1. Przedstaw warunki uzyskania koncesji na eksploatację złoża węglowodorów.

Działalność w zakresie wydobywania kopalin ze złóż węglowodorów może być wykonywana po uzyskaniu koncesji. Koncesji na wydobywanie węglowodorów ze złóż oraz wydobywanie węglowodorów ze złóż znajdujących się w granicach obszarów morskich  udziela minister właściwy do spraw środowiska. We wniosku o udzielenie koncesji, poza wymaganiami przewidzianymi przepisami z zakresu ochrony środowiska i działalności gospodarczej, określa się również:

- prawa wnioskodawcy do nieruchomości (przestrzeni), w granicach której ma być wykonana zamierzona działalność,

- czas na jaki koncesja ma być udzielona,

- terminu rozpoczęcia działalności,

- środki, jakimi wnioskodawca ,

- obszary objęte ochroną przyrody oraz ochroną zabytków,

- sposób przeciwdziałania ujemnym wpływom zamierzonej działalności na środowisko,

- złoże kopaliny które ma być przedmiotem wydobycia,

- wielkość i sposób zamierzonego wydobycia kopaliny (technologię),

- projektowane położenie obszaru górniczego i terenu górniczego,

- geologiczne i hydrogeologiczne warunki wydobycia,

- prawa do korzystania z informacji geologicznej,

- dołącza się projekt zagospodarowania złoża, określający wymagania w zakresie racjonalnej gospodarki złożem kopaliny,

Informację o złożeniu wniosku przez zainteresowany podmiot organ koncesyjny niezwłocznie ogłasza na stronie Biuletynu Informacji Publicznej organu koncesyjnego oraz w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.

Udzielenie koncesji na eksploatację złoża węglowodorów poprzedza się przetargiem, chyba że ustawa stanowi inaczej. O zamiarze udzielenia koncesji z urzędu w drodze przetargu organ koncesyjny każdorazowo powiadamia, w drodze obwieszczenia precyzując jego warunki. Przetarg powinny mieć charakter niedyskryminujący i dawać pierwszeństwo najlepszym systemom wydobywania węglowodorów ze złóż oraz opierać się na kryteriach:

1) technicznych i finansowych możliwościach oferenta;

2) proponowanej technologii prowadzenia prac;

3) proponowanej wysokości wynagrodzenia z tytułu ustanowienia użytkowania górniczego.

Organ koncesyjny udziela koncesji zwycięzcy przetargu i niezwłocznie po jej udzieleniu zawiera z nim umowę o ustanowienie użytkowania górniczego. Szczegółowe warunki użytkowania górniczego, w szczególności określenie przestrzeni, w której będzie wykonywana działalność, czasu jej trwania oraz wysokości i sposobu zapłaty wynagrodzenia z tytułu jego ustanowienia określa umowa zawierana przez przedsiębiorcę, który uzyskał koncesję, z organem koncesyjnym. Postępowania o udzielenie koncesji wszczęte na skutek złożenia wniosków przez oferentów innych niż zwycięzca przetargu, z mocy ustawy ulegają umorzeniu.

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

terenem górniczym: jest przestrzeń objęta przewidywanymi szkodliwymi wpływami robót górniczych zakładu górniczego

obszarem górniczym: jest przestrzeń, w granicach której przedsiębiorca jest uprawniony do wydobywania kopaliny oraz prowadzenia robót górniczych związanych z wykonywaniem koncesji

Projekt zagospodarowania złoża powinien przedstawiać optymalny wariant wykorzystania zasobów złoża, z uwzględnieniem geologicznych warunków jego występowania, wymagań w zakresie ochrony środowiska, bezpieczeństwa powszechnego, bezpieczeństwa życia i zdrowia ludzkiego, technicznych możliwości oraz ekonomicznych uwarunkowań wydobywania kopaliny.

W projekcie zagospodarowania złoża należy określić:

1) zasoby przemysłowe będące zasobami bilansowymi, a w szczególnie uzasadnionych przypadkach również zasobami pozabilansowymi złoża lub wydzielonej jego części przewidzianej do zagospodarowania, które mogą być przedmiotem eksploatacji uzasadnionej technicznie i ekonomicznie przy uwzględnieniu wymagań określonych w przepisach prawa, w tym dotyczących wymagań ochrony środowiska,

2) zasoby nieprzemysłowe będące częścią zasobów bilansowych złoża niezaliczoną do zasobów przemysłowych w obszarze przewidzianym do zagospodarowania, których eksploatacja może stać się uzasadniona w wyniku zmian technicznych, ekonomicznych lub zmian w przepisach prawa, w tym dotyczących wymagań ochrony środowiska,

3) straty w zasobach będące częścią zasobów przemysłowych i nieprzemysłowych przewidzianą do pozostawienia w złożu, która na skutek zamierzonego sposobu eksploatacji nie da się wyeksploatować w przewidywalnej przyszłości, w sposób uzasadniony technicznie i ekonomicznie.

Udostępnienie i wydobywanie zasobów złoża należy zaprojektować w sposób umożliwiający zagospodarowanie w przyszłości części złoża nieobjętej zagospodarowaniem i zagospodarowanie zasobów złóż występujących w jego sąsiedztwie.

Projekt zagospodarowania złoża kopaliny sporządza się w formie opisowej, graficznej i tabelarycznej.

W cześci opisowej projektu należy ująć:

1) informacje o położeniu i granicach złoża, wraz z charakterystyką

uwarunkowań geograficznych, prawnych i ochrony środowiska wpływających na

ograniczenie możliwości eksploatacji złoża lub jego części i na lokalizację obiektów

zakładu górniczego, określenie lokalizacji obiektów zakładu górniczego ograniczających

możliwość eksploatacji;

2) określenie granic projektowanego obszaru i terenu górniczego

3) przedstawienie miejsca i sposobu udostępnienia złoża, proponowanych systemów

eksploatacji kopaliny głównej, kopalin towarzyszących z uwzględnieniem warunków

hydrogeologicznych i geologiczno-inżynierskich

4) przedstawienie zagrożeń mogących wpłynąć na bezpieczeństwo eksploatacji i ochronę

zasobów oraz sposobów przeciwdziałania tym zagrożeniom

5) przedstawienie przewidywanej wielkości wydobycia kopalin,

6) przedstawienie stanu środowiska i sposobu jego ochrony przed ujemnymi, bezpośrednimi

i pośrednimi skutkami eksploatacji, sposobu postępowania

Część graficzna projektu powinna zawierać:

1. mapy z zaznaczeniem granic złoża, granic projektowanego obszaru i terenu górniczego

2. przekroje geologiczno-górnicze.

3.Co należy rozumieć pod określeniem „ruch zakładu górniczego”. Przedstaw wymagania do planu ruchu.

Ruch zakładu górniczego to działalność, którą prowadzi się w sposób zgodny z przepisami prawa, w szczególności na podstawie planu ruchu zakładu górniczego, a także zgodnie z zasadami techniki górniczej.

Plan ruchu zakładu górniczego sporządza przedsiębiorca, odrębnie dla każdego zakładu górniczego, oraz sporządza, uzupełnia i aktualizuje dokumentację prowadzenia ruchu zakładu górniczego. Plan ruchu uwzględnia warunki określone w koncesji oraz projekcie zagospodarowania złoża. Przedsiębiorca opracowuje, przed rozpoczęciem prac, dla każdego zakładu górniczego dokument bezpieczeństwa i ochrony zdrowia pracowników, zwany „dokumentem bezpieczeństwa”.

Plan ruchu zakładu górniczego określa:

1) strukturę organizacyjną zakładu górniczego, w szczególności przez wskazanie stanowisk osób kierownictwa i dozoru ruchu;

2) szczegółowe przedsięwzięcia niezbędne w celu zapewnienia:

a) wykonywania działalności objętej koncesją,

b) bezpieczeństwa powszechnego,

c) bezpieczeństwa pożarowego,

d) bezpieczeństwa osób przebywających w zakładzie górniczym, w szczególności dotyczące bezpieczeństwa i higieny pracy,

e) racjonalnej gospodarki złożem,

f) ochrony elementów środowiska,

g) ochrony obiektów budowlanych,

h) zapobiegania szkodom i ich naprawy.

