1. Warunki uzyskania koncesji.

Uzyskania koncesji wymaga wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie poszukiwania lub rozpoznawania złóż kopalin, wydobywania kopalin ze złóż, bezzbiornikowego magazynowania substancji oraz składowania odpadów w górotworze, w tym w podziemnych wyrobiskach górniczych a także w innych dziedzinach wymienionych w ustawie o swobodzie działalności gospodarczej.

Wniosek o udzielenie lub o zmianę koncesji zawiera:

  1)   firmę przedsiębiorcy, oznaczenie jego siedziby i adresu albo miejsca zamieszkania i adresu oraz adresu głównego miejsca wykonywania działalności gospodarczej;

  2)   numer w rejestrze przedsiębiorców lub w ewidencji oraz numer identyfikacji podatkowej (NIP);

  3)   określenie rodzaju i zakresu wykonywania działalności gospodarczej, na którą ma być udzielona koncesja.

Ten, kto rozpoznał złoże kopaliny, stanowiące przedmiot własności górniczej, i udokumentował je w stopniu umożliwiającym sporządzenie projektu zagospodarowania złoża oraz uzyskał decyzję zatwierdzającą dokumentację geologiczną tego złoża, może żądać ustanowienia na jego rzecz użytkowania górniczego z pierwszeństwem przed innymi.

Za najkorzystniejszą uznaje się ofertę, która otrzyma najwyższą ocenę komisji
przetargowej, przyznaną na podstawie obiektywnych kryteriów dotyczących:
1) technicznych i finansowych możliwości oferenta;
2) proponowanego zakresu i technologii prowadzenia prac geologicznych na podstawie
ustawy. - Prawo geologiczne i górnicze, zwanej dalej "ustawą";
3) proponowanej wysokości wynagrodzenia za ustanowienie użytkowania górniczego.
4. W przypadku gdyby dwie lub więcej ofert otrzymało jednakową ocenę na podstawie
kryteriów, o których mowa w ust. 3, organizator przetargu wzywa oferentów, którzy
złożyli te oferty, do złożenia w terminie określonym przez organizatora przetargu ofert
dodatkowych.

2. Omów zagospodarowanie złóż kopalin. Co to jest teren górniczy i obszar górniczy.

Obszar górniczy – jest to przestrzeń w granicach której przedsiębiorca jest uprawniony do wydobywania kopalin

Teren górniczy – przestrzeń objęta przewidywanymi szkodliwymi wpływami robót górniczych zakładu górniczego

1) złoża gazu ziemnego występują : Niż Polski, przedgórze Karpackie, Bałtyk.

W złożach Niżu Polskiego występuje obecnie 69,5 % wydobywanych zasobów gazu ziemnego. Na przedgórzu Karpat - 25,5 %, na Bałtyku-4%

Bałtyk – ilość złóż: 2 Karpaty – ilość złóż: 30 Niż – ilość złóż: 89 Przedgórze – ilość zasobów: 69

Razem: 120 a zasoby wydobywalne to 120.892.66 mln m3

2) Metan pokładów węgla (MPW) -w złożach Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. W 2010 r. przyjęte zostały zawiadomieniem dokumentacje 2 nowych złóż metanu pokładów węgla kamiennego: „Chudów – Paniowy 1” oraz „Żory 1”. Wydobycie metanu wyniosło 232,4 mln m3. Jest to wielkość oznaczająca odmetanowanie, czyli ilość metanu ujmowanego przez stacje odmetanowania poszczególnych kopalń węgla kamiennego. Zasoby przemysłowe określone zostały dla 22 złóż i wynoszą 5690,84 mln m3 . Zasoby wydobywalne bilansowe wynoszą 89 988.62.

3) W Polsce w roku 2010 były udokumentowane 82 złoża ropy naftowej, w tym w Karpatach – 29 złóż, na ich przedgórzu (w zapadlisku przedkarpackim) - 11, na Niżu Polskim 40 złóż oraz w obszarze polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku - 2 złoża. Obecnie zasoby w Karpatach i na ich przedgórzu są na wyczerpaniu. W Polsce, największe znaczenie gospodarcze mają złoża ropy naftowej występujące na Niżu Polskim. W 2010 r. wydobywalne zasoby złóż na Niżu stanowiły blisko 74,5 %, a zasoby złóż polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku 20,5 % zasobów krajowych. Zasoby przedgórza Karpat oraz Karpat odgrywają rolę podrzędną (odpowiednio 3,0 % i 2,0 % zasobów krajowych). W złożach zagospodarowanych występuje 96 % zasobów kraju.

Bałtyk – ilość złóż: 2 Karpaty – ilość złóż: 29 Niż – ilość złóż: 29 Przedgórze – ilość zasobów: 6

Razem: 66 a zasoby wydobywalne to 24 660.58mln m3

4) Geologiczne zasoby bilansowe węgli brunatnych wynoszą 19 818,88 mln t, w tym 0,8 mln t stanowią węgle bitumiczne, 2 513 mln t (około 12,6 %) węgle brykietowe i około 1 496 mln t (7,5 %) węgle wytlewne, jednak całość zasobów jest wykorzystywana i uznawana jako węgle energetyczne. Geologiczne zasoby bilansowe w złożach zagospodarowanych wynoszą 1 686,54 mln t, co stanowi 8,51 % ogółu geologicznych zasobów bilansowych. Węgiel brunatny z tych złóż jest eksploatowany w 5 kopalniach: Bełchatów, Turów, Adamów, Konin i Sieniawa.

Złoża zakładów czynnych - ilość złóż 10 Złoża eksploatowane okresowo - ilość złóż 1

Razem: 11 a zasoby wydobywane to 1 686.54mln m3

5) Złoża węgla kamiennego w Polsce występują w trzech zagłębiach. Wydobycie węgla kamiennego prowadzone jest obecnie w dwóch z nich: Górnośląskim Zagłębiu Węglowym (GZW) oraz w Lubelskim Zagłębiu Węglowym (LZW). Udokumentowane zasoby bilansowe złóż węgla kamiennego wg stanu na 31.12.2010 rok wynoszą 45 144 mln t. Zasoby złóż zagospodarowanych stanowią obecnie 37,3 % zasobów bilansowych i wynoszą 16 852 mln t.

Złoża zakładów czynnych - ilość złóż 45 Złoża eksploatowane okresowo - ilość złóż 1 Kopalnie w budowie - ilość złóż 2

Razem: 3 a zasoby wydobywane to 16 851.68 mln m3

6) Złoża siarki rodzimej występują w zapadlisku przedkarpackim w obrębie osadów chemicznych tortonu, głównie wapieni pogipsowych, w postaci wypełnień drobnych kawern i szczelin. Wydobycie siarki rodzimej prowadzone jest obecnie tylko ze złoża Osiek, metodą wytopu podziemnego. Jest to ostatnia na świecie duża kopalnia siarki rodzimej. Oprócz niej siarka rodzima pozyskiwana jest na świecie w niewielkich ilościach ze złóż wulkanicznych.

Złoża zakładów czynnych – ilość złóż 4 Złoża ekspl. okresowo – ilość złóż 1 nie eksploatuje

Razem ilość złóż 4 zasoby geologiczne 28.01 mln t.

7) Złoża soli kamiennej formacji mioceńskiej, zlokalizowane w zapadlisku przedkarpackim głównie blisko brzegu nasunięcia karpackiego od Śląska poprzez Wieliczkę i Bochnię w kierunku wschodniej granicy Polski, były najwcześniej rozpoznane i zagospodarowane. Eksploatację ich zakończono 1996 r., kiedy zaprzestano wydobycia w kopalni Wieliczka. Udokumentowane zasoby bilansowe złóż soli mioceńskich wynoszą ponad 4,36 mld t. Podstawowym źródłem soli jest obecnie cechsztyńska formacja solonośna, rozciągająca się na 2/3 obszaru Polski, głównie na terenie Niżu Polskiego. Zasoby bilansowe tych złóż oceniane są na blisko 25 mld t.

Złoża zakładów czynnych – ilość złóż 3 Złoża ekspl. okresowo – ilość złóż 1 nie eksploatuje

Razem ilość złóż 4 zasoby geologiczne 12506.14 mln t.

3.Określenie „ruch zakładu górniczego”. Wymagania do planu ruchu.

Ruch zakładu górniczego to działalność zakładu prowadzona zgodnie z zasadami techniki górniczej. Ruch zakładu górniczego odbywa się na podstawie planu ruchu.
Plan ruchu zakładu górniczego określa szczegółowe przedsięwzięcia niezbędne w celu zapewnienia:
1) bezpieczeństwa powszechnego;
2) bezpieczeństwa pożarowego;
3) bezpieczeństwa i higieny pracy pracowników zakładu górniczego;
4) prawidłowej i racjonalnej gospodarki złożem;
5) ochrony środowiska wraz z obiektami budowlanymi;
6) zapobiegania szkodom i ich naprawiania.

Plan ruchu zakładu górniczego sporządza się z uwzględnieniem warunków określonych w koncesji oraz projekcie zagospodarowania. Plan ruchu zakładu górniczego sporządza się na okres od 2 do 6 lat albo na cały planowany okres prowadzenia ruchu, jeżeli jest on krótszy.. Plan taki zatwierdzany jest przez organ nadzoru górniczego w drodze decyzji, po zasięgnięciu opinii wójta, burmistrza, prezydenta miasta. O opinie występuje przedsiębiorca. Po uzyskaniu opinii występuje o zatwierdzenie. O uzgodnienie do wójta, burmistrza, prezydenta miasta przedsiębiorca występuje, gdy jest to plan ruchu likwidowanego zakładu górniczego. Zmiany planu ruchu – to dodatki planu ruchu. Przedsiębiorca ma obowiązek stosować się do planu ruchu. Jeżeli występuje zagrożenie życia, zdrowia ludzkiego, zagrożenie środowiska może odstąpić od planu ruchu od czasu usunięcia zagrożenia. Kierownik ruchu zakładu górniczego jest zobowiązany niezwłocznie zawiadomić właściwy organ nadzoru górniczego celem uzyskania zgody na odstąpienie od planu ruchu. w razie odmowy udzielenia zgody, dalszy ruch zakładu górniczego może być prowadzony tylko zgodnie z zatwierdzonym planem.
Ruch zakładu górniczego może się odbywać tylko pod kierownictwem i dozorem osób posiadających odpowiednie kwalifikacje. Zdają oni egzaminy dopuszczające przed okręgowym urzędem. Przedsiębiorca jest zobowiązany posiadać dokumentację mierniczo-geologiczną i uzupełniać ją w miarę postępu robót górniczych. Osobami uprawnionymi do sporządzenia dokumentacji mierniczo-geologicznej są mierniczy górnicy i geolog górniczy, każdy w zakresie swoich kwalifikacji. Przedsiębiorca jest zobowiązany do prowadzenia ewidencji zasobów złoża na podstawie dokumentacji geologicznej i projektu zagospodarowania złoża.

4. Kwalifikacje osób kierownictwa i dozoru ruchu zakładu górniczego.

Ruch zakładu górniczego może się odbywać tylko pod kierownictwem i dozorem osób posiadających odpowiednie kwalifikacje. Osoby zajmujące stanowisko kierownika i dozoru ruchu zakładów górniczych muszą posiadać szczególne kwalifikacje ujęte w przepisach Prawa GiG. Posiadania kwalifikacji dla osób kierownictwa i dozoru ruchu stwierdza właściwy organ nadzoru górniczego. Stwierdzenie kwalifikacji następuje po ustaleniu, że kandydat posiada wymagane kwalifikacje ogólne i zawodowe, zdrowotne oraz po złożeniu z wynikiem pozytywnym egzaminu. Kwalifikacje to znajomość określonego rodzaju zakładów górniczych w stopniu niezbędnym do sprawowania kierownictwa lub dozoru ruchu oraz władanie językiem polskim w mowie i piśmie. Przez kwalifikacje zawodowe kandydata rozumie się ukończenie przez niego odpowiedniej szkoły potwierdzone dyplomem lub świadectwem, staż pracy określony czasem jego trwania oraz rodzajem wykonywanych czynności, szkolenia specjalistyczne potwierdzone zaświadczeniem oraz odbycie praktyki w kierownictwie, dozorze ruchu lub w ruchu zakładu górniczego. Aby uzyskać kwalifikacje kierownika ruchu zakładu górniczego lub kierownika działu ruchu zakładu górniczego należy wcześniej uzyskać kwalifikacje wyższego dozoru ruchu.

Kwalifikacje osób poszczególnych stopni dozoru ruchu stwierdza urząd górniczy na podstawie kwalifikacji zawodowych ( wymaganego wykształcenia i praktyki zawodowej). Dla stwierdzenia kwalifikacji stopnia dozoru ruchu poszczególnych rodzajów zakładów górniczych wymagane jest odpowiednie wykształcenie połączone z wymaganą długością praktyki odpowiednio długiej dla posiadanego wykształcenia i dla stopnia dozoru o który się ubiegamy.

5. Systemy energetyczne złóż ropy naftowej.

Ze względu na źródło energii złożowej powodującej przepływ płynów do odwiertów, złoże może pracować z różnymi systemami energetycznymi: -system ekspansyjny skał i cieczy;
-system rozpuszczonego gazu; -system z czapą gazową; -system wodno naporowy; -system drenażu grawitacyjnego; -system złożony.

