Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Wpływ ditlenku węgla na procesy wytrącania się stałej fazy parafinowej z ropy naftowej

Kuśnierczyk Jerzy, Szuflita Sławomir, Warnecki Marcin

Przemysł Chemiczny

|

2025

|

T. 104, nr 8

821--825

PL

Przedstawiono problem wytrącania się osadów parafinowych z ropy naftowej na wewnętrznej ścianie rurociągów, które mogą prowadzić do wielu problemów związanych z przepływem ropy. Jedną z propozycji zahamowania osadzania się parafin jest wykorzystanie wychwyconego CO₂, którym nasyca się ropę naftową. Wykorzystując możliwości aparatury do badań PVT wyposażonej w moduł FLAAS (flow assurance system), możliwe było określenie wpływu CO₂ rozpuszczonego w ropie na temperaturę początku wytrącania parafin.

EN

Dead and CO₂-saturated crude oil samples were analyzed for the content of solid paraffin particles as a function of pressure and temp. using a PVT apparatus for testing the phase properties of reservoir fluids. The effect of CO₂ dissolved in crude oil on the paraffin precipitation temp. was detd.

2

Górnictwo i energetyka w Arabii Saudyjskiej

Gierlotka Stefan

Napędy i Sterowanie

|

2025

|

R. 27, nr 2

24--26

PL

Energię elektryczną w Arabii Saudyjskiej wytwarza się w elektrowniach cieplnych opalanych ropą naftową i gazem ziemnym. Zwiększa się wydobycie gazu ziemnego dla wytworzenia energii elektrycznej potrzebnej dla przemysłu oraz instalacji odsalania wody morskiej [...] Arabia Saudyjska jest zaangażowana w budowę elektrowni jądrowych. Prowadzona jest budowa elektrowni jądrowej o mocy 17 GW [...]

3

Wpływ ultradźwięków na zwiększanie porowatości efektywnej skał

Bieszczak Hanna, Halat Zbigniew, Kowalaszek Anna, Szpilman Sylwia

Nafta-Gaz

|

2025

|

R. 81, nr 3

170--176

PL

W niniejszym artykule przedstawiono wyniki prac prowadzonych w ramach projektu pt. „Innowacyjna technologia monitoringu sejsmoakustycznego oraz sejsmostymulacji (M2S)”, nr POIR.01.01.01-00-0015/17-00. Porowatość jest kluczowa w wydobyciu ropy naftowej, ponieważ określa zdolność skały do magazynowania i transportu węglowodorów. W połączeniu z przepuszczalnością wpływa na przepływ ropy w kierunku odwiertu, co decyduje o efektywności wydobycia. Zrozumienie porowatości skał pozwala na ocenę zasobów złoża oraz dobór technologii zwiększających wydajność, takich jak szczelinowanie czy działanie ultradźwięków. Bazując na otrzymanych wynikach badań, zaprezentowano wpływ ultradźwięków na porowatość efektywną skał, a także omówiono podstawowe zagadnienia związane z porowatością oraz jej znaczenie w procesie wydobycia ropy naftowej. W trakcie badań prowadzono eksperymenty, w których rdzeń skalny poddawany był działaniu ultradźwięków o stałej gęstości mocy akustycznej, wynoszącej 12 W/cm2 . Badania porowatości prowadzono przed działaniem i po działaniu ultradźwięków. Łącznie przebadano 4 rdzenie skalne. Każdy z nich był kilkukrotnie poddawany działaniu ultradźwięków. Wyniki wykazały istotne różnice – porowatość skał znacząco wzrosła po zastosowaniu ultradźwięków. Jednak kilkukrotne traktowanie skały ultradźwiękami doprowadziło do zniszczenia materiału skalnego, co objawiało się pękaniem skały. Wzrost porowatości był efektywny przez około 3 minuty działania ultradźwięków. Po tym czasie dochodziło do przekroczenia granicy wytrzymałości skały, co skutkowało pęknięciem rdzeni. Optymalny czas ekspozycji na ultradźwięki to zatem maksymalnie 3 minuty, umożliwia on maksymalizację porowatości bez ryzyka uszkodzenia struktury skały. Przeprowadzone badania potwierdziły, że ultradźwięki mogą skutecznie zwiększać porowatość skał, co może prowadzić do zwiększenia efektywności wydobycia ropy naftowej. Technologia ta, pod warunkiem dysponowania odpowiednimi urządzeniami, może być stosowana jako alternatywa lub uzupełnienie tradycyjnych metod zwiększania porowatości.