Plan ruchu zakładu górniczego sporządza się na okres od 2 do 6 lat albo na cały planowany okres prowadzenia ruchu, jeżeli jest on krótszy. Wniosek o zatwierdzenie planu ruchu zakładu górniczego przedkłada się organowi nadzoru górniczego właściwemu dla miejsca wykonywania robót objętych planem. Wraz z wnioskiem o zatwierdzenie planu ruchu zakładu górniczego przekazuje się do wglądu odpis koncesji oraz projekt zagospodarowania złoża, a w przypadku robót geologicznych, których wykonywanie nie wymaga koncesji — projekt robót geologicznych.
Ruch zakładu górniczego prowadzi się pod kierownictwem i dozorem osób posiadających wymagane kwalifikacje. Osoby wykonujące czynności w ruchu zakładu górniczego szkoli się w zakresie znajomości przepisów i zasad bezpieczeństwa i higieny pracy, w tym bezpiecznego wykonywania powierzonych im czynności. Osoby te nie mogą być dopuszczone do pracy w ruchu zakładu górniczego, jeżeli nie wykażą się dostateczną znajomością tych przepisów i zasad.

Odstąpienie od zatwierdzonego planu ruchu zakładu górniczego jest dopuszczalne tylko w przypadku powstania zagrożenia bezpieczeństwa ruchu zakładu górniczego lub jego części, bezpieczeństwa powszechnego lub środowiska, a o tym fakcie przedsiębiorca niezwłocznie zawiadamia właściwy organ nadzoru górniczego.

Szczegółowe wymagania dotyczące prowadzenia ruchu poszczególnych rodzajów zakładów górniczych Minister właściwy do spraw gospodarki w porozumieniu z ministrami właściwymi do spraw pracy, spraw wewnętrznych oraz środowiska określił w drodze rozporządzenia.

4.Omów kwalifikacje i uprawnienia wymagane od osób pełniących funkcje kierownika ruchu zakładu górniczego.

Kierownik ruchu zakładu górniczego jest odpowiedzialny za:

1) prawidłową organizację i prowadzenie ruchu zakładu górniczego;

2) ustalenie zakresów działania poszczególnych działów ruchu oraz służb specjalistycznych zakładu górniczego;

3) właściwy oraz zgodny z przeznaczeniem dobór maszyn, urządzeń, materiałów, aby nie stwarzały zagrożenia dla bezpieczeństwa i zdrowia osób oraz środowiska.

Osoby wykonujące czynności:

1) kierownika oraz zastępcy kierownika ruchu zakładu górniczego w zakładach górniczych wydobywających węglowodory otworami wiertniczymi,

2) w zakładach górniczych wydobywających otworami wiertniczymi kopaliny inne niż węglowodory,

3) w zakładach górniczych prowadzących podziemne bezzbiornikowe magazynowanie substancji,

są obowiązane posiadać kwalifikacje określone ustawą.

Wykonywanie czynności, kierownika i zastępcy kierownika ruchu zakładu górniczego wymaga posiadania kwalifikacji ogólnych i zawodowych.

Kwalifikacjami ogólnymi są:

1) znajomość:

a) przepisów prawa geologicznego i górniczego oraz innych przepisów stosowanych w ruchu zakładu górniczego,

b) zagadnień związanych z prowadzeniem ruchu określonego rodzaju zakładów górniczych i występujących w nich zagrożeń

— w stopniu niezbędnym do wykonywania tych czynności;

Kwalifikacjami zawodowymi są:

1) tytuły zawodowe lub dyplomy potwierdzające kwalifikacje zawodowe, ukończenie określonych w przepisach studiów wyższych lub studiów podyplomowych;

2) w przypadkach określonych w stosownych przepisach posiadanie odpowiednich kwalifikacji w zawodzie lub odpowiednich uprawnień zawodowych;

3) odbycie praktyki określonej w przepisach z ustalonym czasem jej trwania oraz rodzajem

wykonywanych czynności

Stwierdzenie kwalifikacji do wykonywania czynności:

kierownika ruchu oraz kierowników działów ruchu:

• górniczego, geologicznego oraz ochrona środowiska, a także czynności w wyższym dozorze ruchu w specjalności: górniczej, geologicznej, budowlanej oraz ochrona środowiska — w zakładach górniczych wydobywających węglowodory otworami

wiertniczymi, w zakładach górniczych wydobywających otworami wiertniczymi kopaliny inne niż węglowodory, w zakładach górniczych prowadzących podziemne bezzbiornikowe magazynowanie substancji albo w zakładach górniczych prowadzących podziemne składowanie odpadów metodą otworową,

• kierownika ruchu oraz kierowników działów ruchu:

wiertniczego, geofizyka i technika strzałowa, geologicznego oraz ochrona środowiska, a także czynności w wyższym dozorze ruchu w specjalności: wiertniczej, geofizyka i technika strzałowa, mierniczej, geologicznej, budowlanej oraz ochrona środowiska

— w zakładach wykonujących roboty geologiczne metodą otworową

— następuje w drodze świadectwa wydanego przez dyrektora okręgowego urzędu górniczego.

Stwierdzenie kwalifikacji, następuje na wniosek osoby ubiegającej się o stwierdzenie kwalifikacji, zwanej dalej „kandydatem”, po przeprowadzeniu egzaminu.

Organ właściwy do stwierdzenia kwalifikacji:

1) dopuszcza kandydata do egzaminu po ustaleniu, że kandydat spełnia wymagania dla określonej we wniosku kategorii kwalifikacji do wykonywania, dozorowania i kierowania pracami geologicznymi albo posiada wymagane kwalifikacje zawodowe,

2) odmawia, w drodze decyzji, dopuszczenia do egzaminu, w przypadku ustalenia, że kandydat nie spełnia wymagań dla określonej we wniosku kategorii kwalifikacji albo nie posiada kwalifikacji zawodowych.

Organy właściwe do stwierdzenia kwalifikacji powołują komisje egzaminacyjne.

Stwierdzenie kwalifikacji do wykonywania czynności:

kierownika ruchu podziemnego zakładu górniczego

— w podziemnych zakładach górniczych wydobywających węgiel kamienny, następuje w drodze świadectwa wydanego przez Prezesa Wyższego Urzędu Górniczego.

5. SYSTEMY ENERGETYCZNE ZŁÓŻ ROPY NAFTOWEJ

Ze względu na źródło energii złożowej powodującej przepływ płynów do odwiertów, złoże może pracować z rożnymi 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. PODZIAŁ TEKTONICZNY KARPAT

Karpaty, jako najstarsza prowincja naftowa, dzielą się na:

- Karpaty wewnętrzne ( Tatry, Niecka Podhalańska)

- Karpaty zewnętrzne zwane fliszowymi oraz wraz z zapadliskiem przedkarpackim, o podłożu paleo - , mezozoicznym. Karpaty fliszowe zbudowane są ze sfałdowanych ku północy osadu fliszu basenu kredowo – paleogeńskiego o miąższości ok. 7 tys. M, w którym skałami zbiornikowymi jest większość warstw piaskowców fliszu:

• Piaskowce grodziskie, wierzchowskie i lgockie ( jednostka śląska: złoże Grabownica)

• Paskowce istebniańskie – górna kreda (jednostka podśląska: złoże Węglówka oraz jednostka śląska: magazyn gazu Strachocina)

• Piaskowce ciężkowickie (paleocen, eocen), stanowiące najbardziej produktywną serię skał zbiornikowych w Karpatach. (złoże ropne: Bóbrka – Rogi – jednostka śląska oraz złoża ropy naftowej

Roztoki, Potok, Turaszówka (jednostka śląska)

• Piaskowce cergowskie i kliwskie występujące w obrębie w obrębie łupków menilitowych( złoże ropy naftowej Wańkowa – jednostka skolska, złoże ropy naftowej Folusz – jednostka dukielska)

Zapadlisko przedkarpackie, genetycznie związane z Karpatami fliszowymi, jest młodym basenem powstałym tuż przed i w czasie powstawania fałdowania i nasuwania się fliszu karpackiego w okresie miocenu. Jego osadu typu molass, wielki baden – sarmat dolny, pochodzące głównie z erozji fliszu, występują pod i przed frontem nasunięcia, ciągnąc się około 100km ku północy, jako wypełnienie rowu przedgórskiego. Miąższość utworów łupkowo (iłowcowo) – mułowcowo – piaskowcowych miocenu autochtonicznego zmienia się od kilkuset metrów na zachodzie do około 3 tys. metrów na wschodzie, w strefie Przemyśl - Lubaczów.