System ekspansyjny skał i cieczy - Dla ciśnień powyżej ciśnienia nasycenia jedynymi materiałami w złożu są węglowodory w fazie ciekłej, woda związana i skała. Ze spadkiem ciśnienia skała i płyny rozszerzają się zgodnie z ich indywidualnymi własnościami rozszerzalności. W miarę rozszerzania się ropa i woda są wypychane z przestrzeni porowej do odwiertu. Ze względu na niewielką ściśliwość cieczy i skały wydobycie płynów złożowych na drodze ekspansji powoduje duże spadki ciśnienia złożowego. Wykładnik gazowy utrzymuje się na stałym poziomie równym współczynnikowi rozpuszczalności gazu w ropie przy ciśnieniu nasycenia. System ten jest najmniej efektywnym źródłem energii złożowej.

System rozpuszczonego gazu. Źródłem ekspansji objętościowej (energii złożowej) jest tutaj gaz wydzielający się z roztworu ropy. Gdy ciśnienie spada poniżej ciśnienia nasycenia z ropy uwalniają się pęcherzyki gazu, które rozszerzając się wypychają ropę z przestrzeni porowej. Ze wzrostem nasycenia gazem wzrasta przepuszczalność względna dla gazu i pojawia się przepływ mieszaniny gazu i ropy (która wciąż zawiera rozpuszczony gaz) do odwiertu i na powierzchnię. Gwałtowny spadek ciśnienia złożowego. Nieznaczny spadek wykładnika gazowego do momentu osiągnięcia nasycenia krytycznego gazem. Gwałtowny wzrost wykładnika gazowego po przekroczeniu nasycenia krytycznego gazem. Po osiągnięciu maksimum, wykładnik gazowy zaczyna maleć. Współczynnik sczerpania złoża 5-30 %.

System z czapą gazową. Ze spadkiem ciśnienia w złożu, czapa gazowa powiększa się wskutek ekspansji gazu oraz jego uwalniania się z ropy wypychając ropę. Kiedy gaz z czapy gazowej dociera do odwiertów wydobywczych w górnej części struktury, wówczas wykładnik gazowy w tych odwiertach znacząco wzrasta. Powolny spadek ciśnienia złożowego. Stopniowy wzrost wykładnika gazowego. Tempo spadku ciśnienia i wzrostu wykładnika gazowego zależne od wielkości czapy gazowej. Współczynnik sczerpania złoża 20-40%.

System wodno naporowy. Złoże w kontakcie z wodą okalającą lub podścielającą (aquiferem). Ze spadkiem ciśnienia, skała i woda aquifera rozszerzają się stając się zewnętrznym źródłem dopływu wody, która wypełnia przestrzeń po płynach wydobytych ze złoża. Dopływająca do złoża woda jest jednocześnie źródłem podtrzymywania ciśnienia złożowego. Powolny, niewielki spadek ciśnienia złożowego. Stały, niski wykładnik gazowy. Stopniowy wzrost produkcji wody. Współczynnik sczerpania złoża 35-75%. Wpływ niejednorodności złoża.

System drenażu grawitacyjnego. Drenaż grawitacyjny odnosi się do separacji ropy i gazu spowodowanej siłą grawitacji. Jeśli wpływ siły grawitacji jest wystarczająco silny to faza gazowa wytworzona z gazu uwalniającego się z ropy oddziela się od fazy ropnej i tworzy własną wtórną czapę gazową. Czapa ta rozszerza się wypierając ropę. Nierównomierny spadek ciśnienia złożowego. Niski wykładnik gazowy. Niski poziom produkcji ropy. Współczynnik sczerpania zależy od: przepuszczalności pionowej, kąta nachylenia warstwy, wydatku ropy, lepkości ropy.

System złożony. System rozpuszczonego gazu ze słabym dopływem wody. System rozpuszczonego gazu z małą czapą gazową oraz słabym dopływem wody. Wyraźny spadek ciśnienia złożowego. Wzrost wydobycia wody w odwiertach zlokalizowanych w dolnej części złoża. Przy czapie gazowej nieznaczny wzrost wykładnika gazowego. Współczynniki sczerpania złoża większe od systemu rozpuszczonego gazu, mniejsze od systemu wodno naporowego.

6. Przedstaw podział tektoniczny Karpat Polskich

Karpaty zewnętrzne (fliszowe) ,(Beskidy Zachodnie, Białe Karpaty, Podgórze Karpackie, Jaworniki )zbudowane są ze skał piaskowcowo- łupkowych wieku kreda- oligocen. Skały te łącznie z jednostką Stebnicką nasunięte są na autochtoniczne utwory młodszego miocenu przedgórza Karpat. Karpaty fliszowe w brzeżnej części północnej leżą na warstwach miocenu zapadliska Przedkarpackiego, a w części południowej leżą prawdopodobnie na zróżnicowanym podłożu mezozoiczno- paleozoicznym i prekambryjskim.

Karpaty fliszowe (zewnętrzne) zbudowane są z wielu płaszczowin, fałdów, łusek i skib nasuniętych lub obalonych zwykle w kierunku północnym. Płaszczowiny nasunięte są kolejno na niżej leżące jednostki północne, a stwierdzone dotychczas amplitudy nasunięć dochodzą do 40 km. Płaszczowiny te zbudowane są z różniących się częściowo osadów, rozdzielonych grzbietami górskimi utworzonymi ze skał odpornych na wietrzenie i erozję.

W Karpatach fliszowych wyróżniono 5 głównych jednostek (plaszczowin) nasuniętych na siebie z kierunku południowego ku północy. Płaszczowiny te to (od południa): magurska, dukielska, śląska, podśląska, skolska.

Najbardziej na południu leży płaszczowina magurska, przykrywająca bezpośrednio pawie całą płaszczowinę dukielską i częściowo płaszczowinę śląską. Na północ od płaszczowiny magurskiej leżą kolejno płaszczowiny: dukielska, śląska, podśląska i skolska, stanowiąca brzeżną część Karpat

7. Podać określenie skały macierzystej oraz wymienić elementy wpływające na jej efektywność.

Skała macierzysta – są to skały posiadające zdolność do generowania i wydzielania z siebie węglowodorów. Zdolność ta uzależniona jest od ilości i rodzaju zachowanej w skale materii organicznej(MO) oraz stopnia jej dojrzałości termicznej określanej stopniem refleksyjności witrynitu(% Ro). Najszybsze odcięcie tlenu od rozproszonej MO następuje w osadach ilasto – mułowcowych powstających w beztlenowych środowiskach depozycyjnych. Stąd skały takie jak ciemne, brązowe lub czarne iłowce i łupki są typowymi skałami macierzystymi, stanowiące około 60 % wszystkich skał macierzystych. Pozostała część to skały węglanowe (wapienie, łupki wapniste i dolomity).

Miarą produktywności skał macierzystych (potencjału generacyjnego) jest zawartość MO, którą określa wskaźnik TOC(total organic carbon) w % wagowych. Zmienia się on od 0% w skałach starszych niż kambr do 100% w niektórych węglach. Dla naftowych skał macierzystych , wskaźnik TOC:
w zakresie od 0,5% do 1% oznacza niski(słaby) potencjał generowania węglowodorów.

Dla zakresu od 1% do 2% jest to średni potencjał.

Dla zakresu od 2% do 3% jest to dobry potencjał.

Dla zakresu powyżej 4% jest to bardzo dobry potencjał

Stadia dojrzałości termicznej MO w jednostkach (% Ro):

a. stadium diagenezy Ro < 0,5%

b. stadium katagenezy

- główna faza powstawania ropy Ro < 1,3%,

„okno ropne” (0,5% - 1,3%), „okno gazowe” (1,1% i powyżej)

- faza powstawania kondensatu Ro = 1,3% – 2,0 %

c. stadium metagenezy

- powstawanie gazu termokatalicznego Ro > 2,0%

Rodzaj materii organicznej określa typ kerogenu, wyróżnia się typy:

- kerogen typu I – ropogenny

- kerogen typu II – mieszany

- kerogen typu III – gazogenny

8. Systemy energetyczne złóż ropy naftowej. Zmiana podstawowych parametrów eksploatacyjnych złoża (Q, WG, P) w funkcji czasu w warunkach poszczególnych systemów energetycznych.

Systemy energetyczne :

- system ekspansyjny skał i cieczy

- system rozpuszczonego gazu

- system z czapą gazową

- system wodno naporowy

- system drenażu grawitacyjnego

SYSTEM EKSPANSYJNY SKAŁ I CIECZY

Ze spadkiem ciśnienia skała i płyny rozszerzają się zgodnie z ich indywidualnymi właściwościami poszerzalności. W miarę poszerzania się ropa i woda są wypychane z przestrzeni porowej do odwiertu. Ze względu na niewielką ściśliwość cieczy i skały – wydobycie płynów złożowych powoduje duże spadki ciśnienia złożowego. Wykładnik gazowy utrzymuje się na stałym poziomie równym współczynnikowi rozpuszczalności gazu w ropie przy ciśnieniu nasycenia.

SYSTEM ROZPUSZCZONEGO GAZU

Źródłem energii złożowej jest gaz wydzielający się z ropy. Spadające ciśnienie poniżej ciśnienia nasycenia powoduje wydzielanie się rozpuszczonego gazu, który rozszerzając się wypiera ropę z przestrzeni porowej. Ze wzrostem nasycenia gazem wzrasta przepuszczalność względna dla gazu.

- gwałtowny spadek ciśnienia złożowego

- Nieznaczny spadek wykładnika gazowego do momentu osiągnięcia nasycenia krytycznego gazem

-Gwałtowny wzrost wykładnika gazowego po przekroczeniu nasycenia krytycznego gazem

-Po osiągnięciu maksimum, wykładnik gazowy zaczyna maleć

-Współczynnik zczerpania złoża 5-30 %

SYSTEM Z CZAPĄ GAZOWĄ

Ze spadkiem ciśnienia w złożu, czapa gazowa powiększa się wskutek ekspansji gazu oraz jego uwalniania się z ropy wypychając ropę. Kiedy gaz z czapy gazowej dociera do odwiertów wydobywczych w górnej części struktury, wówczas wykładnik gazowy w tych odwiertach znacząco wzrasta.

-Powolny spadek ciśnienia złożowego

-Stopniowy wzrost wykładnika gazowego

-Tempo spadku ciśnienia i wzrostu wykładnika gazowego zależne od wielkości czapy gazowej

-Współczynnik sczerpania złoża 20-40%

SYSTEM WODNO NAPOROWY

Złoże w kontakcie z wodą okalającą lub podścielającą (aquiferem). Ze spadkiem ciśnienia, skała i woda aquifera rozszerzają się stając się zewnętrznym źródłem dopływu wody, która wypełnia przestrzeń po płynach wydobytych ze złoża. Dopływająca do złoża woda jest jednocześnie źródłem podtrzymywania ciśnienia złożowego

-Powolny, niewielki spadek ciśnienia złożowego

-Stały, niski wykładnik gazowy

-Stopniowy wzrost produkcji wody

-Współczynnik sczerpania złoża 35-75%

-Wpływ niejednorodności złoża

SYSTEM DRENAŻU GRAWITACYJNEGO

Drenaż grawitacyjny odnosi się do separacji ropy i gazu spowodowanej siłą grawitacji. Jeśli wpływ siły grawitacji jest wystarczająco silny to faza gazowa wytworzona z gazu uwalniającego się z ropy oddziela się od fazy ropnej i tworzy własną wtórną czapę gazową. Czapa ta rozszerza się wypierając ropę.

-Nierównomierny spadek ciśnienia złożowego

-Niski wykładnik gazowy

-Niski poziom produkcji ropy

-Współczynnik sczerpania zależy od: przepuszczalności pionowej, kąta nachylenia warstwy, wydatku ropy, lepkości ropy

SYSTEM ZŁOŻONY

System rozpuszczonego gazu ze słabym dopływem wody

System rozpuszczonego gazu z małą czapą gazową oraz słabym dopływem wody

Wyraźny spadek ciśnienia złożowego

Wzrost wydobycia wody w odwiertach zlokalizowanych w dolnej części złoża

Przy czapie gazowej nieznaczny wzrost wykładnika gazowego

Współczynniki sczerpania złoża większe od systemu rozpuszczonego gazu, mniejsze od systemu wodno naporowego.

Zmiana wydatku w czasie

Dla nieobecnych na wykresie 3 systemów złożowych :

Dla systemu ekspansyjnego ropy i skał – wiadomo że jest to najmniej wydajny system i współczynnik szczerkania złoża w tym wypadku jest najmniejszy. Wiadome jest że następuje duży spadek ciśnienia przy eksploatacji, a co za tym idzie spadek wydatku również musi być dość znaczny.

Dla systemu z drenażem grawitacyjnym – tutaj krzywa musi zawierać się gdzieś pomiędzy krzywymi 2 i 3. Spadek ciśnienia jest nierównomierny, więc spadek wydatku również taki będzie.

System złożony – w zależności od tego czy występuje system rozpuszczonego gazu z czapą i dopływem wody czy z rozpuszczonym gazem i dopływem wody. Spadek ciśnienia jest jednak znaczny, przez co spadek wydatku również musi być duży. Krzywa będzie powyżej krzywej 3

Zmiana współczynnika wydobycia gazu

Dla systemu z drenażem grawitacyjnym – niski współczynnik gazowy ( nie ma jednak przebiegu krzywej, ale chyba będzie to linia prosta )

System złożony – przy występowaniu czapy gazowej występuje nieznaczny wzrost wykładnika gazowego

1 wodnocisnieiniowy 2 z czapa 3 z rozpuszczonym gazem 4 ekspansji skal ciecz

Spadek ciśnienia

System drenażu grawitacyjnego – spadek ciśnienia jest nierównomierny.

System złożony – następuje wyraźny spadek ciśnienia

UWAGA ! To że linie ciśnień, wydatków czy wykładników gazowych są w takiej a nie innej kolejności ustawione, nie znaczy to że zawsze największe ciśnienie panuje w systemie wodnonaprowym, itp.