EN

This article presents the results of research conducted as part of the project titled Innovative Seismoacoustic Monitoring and Seismostimulation Technology (M2S), no. POIR.01.01.01-00-0015/17-00. Porosity is a critical factor in oil extraction, as it determines the rock's ability to store and transport hydrocarbons. In combination with permeability, it affects the flow of oil toward the well, ultimately determining extraction efficiency. Understanding rock porosity allows for the assessment of reservoir resources and the selection of technologies that enhance productivity, such as fracturing or the use of ultrasound. Based on the obtained research results, this study presents the impact of ultrasound on the effective porosity of rocks and discusses fundamental aspects related to porosity and its significance in the oil extraction process. During the experiments, rock cores were exposed to ultrasound at a constant acoustic power density of 12 W/cm2 . Porosity measurements were conducted both before and after ultrasound exposure. A total of four rock cores were examined, each subjected to multiple ultrasound treatments. The results showed significant differences – rock porosity increased considerably after the application of ultrasound. However, repeated exposure to ultrasound led to the degradation of the rock material, manifested by fracturing. The increase in porosity was effective until the exposure time exceeded approximately three minutes. Beyond this point, the rock's strength threshold was surpassed, resulting in core fractures. Therefore, the optimal ultrasound exposure time is a maximum of three minutes, allowing for the maximization of porosity without the risk of structural damage to the rock. The conducted research confirmed that ultrasound can effectively enhance rock porosity, potentially leading to increased oil extraction efficiency. Provided that the appropriate equipment is available, this technology may serve as an alternative or complement to traditional methods of increasing porosity.

4

An overview of the progress in the use of compressed natural gas in Nigeria

Bolaji Deborah O., Bello Kazeem A., Bolaji Bukola O.

Nafta-Gaz

|

2025

|

R. 81, nr 6

417--423

EN

The world is shifting away from petrol and oil-based energy sources, which have been linked to environmental degradation and global warming. To address these environmental issues and reduce greenhouse gas emissions in the transportation sector, the transition from conventional gasoline-powered vehicles to natural gas (CNG) vehicles has recently gained traction. This paper presents an overview of the progress made in the use of compressed natural gas as viable and environmentally friendly alternative fuel in Nigeria. The efforts made thus far by the Nigerian government in embracing the use of CNG and the projects executed to ensure a smooth transition from the use of conventional fuels to natural gas fuels are discussed. In addition to the existing CNG stations across the country, twelve new stations were installed in two major cities, and the government officially launched hundreds of CNG intra- and inter-state buses in July 2024. It has also established centres for the conversion of existing petrol and diesel vehicles to CNG vehicles, with the goal of alleviating the hardships faced by Nigerians as a consequence of the removal of petrol subsidies. It is suggested that the hazards associated with CNG storage, such as in vessels, tanks, and cylinders, should be critically assessed because their explosions are almost always unexpected and disastrous. Also, possible activities that could potentially lead to explosions should be identified for proper protection.

PL

Na całym świecie obserwuje się odchodzenie od źródeł energii opartych na benzynie i ropie naftowej, które przyczyniają się do degradacji środowiska i globalnego ocieplenia. W celu przeciwdziałania tym negatywnym zjawiskom i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w sektorze transportu, coraz częściej rezygnuje się z konwencjonalnych pojazdów napędzanych benzyną na rzecz pojazdów zasilanych gazem ziemnym. W niniejszym artykule przedstawiono analizę postępów w zakresie wykorzystania sprężonego gazu ziemnego (CNG) jako realnego i ekologicznego paliwa alternatywnego w Nigerii. Omówiono działania podjęte przez rząd nigeryjski na rzecz rozwoju infrastruktury CNG oraz projekty realizowane w celu zapewnienia płynnego przejścia z paliw konwencjonalnych na paliwa gazowe. Oprócz funkcjonujących już na terenie kraju stacji CNG, uruchomiono dwanaście nowych obiektów w dwóch głównych miastach, a w lipcu 2024 roku rząd oficjalnie wprowadził do użytku setki międzymiastowych i miejskich autobusów zasilanych CNG. Ponadto, utworzono centra konwersji pojazdów benzynowych i wysokoprężnych na jednostki zasilane gazem ziemnym, aby złagodzić trudności ekonomiczne mieszkańców Nigerii wynikające z likwidacji subsydiów na benzynę. Zwrócono również uwagę na konieczność przeprowadzania dokładnej oceny zagrożeń związanych z magazynowaniem CNG w zbiornikach, zasobnikach i cylindrach, ponieważ ich eksplozje są niemal zawsze nieprzewidywalne i mogą mieć katastrofalne skutki. Podkreślono także potrzebę identyfikacji działań mogących prowadzić do takich zdarzeń w celu zapewnienia odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa.

5

Naftowo-wodorowe i solonośne formacje fanerozoiku w basenach ryftogenicznych Ukrainy

Bagriy Ihor, Poberezhskyy Andriy, Maslun Ninel, Stupka Oksana, Suprun Iryna, Zubal Zubal, Kryl Iaroslav

Przegląd Solny

|

2024

|

T. 18

5--12

PL

W artykule przedstawiono uzasadnienie dotyczące powsta wania i rozmieszczenia formacji roponośnych, gazowo-wo dorowych oraz solonośnych na Ukrainie. Szczególną uwagę poświęcono formacjom roponośnym i gazowo-solnym regionu karpackiego, które korelują z utworami mezozoicznymi i keno zoicznymi. Zaprezentowano dane dotyczące obecności struktur solnych wysadowych oraz ich rozmieszczenia w strefie połą czenia platformy wschodnioeuropejskiej z trzeciorzędowym pasem ryftowym obejmującym regiony: zachodni (Karpaty), południowy (Przedgórze Dobrudży, region Morza Czarne go, Krym, basen Azowsko-Czarnomorski) i wschodni (Basen Dniepro-Doniecki). Regiony te są miejscami wydobycia ropy naftowej i gazu na Ukrainie. Omówiono również cykliczność formacji roponośnych, wodorowych i solnych oraz etapy ich ewolucji. Przeanalizowano także potencjalne możliwości ma gazynowania wodoru w formacjach solonośnych.