Podłożem zapadliska przekarpackiego jest południowa cześć platformy epiwaryscyjskiej, obejmująca trzy baseny sedymentacyjne:

• Dewoński

• Dolno – karboński

• Mezozoiczny

7.PODAĆ OKREŚLENIE SKAŁY MACIERZYSTEJ ORAZ WYMIENIĆ ELEMENTY WPŁYWAJĄCE NA JEJ EFEKTYWNOŚĆ

Skałami macierzystymi są takie rodzaje skał osadowych, w których może

Przebiegać proces powstawania (petroleum or hydrocarbonformation) oraz wydostania się

z nich węglowodorów (hydro carbon expulsion)

.

Wyróżnia się dwa typy skał macierzystych:

• typ skał klastycznych - bardzo drobnoziarnistych, stanowiących ponad 60% rozpoznanych poziomów macierzystych, i reprezentowanych przez brązowe do czarnych iłowce i łupki;

• typ skał węglanowych, reprezentowanych przez wapienie rafowe i wapienie biohermowe,

glonowe często dolomityczne oraz ciemne, laminowane wapienie mikrytowe.

W zbiornikach sedymentacyjnych w ciągu milionów lat następowała depozycja osadów, których typ litologiczno-facjalny uzależniony był od warunków klimatycznych (szerokość geograficzna), warunków środowiska depozycji oraz rodzaju erodowanych skał na lądzie. Duże miąższości osadów mogły powstawać dzięki zjawisku subsydencji (obniżania się) dna zbiornika sedymentacyjnego i migracji środowisk depozycyjnych. Pod wpływem obciążenia nadległymi osadami następowała ich kompakcja, stopniowe pogrążanie oraz diageneza prowadząca do przemiany skał sypkich w zwięzłe. Warstwy mułów z nagromadzoną MO, zachowaną dzięki istnieniu warunków redukcyjnych, zmieniły się w warstwy ciemnych lub czarnych łupków o blaszkowatej oddzielności, z rozproszoną MO różnego pochodzenia. Frakcję klasyczną takich skał tworzą ziarna o średnicy < 0,004 mm (4 μm).

Skład mineralogiczny łupków jest bardzo zróżnicowany: 50 - 80% stanowią ziarna kwarcu o średnicy 3 -2, μm, 5 -8% ziarna skaleni, 5 -25% cząstki ilaste (smektyt, kaolinit, illit) o średniej wielkości 0,1 μm 4-50% cząstki węglanów (dolomit, kalcyt). Skały takie są zazwyczaj kruche, co sprzyja powstawaniu spękań - mikroszczelin przy lokalnych wzrostach ciśnień i należą do typu macierzystych skał klastycznych. Przez długi czas skały węglanowe nie były brane pod uwagę, jako skały macierzyste. Jednak liczne akumulacje ropy naftowej i gazu ziemnego występujące w seriach organogenicznych skał węglanowych oraz badania geochemii naftowej wykazały, że skały te posiadały materię organiczną, która w procesie generacyjnym wytworzyła węglowodory.

Powstające węglowodory są efektem procesu metamorfizmu organicznego, wchodzącego w skład ogólnego procesu przemian diagenetycznych, którym ulega zarówno materiał skalny jak i materiał organiczny. Tak, więc czynnikami mającymi wpływ na proces generowania węglowodorów są:

• temperatura

• ciśnienie

• czas

W uproszczeniu ten proces można zapisać w następujący sposób:

Materia organiczna występująca w skale macierzystej (MO)

↓

Kerogen

↓

Bituminy

↓

Ropa naftowa kondensat

↓

Gaz ziemny głównie metan

↓

Residuum (grafit)

8. Zmiana podstawowych parametrów eksploatacyjnych złoża (Q, WG, WW, P) w funkcji czasu w warunkach poszczególnych systemów energetycznych. 

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 wypychane są 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 różnym współczynnikowi rozpuszczalności gazu w ropie przy ciśnieniu nasycenia; system ten jest najmniej efektywnym źródłem energii złożowej.

rozpuszczonego 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, maksymalny współczynnik szczerpania złoża 5-30%

z czapą gazową - złoże o tym systemie energetycznym charakteryzuje się spadkiem ciśnienia złożowego i wydobycia ropy w czasie eksploatacji. Charakterystyczny jest również stopniowy wzrost wykładnika gazowego WG w początkowej fazie eksploatacji złoża. Zjawisko to jest wynikiem dużej różnicy lepkości gazu i ropy, sprzyjającej prześlizgiwaniu się gazu przez ropę. W drugiej fazie okresu eksploatacji następuje zmniejszenie się wykładnika gazowego WG spowodowane odgazowaniem złoża.

wodnonaporowy - jeżeli objętość płynu złożowego (ropy, gazu i ropy i wody) odbieranego z odwiertów eksploatacyjnych nie jest większa od objętości wody okalającej czy podścielającej wpływającej do strefy ropnej złoża, ciśnienie złożowe P_zł jest stałe w czasie trwania eksploatacji. Stałe jest również wydobycie płynów złożowych Q oraz wykładnik gazowy WG

system drenażu grawitacyjnego – nierównomierny spadek ciśnienia złożowego; niski wykładnik gazowy; niski poziom produkcji

system złożony – wyraźny spadek ciśnienia złożowego; przy czapie gazowej nieznaczny wzrost wykładnika gazowego; współczynniki szczerpania złoża większe od systemu rozpuszczonego gazu, mniejsze od systemu wodno naporowego.

9. Podać określenie systemu naftowego oraz wymienić jego elementy z krótką charakterystyką. 

System naftowy to zespół procesów fizyko-chemicznych działających w geologicznej przestrzeni i czasie, które prowadzą do powstania i akumulacji węglowodorów.

Na pojęcie systemu naftowego składają się skały i procesy ustawione w określonej kolejności:

1. Skały macierzyste

2. Proces generowania węglowodorów ze skał macierzystych (proces chemiczny)

3. Proces migracji pierwotnej (proces fizyczny)

4. Skały zbiornikowe

5. Proces migracji wtórnej (proces fizyczny)

6. Skały uszczelniające

7. Powstanie pułapki złożowej (proces geologiczny)

8. Powstanie akumulacji złożowej (proces fizyczny).

10. Rodzaje filtrów studziennych:
Podział filtrów studziennych można dokonać z uwagi na:

-rodzaj materiału, z którego wykonany jest szkielet filtru

-rodzaj powierzchni filtracyjnej

Materiałami konstrukcyjnymi dla szkieletów filtrów stosowanych w wiertnictwie studziennym są:

-tworzywa sztuczne

-kamionka

-stal zwykła

- stal nierdzewna

-mosiądz

-żeliwo

- włókna szklane

Ze względu na rodzaj powierzchni filtracyjnej, filtry możemy podzielić na:

-filtry o jednowarstwowej powierzchni filtracyjnej, do których zaliczamy filtry o perforacji okrągłej i szczelinowej

-filtry o dwuwarstwowej lub wielowarstwowej powierzchni filtracyjnej, do których można zaliczyć filtry siatkowe

-filtry o konstrukcji specjalnej, które albo nie mają szkieletu z rur albo mają inne, uzupełniające elementy konstrukcyjne w postaci drucianych spiral, prętów, pierścieni, nasadek; należą tu: filtr żaluzjowy, segmentowy, prętowy

-filtry żwirowe, do których zalicza się filtry zapuszczane z uprzednim zagęszczeniem żwiru oraz klejone na powierzchni i filtry sporządzone w strefie dennej z obsypką jednowarstwową, dwuwarstwową lub wielowarstwowe.

PRZYKŁADY FILTRÓW STOSOWANYCH W POLSKIM WIERTNICTWIE STUDZIENNYM:

Podział ze względu na materiał konstrukcyjny:

- filtr stalowy

- filtr z tworzywa sztucznego

Podział ze względu na rodzaj powierzchni filtracyjnej:

- filtr żaluzjowy

-filtr segmentowy

-filtr prętowy

-filtr siatkowy

-filtr mostkowy

-filtr koszykowy

-filtr parasolowy

Podział ze względu na rozmieszczenie perforacji:

-filtry rurowe perforowane

a) z perforacją okrągłą

b) z perforacją szczelinową

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=(πk(H^2-h^2))/(ln R/r)

-dla poziomu wodonośnego o zwierciadle napiętym.