9. PODAĆ OKREŚLENIE SYSTEMU NAFTOWEGO ORAZ WYMIENIĆ JEGO ELEMENTY Z KRÓTKA CHARAKTERYSTYKĄ

System naftowy integruje w ujęciu przestrzenno-czasowym wszystkie strukturalno-litofacjalne elementy basenu osadowego i procesy w nim zachodzące, niezbędne dla formowania się złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. Klasyfikację produktywności systemów naftowych oparto na trzech kryteriach funkcjonalności:

1. Wskaźnik ładunku naftowego

   1. przeładowany

   2. normalnie naładowany

   3. niedoładowany

2. Styl drenażu naftowego

   1. wertykalny

   2. lateralny

   3. kombinowany

3. Stopień impedancji systemu

   1. wysoki

   2. niski

Pod względem funkcjonalnym zasadniczymi elementami systemu naftowego są:

1. Kuchnia generowania: ta część przestrzeni basenu, w której skały macierzyste osiągnęły głębokość intensywnego generowania ciekłej i/lub gazowej fazy węglowodorów

2. Strefa aktywnego drenażu wygenerowanych węglowodorów przez skały zbiornikowe

3. Pokrywa skał uszczelniających migrację wewnątrzzbiornikową i potencjalne pułapki złożowe

   Wskaźnik ładunku naftowego (SPI) - jest to wskaźnik oznaczający ilość wygenerowanego ekwiwalentu naftowego, wyrażoną w tonach na km² powierzchni basenu naftowego.

   Charakteryzuje ropo-gazonośny potencjał wszystkich pakietów skał macierzystych. Może być on określony jako wysoki, średni albo niski.

   Basen naftowy - obniżony element litosfery, zbudowany z formacji osadowych, zawierających potencjalne skały macierzyste, zbiornikowe i uszczelniające, których stopień lityfikacji inspirował procesy generowania i migracji węglowodorów.

   System Naftowy składa się z :

   -Skała macierzysta
   -proces generowania węglowodorów (pr chemiczny)
   -proces migracji pierwotnej (proces fizyczny)
   -skała zbiornikowa
   -Proces migracji wtórnej (pr fizyczny)
   -skała uszczelniająca
   -proces powstania pułapki (pr geologiczny)
   -proces utworzenia się naturalnego nagromadzenia węglowodorów (akumulacja)
   -Proces migracji trzeciej (prowadzący do zniszczenia akumulacji złoża)

10 . Rodzaje filtrów studziennych.

Filtry rurowe perforowane – materiał: rury stalowe, PCV (polichlorku winylu) lub inne. Instaluje się je w spękanych skałach zwięzłych lub luźnych zbudowanych z gruboziarnistych żwirów. Ich perforacja każdorazowo musi być dostosowana do uziarnienia warstwy wodonośnej. Powinna ona umożliwić odpiaszczenie warstwy wodonośnej, a jednocześnie zatrzymania ziarna większej średnicy, których wypłukiwanie prowadziłoby do sufozji warstwy wodonośnej. Filtry te służą również jako szkielet do budowy innych rodzajów filtrów, umożliwiających ujmowanie wody ze skał luźnych o drobniejszym uziarnieniu jak np. filtrów siatkowych, żwirowych, wkładkowych itp. Perforacja tych filtrów może być okrągła lub szczelinowa. Do filtrów rurowych perforowanych zalicza się również filtry „mostkowe” ze szczelinami wytłaczanymi w formie mostku.

Filtry siatkowe - stosowane są do ujmowania wód podziemnych z luźnych warstw wodonośnych takich jak piaski i żwiry. Są wykonywane z rury perforowanej, na która odpowiednio nawinięta jest siatka filtracyjna spełniająca funkcję filtra właściwego. Filtry siatkowe muszą być wykonane z takich materiałów, które: - nie powodowałyby tworzenia się ogniw galwanicznych, - były tanie i łatwo dostępne, - nie traciły swoich właściwości w ośrodku wód podziemnych, - posiadały niewielki opór hydrauliczny, - nie sprzyjały wytrącania się związków chemicznych, głównie związków żelaza i manganu. prosta budowa i niski koszt produkcji.

Filtry żwirowe - zbudowany jest z rury szkieletowej perforowanej, obsypanej lub obłożonej jedną lub kilkoma warstwami obsypki filtracyjnej o granulacji dostosowanej do istniejących warunków hydrogeologicznych . obsypka filtracyjna powinna przepuszczać wodę i drobne frakcje piasku, a zatrzymywać ziarna o większej średnicy i tym samym zabezpieczać warstwę wodonośną przed sufozją. Filtry żwirowe można stosować do ujmowania wody z warstw drobnoziarnistych, posiadają one małe oporyhydrauliczne i umożliwiają powstanie w strefie przyfiltrowej naturalnego filtra. Wpływa to na poprawę warunków filtracji wokół otworu i podnosi sprawność studni. Filtry żwirowe w otworach normalnośrednicowych stosuje się do głębokości około 100m, a w otworach wielkośrednicowych do 300 [m]. Filtry żwirowe składają się z rury szkieletowej wykonanej z różnych materiałów (stal, PCV, laminat itp.) z perforacją okrągłą, szczelinową, mostkową lub inną obłożoną jedną lub dwoma warstwami klejonych żywicami granulowanych żwirków. Gotowe, o odpowiedniej długości i granulacji okładziny żwirowej, instalowane są w otworze wiertniczym i dodatkowo obsypane warstwą obsypki żwirowe

11. Dopływ wody do studni zupełnej w ustalonych warunkach filtracji – poziom nieograniczony (wzory Dupuit’a).

Dla filtracji ustalonej najbardziej znanym i powszechnie stosowanym, jest schemat Dupuita. Zakłada on istnienie studni dogłębionej, o małej średnicy, pracującej z niezmienną w czasie wydajnością i depresją. Warstwa wodonośna ma nieograniczone rozprzestrzenianie, stałą miąższość i wykazuje stałą wartość współczynnika filtracji. Zwierciadło wody przed rozpoczęciem pompowania studni zalega poziomo. Laminarny ruch wód podziemnych w kierunku otworu można traktować jako płasko-radialny.

Wzory na wydatek pojedynczej studni w zależności na charakter zwierciadła :

-dla poziomu wodonośnego o zwierciadle swobodnym.

Q=$\frac{\mathbf{\text{πk}}\mathbf{(}\mathbf{H}^{\mathbf{2}}\mathbf{-}\mathbf{h}^{\mathbf{2}}\mathbf{)}}{\mathbf{\ln}\frac{\mathbf{R}}{\mathbf{r}}}$

-dla poziomu wodonośnego o zwierciadle napiętym.

Q=$\frac{\mathbf{2\pi km}\mathbf{(}\mathbf{H}\mathbf{-}\mathbf{h}\mathbf{)}}{\mathbf{\ln}\frac{\mathbf{R}}{\mathbf{r}}}$

-dla poziomu wodonośnego o zwierciadle napiętym, gdy depresja w otworze zostaje obniżona poniżej spągu warstwy napinającej, warunki naporowo-swobodne.

Q=$\frac{\mathbf{\text{πk}}\mathbf{\lbrack}\left( \mathbf{2H}\mathbf{-}\mathbf{m} \right)\mathbf{m}\mathbf{-}\mathbf{h}^{\mathbf{2}}\mathbf{\rbrack}}{\mathbf{\ln}\frac{\mathbf{R}}{\mathbf{r}}}$

H- wysokość statycznego zwierciadła wody ponad ponad nieprzepuszczalne podłoże [m]
h- wysokość dynamicznego zwierciadła wody w studni eksploatacyjnej [m]
Q- wydajność otworu studziennego[m³/d]
k- współczynnik filtracji [m/d]
m- miąższość naporowej warstwy wodonośnej [m]
R- promień leja depresyjnego [m]
r- promień studni pompowej [m]

12. Elementy monitoringu stosowane w ochronie środowiska.

Elementy monitoringu stosowane przez PMŚ (Państwowy Monitoring Środowiska).

  1)   jakości powietrza;

• Badania i ocena jakości powietrza

• Jakość powietrza on-line

• Badania chemizmu opadów atmosferycznych i ocena depozycji zanieczyszczeń do podłoża

• Modelowanie jakości powietrza

• Badania tła zanieczyszczenia atmosfery wg programów międzynarodowych

• Badania stanu warstwy ozonowej nad Polską oraz pomiary natężenia promieniowania UV

• Inne dokumenty dotyczące monitoringu jakości powietrza

2)   jakości wód śródlądowych powierzchniowych i podziemnych oraz morskich wód wewnętrznych i wód morza terytorialnego;

  3)   jakości gleby i ziemi;

  4)   hałasu;

  5)   promieniowania jonizującego i pól elektromagnetycznych;

• Wykonywanie pomiarów na stacjach wczesnego wykrywania skażeń promieniotwórczych IMGW

• Monitoring 137CS w glebie

• Pomiar skażeń promieniotwórczych wód powierzchniowych i osadów dennych

  6)   stanu zasobów środowiska, w tym lasów;

  7)   rodzajów i ilości substancji lub energii wprowadzanych do powietrza, wód, gleby i ziemi;

  8)   wytwarzania i gospodarowania odpadami

14. Przepuszczalność skały – definicja, rodzaje oraz metody określania.

Przepuszczalność skały – zdolność skały do przepuszczania przez siebie płynów pod wpływem różnicy ciśnień.

Przepuszczalność:

a) absolutna (k) – przepuszczalność dla danej fazy przy nasyceniu tą fazą. Warunkiem jest to, aby płyn był płynem jednorodnym oraz skała była jednorodna

b) efektywna(fazowa-k_f) – jest to przepuszczalność dla danej fazy, jeżeli skała jest nasycona co najmniej dwoma fazami

c) względna(k_rf) –stosunek przepuszczalności fazowej przez przepuszczalność absolutną. Służy celom stabilizowania zależności przepuszczalności do nasycenia.

Jednostką współczynnika przepuszczalności jest Darcy

1 D w układzie SI 1m²

1 D = 10^-12 m²

1 mD = 10^-15 m²

Do określania przepuszczalności wykorzystuje się 3 metody:

-metoda laboratoryjna (przetłaczamy przez rdzeń medium(np.powietrze) pod wpływem różnicy ciśnień, a następnie z równania Darcy wyznaczamy współczynnik przepuszczalności

-sposób pośredni metodami geofizycznymi (metodami geofizycznymi określamy współczynnik porowatości skały, a następnie szukamy efektywnej zależności pomiędzy współczynnikiem przepuszczalności a współczynnikiem porowatości dla danego typu skały na podstawie zebranych danych przemysłowych)

-wyznaczenie współczynnika przepuszczalności na podstawie testów hydrodynamicznych. Testem służącym do określania współczynnika przepuszczalności jest test odbudowy ciśnienia.

15. Anizotropia i niejednorodność górotworu oraz ich wpływ na eksploatację otworową.

Anizotropia – zmiany wielkości wektorowej z kierunkiem w jednym punkcie, zależność od kierunku, własności fizyczne : stała dielektryczna, własności magnetyczne, przepuszczalność, oporność, wytrzymałość skał, przewodność cieplna, prędkości rozchodzenia się fal akustycznych. Anizotropia powstaje podczas tworzenia się warstw oraz w trakcie przeobrażania się warstw.

Anizotropia przepuszczalności wpływa na :

· Projekt odwiertu, decyzja o kierunku odwiertu, pionowy, poziomy, kierunkowy

· Projekt szczelinowania hydraulicznego

· Wyposażenie odwiertu i sposób udostępnienia częściowe lub całkowite udostępnienie.

· Sposób nawadniania, lokalizacja odwiertów chłonnych

· Procesy związane z płynami o rożnej gęstości np. produkcja poniżej ciśnienia nasycenia, stożki wodne i gazowe, nawadnianie, zatłaczanie pary.

Niejednorodność – zmiany wielkości skalarnej między co najmniej 2 punktami, zależność od położenia, własności fizyczne : gęstość, stała dielektryczna, własności magnetyczne, naturalne promieniowanie gamma, przepuszczalność, porowatość, oporność, wytrzymałość skał, nasycenie,

prędkość rozchodzenia się fal akustycznych, zwilżalność

16. Prawo liniowej filtracji Darcy- definicja, zastosowanie, kryteria stosowalności

Prawo liniowej filtracji Darcy- z definicji jest to stosunek wydatku do pola przekroju całkowitego skały.

$$W = \frac{q}{A}$$

Zależność prędkości filtracji od ciśnienia. Tylko dla przepływu laminarnego:

Re<2300

$$W = - \frac{k}{\mu}\text{grad}P$$

Zależność z tej wynika że prędkość filtracji jest proporcjonalna do gradientu ciśnienia, a współczynnikiem proporcjonalności jest iloraz przepuszczalność skały k i lepkości μ

W złożach rzeczywistych przepływ różni się od liniowego dlatego najwieksza odchyłka od prawa Darcy jest przy odwiercie szczególnie dla gazu.

Stosowalność prawa Darcy’ego ograniczona jest do pewnego zakresu rozmiarów porów oraz do pewnego zakresu prędkości filtracji.

