„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