akumulacja metanu wolnego.
Powierzchnia właściwa węgla (wewnętrzna) szacowana jest na 2-300 m kw./g.

W Polsce GZW północny – odgazowanie węgla i przyrost metanonośny, południowy – strefa przystropowa gdzie obniża się
metanonośność. Eksploatacja metanu pokładów węgla za pomocą otworów pionowych i horyzontalnych, wielodennych.

Metody sejsmiczne w poszukiwaniach naftowych:
- fale poprzeczne i podłużne, wzbudzanie fali, która następnie odbija się i powraca do geofonu, znając czas i prędkość fali
tworzymy granicę odbijającą.
Twardość (impedancja) akustyczna = R = γ * v. R to twardość akustyczna, γ – gęstość ośrodka, v – prędkość fali podłużnej.
Twardość akustyczna skał ropo- i gazonośnych będzie mniejsza niż skał otaczających. Skały, które mogą zawierać ropę i gaz,
charakteryzują się mniejszą gęstością, większą porowatością.

14.01.15 Ropa i gaz w aspekcie złożowym i ekonomicznym.

Złoże  ropy  naftowej  i  gazu – naturalne nagromadzenie substancji węglowodorowych, których wydobycie może przynieść
korzyść  gospodarczą.  Do  węglowodorów  należą:  ropa  naftowa,  gaz  ziemny  i  jego  pochodne,  metan  pokładów  węgla  jako
kopalina  główna.  Do  węglowodorów  nie  należy  metan  jako  kopalina  towarzysząca  węglowi  kamiennemu  pozyskiwany  na
drodze odmetanowania kopalń.

Zasoby  geologiczne  =  zasoby  bilansowe  +  zasoby  ekonomiczne  +  zasoby  pozabilansowe.  Wydobywalne  bilansowe
stanowią do 40% zasobów geologicznych.

Jednostki opłacalności:



Minimalne pierwotne zasoby geologiczne – 50000 t.



Minimalna średnia wydajność z otworów w konturze złoża – 2 t/d.



Minimalny stosunek początkowego ciśnienia złożowego do hydrostatycznego – 0,6.



Maksymalna gęstość ropy – 0,9 g/cm



Minimalne pierwotne zasoby geologiczne – 60 mln m



Minimalna średnia wydajność z otworów w konturze złoża – 3000 m

/d.



Minimalna zawartość węglowodorów – 30% obj.



Maksymalna zawartość rtęci – 40 µg/m

Jednostki zasobów ropy i gazu:



baryłka (barrel, bbl) – 159 l, 1 baryłka statystyczna – 0,137 t



1 t ropy – ok. 7,3 baryłki



– normalny metr sześcienny adekwatny do warunków normalnych



petadżul – PJ = 10

J, 1 mln m3 gazu = 0,33-0,52 PJ

Szacowanie złóż ropy i gazu:
Metody statyczne – metoda objętościowa – zakłada, że wielkość zasobów uzależniona jest od pojemności zbiornika,
stosowana jest dla złóż nowo odkrytych lub w początkowej fazie eksploatacji. Parametry to powierzchnia zbiornika F,
miąższość zbiornika m, wsp. porowatości n, wsp. nasycenia skał wodą k, gęstość ropy g, wsp. wydajności zbiornika h, wsp.
skurczu ropy – r, wsp. ściśliwości gazu – B.
Q=F*m*n*(1-k)/B - dla gazu ziemnego [m

]

B= zP

śr

o..,

P – ciśnienie, T - temperatura

Q=F*m*n*k*g*h*r - dla ropy naftowej [Mg]
Q

=Q*K – zasoby wydobywalne [Mg]

Metody dynamiczne – metoda spadku ciśnienia - dla gazu, zakłada stałą ilość wydobytego gazu na drodze spadku ciśnienia
w trakcie eksploatacji, może być stosowana dla złóż długo eksploatowanych. Parametry to ciśnienie złożowe i wydobycie i
własności fizyczne płynów złożowych oraz fizyczne parametry złoża.
V = QP

/(P

-Pa

)

V – pierwotne zasoby gazu [m

]

Q – ilość wydobytego gazu w czasie spadku ciśnienia od pierwotnego ciśnienia złożowego do średniego przy końcu
eksploatacji
a

– poprawki na odchylenie gazu od prawa Boyle’a Mariotte’a

– pierwotne ciśnienie złożowe

P – średnie ciśnienie złożowe przy końcu eksploatacji

Metody dynamiczne – metoda krzywych spadku wydobycia – dla ropy i gazu:
· stosowana dla złóż o długiej historii eksploatacji
· opiera się na analizie naturalnego spadku wydobycia w czasie
· prezentacja w/w analizy w postaci funkcji wykładniczej, lub hiperbolicznej

GiP – Gas in place (ilość gazu w złożu) – zasoby geologiczne. lość gazu możliwego do wydobycia.
EUR – Estimated ultimate recovery
SCW – Szacunkowe całkowite wydobycie

Zasoby prognostyczne – nie odkryty potencjał węglowodorowy, szacuje się w celu prognozowania wydobycia w przyszłości i
określenia  polityki  poszukiwawczej.  Sposoby  szacowania:  metoda  objętościowa  i  metoda  genetyczna,  która  polega  na
analizie  geodynamicznej  basenów  sedymentacyjno-strukturalnych,  uwzględnia  układ  skał  macierzystych,  zbiornikowych  i
uszczelniających, termodynamiczne warunki tworzenia faz węglowodorów i ich ruchu na drodze akumulacji
Q=P*F, gdzie P – potencjał jednostkowy, F – czynna genetycznie powierzchnia basenu