−gradP = ∝ • w + βω² ∖ n

17.Ciśnienie kapilarne w złożu ropy naftowej i efekty z nim związane

W wyniku istnienia w porach kapilarnych powierzchni granicznej dwóch lub trzech faz oraz później zwilżalności powierzchni fazy stałej, powierzchnia graniczna tych faz (np. ropa i woda lub ropa i gaz) przybierają kształt menisku, na którym istnieje tzw. ciśnienie kapilarne.

gdzie:

σ_RW – napięcie powierzchniowe na granicy ropa – woda [N/m],

θ – kąt zwilżalności powierzchni fazy stałej,

r – promień porów [m],

Ciśnienie kapilarne uwarunkowane jest krzywizną menisku. Możemy wnioskować, że znak wielkości ciśnienia kapilarnego zależy od zwilżalności powierzchni fazy stałej, od tego zależy więc czy ciśnienie kapilarne będzie ułatwiało lub utrudniało przepływ w ośrodku porowatym. Jeżeli powierzchnia jest hydrofilna (θ < 90^o) to ciśnienie kapilarne będzie ułatwiało przepływ ropy przez wodę ze skały zbiornikowej. Jeżeli powierzchnia jest hydrofobowa (θ > 90^o) to ciśnienie kapilarne będzie utrudniało przepływ w ośrodku porowatym.

18 Definicja i zmiana w funkcji ciśnienia podstawowych własności płynów złożowych (Bo, Bg, Rs, μ, ρ).

B_o – współczynnik objętościowy ropy naftowej - stosunek objętości ropy naftowej w złożu do obj tej samej ilości ropy na powierzchni

B_g – współczynnik objętościowy gazu – stosunek objętości gazu ziemnego w złożu do objętości tej samej ilości gazu ziemnego w warunkach standardowych

R_s – współczynnik rozpuszczalności gazu w ropie – stosunek ilości gazu rozposzczonego w jednostce objętości ropy [m³_n/m³]

Lepkość – tarcie wewnętrzne powstające przy ruchu cieczy ( opory przeciw przepływowi )

Gęstość - jest to stosunek masy pewnej ilości substancji do jej objętości

19.CZYNNIKI WPŁYWAJĄCE NA DOSKONAŁOŚC HYDRODYNAMICZNĄ ODWIERTÓW EKSPLOATACYJNYCH –O.E. JEST DOSKONAŁY GDY PRZEPŁYW PŁYNU ZŁOŻOWEGO W STREFIE JEGO ZASIĘGU ODBYWA SIĘ ZGODNIE  Z ZASADAMI PRZEPŁYWU PŁASKO – RADIALNEGO, JEST TO MOŻLIWE GDY:

- ODWIERT PRZEWIERCA CAŁĄ MIĄŻSZOŚĆ WARSTWY , 

-  ŚCIANY ODWIERTU UTWORZONE SĄ  BEZPOŚREDNIO  PRZEZ SKAŁĘ ZBIORNIKOWĄ,

- DOPŁYW JEST NA CAŁEJ POBOCZNICY WALCA.

C=C1+C2

C1 – niedoskonałości związane z stopniem kontaktu otworu ze złożem

- znajomość ilości otworów perforacyjnych przypadających na 1 m odkrytej miąższości

- średnica otworów perforacyjnych

- zasięg otworów perforacyjnych

- średnica odwiertu

C2 – niedoskonałości związane z przewierceniem całej miąższości złoża

-całkowita miąższość złoża

-przewiercona miąższość złoża

-średnica

20. Przyczyny zmian parametrów strefy przyodwiertowej.

Może wnikać płuczka do strefy przyodwiertowej, co często powoduje nieodwracalne skutki w postaci zmniejszenia lub czasami zaniku dopływu gazu lub ropy do odwiertu. Istotne jest zatem dobre rozeznanie zjawiska filtracji płynów zabiegowych, takich jak: płuczka wiertnicza, woda, ciecze szczelinujące i kwasujące oraz inne do ośrodka porowatego. Stosowane płyny zabiegowe zawierają fazę stałą w postaci cząsteczek, które mogą wnikać w strukturę porową złoża zmniejszając tym samym jego przepuszczalność. Stopień i intensywność wnikania cząstek stałych do skały oraz osadzania się ich na powierzchni skały (ściance odwiertu) zależy od struktury przestrzeni porowej skały, wymiarów porów, jak też wymiarów i kształtów wnikających cząstek. Na wielkość strefy objętej wnikaniem cząstek duży wpływ ma również stopień zeszczelinowania złoża, istnienie szczelin prowadzi bowiem często do głębokiej penetracji i skażenia dużej części skały złożowej wokół odwiertu. Zasadniczy wpływ na uszkodzenie strefy przyodwiertowej mają:

• właściwości skały złożowej,

• właściwości użytej płuczki,

• wielkość depresji ciśnienia,

• czas trwania zabiegu.

Dla odwiertu ropno-gazowego rozkład ciśnienia przedstawia poniższy wykres. Przy założeniu, że odwiert na całej głębokości byłby wypełniony wyłącznie cieczą (ropą lub wodą), rozkład ciśnienia w tym przypadku będzie funkcją liniową a wykresem jest linia prosta, zgodnie ze wzorem:

P_ds = P_gs + H • γ_r

H- głębokość odwiertu [m]
h- głębokość na której znajduje się poziom ropy w odwiercie

21 - „Skin effect” – definicja, rodzaje i wpływ na eksploatację.
Skin effect jest to współczynnik efektów brzegowych. Może być dodatni, ujemny lub równy 0. Nie posiada jednostki. Wartość skin effectu określamy na podstawie testów hydrodynamicznych, matematycznie brak wiarygodnych zależności. Analizując opory przepływ płynu w ośrodku porowatym można wyrazić dwa jego składniki: -oporu mechaniczne wywołane samą strukturą ośrodka porowatego, jego niejednorodnościa, zmianą wielkości itp. –opory wywołane turbulencją przepływu która zależy w pewnym stopniu od struktury przestrzeni porowej, zaś zasadniczo od własności płynów. Mniejsza turbulencja jest dla cieczy, większa dla gazów.

Całkowity skin effect jest sumą skin effectu mechanicznego i turbulencyjnego wyrażonego iloczynem współczynnika turbulencji D i wydatku q.
S=Sm+D*q
S jest składową w spadku ciśnienia w pewnej strefie blisko odwiertu. Ma to wpływ na przepuszczalność tej strefy.Dodatni gdy przepuszczalność w strefie blisko odwiertu jest mniejsza od przepuszczalności calizny, ujemny kiedy przepuszczalność jest wieksza od przepuszczalności calizny.
W praktyce przemysłowej mamy wpływ na wartość Sm przez zabiegi szczelinowania i kwasowania.

22. Wpływ perforacji na dopływ płynów do odwiertu.

Wpływ perforacji na dopływ płynów przejawia się poprzez Skin Effect, lecz gdy perforacja udostępnienia powyżej 75% miąższości złoża to wpływ na skin effect jest pomijalny. Zła perforacja zaburza przepływ w układzie złoże – odwiert i zasadniczo wpływa na wydajność odwiertu. Dobrze przeprowadzona perforacja, która nie wpływa negatywnie na przepływ do odwiertu płynów powinna:
- przebijać na wylot kolumnę rur eksploatacyjnych;
- przebijać na wylot kamień cementowy;
- przebijać skałę zbiornikową( niekiedy częściowo skolmatowaną podczas wiercenia otworu) na kilka metrów i tworzyć w niej szczelina o średnicy około 1 cm;
- być wykonana na całej miąższości złoża. Zdarza się też, że przy źle wykonanych otworach perforacyjnych są one zapchane złomem z innych otworów lub okruchami z kamienia cementowego. Perforacja głównie ma za zadanie zmniejszenie negatywnego skin effectu. Głównymi przyczynami negatywnego wpływu źle przeprowadzonej perforacji na dopływ płynów do odwiertu jest:
-częściowo nie przebita kolumna rur eksploatacyjnych ( nie przebita na wylot); - kolumn rur niesperforowana na całej miąższości złoża;
-nie przebity kamień cementowy;
- otwory perforacyjne zatkane są złomem lub okruchami kamienia cementowego. Uszkodzenie strefy przedwiertowej i wpływ perforacji może być przedstawiony za pomocą skumulowanego skin effectu.

23. Obliczenie ciśnienia dennego statycznego dla odwiertu ropno- gazowego. Wykres rozkładu ciśnienia.

$$P_{w} = P_{gl} \bullet e^{\frac{g(H - h)}{\text{zRT}}} + \ h \bullet \rho_{r} \bullet g$$

H- głębokość odwiertu [m]
h- głębokość na której znajduje się poziom ropy w odwiercie [m]
ρ_r- gęstość ropy
z- współczynnik pseudościśliwości
T - średnia temp. w odwiercie
Pgł- ciśnienie głowicowe
Pds- ciśnienie denne statyczne

24 . Średnie ciśnienie złożowe i ciśnienie zredukowane cel i metoda wyznaczania.

Ciśnienie złożowe średnie- w praktyce przemysłowej jako wartość średniego ciśnienia w strefie oddziaływania odwiertu przyjmujemy wartość zmierzonego ciśnienia dennego statycznego. Jeżeli wartość ciśnień dennych są zbliżone do siebie to możemy zastosować średnią arytmetyczną a w przypadku większych różnicy stosujemy średnią ważoną po powierzchni strefy lub po objętości.
$Pzl\left( sr \right) = \sum_{}^{}{pi*Fi/\sum_{}^{}\text{Fi}}$ lub $Pzl\left( sr \right) = \sum_{}^{}{pi*Vi/\sum_{}^{}\text{Vi}}$

Ciśnienie zredukowane- cięnienie które panowałoby w danym elemencie złoża gdyby znadował się on w głębokości przyjętej za poziom odniesienia

Pzr1=Pds1+(hzr-h1)*γr,

Pzr2=Pds2-(h2-hzr)*γr ,

Pzr3=Pds3-(h3*hrw)*γw-(hrw-hzr)*γr

Gdzie: - ciężar właściwy ropy lub wody

P_zr – ciśnienie zredukowane

P_ds – ciśnienie denne statyczne

h_zr – głębokość zredukowana

h – głębokość odwiertów

h_rw – głębokość zalegania konturu ropa – woda

25. Zastosowanie analizy węzłowej do określania wydajności eksploatacyjnych otworów.

Analiza węzłowa w przemyśle prowadzona jest w celu określenia wydatku dozwolonego. Wyznaczony w ten sposób wydatek jest wydatkiem możliwym do uzyskania z odwiertu przy różnicy ciśnień pomiędzy ciśnieniem średnim w złożu a ciśnieniem głowicowym ustalonym tak, aby krzywa przepustowości odwiertu przecięła się z krzywą IPR w żądanym punkcie. Z tak ustalonym wydatkiem rozpoczyna się eksploatacja i jest przeprowadzona przez okres po którym dokonujemy weryfikacji ciśnienia złożowego oraz parametrów odwiertu, na ogół 1 rok.

Analiza węzłowa w teorii polega na analizie krzywych IPR i VLP wykreślonych w układzie PW i q

$$P_{w} = \ \sqrt{\text{Psr}^{2} - aq - bq^{2}}$$

VLP – krzywa przepustowości odwiertu, wykreślona w oparciu o równanie przepustowości przy założeniu ciśnienia głowicowego oraz średnicy rur wydobywczych. (w drugą stronę - określa cisnienie głowicowe jakie należy ustawić na głowicy, aby eksploatacja odbywała się z wydatkiem q)

Obie krzywe przecinają się w punkcie który jest wydatkiem jaki możliwy jest do uzyskania z odwiertu przy różnicy ciśnień między ciśnieniem złożowym a przyjętym przez nas ciśnieniem głowicowym.

Tak ustalony wydatek nie jest najczęściej wydatkiem dozwolonym

Dla wyznaczenia wydatku dozwolonego ustalamy komisyjnie wartość tzw. Depresji dopuszczalnej tzn. różnicy ciśnień między złożowym a dennym która naszym subiektywnym zdaniem nie powinna zagrażać złożu lub odwiertowi

Wpływ na wielkość depresji dopuszczalnej :

- Intensywność i charakter dopływu wody do złoża

- stopień piaszczenia złoża. Wynoszenie cząstek stałych wraz z medium prowadzi do : tworzenia zasypu na dnie odwiertu, zatykaniem przepływu, niszczenia mechanicznego

26. Metody wydobycia ropy naftowej:

I rodzaju (12 -15%)-ropa wydobywana jest na skutek naturalnych zjawisk zachodzących w złożu a) naturalny dopływ wody, b)ekspansja gazu, c) rozpuszczony gaz, d) siły grawitacji, e) zmiany stanu naprężenia,
IIrodzaju-(15 – 20%) zwiększenie oddziaływania naturalnych zjawisk przez działanie zewnętrzne
a) zatłaczanie wody b) zatłaczanie gazu,
III rodzaju >11% a) termiczne (spalanie wewnątrz pokładowe, zatłaczanie gorącej wody, zatłaczanie pary wodnej) b) chemiczne (zatłaczanie Śr.PCz, zatłaczanie polimerów) c) zatłaczanie gazu

RODZAJE METOD TERMICZNYCH:

a)egzotermiczne reakcje chemiczne na dnie odwiertu,
b) wygrzewanie odwiertów,
c) zatłaczanie nośnika ciepła,
d) spalanie wewnątrzpokładowe

WYGRZEWANIE TERMICZNO-CHEMICZNE – polega na przeprowadzeniu na dnie odwiertu reakcji egzotermicznych. Użyte reagenty powinny: (wytwarzać dużą ilość ciepła)(nie tworzyć produktów nie rozpuszczonych w wodzie)(tanie) Mg+2HCl=MgCl₂+H₂+Q_1, NaOH+HCl=NaCl+H₂O+Q₂

WYGRZEWANIE ELEKTRYCZNE ODWIERTÓW – umieszczenie w odwiercie wgłębnego grzejnika elektrycznego:

a) wygrzewanie ciągłe-(grzejnik umieszczony pod pompą wgłębną),
b) wygrzewanie okresowe – grzejnik zapuszczany na drążku na kilkadziesiąt godzin. Wytworzona temp. powinna rozpuszczać parafinę, lecz nie powodować odparowania lekkich składników ropy t<523 Kelviny Qg=Qr+Qp+Qs

ZATŁACZANIE NOŚNIKA CIEPŁA DO ZŁOŻA – zatłaczamy parę wodną do odwiertu strefy przyodwiertowej złoża. Zatłoczona para skrapla się w porach skały oddając ciepło kondensacji.