Q=(2πkm(H-h))/(ln R/r)

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

Q=(πk[(2H-m)m-h^2])/(ln R/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. Monitoring 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

1. Monitoring wód.

• Monitoring jakości wód powierzchniowych

• Monitoring wód podziemnych

1. Monitoring jakości gleby i ziemi.

2. Monitoring hałasu.

• Monitoring jakości wód powierzchniowych

• Monitoring wód podziemnych

1. Monitoring odpadów.

2. Monitoring pól elektromagnetycznych.

3. Monitoring promieniowania jonizującego.

• Wykonywanie pomiarów na stacjach wczesnego wykrywania skażeń promieniotwórczych IMGW

• Monitoring 137CS w glebie

• Pomiar skażeń promieniotwórczych wód powierzchniowych i osadów dennych

1. Monitoring przyrody.

• Informacje ogólne o podsystemie monitoringu przyrody

• Monitoring ptaków

• Monitoring gatunków i siedlisk przyrodniczych

• Monitoring lasów

• Zintegrowany Monitoring Środowiska Przyrodniczego

• Publikacje dot. monitoringu przyrody

13. Efektywność systemów energetycznych złoża i wpływ na współczynnik sczerpania.

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.

14. Przepuszczalność Skały – definicja, rodzaje oraz metody określania

Przepuszczalność skał oznacza zdolność skał do przewodzenia cieczy i gazów w określonych warunkach środowiska skalnego, temperatury i spadku ciśnienia. Miarą przepuszczalności skał względem płynów jest współczynnik przepuszczalności. Określa on zdolność skał do przewodzenia płynów niezależnie od ich rodzaju i własności przy jednostkowym spadku hydraulicznym. Współczynnik przepuszczalności charakteryzuje przepuszczalność skał niezależnie od rodzaju cieczy (własności płynów). Współczynnik przepuszczalności decyduje o wielkości współczynnika filtracji. W układzie SI jednostką przepuszczalności jest 1m². Ośrodek porowaty ma przepuszczalność 1m², jeżeli przez przekrój tego ośrodka o powierzchni 1m² przepływa 1m³ jednorodnej cieczy o lepkości 1 niutosekundy na metr kwadratowy (N×s/m²), przy ruchu laminarnym, w ciągu 1 sekundy na odległości 1m, przy gradiencie ciśnienia 1 niutona na metr kwadratowy(N/m²).

1 m² = 1,02 * 10¹² darcy

Rodzaje przepuszczalności:

· przepuszczalność absolutna,

· przepuszczalności względne,

· przepuszczalności efektywne,

· wodoprzepuszczalność (współczynnik filtracji),

Przepuszczalność skał względem wody nosi nazwę wodoprzepuszczalności. Charakteryzuje ją współczynnik filtracji lub współczynnik fluacji. Współczynnik filtracji oznacza przepuszczalność skał porowatych względem wody przepływającej ruchem laminarnym przyjednostkowym spadku hydraulicznym.

$$K = \frac{\gamma}{} \bullet k$$

Gdzie:

K- współczynnik filtracji; m/s

k- współczynnik przepuszczalności; m²

γ- ciężar właściwy; N/m³

-współczynnik lepkości dynamicznej; Ns/m²

Podobną zależność wyraża współczynnik fluacji, lecz w odniesieniu do skał szczelinowatych i krasowych oraz porowatych skał gruboziarnistych, względem wody będącej w ruchu turbulentnym.

Metody oznaczania współczynnika przepuszczalności

1. Metody laboratoryjne:

– w oparciu o analizę uziarnienia skał okruchowych;

– za pomocą przepuszczalnościomierzy z użyciem wody lub powietrza;

2. Metody polowe (oznaczanie współczynnika filtracji lub fluacji):

– w oparciu o wyniki pompowań badawczych (krótko- lub długotrwałych);

– na podstawie zalewania studni (otworów) wierconych, szybików itd.

– na podstawie wzniosu wody podziemnej w studni;

– w wyniku opróbowania otworu przy pomocy próbnika złoża.

3. Metody geofizyki wiertniczej:

– ocena przepuszczalności skał na podstawie gradientu oporności;

– ocena przepuszczalności skał w oparciu o wzory empiryczne, na podstawie znajomości wsp. n, Swi.

15. Anizotropia i niejednorodność własności skał, wpływ tych zjawisk na eksploatację

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

15. 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

Przy nawadnianiu złoża zachodzi proces wytłaczania ropy przez wodę i wypełnienie przez nią opróżnionych z ropy por kolektora. Ponieważ większość por ma wymiary kapilarne, siły kapilarne odgrywają ważną rolę w przebiegu nawadniania złożą. Rezultatem działania sił kapilarnych jest ciśnienie kapilarne (PK). Istnieje ono na powierzchni kontaktu dwóch nie mieszających się cieczy (w tym przypadku na kontakcie ropa – woda) znajdujących się w kapilarze. Wielkość ciśnienia kapilarnego określamy ze wzoru:

$$P_{k} = \frac{2 \bullet \sigma_{\text{RW}} \bullet cos\phi}{r}\ \lbrack Pa\rbrack$$

ϕ − kat zwilzanosci

r − promien kapilary [m]

σ_RW − napiecie powierzchniowe na granicy ropa − woda [N/m]

Schemat powierzchni rozdziału ropa-woda w kapilarze: W – woda, R – ropa, PT – ciśnienie tłoczenia, PK – ciśnienie kapilarne, F – kąt zwilżalności

Wielkość i znak ciśnienia kapilarnego zależy od rodzaju powierzchni kapilary. Dla powierzchni hydrofilnej (zwilżalnej) ciśnienie to ma znak dodatni i jest czynnikiem powodującym wypieranie ropy przez wodę nawet przy braku ciśnienia tłoczenia (rys. 1a).

Działanie zewnętrznego ciśnienia tłoczenia powoduje deformację menisku i wzrost kąta F (rys. 1b).

Przy dostatecznie dużym ciśnieniu tłoczenia nastąpi wzrost kąta F powyżej 90^o i menisk powierzchni kontaktu ropa – woda przybierze kształt charakterystyczny dla powierzchni hydrofobowej (niezwilżalnej), zaś ciśnienie kapilarne zmieni swój znak na ujemny i stanie się czynnikiem utrudniającym wypieranie ropy przez wodę (rys. 1c). Zjawisko to nosi nazwę

inwersji zwilżalności.

Jeżeli nawadnianie odbywa się w ośrodku o hydrofobowej powierzchni ziarn lub w ośrodku, w którym nastąpiła inwersja zwilżalności należy stosować duży gradient ciśnienia zatłaczania wody. Pozwala to na pokonanie ciśnienia kapilarnego i czyni kapilary drożnymi dla przepływu wody i ropy.

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

Współczynniki objętościowe: B_g - gazowy oraz B_o – ropny są stosowane do odnoszenia objętości jaką gaz lub ropa zajmują w warunkach złożowych do objętości jaką ta sama ilość gazu/ropy zajmowałyby w warunkach normalnych (p = 101325 [MPa], T = 273.15 [K]).

Gazowy współczynnik objętościowy B_g , zdefiniowany jest jako iloraz objętości zajmowanej przez gaz w pewnych warunkach p, T do objętości zajmowanej przez tą samą ilość (masę) gazu w warunkach normalnych

$$B_{g} = \frac{V_{p,T}}{V_{\text{sc}}}\ \left\lbrack \frac{m^{3}}{{m_{n}}^{3}} \right\rbrack$$

V_p, T − objetosc zajmowana przez gaz w warunkach p,  T (w szczegolnosci w warunkach zlozowych)

V_sc −  objetosc zajmowana przez gaz w warunkach normalnych (standard conditions) 

Ropny współczynnik objętościowy B_o , zdefiniowany jest jako iloraz objętości zajmowanej przez ropę w pewnych warunkach p, T do objętości zajmowanej przez tą samą ilość (masę) ropy w warunkach normalnych

$$B_{o} = \frac{({V_{o})}_{p,T}}{({V_{o})}_{\text{sc}}}\ \left\lbrack \frac{m^{3}}{{m_{n}}^{3}} \right\rbrack$$

(V_o)_p, T − objetosc zajmowana przez rope w warunkach p,  T (w szczegolnosci w warunkach zlozowych)

(V_o)_sc −  objetosc zajmowana przez rope w warunkach normalnych (standard conditions) 

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

$$R_{s} = \frac{V_{G}}{V_{o}}$$

V_G −  objetosc rozpuszczonego w ropie gazu 

V_o −  objetosc ropy 

μ – Lepkość dynamiczna

 Lepkość to ogólnie właściwość płynów i plastycznych ciał stałych charakteryzująca ich opór wewnętrzny przeciw płynięciu. 