Metody zatłaczania pary wodnej okresowe i ciągłe,
Sposób działania na złoże –zmniejszenie lepkości ropy, -stabilizacja warunków złożowych przez kondensację pary, wydzielenie się lekkiej frakcji

WEWNĄTRZPOKŁADOWE SPALANIE ROPY – istotą metody jest wytwarzanie ciepła bezpośrednio w złożu, zmniejsza to straty cieplne i podnosi efektywność zabiegu,
-wytworzone ciepło przenosi się w złożu na skutek przewodzenia i konwekcji, najczęściej system pięciopunktowy, Wzrost temperatury powoduje (odparowanie lekkich składników ropy)(odparowanie wody złożowej)(zmniejszenie lepkości płynów pozostających w fazie ciekłej)(pirolizę ciężkich składników ropy – powstanie koksu naftowego)

Powstałe pary płynów złożowych kondensują się ponownie po przejściu do chłodnej części złoża, tworząc strefę gorącej cieczy ułatwiającej wypieranie. Składniki gazowe powodują wzrost ciśnienia złożowego. Zabieg inicjuje się za pomocą grzejnika gazowego lub elektr. Proces ten wymaga dostarczenia powietrza (ok.12Nm³/kgkoksu)

Spalanie proste – front przemieszcza się od odwiertu zasilającego do eksploatac. Spalanie przeciwkierunkowe - front przemieszcza się od odwiertu od eksploatac do zasilającego

Podział metod wydobycia 

1. Metody pierwszego rodzaju - ropa wydobywana jest na skutek naturalnych zjawisk zachodzących w złożu

• Naturalny dopływ wody

• Ekspansja gazu

• Rozpuszczony gaz

• Siły grawitacji

• Zmiany stanu naprężeń

2. Metody drugiego rodzaju- zwiększenie oddziaływania naturalnych zjawisk przez działania zewnętrzne

• Zatłaczanie wody

• Zatłaczanie gazu

3. Metody trzeciego rodzaju

Metody termiczne

• Spalanie wewnątrz pokładowe

• Zatłaczanie gorącej wody

• Zatłaczanie pary wodnej

Metody chemiczne

• Zatłaczanie SPCz

• Zatłaczanie polimerów

• Zatłaczanie gazu

27. Warunek istnienia samoczynnego wypływu ropy z odwiertu

Samoczynny wypływ ropy naftowej z odwiertu na powierzchnię może mieć miejsce wówczas, gdy ilość energii zawartej w określonej ilości ropy znajdującej się na dnie odwiertu jest większa od ilości energii potrzebnej do wykonania pracy wyniesienia tej ropy na powierzchnię. Ropa może wydostawać się samoczynnie na powierzchnię na wiele sposobów. Niekiedy ciśnienie wody znajdującej się pod złożem ropy jest na tyle duże, że ta jest wtłaczana do szybu i sama przeoływa do góry. Bywa, że ropę wypycha na powierzchnię

ciśnienie znajdującego się nad nią gazu. Warunkiem koniecznym do samowypływu ropy z odwiertu jest to, że ciśnienie denne musi być większe niż ciśnienie głowicowe tak więc musi być depresja ciśnienia i ciśnienie denne musi być większe niż opory przepływu w rurach wydobywczych. Musi być spełniony warunek:

P_dr ≥ P_gł + P_H + P_R

Pdr – ciśnienie denne ruchowe,
Pgł – ciśnienie głowicowe,
PH – ciśnienie hydrostatyczne,
PR – opory przepływu.

Wypływ samoczynny ropy z odwiertu następuje wtedy, gdy w złożu ropnym panuje wysokie ciśnienie i gdy nasycenie por skały roponośnej (np. piaskowca) ropą i gazem jest duże. Samoczynny wypływ ropy z odwiertu może mieć miejsce tylko wówczas, gdy ilość energii zawartej w 1 tonie ropy w warunkach panujących na dnie odwiertu jest większa od energii potrzebnej do wykonania pracy wydźwignięcia tej ilości ropy na powierzchnię.

28. Urządzenia wydobywcze stosowane na złożach ropy naftowej – podstawowe kryteria zastosowania.

Eksploatacje mechaniczne ropy naftowej czyli eksploatacje przy pomocy urządzeń wydobywczych możemy podzielić na:

I. Eksploatacje przy pomocy pomp:
1) pompy z silnikiem na powierzchni:
-pompy tłokowo- żerdziowe
-pompy wibracyjne
2) pompy z silnikiem w odwiercie:
- pompy elektryczne
- pompy hydrauliczne
II. Eksploatacje przy pomocy sprężonych gazów:
1) gazodźwigi
2) pompy wyporowe
Ad I
1) Z silnikiem na powierzchni:
- pompa żerdziowo-tłokowa –prosta budowa i łatwa eksploatacja. Stosowana w odwiertach o wydajności od kilkudziesięciu kilogramów do kilkudziesięciu ton ropy na dobę oraz głębokości od kilkudziesięciu do kilku tysięcy metrów.
Pompa ta napędzana jest za pomocą przewodu pompowego zbudowanego z żerdzi, a ten poruszany jest za pomocą żurawia pompowego potocznie zwanego kiwakiem, który znajduje się na powierzchni. Do napędu stosuje się silniki elektrycne lub Radko spalinowe. Wadami pompy żerdziowo- tłokowej jest min.: -obecność gazu w ropie
- max. krzywizna otworu 30 st
duża waga żerdzi..

- pompa wibracyjna- przeznaczona jest do eksploatacji odwiertów płytkich i średnio głębokich, produkujących ropę o lepkości kilku do kilkunastu cP, przy czym dopuszczalne jest jej zanieczyszczenie piaskiem unoszonym ze złoża.

2) Z silnikiem w odwiercie:
- hydrauliczna pompa wgłębna – jest agregatem wydobywczym składającym się z tłokowego silnika hydraulicznego i tłokowej pompy wgłębnej zapuszczanych do odwiertu oraz urządzeń napowierzchniowych. Nośnikiem energii jest ciecz robocza tłoczona z powierzchni do silnika hydraulicznego.
Zaletami tej pompy są: duża wydajność; wysoka efektywność; łatwość instalacji w odwiercie nie wymaga żerdzi. Wady to: wrażliwa na cząstki stałe i gaz.
-elektryczna pompa wgłębna – jest to urządzenie składające się z agregatu, który składa się z: elektrycznego silnika napędowego, protektora i wielostopniowej pompy odśrodkowej. Przystosowana jest do lekkich rop.
Zalety tej pompy to: duża wydajność; zastosowanie przy dużej krzywiźnie otworu; odporna na korozje. Wadą jest to że łatwo tą pompę uszkodzić piaskiem.

II. a) Gazodźwigi dzielimy :
ze względu na ich konstrukcje:
-jednokierunkowe
-dwukierunkowe
ze względu na sposób doprowadzenia medium roboczego czyli gazu:
-centralne
-pierścieniowe
b) Pompa wyporowa:
-pracuje cyklicznie, pracę wydźwignięcia płynu wykonuje energia rozprężającego gazu
Cykl pracy pompy : -okres napełniania komory -okres wytłaczania -okres wyrównywania ciśnień

29. TŁOKOWA ŻERDZIOWA POMPA WGŁĘBNA – BUDOWA I ZASADA DZIAŁANIA. ZALETY I WADY JEJ STOSOWANIA.

SKŁAD (BUDOWA):
1. METALOWY WALEC Z GNIAZDEM I ZAWOREM KULKOWYM NA KOŃCU POMPY (DNIE).
2. NURNIK ZAWIERAJĄCY DRUGI ZAWÓR KULKOWY Z GNIAZDEM (ZAWÓR RUCHOMY).

ZASADA DZIAŁANIA:
CYKL ROBOCZY TŻPW SKŁADA SIĘ Z OKRESÓW SSANIA I TŁOCZENIA. W OKRESIE SSANIA TŁOK POMPY PORUSZA SIĘ OD DOLNEGO MARTWEGO PUNKTU (DMP) DO GÓRNEGO MARTWEGO PUNKTU (GMP), ZAŚ W OKRESIE TŁOCZENIA W KIERUNKU PRZECIWNYM. DROGĘ PRZEBYTĄ PRZEZ TŁOK POMPY OD DMP DO GMP NAZYWAMY SKOKIEM TŁOKA S. RUCH TŁOKA POWODUJE NIEUSTANNĄ ZMIANĘ CIŚNIENIA W CYLINDRZE POMPY. CIŚNIENIE, PRZY KTÓRYM NASTĘPUJE OTWARCIE ZAWORU SSĄCEGO I ROZPOCZĘCIE DOPŁYWU DO CYLINDRA POMPY NAZYWAMY CIŚNIENIEM SSANIA P_S. CIŚNIENIE, PRZY KTÓRYM NASTĘPUJE OTWARCIE ZAWORÓW TŁOCZĄCYCH I WYPŁYW ROPY Z CYLINDRA POMPY DO RUR POMPOWYCH NAZYWAMY CIŚNIENIEM TŁOCZENIA P_T.

ZALETY I WADY:

ZALETY	WADY
+ DUŻA REGULACJA WYDAJNOŚCI + ŁATWOŚĆ NAPRAWY + CENA + CZĘSTO STOSOWANE + PROSTOTA BUDOWY	- MAX KRZYWIZNA OTWORÓW DO 20° - MOŻLIWOŚĆ USZKODZENIA MECHANICZNEGO RUR I ŻERDZI - DUŻA MASA WŁASNA ŻERDZI - ESTETYKA - OBECNOŚĆ GAZU ZMNIEJSZA EFEKTYWNOŚĆ DO 60%

Napędzane są silnikiem elektrycznym umieszczonym na powierzchni. Napęd z silnika

przekazywany jest do pompy za pomocą Żurawia pompowego lub układu kieratowego

a następnie poprzez przewód pompowy umieszczony w rurach wydobywczych.

Pompa wgłębna żerdziowa jest pompą ssąco – tłoczącą, której zasadę działania przedstawia rys. Podczas ruchu tłoka 4 w dół (rys. 30a) od górnego martwego punktu (g.m.p.) do dolnego martwego punktu (d.m.p.) zawór ssący 1 pod wpływem ciśnienia ropy w cylindrze zamyka się a ropa naftowa zgromadzona w cylindrze 2, poprzez zawory tłoczące 3 i wnętrze tłoka, przedostaje się nad tłok do rur wydobywczych 5 – jest to okres tłoczenia. Okres ten kończy się wytłoczeniem prawie całej ropy z cylindra z chwilą, gdy tłok osiągnie d.m.p. Następnie tłok rozpoczyna ruch do góry (rys. 30c) od d.m.p. do g.m.p. W tym momencie otwiera się zawór ssący 1 a zamykają się zawory tłoczące 3 w tłoku pompy i ropa naftowa z odwiertu napływa do cylindra tłoka – jest to okres ssania. Dopływ ropy do cylindra pompy następuje pod wpływem różnicy ciśnień, pomiędzy ciśnieniem słupa ropy w odwiercie a ciśnieniem w cylindrze. W okresie ssania następuję również podnoszenie słupa ropy zgromadzonej w rurach wydobywczych nad tłokiem (przy zamkniętych zaworach tłoczących) i wypływ ropy na powierzchnię. Ciężar słupa ropy w rurach przejmuje w tym momencie na siebie przewód pompowy. Odległość, jaką tłok pokonuje od g.m.p. do d.m.p. nazywamy skokiem tłoka pompy. Skok tłoka powinien być tak dobrany, aby tłok dolną częścią nie uderzał w zawór ssący pompy. Pompa wgłębna umieszczona jest w odwiercie na określonej głębokości pod poziomem statycznym ropy, która znajduje się w przestrzeni pierścieniowej pomiędzy rurami okładzinowymi a rurami wydobywczymi. Wypływ ropy na powierzchnie odbywa się porcjami o objętość równej objętości skokowej cylindra pompy, która jest iloczynem pola przekroju tłoka i skoku tłoka. Tłok pompy rurowej poruszany jest za pomocą przewodu pompowego 6, który przekazuje napęd z żurawia pompowego. Pod zaworem ssącym pompy może być umieszczony degazator oraz sito pompowe.

30. Pomiary gęstości i zawartości wody w płynie złożowym wydobywanym z odwiertu eksploatacyjnego.

1. Piknometr- jest to przyrząd służący do pomiarów gęstości ciał stałych i cieczy za pomocą serii ważeń. Głównym elementem piknometru jest małe naczynko szklanego pojemności od 1 do 100 ml z doszlifowanym korkiem. Korek wyposażony jest w rurkę kapilarną wraz z termometrem. Zasada interpretacji: Ważymy próżny piknometr( musi być suchy i czysty), po wyjęciu korka napełniamy piknometr badaną cieczą i ponownie osadzamy korek.

2. Areometr- gęstościomierz, przyrząd służący do pomiaru gęstości cieczy metodą .Ma formę zatopionej rurki szklanej obciążonej w najniższej części rtęcią lub śrutem, w celu nadania mu pozycji pionowej i zapewnienia odpowiedniego stopnia zanurzenia. Zasada działania areometru oparta jest na prawie Archimedesa. Zasada interpretacji: czysty cylinder pomiarowy napełniamy badaną cieczą, a następnie wkładamy czysty i suchy areometr z termometrem. Odczytujemy górny menisk cieczy, a potem temperaturę.

3. Waga Mohra- to aparat umożliwiający wykonywanie pomiarów gęstości cieczy za pomocą prawa Archimedesa. Mierzoną wielkością jest siła wyporu cieczy. Waga Mohra to waga dwuramienna. Jedna z belek podzielona jest na 10 działek o równej długości . Na końcu ramienia zawieszony jest szklany pływak, wewnątrz którego zamontowany jest termometr . W zagłębieniach przy podziałce umieszcza się specjalnie przygotowane ciężarki, o masach w stosunku 1:0,1:0,01, tzn. jeśli najcięższy ciężarek. Zasada interpretacji: cieczy, wlewamy do cylindra pomiarowego a następnie zanurzamy w niej wypornik. W skutek działania siły wyporu równowaga zostaje zachwiana i pływak wzniesie się ku górze tym wyżej, im wyższy jest ciężar właściwy badanej cieczy.

Zastosowanie:
Określenie własności wody

Do pomiaru zawartości wody służą:

1. Wirówka -urządzenie do rozdziału małej ilości badanego preparatu na składniki o różnych gęstościach pod wpływem działania siły odśrodkowej. Jej stałe przyspieszenie znacznie przekracza przyspieszenie ziemskie, wielokrotnie zwiększając szybkość sedymentacji.
2. Metoda destylacyjna- w tej metodzie oprócz wody i płynu złożowego wykorzystujemy trzecią substancję, którą jest rozpuszczalnik spełniający funkcję transportową wody. Metoda ta jest bardzo skuteczna, ponieważ rozdziela wodę nawet z ciężkich rop.

Zasada interpretacji:

Odnosimy się do wyników to znaczy jeśli zawartość wody jest do 1% to jest to dopuszczalne, natomiast powyżej niedopuszczalne. Bierzemy również pod uwagę gęstość rop ciężkich, jeśli jest ona powyżej 860kg/m³ wówczas takie ropy posiadają większe zawodnienie, czyli mają więcej wody.

Zastosowanie:

Stosujemy do sprawdzenia występowania ryzyka zawodnienia odwiertu( czy nie podchodzi woda do odwiertu)

31. Pomiary lepkości płynów złożowych wydobywanych z odwiertu eksploatacyjnego.

Lepkość płynów złożowych:

1.Współczynnik lepkości dynamicznej – miara tarcia wewnętrznego cząsteczek cieczy w czasie jej ruchu [Pas]

2.Współczynnik lepkości kinematycznej – stosunek współczynnika lepkości dynamicznej cieczy do jej gęstości [m2/s]

3.Współczynnik lepkości względnej – stosunek współczynnika lepkości dynamicznej danej ropy do współczynnika lepkości dynamicznej wody w temp. 20 C.

Przyrządy służące do pomiaru lepkości to Wiskozymetry.

Pomiar współczynnika lepkości kinematycznej wiskozymetrem Vogel-Ossage

Za pomocą wiskozymetru Vogel – Ossage możemy dokonać pomiaru, a następnie obliczyć współczynnik lepkości kinematycznej cieczy. mierzymy czas przepływu (opadania) swobodnie ściekającej cieczy od górnej do dolnej kreski kapilary.

Współczynnik lepkości kinematycznej obliczamy ze wzoru: v=10^-6*k*t

k – stała kapilary, [m²/s²], t- czas wypływu badanej cieczy, s.

Współczynnik lepkości dynamicznej η obliczamy ze wzoru: η = v * ρ

ρ- gęstość cieczy w temperaturze pomiaru, [kg/m3]

Pomiar współczynnika lepkości względnej ropy wiskozymetrem Engler’a.

Wiskozymetr Engler’a służy do określania lepkości względnej cieczy, wyrażanej w stopniach Engler’a. Współczynnik lepkości względnej wyraża się stosunkiem współczynnika lepkości dynamicznej wody w temperaturze 20[C].

Pomiar współczynnika lepkości cieczy wiskozymetrem Engler’a odbywa się przy założeniu laminarnego przepływu cieczy przez rurkę kapilarną. Mierzymy sekundomierzem czas wypływu odpowiedniej objętości cieczy do kolby miarowej.

Współczynnik lepkości względnej w temperaturze pomiaru (t) obliczamy ze wzoru:

E_t =t_c/t_w [^oE] ^oE – współczynnik lepkości względnej w stopniach Engler’a

Natomiast współczynnik lepkości kinematycznej obliczamy ze wzoru:

v = E_t / 132 10³

Pomiar współczynnika lepkości dynamicznej wiskozymetrem Hopplera.

Polega na pomiarze czasu opadania kulki pomiarowej o średnicy 15,634 [mm]. w kalibrowanej rurze szklanej od górnej miarki (M₁) do dolnej (M₂).

Obliczamy współczynnik lepkości dynamicznej na podstawie wzoru:

η- współczynnik lepkości dynamicznej [Ns/m²]

t- czas opadania kulki [s]

γk ciężar właściwy kulki [N/m3] γc ciężar właściwy badanej cieczy[N/m3] (w naszym przypadku ropa naftowa) K- stała kulki

Współczynnik lepkości kinematycznej ν można obliczyć na podstawie wzoru: v=η/ρ[m²/s]

Pomiar współczynnika lepkości dynamicznej powietrza (gazu)

W celu wyznaczenia współczynnika lepkości dynamicznej powietrza należy zmierzyć czas wypływu określonej objętości wody z butli oraz różnicę ciśnień na dwóch końcach rurki kapilarnej. Objętość wypływającej wody mierzymy menzurką. Do wyliczenia szukanych wartości posłuży nam wzór Hagena-Poiseuille’a. Następnie wyliczamy liczbę Reynoldsa w celu sprawdzenia czy podczas przeprowadzenia doświadczenia mieliśmy do czynienia z przepływem laminarnym.

μ – współczynnik lepkości dynamicznej powietrza [Pa·s], Δp – różnica ciśnień pomiędzy początkiem i końcem rurki pomiarowej [Pa], D – średnica rurki pomiarowej [m], l – długość rurki pomiarowej, V – objętość wody jaka wypłynęła z butli [m³]

32. Metody intensyfikacji (stymulacji) wydobycia ropy naftowej. Zasady doboru metody w zależności od warunków złożowych.

Intensyfikacja wydobycia są to zabiegi wykonywane w odwiertach wydobywczych, których celem jest zwiększenie wydajności odwiertu, przy jednoczesnym założeniu, że ich stosowanie nie zmienia stanu energetycznego złoża. Ten wzrost można osiągnąć poprzez zwiększenie współczynnika przepuszczalności skał złożowych w strefie zasięgu odwiertu lub zmniejszenie współczynnika lepkości ropy w strefie zasięgu odwiertu.

Metody intensyfikacji:

1. Metody wykorzystujące energię złożową:
- intensyfikacja dopływu ropy: rozwiercanie, odwierty poziome, zamykanie interwałów wodnych i gazowych,
- stymulacja: szczelinowanie hydrauliczne, kwasowanie, torpedowanie, wygrzewanie i płukanie.
2. Metody wtórne (wypieranie wodą lub gazem) polegające na obniżeniu lepkości ropy i przyspieszeniu jej napływaniu do odwiertu:
- zatłaczanie poza kontur złoża wody wraz z środkami chemicznymi,
- zatłaczanie gazu w najwyższą część złoża: gaz ziemny, azot, dwutlenek węgla, gazy spalinowe.
3. Metody udrażniające strefę przyodwiertową (oddziaływanie chemiczne, zmieszanie faz):
- metody cieplne: wypierane parą, gorącą wodą, wewnątrzstrefowe spalanie elektromagnetyczne.
- inne: mikrobiologiczne, polegające na wtłaczaniu do otworu roztworu zawierającego bakterie anaerobowe niszczące cząsteczki asfaltu, co udrażnia pory skalne i zwiększa przypływ ropy.
- perforacja ścian otwory i strefy przyodwiertowej: pociskowa (kierunkowymi ładunkami kumulacyjnymi), hydroperforacja (zatłaczanie do otworu wody pod dużym ciśnieniem, co powoduje udrażnianie porów i powstawanie szczelin),
- kwasowanie (wykonuje się w skałach węglanowych, wtłaczając mieszankę kwasów solnego - 90 % i fluorowodorowego - 10 % w celu wytworzenia kawern i powiększenia szczelin).

Zwiększenie dopływu ropy naftowej uzyskuje się przez wytworzenie szeregu spękań i szczelin w strefie przyodwiertowej.

W celu zwiększenia efektu działania, często łączy się dwie metody przeprowadzając, np. zabieg hydraulicznego szczelinowania przy użyciu cieczy kwasującej. W efekcie, dzięki hydraulicznemu szczelinowaniu otrzymuje się szczelinę, a w wyniku oddziaływania cieczy kwasującej powiększa się wysokość rozwarcia szczeliny. Metodę tą można stosować w tych samych skałach co kwasowanie odwiertu.

Celem stosowania metod zmniejszających lepkość ropy naftowej jest zarówno zmniejszenie lepkości ropy w odwiercie i w porach kolektora w strefie przyodwiertowej, jak i stopienie występujących tam pokładów parafiny. Jeżeli zastosuje się środki powierzchniowo czynne uzyskuje się zmniejszenie napięcia powierzchniowego na granicy ropa-gaz, co w konsekwencji zmniejsza opory przepływu ropy.

Każdy odwiert przed wykonaniem zabiegu intensyfikacji musi być wypełniony cieczą roboczą.

Dobór metody intensyfikacji wydobycia zależy od:

- ciśnienia szczelinowania,
- rodzaju skał złożowych
- własności wytrzymałościowych skał złożowych,
- porowatości i szczelinowatości
- stopnia nasycenia por płynem złożowym,
- głębokości zalegania złoża,
- warunki napowierzchniowe
Jeżeli mamy doczynienia ze skałami węglanowymi to najlepiej kwasowanie lub kwasowanie ze szczelinowaniem.
Jeżeli złoże o duże zawartości ciężkich węglowodorów i parafiny to torpedowanie co spowoduje intensyfikację wydobycia

33. Główne parametry technologiczne zabiegu szczelinowania hydraulicznego.

Zabieg polega na wytworzeniu jednej lub kilku szczelin w zasięgu odwiertu. Szczeliny mogą powstać poziome (równoległe do uławicenia) lub pionowe (prostopadłe do uławicenia). Szczelinę wytwarzamy przez zatłoczenie cieczy nośnej o bardzo dużej lepkości (cieczy szczelinującej), tak aby skały złożowe były praktycznie nieprzepuszczalne dla niej. Ciśnienie szczelinowania na drodze teoretycznej jest bardzo trudne do określenia (trzeba przyjąć pewne założenia upraszczające, np., że mamy do czynienia z ośrodkiem jednorodnym , który w praktyce nie występuje).

P_S = 98066,5(0,15-0,25) H[Pa] ,

H – głębokość zalegania pokładu szczelinowego w [m].

Aby przeprowadzić zabieg szczelinowania hydraulicznego należy zapoznać się z dokumentacją odwiertu, w razie potrzeby należy wykonać potrzebne pomiary. Ważna jest bowiem znajomość konstrukcji odwiertu (orurowania , zacementowania), głębokości, miąższości złoża, przepuszczalności i porowatości skał złożowych oraz ich rodzaj i ciśnienie złożowe, wydobycie ropy, gazu i wody z odwiertu.

Etapy zabiegu szczelinowania:

• wytworzenie szczeliny w caliźnie skały;

• podparcie wytworzonej szczeliny (piasek);

• usunięcie cieczy szczelinującej i nośnika piasku ze szczeliny.

Ciśnienie tłoczenia na powierzchni -

P_T = P_S – P_H +P_TR [Pa],

P_H – ciśnienie hydrostatyczne słupa cieczy szczelinującej,

P_TR – ciśnienie potrzebne na pokonanie oporów tarcia cieczy szczelinującej w czasie tłoczenia.

Ciecz szczelinująca winna mieć następujące własności: - posiadać dużą lepkość, tak by jej filtracja
w pory skał złożowych praktycznie nie istniała, - posiadać zdolność utrzymywania piasku w formie zawiesiny, - być możliwie tania.

Ciecze szczelinujące dzielimy na dwie grupy:

• ciecze szczelinujące na bazie olejowej RBM (ropa bezparafinowa – około 63% objętości cieczy, olej bunkrowy – około 28%, roztwór wodny mydeł naftenowych – około 9% ).

• ciecze szczelinujące na bazie wodnej RWM (ropa bezparafinowa – około 91,5% objętości cieczy, woda około 7%, roztwór wodny mydeł naftenowych – około 1,5%).

34. Modele geometrii szczeliny stosowane w projektowaniu zabiegu szczelinowania hydraulicznego.

2D:

• PKN – Perkins-Kern-Nordgen

  • zakłada się stałą wysokość szczeliny

  • szerokość zmienia się w funkcji długości i wysokości szczeliny

• KGD – Khristianovic-Geertsma-de Klerk

  • stała wysokość szczeliny

  • szerokość odwrotnie proporcjonalna do długości (im większa długość tym mniejsza szerokość)

  • szerokość niezmienna w wysokości

• radialny

  • szerokość wprost powiązana z długością

3D:

• P3D – pseudo 3D

• 3D

  • elementy modelu:

    • rozkład naprężeń 3D

    • przepływ cieczy szczelinującej

    • transport podsadzki

    • wymiana ciepła

    • filtracja do matrycy skalnej

  • równania w modelu

    • równanie bilansu naprężeń

    • równanie bilansu energii

    • równanie przepływu cieczy i podsadzki w szczelinie

    • równanie filtracji do matrycy skalnej

Model szczelinowania w płycie poddanej daleko przyłożonym obciążeniom – w rozwiązaniu wykorzystano model liniowo sprężystej mechaniki pęknięć określanej skrótem LEFM (ang. linear elastic fracture mechanic). Gdy ciśnienie Pw osiągnie wartość taką, że wytworzone zostanie naprężenie rozciągające w ściance otworu wytworzy się szczelina, której kierunek będzie równoległy do kierunku naprężenia Sh. Ciecz szczelinująca ma zdolność penetrowania szczeliny i ma w niej ciśnienie Pa.