Lepkość dynamiczna wyraża stosunek naprężeń ścinających do szybkości ścinania:

$$\mu = \frac{\tau}{\dot{\gamma}}$$

ρ – Gęstość masy - stosunek masy ciała do zajmowanej przez nie objętości w określonych temperaturze i ciśnieniu.

Bo – współczynnik objętościowy ropy naftowej – określa stosunek objętości ropy w warunkach złożowych do objętości tej samej ilości ropy w warunkach powierzchniowych

Bg – współczynnik objętościowy gazu – określa stosunek objętości gazu w złożu do objętości tej samej ilości gazu w warunkach powierzchniowych (normalnych)

Rs – współczynnik rozpuszczalności gazu w ropie – stosunek ilości gazu rozpuszczonego w jednostce objętości ropy ( m3n / m3)

Gęstość – stosunek masy pewnej ilości substancji do jej objętości

Lepkość – opór wewnętrzny przeciw płynięciu

19.CZYNNIKI WPŁYWAJĄCE NA DOSKONAŁOŚC HYDRODYNAMICZNĄ ODWIERTÓW EKSPLOATACYJNYCH 

Odwiert hydromechanicznie doskonały to taki w, którym kontakt odwiertu ze złożem odbywa się na całej pobocznicy walca, nie ma żadnych zaburzeń dopływu płynu ze złoża do odwiertu. W praktyce takie wykonanie odwiertu jest niemożliwe. Z tego względu w rzeczywistości mamy do czynienia z odwiertem hydromechanicznie niedoskonałym, gdzie kontakt odwiertu ze złożem jest silnie zaburzony. Dzieje się to na skutek:

• procesu wiercenia, gdzie następuje nie tylko skruszenie skały przez świder w samym odwiercie, ale również ciągłości warstwy jej struktury wokół odwiertu,

• podczas wiercenia używa się płuczki, płuczka tłoczona pod dużym ciśnieniem infiltruje do skały, cząstki iłu zawarte w płuczce zatykają pory,

• po wykonaniu odwiertu zapuszcza się rury okładzinowe, które są cementowane, a następnie wykonuje się perforację tzn. od kilku do nawet kilkudziesięciu małych otworów łączących odwiert ze skałą.

Odwiert eksploatacyjny 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 odbywa się na całej pobocznicy walca.

20. Podać przyczyny zmian parametrów strefy przyodwiertowej.

Jednym z istotnych problemów związanych z zabiegami rekonstrukcji odwiertów ropnych i gazowych jest niebezpieczeństwo wnikania płuczki 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 zarówno w procesie wiercenia jak też rekonstrukcji odwiertów 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.

21. Skin effect
Pojęcie to powstało, ponieważ przy eksploatacji występowały różnice w rzeczywistej ilości wydobywanego płynu, a wielkościami analitycznymi.

Współczynnik SE to inaczej poprawka na różne zjawiska zachodzącew strefie przyodwiertowej, które pogorszają lub polepszają przewodność hydrauliczną, a tym samym produktywność.

Całkowity współczynnik SE dla danego odwiertu to suma algebraiczna poszczególnych składników reprezentujących różne przyczyny polepszania/pogorszanie przepuszczalności.

Rodzaje:

• mechaniczny:

  • zmniejszenie przepuszczalności spowodowane zwiercinami, płuczką, cementem

  • zwiększenie przepuszczalności na skutek kwasowania lub szczelinowania

• turbulentny – zmiany fazowe płynu powodują zaburzenia w dopływie do odwiertu. Wynika on z oporów przepływu w zjawiskach turbulencji. Wyrażany jako iloczyn współczynnika nie-Darcy-owskiego przepływu oraz wydatku.

22. Wpływ perforacji na dopływ 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. Perforacja musi być wykonana i wszystkie jej parametry techniczne muszą być odpowiednio dobrane, gdyż ma zasadniczy wpływ na dopływu płynów do odwiertu. 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 szczeliny 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);

• kolumna 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. Perforację wykonuje się perforatorem.

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

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

Gdzie:

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 - wartość średnia ciśnienia w danym obszarze złoża

powierzchnia złoża zawarta między sąsiednimi izobarami

średnie ciśnienie panujące w elemencie złoża ograniczonym dwoma sąsiednimi izobarami (średnia arytmetyczna)

Zmiany średnie go ciśnienia złożowego są wskaźnikiem zmian zasobów energii złożowej i stanu energetycznego złoża

Ciśnienie złożowe zredukowane – ciśnienie, które panowałoby w danym elemencie złoża gdyby znajdował się on w głębokości przyjętej za poziom odniesienia.

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 służy do optymalizacji parametrów instalacji napowierzchniowej oraz współpracy złoże odwiertu. W systemie produkcyjnym możemy wyróżnić kilka węzłów mogących podlegać analizie. Najwazniejszym wezłem dla systemu jest węzeł na dnie odwieru. Parametry złożowe są trudne i kosztowne do zmiany dlatego też temu węzłowi poświęca się najwięcej uwagi. Do okreslenia pozostaje wydatek optymalny, który nie spowoduje zniszczenia złoża poprzez piaszczenie lub zawodnienie, a który jednocześnie jest ekonomicznie opłacalny.

METODA GRAFICZNA

Dla złoża w oparciu o formułę dwuczłonową możemy w układzie ciśnienie wydatek skonstruować tzw. krzywą wydajność złoża przy założeniu średniego ciśnienia złożowego.

W oparciu o równanie przepustowości odwiertu możemy wykreślić krzywą przepustowości przy założeniu stałego ciśnienia głowicowego

Wykreślone obie krzywe przecinają się w pewnym punkcie odcięta odpowiada wydatkowi jaki jest możliwy z odwiertu przy różnicy ciśnień między średnim ciśnieniem złożowym a ciśnieniem głowicowym ruchomym.

Zatem przy ustaleniu wydatku dozwolonego należy ustalić odpowiednie ciśnienie denne ruchome. Ciśnienie głowicowe ruchome przy wykreśleniu krzywej VLP jest zakładane.

METODA ANALITYCZNA

Przepływ w złożu

Przepływ w odwiercie

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.

26. Klasyfikacja metod wydobycia ropy naftowej.

W trakcie eksploatacji złoża ropy naftowej, na początku, wydobycie prowadzi się

metodami pierwotnymi, w których produkcja zależy od naturalnej energii złoża. Po pewnym czasie naturalna energia złoża zostaje wyczerpana lub jest zbyt mała dla efektywnego wydobycia ropy naftowej, wtedy stosuje się metody wtórne. Umożliwiają one dostarczenie do złoża dodatkowej energii najczęściej pochodzącej z wtłaczanej do złoża wody lub gazu. Metodami pierwotnymi i wtórnymi można wydobyć około jedną trzecią ropy naftowej znajdującej się w złożach. W przypadku rop lekkich i średnich można uzyskać wydobycie na poziomie 25–35% zasobów geologicznych, dla rop ciężkich współczynnik ten jest mniejszy i wynosi około 10%. Gdy wydobycie metodami wtórnymi staje się nieefektywne ekonomicznie stosuje się metody trzecie.

Obecnie stosowane trzecie metody wydobycia ropy naftowej można podzielić nacztery główne grupy :

— termiczne (stymulacja parą, cykliczne zatłaczanie pary oraz pary lub gorącej wody,

spalanie w złożu),

— zatłaczanie gazów (mieszalne rozpuszczalniki, powietrze, azot i CO2),

— chemiczne (zatłaczanie polimerów, ośrodków powierzchniowo-czynnych),

-inne metody (mikrobiologiczne, mechaniczne i elektryczne).

I rodzaju: (12 -15% wydobycia ropy)

-ropa wydobywana jest na skutek naturalnych zjawisk zachodzących w złożu

II rodzaju: (15 – 20%)

zwiększenie oddziaływania naturalnych zjawisk przez działanie zewnętrzne – zatłaczanie wody i gazu, Celem metod wtórnych jest zwiększenie współczynnika odropienia złoża przez powiększenie zasobów energii złożowej.