2wersja:

Model szczelinowania w płycie poddanej daleko przyłożonym obciążeniom – w rozwiązaniu wykorzystano model liniowo sprężystej mechaniki pęknięć określonej skrótem LEFM (ang. linear elastic fracture mechanic). Zawiera on osiowo symetryczną szczelinę o długości a w każdą stronę, która wychodzi z otworu o promieniu r. Otwór jest wywiercony w nieskończonej płycie poddanej przyłożonym daleko obciążeniom SH i Sh. Gdy ciśnienie Pw osiągnie wartość taką, że wytworzone zostanie naprężenie rozciągające w ściance otworu wytworzy się szczelina, której kierunek będzie równoległy do kierunku naprężenia S_h. Ciecz szczelinująca ma zdolność penetrowania szczeliny i ma w niej ciśnienie Pa. Wykorzystanie możliwości wykonywania szczeliny wzdłużnej stwarza szansę na ograniczenie konieczności wykonywania otworów wiertniczych, gdy w każdy otworze zostaną wykonane dwa testy: z użyciem szczeliny poprzecznej (tradycyjnej) i z użyciem szczeliny wzdłużnej.

35. CHARAKTERYSTYKA CIECZY SZCZELINUJĄCYCH.

CIECZ SZCZELINUJĄCA JEST CZYNNIKIEM WYWIERAJĄCYM NA SKAŁY ZŁOŻOWE CIŚNIENIE, KTÓREGO EFEKTEM JEST POWSTANIE SZCZELINY. JEDNOCZEŚNIE CIECZ TA TRANSPORTUJE DO POWSTAŁEJ SZCZELINY MATERIAŁ PODSADZKOWY ZWANY PROPANTEM. JEGO ZADANIEM JEST ZABEZPIECZYĆ SZCZELINĘ PRZED ZAMKNIĘCIEM JEJ PRZEZ CIŚNIENIE GÓROTWORU ORAZ UMOŻLIWIENIE ROPIE NAFTOWEJ PRZEPŁYW POWSTAŁĄ SZCZELINĄ DO ODWIERTU Z ODPOWIEDNIO DUŻĄ WYDAJNOŚCIĄ. CIECZE STOSOWANE DO ZABIEGÓW HYDRAULICZNEGO SZCZELINOWANIA MOŻEMY PODZIELIĆ NA CZTERY GRUPY:

1. ŻELE – SĄ TO CIECZE, KTÓRYCH DUŻA LEPKOŚĆ UZYSKIWANA JEST W WYNIKU DODANIA DO WODY ŚRODKA ŻELUJĄCEGO (POLIMER NATURALNY),

2. POLIMERY SIECIOWE – SĄ TO CIECZE, KTÓRE UZYSKUJĄ BARDZO WYSOKĄ LEPKOŚĆ W WYNIKU SIECIOWANIA ŻELI (SIECIOWANIE JEST TO PROCES TWORZENIA WIĄZAŃ POPRZECZNYCH POMIĘDZY ŁAŃCUCHAMI POLIMERÓW PRZY UŻYCIU BORU, TYTANU LUB CYRKONU),

3. EMULSJE – TO CIECZE POWSTAJĄCE W WYNIKU ZMIESZANIA WODY Z WĘGLOWODORAMI PŁYNNYMI (NP.1/3 WODY I 2/3 ROPY),

4. PIANY – POWSTAJĄ W WYNIKU AERYZACJI ŻELI (70–80% GAZU).

DOBREJ JAKOŚCI CIECZ SZCZELINUJĄCA POWINNA CHARAKTERYZOWAĆ SIĘ:

– NISKIMI OPORAMI PRZEPŁYWU W RURACH, STABILNĄ LEPKOŚCIĄ, WYTRZYMAŁOŚCIĄ STRUKTURALNĄ, MAŁĄ FILTRACJĄ W ŚCIANY SZCZELINY, DOBRYMI WŁASNOŚCIAMI TRANSPORTOWYMI MATERIAŁU PODSADZKOWEGO.

POWINNA RÓWNIEŻ:
– NIE USZKADZAĆ PODSADZKI, BYĆ TANIA, BYĆ BEZPIECZNA.

Z UWAGI NA POSIADANE WŁAŚCIWOŚCI, OBECNIE NAJCZĘŚCIEJ STOSUJE SIĘ WODNE ROZTWORY
POLIMERÓW NATURALNYCH SIECIOWANE JONAMI BORU.

32.Podstawowe parametry technologii kwasowania odwiertów Rodzaje cieczy kwasujących.

Jako ciecz kwasującą stosuje się kwas solny (HCL) o stężeniu od 7% do 15% z dodatkiem szeregu związków chemicznych zapewniających prawidłowy przebieg zabiegu. Wykonywany jest również zabieg kwasowania przy użyciu mieszanki kwasu fluorowodorowego (HF) i solnego.

Stężenie użytego do zabiegu kwasu oraz jego ilość zależna jest od współczynnika przepuszczalności skał złożowych oraz od ciśnienia złożowego. I tak:
a) przy niskim ciśnieniu i dużym współczynniku stosuje się ciecz kwasującą o stężeniu od 7% do 12% HCl, a ilość cieczy wynosi od 1,0 m3 do 1,5 m3 na 1 m miąższości złoża,

b) przy wysokim ciśnieniu i małej przepuszczalności stosuje się ciecz kwasującą o stężeniu od 12% do 15% HCl, a ilość cieczy wynosi od 0,4 m3 do 0,8 m3 na 1 m miąższości złoża.

Zabieg kwasowania może odbywać się przy:
a) małym ciśnieniu tłoczenia w jednorodnych skałach węglanowych,
Celem tej obróbki jest zwiększenie przepuszczalności skał zalegających bezpośrednio w strefie przyodwiertowej. Ilość rozpuszczonych węglanów zależy od odległości porów od ścian odwiertu, ponieważ zdolność rozpuszczania kwasu zmniejsza się w miarę jego przenikania w skałę.

Promień strefy działania niezużytego kwasu w skałach czysto węglanowych można

określić wzorem:

rx – promień zasięgu działania kwasu [m],
Q – natężenie tłoczenia kwasu [m3/s],
t – czas zupełnego przereagowania kwasu [s],
ro – promień odwiertu [m],
h – miąższość poziomu produktywnego [m],
– współczynnik porowatości skały.

b) ciśnieniu tłoczenia niższym od ciśnienia szczelinowania,
Ten sposób kwasowania stosuje się do obróbki warstw złożowych o naturalnej szczelinowatości wówczas, gdy konieczne jest usunięcie ze szczelin utworzonych tam
wytrąceń oraz cząstek rozkruszonej skały, a także poszerzenie szczelin przez działanie kwasu.Ciśnienie tłoczenia nie może przekroczyć ciśnienia szczelinowania.

c) ciśnieniu większym od ciśnienia szczelinowania.
W celu osiągnięcia lepszych efektów stosuje się często kwasowanie połączone z hydraulicznym szczelinowaniem. Ciecz kwasująca działa wtedy również jak ciecz szczelinująca.

37. OCENA EFEKTYWNOŚCI ZBIEGÓW INTENSYFIKACJI WYDOBYCIA ROPY NAFTOWEJ

Efektywność takich zabiegów ocenić można przez analizę podstawowych parametrów eksploatacyjnych oraz porównanie zdolności produkcyjnej przed i po zbiegu.
Podstawowym parametrem służącym do oceny produktywności odwiertu jest indeks produkcji

q – wydatek, P₀ – ciśnienie denne statyczne, P_dr – ciśnienie denne ruchowe.

Można oddziaływać przez zabiegi intensyfikacyjne na wartość „skin efektu”. Jego wartość może być zredukowana przez kwasowanie strefy przyodwiertowej lub szczelinowanie. Dysponując danymi eksploatacyjnymi umożliwiającymi wyznaczenie indeksu produkcji przed i po zabiegu, można określić efektywność zabiegu.

Wyznaczona w ten sposób wartość nie pozwala jednak określić efektu zabiegu w dłuższym przedziale czasu, gdyż wykorzystane do obliczeń wartości wydajności i depresji w odwiercie zazwyczaj są wartościami chwilowymi, zmierzonymi bezpośrednio przed i po zabiegu. Podczas eksploatacji w odwiercie poddanym zabiegowi intensyfikacji zazwyczaj obserwuje się obniżanie się produktywności w czasie w skutek zmian zachodzących w złożu. Ocenę efektywności zabiegu w oparciu o historię eksploatacji zarejestrowaną w dłuższym czasie przeprowadzić można przez porównanie wielkości wydobycia z odwiertu z przewidywanym wydobyciem w tym samym okresie bez przeprowadzenia zabiegu intensyfikacji. Dzięki szczelinowaniu hydraulicznemu obserwuje się znaczny przyrost wydobycia Gp w porównaniu z możliwym wydobyciem z odwiertu zarówno bez przeprowadzonego zabiegu, jak i w stosunku do rezultatów kwasowania. Można określić efektywność zabiegu, rozumianą jako procentowy przyrost wydobycia w analizowanym czasie uzyskany dzięki operacji intensyfikacji wydobycia.

Przydatnym narzędziem w ocenie efektywności zabiegów intensyfikacji wydobycia jest również analiza zmian ciśnienia podczas testów hydrodynamicznych i długiego okresu eksploatacji. Jednakże ze względu na koszty przeprowadzenia testów, dane takie nie zawsze są dostępne. W celu dokonania szczegółowej analizy efektywności zabiegów intensyfikacji wydobycia konieczne są szczegółowe dane zarówno z przebiegu eksploatacji, jak i testów hydrodynamicznych wykonanych przed i po zabiegu. Nawet przy małym zbiorze danych możliwe jest przybliżone oszacowanie efektu zabiegu. Analiza wykonana w oparciu o przebieg eksploatacji wydaje się bardziej miarodajna i dająca podstawy do oceny efektywności ekonomicznej zabiegów.

38. Oczyszczanie ropy naftowej i gazu ziemnego: odwadnianie, odsalanie, demulgacja i deparafinacja ropy naftowej, usuwanie siarkowodoru z ropy naftowej i gazu ziemnego.

a) Odwadnianie i odsalanie ropy naftowej

Odgazowana ropa na pierwszym stopniu separacji przepływa do wymiennika ciepła, gdzie ogrzana jest do 323 K. Do ropy pompą jest wprowadzana woda z elektrodehydratora wraz z demulgatorem. Podgrzana i obrobiona emulsja ropna ulega rozwarstwieniu w odstojniku na wodę i ropę. Ropa zbiera się w górnej części odstojnika i przepływa do elektrodehydratora natomiast oddzielona słona woda odpływa z dolnej części zbiornika do instalacji oczyszczania ścieków. W elektrodehydratorze emulsja ropna ulega rozbiciu pod wpływem silnego pola elektrycznego. Oddzielona woda przepływa do zbiornika pośredniego, z którego tłoczona jest pompą do strumienia ropy przed odstojnikiem. Ropa z elektrodehydratora odpływa do zbiornika pośredniego, z którego przetłaczana jest pompą poprzez piec do ogrzewania. Ogrzana ropa przepływa przez wymienniki ciepła do zbiorników magazynowych.

Jedną z nowoczesnych metod odwadniania jest zastosowanie układu hydrocyklonów powierzchniowych. Trójstopniowy układ rozdziela wydobywaną mieszaninę ropy, wody, gazu i cząstek stałych na strumień do dalszego oczyszczenia. Emulsja z głowicy odwiertu przepływa do separatora, w którym następuje oddzielenie wolnego gazu. Następnie płyn tłoczony jest do odmulacza hydrocyklonu oddzielającego cząstki stałe. Trzeci stopień stanowią dwa hydrocyklony połączone szeregowo. Wymagane jest w nich ciśnienie wynoszące przynajmniej 965 kPa. Jeżeli ciśnienie obniży się poniżej tego minimum, automatycznie otwiera się zawór, którym odpływa czysta woda z powrotem do odmulacza. Oddzielona w nich woda przepływa do studni zbiorczej, a pozostałość wraz z cząstkami stałymi z odmulacza – do dalszej przeróbki.

Hydrocyklony mogą mieć zastosowanie do separacji dwufazowej, do oddzielenia par gazów z mieszaniny płynów, cząstek stałych, lub dwóch nie mieszających się ze sobą płynów o różnych gęstościach. Strumień wydobytych płynów spływa do hydrocyklonu, gdzie następuje jego ruch okrężny wymuszony kształtem urządzenia. Płyn płynący w kierunku stożkowego końca hydrocyklonu zwiększa swoją prędkość wskutek zmniejszającej się średnicy hydrocyklonu. Następuje wzrost siły odśrodkowej, pod działaniem której odbywa się separacja cząstek lżejszych i płynów, które pod wpływem różnicy ciężarów właściwych płyną ku górnej części hydrocyklonu, skąd następuje ich odpływ. Oddzielona w ten sposób woda przepływa z dolnej części urządzenia do dalszej obróbki.

b) Demulgacja ropy naftowej.