Do tych metod zalicza się:

1) wtłaczanie do złoża ropy naftowej gazu sprężonego

2) wtłaczanie wody, zwane także nawadnianiem złoża ropy

III rodzaju > 11%

termiczne (spalanie wewnątrz pokładowe, zatłaczanie gorącej wody, zatłaczanie pary wodnej), chemiczne (zatłaczanie Śr.PCz, zatłaczanie polimerów), zatłaczanie gazu

• termiczne ,

• chemiczne,

• zatłaczanie gazu

RODZAJE METOD TERMICZNYCH:

a)egzotermiczne reakcje chemiczne na dnie odwiertu, polega na przeprowadzeniu na dnie odwiertu reakcji egzotermicznych. Użyte reagenty powinny: wytwarzać dużą ilość ciepła, nie tworzyć produktów nie rozpuszczonych w wodzie, tanie

b) wygrzewanie odwiertów, umieszczenie w odwiercie wgłębnego grzejnika elektrycznego:

wygrzewanie ciągłe,

wygrzewanie okresowe

c) zatłaczanie nośnika ciepła, zatłaczamy parę wodną do odwiertu strefy przyodwiertowej złoża. Zatłoczona para skrapla się w porach skały oddając ciepło kondensacji.

d) spalanie wewnątrz pokładowe, istotą metody jest wytwarzanie ciepła bezpośrednio w złożu, zmniejsza to straty cieplne i podnosi efektywność zabiegu, Wzrost temperatury powoduje odparowanie lekkich składników ropy, odparowanie wody złożowej, zmniejszenie lepkości płynów pozostających w fazie ciekłej

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 odwiertu i sama przepływa 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:

Pdr ≥ Pgł + PH + PR

gdzie

Pdr – ciśnienie denne ruchowe,

Pgł – ciśnienie głowicowe,

PH – ciśnienie hydrostatyczne,

PR – opory przepływu.

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 wędruje 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.

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

Pompa tłokowa jest cylinder który u dołu ma kulę która to przy ruchu w górę zapobiega cofaniu ropy. Co 2 ruch jest roboczy.

Wady – korozja, jeśli wysoki wykładnik gazowy to spada wydajność pompy bo wynosi stałą objętość, niska estetyka środowiska, ciężar sprzętu limituje max głębokości.

Pompa wyporowa Hydraulic Gaz pump- do 205 stopni C , nie ma tłoka, więc jest jest Stosowany w odwiertach kierunkowych

PCP progressice capacity pumps – stator – rotor porusza się w statorze. mogą być stosowane do wszystkich płynów o wysokiej lepkości oczywiście z wyjątkiem cząstek stałych, gaz nie stanowi przeszkody (poza zatarciem) , są tanie , łatwe w obsłudze, głowica jest niskoprofilowa. ,Mogą być stosowane do ciężkich rop <18 stopni API Hydraulic piston lift – tłokowa – działa na zasadzie wyporu, stosowane do 15,000 ft,

Wadą jest potrzeba wysokiego ciśnienia. Wydajność 40 – 50 % może być stosowana na platformach morskich

Pompa strumieniowa – jet pumps, Można stosować różne stosunki pól dyszy i do uzyskiwania różnych efektów. ,Może być stosowane na morzu. Niska efektywność energetyczna 10-30 %. prostota konstrukcji, duże wydajności , Ograniczenia – wydatek zależy od ciśnienia dennego Opłacalna jest gdy z ropą eksploatuje się gaz którego jest za mało i spala się na świeczce, a tak to pozyskuje się energię.

Plunger lift – pompa tłokowa bez określonego cylindra. Tłok porusza się od głowicy do złoża. Wykorzystywana jest energia złoża Przed uderzeniami amortyzowana jest przez sprężyny. Na tłoku montowane są szczotki by zbierały parafinę. Na głowicy montowana jest komora przechwytująca. Stosowana jest w odwiertach o niskim ciśnieniu złożowym

Pompa elektryczna wgłębna 50 Hz prąd 2900 obr/min zasilanie z powierzchni kabel biegnie wzdłuż rur wydobywczych.

Zalety – do dużych głębokości, duże wydajności, minimalna obsługa na powierzchni

Wady-Gaz niekorzystny, cząstki stałe są niedopuszczalne, jej praca powoduje zmianę ciśnienia w odwiercie

Separator gazu - Zanim ropa dojdzie do łopatek musi zostać odseparowany od niej gaz. Dzięki sile odśrodkowej ciecz przechodzi na zewnątrz separatora zaś gaz zostaje w środku , jeśli jest b. dużo gazu to musi być wiele stopni. Przy rozruchu pompy musi być ona zalana wodą (by nie pracowała na „sucho”)

Gazodźwig – nie ma części mechanicznych . działa na zasadzie wyporu mieszaniny gazu i ropy, z samej ropy, która ma większą gęstość. Potrzebne jest źródło gazu,

Zawór rozruchowy, krzywa charakterystyczna gazo dźwigu – (jak za mało gazu to bulgocze a ropa nie jest wynoszona, jak za dużo gazu to wychodzi praktycznie sam gaz, bo Idzie przy ściankach)

elektryczna pompa wgłębna – jest to urządzenie składające się z agregatu, który składa się z: elektrycznego silnika napędowego, protektora i wielostopniowej pompy odśrodkowej. Wały tych elementów połączone są złączami sprzęgłowymi w jedną całość. 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.

Kombinowane . elektryczna z gazodźwigiem

Eksploatacje mechaniczna ropy naftowej czyli eksploatacje przy pomocy urządzeń wydobywczych możemy podzielić na dwie grupy: eksploatacje pompami wgłębnymi oraz eksploatacje sprężonymi gazami.

Eksploatacja pompami wgłębnymi

Stosujemy pompy z silnikiem na powierzchni takie jak: pompy tłokowo żerdziowe i pompy wibracyjne. Do eksploatacji wykorzystuje się również pompy z silnikiem w odwiercie są to pompy elektryczne i hydrauliczne.

1) Z silnikiem na powierzchni:

- pompa żerdziowo-tłokowa – jest to najczęściej stosowana pompa ze względu na prostą budowę i łatwą eksploatacje. Może ona być stosowana w róznych warunkach złożowych: 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. Wyróżniamy żurawie o napędzie indywidualnym jak również grupowym. Do napędu stosuje się silniki elektryczne o mocy od kilku do kilkunastu KW rzadko stosuje się silniki spalinowe.

Wadami pompy żerdziowo- tłokowej jest min.: obecność gazu w ropie; max. krzywizna otworu ; duża waga żerdzi. Stosuje się również żerdzie z włókna szklanego, ale to bardzo zwiększa koszty.

- 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.

Ropa podnosi się w rurach wydobywczych ku górze, gdyż skutkiem lepkości i bezwładności jej cząsteczki wprawione w ruch przez drgające ściany rur nie nadążają za ciągła zminą kierunku ich ruchu. Ruch ropy w dół utrudniają gęsto rozmieszczone zawory zwrotne umieszczone w rurach wydobywczych.

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. Wały tych elementów połączone są złączami sprzęgłowymi w jedną całość. Przystosowana jest do lekkich rop.

Agregat pompowy zapuszczany jest do odwiertu na rurach pompowych, w których bezpośrednio nad pompą znajduję się zawór zwrotny. Energia elektryczna do silnika doprowadzana jest kablem przymocowanym obejmami do rur wydobywczych.

Zalety tej pompy to: duża wydajność; zastosowanie przy dużej krzywiźnie otworu; odporna na korozje. Wadą jest to że łatwo tą pompę uszkodzić piaskiem.

29.Tłokowa źerdziowa pompa wgłebna

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%

Warianty modernizacji pompy żerdziowej:

1. Żerdzie z włókna szklanego

ZALETY	WADY
+ lżejsze od stali + możliwość wykorzystania mniejszych urządzeń napędzających + umożliwiają eksploatację z większych głębokości + elastyczność + odporne na korozję	- wyższy koszt - należy dokonać dokładnych obliczeń (mała wytrzymałość na ściskanie żerdzi z włókna szklanego) - w razie awarii trudności z wydobyciem z odwiertu

1. Pompy o wydłużonej lasce pompowej (silnik elektryczny napędza, taśmę która w wierzy napędza laskę pompową)

ZALETY
+ większa efektywność + możliwość pompowania z większych głębokości + pompa jest mniej wrażliwa na gaz + zasilanie silnikiem elektrycznym

1. Niskie jednostki (napęd przenoszony przez korbę, taśmę, wysięgnik a nie kiwon. Urządzenie ma stałą wysokość)

30. Pomiary gęstości i zawartości wody w płynie złożowym wydobywanym z odwiertu eksploatacyjnego (przyrządy, zasady interpretacji, zastosowanie).

1. Najdokładniejszą metodą oznaczania bezwzględnej ilości wody w ropie jest metoda destylacyjna, tzw. ksylolowa lub benzenowa. W metodzie tej cząsteczki wody, zawarte w ropie, są unoszone przez pary ksylolu lub benzenu podczas ogrzewania paliwa z danym związkiem, a następnie przez skroplenie następuje wydzielanie wody i np. benzenu, gdyż są one wzajemnie nierozpuszczalne.

W kolbce o objętości około 500 cm³ ogrzewa się do wrzenia (0.03÷0.05) *9.80665 N badanej ropy ze 100 cm³ benzenu uprzednio nasyconego wodą.

Podczas ogrzewania cząstki wody unoszone są przez benzen, uchodzą z kolbki przewodem do chłodnicy, gdzie następuje skroplenie. Skropliny spływają do biurety (odbieralnika mierniczego), przy czym jako cięższa gromadzi się w dolnej części biurety. Zawartość wody odczytuje się bezpośrednio w biurecie (w cm³). Gdy poziom benzenu znajdzie się na wysokości przewodu, wówczas benzen spływa tym przewodem do kolbki. Występuje tu zatem ciągły powrót benzenu do kolbki destylacyjnej, co jest dużą zaletą urządzenia, gdyż benzen w kolbce destylacyjnej nie wyczerpuje się. Czas destylacji nie jest określony i trwa tak długo, aż poziom wody w biurecie ustali się.

2. Metoda wirówkowa. Dla oznaczenia zawartości wody w ropie należy przygotować 4 wycechowane probówki wirówkowe i następnie wypełnić je ropą do 50% objętości probówki. Resztę do 100% dopełniamy benzyną o ciężarze właściwym (0.750÷0.725)*9806.65 N/m3 i początkowej temperaturze wrzenia nie niższej od 70^oC.

Napełnione w ten sposób probówki należy oznaczyć, szczelnie zakorkować i dokładnie wymieszać ich zawartość, a następnie zanurzyć w łaźni wodnej lub olejowej o temperaturze około 50^oC, pozostawiając je w kąpieli przez 10 minut.

Tak przygotowane probówki należy umieścić w wirówce naprzeciw siebie, a następnie wirować je
z szybkością maksymalną przez 5 – 10 minut. Średnica koła utworzonego przez dna wirujących probówek powinna wynosić 400 mm. Prędkość kątowa nie powinna być mniejsza niż 25 obr/s. Jeżeli d < 400 mm lub gdy d > 400 mm, wtedy

obr/s

Jeżeli wirówka posiada urządzenie do ogrzewania, należy wówczas utrzymać temperaturę około 50^oC podczas wirowania. Po wyłączeniu, a następnie całkowitym zatrzymaniu wirówki należy odkręcić jej pokrywę, wyjąć probówki i dokonać odczytu ilości odwirowanej wody z badanej ropy. Wymienioną operację należy prowadzić tak długo, aż ustali się stały odczyn odwirowanej wody. Uzyskany wynik
w procentach objętościowych (odczyt na skali probówki) ilości odwirowanej wody należy pomnożyć przez 2.

31. Pomiary lepkości płynów złożowych wydobywanych z odwiertu eksploatacyjnego (przyrządy, zasady interpretacji, zastosowanie).

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^oC.

(W warunkach złożowych lepkość ropy jest znacznie mniejsza, niż lepkość ropy odgazowanej, zmierzona w warunkach powierzchniowych)

(Wpływ wzrostu temp. i ilości rozpuszczonego gazu na lepkość zależy od rodzaju ropy, składu gazu
i ciśnienia złożowego)

Pomiary lepkości ropy

Przyrządy służące do pomiaru lepkości to Wiskozymetry. Ich konstrukcja jest różna, w zależności od metody badawczej:

Wiskozymetria, dział metrologii zajmujący się metodami pomiarów lepkości. Są to główne metody:

1. oparte na pomiarach naprężeń stycznych,

2. badające rozkłady prędkości w przepływającym płynie,

3. wykorzystujące badanie tłumienia drgań periodycznych

Typowe rozwiązanie to wirujące naczynie z badaną cieczą, w którym, wzdłuż osi obrotu zanurzony jest na sprężystej nici próbnik – pomiar kąta skręcania nici z próbnikiem pozwala wyznaczyć lepkość.

W lepkościomierzach rotacyjnych (szeroko stosowanych w miernictwie przemysłowym) miarą lepkości jest wartość siły działającej między dwoma współosiowymi cylindrami: cylindrem zewnętrznym i obracającym się względem niego cylindrem wewnętrznym (badana ciecz wypełnia szczelinę między cylindrami).

Innym typowym rozwiązaniem są wiskozymetry kapilarne (np. wiskozymetr Ostwald’a), gdzie podstawą pomiaru jest czas wypływu określonej objętości cieczy z kapilary.

Często wykorzystywanym jest wiskozymetr Höppler'a, w którym pomiaru lepkości dokonuje się mierząc prędkość opadania kulki zanurzonej w cieczy (prawo Stokes'a).

Pomiar współczynnika lepkości kinematycznej wiskozymetrem Vogel-Ossage

Za pomocą wiskozymetru Vogel – Ossage możemy dokonać pomiaru, a następnie obliczyć współczynnik lepkości kinematycznej cieczy.

Przed każdym pomiarem należy wiskozymetr dokładnie oczyścić i osuszyć. Przed pomiarem próbkę badanej cieczy należy przesączyć przez sito 200 lub 250 Mesz. Następnie zbiornik wiskozymetru napełniamy po brzegi badaną cieczą i przykręcamy do niego pokrywę z umocowaną w niej kapilarą. Po wciągnięciu badanej cieczy do kapilary za pomocą pompki ustawiamy zbiornik na podstawce
i dokręcamy pokrywę kluczem, a następnie umieszczamy zbiornik z kapilarą w termostacie. Palnikiem gazowym lub grzejnikiem elektrycznym ogrzewamy ciecz w termostacie mierząc jej temperaturę
i mieszamy ją równocześnie za pomocą mieszadeł powietrznych. Jeżeli temperatury cieczy
w termostacie i cieczy badanej wyrównują się wciągamy za pomocą pompki badaną ciecz do kapilary ponad górną kreskę. Odłączając wąż pompki od kapilary mierzymy czas przepływu (opadania) swobodnie ściekającej cieczy od górnej do dolnej kreski kapilary. Należy wykonać co najmniej trzy pomiary. Różnica pomiędzy pomiarami czasu nie może przekraczać 0,5 % wyniku najmniejszego. Jako wynik należy przyjąć średnią arytmetyczną z wyników z pomiarów zgodnych w granicach błędu.

Współczynnik lepkości kinematycznej obliczamy ze wzoru:

gdzie:

k – stała kapilary,

t- czas wypływu badanej cieczy, s.

Współczynnik lepkości dynamicznej η obliczamy ze wzoru:

gdzie:

ρ- gęstość cieczy w temperaturze pomiaru,

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].

W skład wiskozymetru Engler’a wchodzą następujące elementy:

• naczynie pomiarowe, umieszczone współśrodkowo w łaźni wodnej z grzałką dla regulacji temperatury,

• mieszadło, które służy do uzyskania jednakowej temperatury w łaźni wodnej,

• termometr, którym mierzymy temperaturę w łaźni wodnej,

• zatyczka, która służy do zatykania rurki kapilarnej, znajdującej się w dnie naczynia pomiarowego,

• termometr, dla pomiaru temperatury badanej cieczy,

• kolba dla pomiaru objętości cieczy wypływającej z naczynia pomiarowego.

Czas wypływu badanej cieczy z naczynia pomiarowego mierzymy sekundomierzem.

Wyznaczenie stałej kapilary wiskozymetru Engler’a

Stałą kapilary wiskozymetru Engler’a określa czas wypływu 200[ml] wody destylowanej
o temperaturze 20[^oC] z naczynia pomiarowego. Stała ta powinna wynosić od 50 do 52[s], należy pamiętać, aby naczynie pomiarowe przed wlaniem wody destylowanej do pomiaru było starannie przemyte spirytusem.