1. Metody mechaniczne:

Odwirowanie- w wysokoobrotowych wirówkach podczas odwirowania woda i inne zanieczyszczenia oddzielają się od ropy, na wskutek działania siły odśrodkowej. Zastosowanie wirówek jest dość kosztowne

Filtrowanie- polega na przepuszczaniu emulsji przez filtry, np. piasek

Odstawanie- stosuje się w przypadku emulsji niestabilnych zdolnych do rozwarstwienia na ropę i wodę ze względu na różnicę gęstości, w wyniku czego woda opada niżej a ropa znajduje się nad wodą

2. Metoda termiczna- polega na podgrzaniu emulsji do temp 40-80 °C, co powoduje zmniejszenie lepkości i sprzyja łączeniu się małych cząsteczek wody w większe krople, które opadają na wskutek działania siły ciężkości. Metoda tą stosuje się z inną gdyż sama jest mało efektywna.

3. Metoda chemiczna- polega na dodaniu związków chemicznych (demulgatorów). Są to związki chemiczne, które rozpuszczają się w obu fazach, a przez to zmniejszają napięcie powierzchniowe na granicy dwóch faz, następuje zmniejszenie trwałości powierzchni granicznej i ułatwia to łączenie się cząstek w większe krople a następnie ich grawitacyjny rozdział. Takie własności posiadają związki organiczne posiadające w sobie grupę sulfonową.

Demulgator powinien mieć następujące własności:

1. działać skutecznie przy najmniejszej ilości w stosunku do oczyszczanej emulsji

2. być tani i łatwy do nabycia

3. rozpuszczać się w obu cieczach lub w nich dyspergować

4. mieć odczyn obojętny by nie powodować korodowania rur i zbiorników.

5. by nie pogarszał jakości demulgowanej ropy.

4. Metoda elektryczna- oparte są na wykorzystaniu obecności ładunków elektrostatycznych występujących na kroplach wody dla przyciągania ich do jednej z elektrod. Kropelko wody znajdujące się w polu elektrycznym prądu zmiennego lub pulsującego tracąc własny ładunek zbliżają się do siebie a następnie łączą się w większe krople, które pod wpływem sił ciężkości opadają na dno zbiornika.

5. Termochemiczna- połączenie metody termicznej z chemiczną.

c) Proces odparafinowania produktów naftowych – deparafinacja:

W celu podniesienia jakości destylatów naftowych, a zarazem wyodrębnienia stałych węglowodorów naftowych, destylaty poddaje się przeróbce, zwanej odparafinowaniem. Jest to proces usuwania z frakcji naftowych węglowodorów stałych, krystalizujących z roztworu wskutek obniżenia temperatury. Do węglowodorów tych należą wysoko-cząsteczkowe węglowodory parafinowe, naftenowe, naftenowo- aromatyczne i aromatyczne zawierające długie łańcuchy alkilowe o budowie normalnej i słabo rozgałęzionej. Ogólna zawartość węglowodorów krystalizujących zwiększa się ze wzrostem temperatury wrzenia frakcji naftowych.

Badania składu węglowodorów, krystalizujących z różnych frakcji naftowych podczas oziębiania, wykazały, że rozmieszczenie węglowodorów w poszczególnych frakcjach jest następujące:

• w niskowrzących frakcjach ropy występują przeważnie normalne węglowodory parafinowe

• ze wzrostem temperatury wrzenia we frakcjach stopniowo zmniejsza się zawartość normalnych węglowodorów parafinowych, a wzrasta ilość węglowodorów pierścieniowych, głównie naftenowych i naftenowo - aromatycznych o długich podstawnikach n - parafinowych

• we frakcjach wysokowrzących (pozostałościowych) przeważają węglowodory pierścieniowe o długich podstawnikach n - parafinowych.

Fizykochemizm procesu.

Odparafinowanie prowadzi się przez krystalizację i filtrację w niskich temperaturach. Otrzymywany w wyniku tych procesów gacz parafinowy, czyli tzw. petrolatum, stanowi półprodukt do dalszej przeróbki (odolejenia i rafinacji) na różnego rodzaju parafiny i produkty cerezynopodobne o temperaturze krzepnięcia do około . Parafinę z lekkich destylatów olejowych wyodrębnia się przez krystalizację bez użycia rozpuszczalników (metoda bezrozpuszczalnikowego odparafinowania), ze średnich i ciężkich destylatów - przy użyciu rozpuszczalników (metoda rozpuszczalnikowego odparafinowania).

Metody odparafinowania frakcji naftowych.

W praktyce rafineryjnej oleje odparafinuje się stosując następujące metody:

a) krystalizacji bez użycia rozpuszczalników (destylaty lekkie) - metoda oziębiania

-Odparafinowanie olejów metodą oziębiania polega na wykrystalizowaniu parafiny przez ochłodzenie i oddzielenie oleju od parafiny przez odfiltrowanie, odstanie lub odwirowanie.

-Odparafinowanie olejów metodą oziębiania stosowane jest jeszcze w starych zakładach rafineryjnych. Jej wadą jest przede wszystkim konieczność stosowania jako surowca wąskich frakcji oleju zawierających przeważnie tylko węglowodory n - parafinowe. Metodą tą nie można uzyskać parafin i cerezyn z wysokowrzących frakcji ropy naftowej.

c) Oczyszczanie płynów złożowych z siarkowodoru – metody oczyszczania.

Podstawowy wpływ na wybór metod i środków oczyszczania ropy naftowej i gazu ziemnego z siarkowodoru ma jego koncentracja.

Metody fizyczne nie są związane z użyciem chemicznych reagentów. Głównymi metodami fizycznymi są:

a) separacja – najprostsza metoda, oczyszczanie przeprowadza się poprzez:

- zmniejszenie liczby stopni separacji

- obniżenie ciśnienia separacji poniżej ciśnienia atmosferycznego

- zwiększenie temperatury procesu

- dodanie do ropy niezasiarczonego gazu

Wymienione uprzednio sposoby usunięcia siarkowodoru nie zapewniają jej wymaganego oczyszczania rop naftowych o wysokiej i anomalnie wysokiej koncentracji siarkow.. w takich przypadkach należy stosować rektyfikację i przedmuch gazem niezasiarczonym.

b) rektyfikacja – pozwala osiągnąć duży odbiór z ropy gazowych komponentów, w tym siarkowodoru, który wydziela się w kolumnie rektyfikacyjnej po nagrzaniu ropy do 393 – 553K w zależności od ciśnienia procesu; metoda pozwala na oczyszczenie ropy przekraczające 95%;

wady: - wysokotemperaturowy reżim procesu, - duże zużycie materiału na osprzęt do wymiany ciepła, - złożoność kolumny rektyfikayjnej.

c) metoda przedmuchiwania ropy gazem niezasiarczony, w temperaturze 313-323K w kolumnie desorpcyjnej pod ciśnieniem 100-600kPa, przy użyciu gazu 5-10 nm3/m3 ropy. Wady: - niepełne wydzielenie metanu i etanu podczas stabilizacji, - mniejszy w porównaniu z rektyfikacją uzysk ropy.

Metody chemiczne:

a) za pomocą monoetanoloaminy Jest to metoda absorpcyjna umożliwiająca jednoczesne oczyszczenie ropy z H₂S, CO₂, i H₂O. Wzór monoetanoloaminy (MEA): NH₂ – C₂H₄ – OH, dwuetanoloaminy (DEA): (HOCH₂CH₂)₂NH. Reakcja MEA z H₂S na postać:

2NH₂ – C₂H₄ – OH + H₂S ↔ (NH₃ – C₂H₄ – OH)₂S

Gaz zawierający siarkowodór przepływa przez separator do dolnej części absorbera, skąd płynie ku górze spotykając w przeciwprądzie MEA. W absorberze zostaje związany H₂S i CO₂. Oczyszczony gaz przepływa przez deflegmator. Nasycony H₂S i CO₂ roztwór MEA przepływa przez wymiennik ciepła (ogrzewając się) do desorbera. W desorberze zachodzi wydzielenie z roztworu H₂S pod wpływem podnoszącej się ku górze pary wodnej.

b) przy pomocy pieców reakcyjnych Clausa – Chance`a – proces niecałkowitego spalania H₂S, możliwość otrzymania siarki o czystości 99,9% z wydajnością 90% w stosunku do potencjału.podczas procesu przebiegają następujące reakcje:

H₂S +3/2 O₂ = SO₂ + H₂O + 124 kJ/mol

2 H₂S + SO₂ = 3S + H₂O + 25 kJ/mol

39. Magazynowanie ropy naftowej i gazoliny w zbiornikach.

Ropę naftową i produkty naftowe, z wyjątkiem gazu płynnego, w zależności od temperatury zapłonu zalicza się do następujących klas: 1) do I klasy - ropę naftową i produkty naftowe o temperaturze zapłonu do 21 °C; 2) do II klasy - produkty naftowe o temperaturze zapłonu od 21 °C do 55 °C; 3) do III klasy - produkty naftowe o temperaturze zapłonu od 55 °C do 100 °C.
Bazy paliw płynnych przeznaczone do magazynowania i przeładunku ropy naftowej mogą być budowane wyłącznie ze zbiornikami naziemnymi o osi pionowej z dachem pływającym w których dzięki wyeliminowaniu przestrzeni parowo-powietrznej pomiędzy zwierciadłem produktu naftowego i dachem zapobiega się stratom parowania. Bazy paliw płynnych przeznaczone do magazynowania, przeładunku i dystrybucji produktów naftowych mogą być budowane ze zbiornikami naziemnymi lub podziemnymi. W bazie paliw płynnych dopuszcza się magazynowanie ropy naftowej i produktów naftowych w odpowiednio przystosowanych podziemnych wyrobiskach górniczych w których dzięki izolującemu działaniu gruntu nawet w okresie największych upałów jedynie nieznacznie nagrzewa się i podnosi swoje ciśnienie.
Bazy paliw płynnych, których zbiorniki są zamiennie wykorzystywane do magazynowania produktów naftowych I i II klasy, powinny spełniać wymagania techniczne takie jak dla produktów naftowych I klasy. Najczęściej stosowanymi zbiornikami magazynowymi są zbiorniki o pojemności 100 oraz 125 tys metrów sześciennych.

Najczęstsze kombinacje i warianty naziemnych zbiorników magazynowych:

 w awaryjnej wannie stalowej

 ze stałym dachem stalowym

 z pływającym dachem stalowym

 ze stałym dachem stalowym oraz pontonem stalowym

 ze stałym dachem aluminiowym oraz pontonem aluminiowym

 z podwójnym dnem oraz próżniowym systemem indykacj

Produkty naftowe mogą być magazynowane w kawernach solnych których zaletami są:

1. Niewielki stosunek gazu buforowego do całkowitej pojemności magazynu

2. Bardzo duża moc zatłaczania i odbioru (o wiele większa niż w przypadku magazynów w wyeksploatowanych złożach i warstwach wodonośnych)

3. Zdolność do wykonywania wielu cykli napełniania i odbioru w ciągu roku, co pozwala na równoważenie mniejszych wahań popytu i podaży gazu zimnego (np. dobowych).

4. Niskie ryzyko nieszczelności magazynu.

Produkty naftowe wszystkich klas przechowywane w opakowaniach jednostkowych, w szczególności takich jak: bębny, pojemniki lub kanistry, mogą być składowane w wydzielonych pomieszczeniach magazynowych, a produkty naftowe III klasy - także pod wiatami lub na otwartych placach składowych.

Bazy paliw płynnych powinny być wyposażone w instalacje, urządzenia lub systemy przeznaczone do:

1) zabezpieczania przed przenikaniem produktów naftowych do gruntu, wód powierzchniowych i gruntowych oraz emisją par tych produktów do powietrza atmosferycznego w procesach ich przeładunku i magazynowania;

2) pomiaru i monitorowania stanu magazynowanych produktów naftowych oraz sygnalizacji przecieków tych produktów do gruntu, wód powierzchniowych i gruntowych;

3) hermetycznego magazynowania, napełniania i opróżniania produktami naftowymi I klasy, ograniczające roczne straty tych produktów naftowych w instalacji magazynowej bazy paliw płynnych do wartości poniżej 0,01 % ich wydajności.
Zbiorniki przeznaczone do magazynowania ropy naftowej, produktów naftowych oraz gazoliny poddaje się badaniom technicznym i próbom szczelności .

40. Definicja gradientu funkcji skalarnej i jego zastosowanie w inżynierii naftowej

Gradientem funkcji skalarnej f w dowolnym układzie odniesienia jest taka funkcja wektorowa, która pomnożona skalarnie przez dl daje w wyniku df W układzie współrzędnych walcowych różniczka zupełna funkcji f(r, φ, z) wyrażona jest wzorem:

wyrażenie na gradient we współrzędnych cylindrycznych ma postać

Prawo Darcy - zależność między prędkością filtracji płynu przepływającego w ośrodku porowatym a występujacym gradientem ciśnienia .

Sformułowanie skalarne
Sformułowanie skalarne odnosi się do jednowymiarowych przepływów w ośrodkach porowatych. Jego postać jest następująca:
Prędkość filtracji płynu przepływającego w ośrodku porowatym jest wprost proporcjonalna do spadku ciśnienia przypadającego na jednostkę miąższości ośrodka i odwrotnie proporcjonalna do lepkości przepływającego płynu , a współczynnik proporcjonalności, zwany przepuszczalnością jest parametrem stałym, charakterystycznym dla danego ośrodka porowatego:

Znak ujemny w powyższym równaniu pochodzi stąd, że przepływ płynu odbywa się zgodnie ze spadkiem a nie ze wzrostem ciśnienia.
Tak sformułowane prawo Darcy'ego wprowadza pojęcie przepuszczalności jako ściśle określonego parametru materiałowego ośrodka porowatego. Tak sformułowane pojęcie niezupełnie pokrywa się z potocznym określeniem słowa przepuszczalność rozumianym jako zdolność ciała stałego do przeciekania przez niego płynów.
Zauważmy, że prędkość filtracji płynu nie zależy od wartości ciśnienia, lecz od jego spadku, a ponadto nie zależy od porowatości ośrodka porowatego.