Zasada pomiaru lepkości cieczy i obliczenie współczynnika lepkości cieczy

Pomiar współczynnika lepkości cieczy wiskozymetrem Engler’a odbywa się przy założeniu laminarnego przepływu cieczy przez rurkę kapilarną.

Przed wykonaniem pomiaru napełniliśmy łaźnię wodą, a następnie ogrzewaliśmy ją do temperatury, w jakiej ma się odbyć pomiar, czyli około 30-31[^oC].Następnie wlewamy badaną ciecz, czyli ropę do naczynia pomiarowego. Za pomocą mieszadła doprowadzamy do wyrównania się temperatur badanej cieczy oraz wody w łaźni wodnej. Wstawiamy kolbę miarową pod otwór kapilary
i równocześnie wyciągamy zatyczkę, mierząc sekundomierzem czas wypływu odpowiedniej objętości cieczy do kolby miarowej.

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

E_t =[ ^oE]

gdzie:

^oE – współczynnik lepkości względnej w stopniach Engler’a

t_c - czas wypływu badanej cieczy [s]

t_w - czas wypływu wody (stała kapilary) [s]

Natomiast współczynnik lepkości kinematycznej obliczamy ze wzoru:

η = E_t / 132 10³

Pomiar współczynnika lepkości dynamicznej wiskozymetrem Hopplera.

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

Kalibrowana rura szklana napełniona jest badaną cieczą
i umieszczona w płaszczu wodnym (termostacie), który pozwala na utrzymanie cieczy w stałej żądanej temperaturze.

Obliczamy współczynnik lepkości dynamicznej na podstawie wzoru:

Gdzie:

• η- współczynnik lepkości dynamicznej [Ns/m²]

• t- czas opadania kulki [s]

• ciężar właściwy kulki [N/m3]

• ciężar właściwy badanej cieczy[N/m3] (w naszym przypadku ropa naftowa)

• K- stała kulki

Współczynnik lepkości kinematycznej ν można obliczyć na podstawie wzoru:

[m²/s]

Pomiary lepkości gazów

Pomiar współczynnika lepkości dynamicznej powietrza (gazu)

W celu wyznaczenia współczynnika lepkości dynamicznej powietrza należy zmierzyć czas wypływu określonej objętości wody z butli (i zarazem objętości przepływającego powietrza przez rurkę kapilarną) oraz różnicę ciśnień na dwóch końcach rurki kapilarnej (odczyt z manometru elektronicznego). 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.

Obliczenie natężenia przepływu:

Q – natężenie przepływu [m³/s]

V – objętość wody jaka wypłynęła ze zbiornika [m³]

t – czas wypływu wody ze zbiornika [s]

Obliczenie współczynnika lepkości dynamicznej powietrza (Wzór Hagena-Poiseuille’a)

Ostatecznie po podstawieniu do wzoru równania pierwszego otrzymujemy:

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]

t – czas wypływu wody z butli [s]

32. Metody intensyfikacji (stymulacji) wydobycia. 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 nawodnionej alkaliami i polimerami,

• zatłaczanie gazu w najwyższą część złoża: gaz ziemny, powietrze, azot, dwutlenek węgla, gazy spalinowe.

3. Metody udrażniające strefę przyodwiertową (wypieranie 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, wpuszczając 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,

• odległości od infrastruktury gospodarczej.

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).

W literaturze spotykamy różne wzory do określenia ciśnienia szczelinowania: (Wzór upraszczający)

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

gdzie :

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],

gdzie:

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.

Modele :

2D: PKN , KGD , radialna

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

Radialna :szerokość wprost powiązana z długością

3D:

P3D – pseudo 3D

3D (wszystkie wymiary niezależne

Elementy modelu : rozkład naprężenia 3D,przepływ cieczy szczelinującej,transport podsadzki, wymiana ciepła, filtracja do matrycy skalnej

35. Charakterystyka cieczy szczelinujących.

1. Hydrauliczne szczelinowanie skał:

• szczelinowanie przy użyciu cieczy szczelinujących,

• szczelinowanie przy użyciu cieczy kwasujących.

2. Kwasowanie.

3. Metody z wykorzystaniem materiałów wybuchowych:

• torpedowanie,

• prochowe generatory ciśnienia.

Współczynnik lepkości ropy naftowej możemy zmniejszyć wykorzystując wygrzewanie:

• elektryczne,

• termochemiczne,

• parą wodną.

Celem hydraulicznego szczelinowania skał jest zwiększenie przepuszczalności skał przez wytworzenie jednej lub kilku szczelin w strefie zasięgu odwiertu. Metodą tą otrzymujemy szczeliny o dużym zasięgu, nawet do kilkudziesięciu metrów. Powstanie szczeliny następuje w wyniku wytworzenia
w caliźnie skały naprężeń rozrywających większych od granicy wytrzymałości skały. Naprężenia te są skutkiem działania ciśnienia cieczy zwanej „cieczą szczelinującą”.

Zabieg hydraulicznego szczelinowania jest procesem oddziaływania na złoże w celu wytworzenia szczeliny lub kilku szczelin i późniejszego podparcia ich materiałem podsadzkowym.

Powstanie szczeliny następuje w wyniku wytworzenia w caliźnie skały złożowej naprężeń rozrywających większych od granicy wytrzymałości skały na rozrywanie. Naprężenia te powstają
w skutek działania ciśnienia cieczy roboczej wtłaczanej do odwiertu. Ciśnienie to nosi nazwę ciśnienia szczelinowania, a ciecz robocza nosi nazwę ciecz szczelinująca. Lepkość cieczy szczelinującej musi być na tyle duża, aby skały złożowe były dla niej praktycznie nieprzepuszczalne.

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.

36. 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:

gdzie:

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],

ф– 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

Zabiegi intensyfikacji wydobycia wpływają znacząco na własności fizyczne strefy przyodwiertowej, zwiększając przez to produktywność odwiertu. 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

gdzie:

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. W takim przypadku wartość ta wyznaczona może być z zależności

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. Parametr ten określić można za pomocą następującej zależności

Przydatnym narzędziem w ocenie efektywności zabiegów intensyfikacji wydobycia

jest również analiza zmian ciśnienia zarówno podczas testów hydrodynamicznych, jak

i podczas 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. Zabiegi intensyfikacyjne dają bardzo dobre rezultaty znacząco podnosząc produktywność odwiertów. 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.

I) 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.

II) 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.

III) 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.

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:

-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.

IV) 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) 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

Usuwanie siarkowodoru z gazu ziemnego.

Metody usuwania siarkowodoru z gazu ziemnego dzieli się na absorpcyjne , zwane mokrymi i adsorpcyjne , zwane suchymi. Adsorpcyjne metody oczyszczania z siarkowodoru stosuje się w przypadku, gdy jego stężenie nie jest duże max. do 12g/m³. Metody absorpcyjne stosuje się wówczas, gdy stężenie to jest większe(20-40g/m³).

Najbardziej popularną jest metoda absorpcji w wodnych roztworach alkanoloamin, są to najczęściej monoetanoloamina: HOCH₂CH₂NH₂ (MEA); dwuetanoloamina (dietanoloamina): (HOCH₂CH₂)₂NH (DEA); diglikoloamina: HO(CH₂)₂O(CH₂)₂NH_{2 .}(DGA). Gaz zawierający siarkowodór wprowadza się do dolnej części absorbera. Płynie on następnie ku górze, spotykając się przeciwprądowo z wodnym roztworem etanoloaminy(absorbentem) (zawierającym 15-30% MEA) spływającym z góry na doł. Siarkowodór zawarty w gazie jest wiązany w siarczek monoetanoloaminy (CO₂ w węglan). Oczyszczony gaz odprowadza się ze szczytu absorbera, a nasycony siarkowodorem roztwór MEA zbiera się w jego dolnej części, skąd spływa do zbiornika odgazowania. Roztwór ten następnie przepływa przez wymiennik(ogrzewanie) do desorbera, który jest podobnie jak absorber, kolumną półkową lub kolumną z wypełnieniem. Proces ten odbywa się bardzo podobnie w przypadku MEA, DEA i DGA. Sumarycznie reakcje MEA ( i analogicznie innych amin);

2HO-C₂H₄-NH₂+H₂S↔(HO-C₂H₄-NH₃)₂S. Procesowi usuwania siarkowodoru często towarzyszy proces usuwania CO₂.

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 .