EN

This article presents justification of formation and distri bution of petroleum as well as gas-hydrogen and salt-bearing formations in Ukraine. Special attention is given to the petro leum and gas-salt formations of the Carpathian region, where they are correlated to the Mesozoic and Cenozoic formations. Data is provided on the presence of salt dome structures and their spatiotemporal distribution in the junction zone between the East European Platform and the Tertiary rift belt: Western (Carpathians), Southern (Peredobrudzha, Black Sea region, Crimea, Azov-Black Sea basin) and Eastern (Dnipro-Do netsk Basin), which are the oil and gas producing regions of Ukraine. The cyclicity of petroleum-hydrogen and salt-bear ing formations and the stages of their evolution are also con sidered. The potential of underground storages of hydrogen in salt-bearing formations has been analyzed.

6

Wpływ ultradźwięków na parametry cieczy węglowodorowych

Bieszczak Hanna, Halat Zbigniew, Szpilman Sylwia, Kowalaszek Anna, Gramatyka Grażyna

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 6

335--342

PL

W niniejszym artykule przedstawiono wyniki prac prowadzonych w ramach projektu pt. Innowacyjna technologia monitoringu sejsmoakustycznego oraz sejsmostymulacji (M2S), nr POIR.01.01.01-00-0015/17-00. Opisano wpływ ultradźwięków na parametry fizykochemiczne dwóch różnych cieczy węglowodorowych – ropy naftowej i oleju transformatorowego. Na każdą badaną próbkę cieczy działano falami ultradźwiękowymi o gęstości mocy akustycznej w zakresie 4–15 W/cm2 , po czym analizowano gęstość i lepkość kinematyczną. W ramach prowadzonych badań pomiary gęstości wykonywano za pomocą szklanych areometrów, natomiast badania lepkości kinematycznej przeprowadzono z wykorzystaniem automatycznego lepkościomierza HVM 472. Badania parametrów fizykochemicznych wykazały zmienność właściwości ropy naftowej i oleju transformatorowego po zastosowaniu ultradźwięków. Pod wpływem działania ultradźwięków nastąpiło zmniejszenie gęstości i lepkości kinematycznej badanych cieczy węglowodorowych. Dzięki tym badaniom ustalono charakterystykę fali ultradźwiękowej, która może najlepiej wpływać na parametry ropy naftowej w przypadku jej wydobycia ze złoża. Charakteryzująca falę ultradźwiękową gęstość mocy akustycznej na poziomie 12 W/cm2 najkorzystniej wpływa na zmniejszenie lepkości oleju transformatorowego. W przypadku ropy naftowej najkorzystniejszą gęstością mocy akustycznej pozwalającą na największe obniżenie lepkości jest 11 W/cm2 . Takie parametry fali akustycznej okazały się najbardziej optymalne ze względu na maksymalny spadek lepkości badanych cieczy przy najbardziej ekonomicznych nastawach symulatora rozkładu faz. Zarówno w badaniach oleju transformatorowego, jak i ropy naftowej stopniowe zwiększanie gęstość mocy akustycznej ultradźwięków nie powodowało przegrzania układu w badanym przedziale czasowym.

EN

This article presents the results of work carried out within the framework of the Innovative seismoacoustic monitoring and seismostimulation (M2S) technology, project, No. POIR.01.01.01-00-0015/17-00. The effect of ultrasound on the physicochemical parameters of two different hydrocarbon liquids – crude oil and transformer oil – is described. Ultrasonic waves with acoustic power density in the range of 4–15 W/cm2 were applied to each test sample, after which the density and kinematic viscosity were analysed. As part of the research, density measurements were carried out using glass areometers, while kinematic viscosity tests were carried out using an automatic viscosity meter HVM 472. The study of physicochemical parameters showed the variation in the properties of crude oil and transformer oil after application of ultrasound. Under the influence of ultrasound, the density and kinematic viscosity of the hydrocarbon liquids studied decreased. Thanks to these studies, the characteristics of the ultrasonic wave that best affects the parameters of crude oil, conducive to its extraction from the reservoirs, were established. The acoustic power density of 12 W/cm2 , which characterizes the ultrasonic wave, has the most favourable effect on reducing the viscosity of transformer oil. For crude oil, the most favourable acoustic power density allowing the greatest viscosity reduction is 11 W/cm2 . Such acoustic wave parameters proved to be the most optimal due to the maximum viscosity reduction of the studied fluids at the most economical settings of the phase distribution simulator. In both transformer oil and crude oil tests, the gradual increase of the acoustic power density of ultrasound did not cause overheating of the system in the studied time interval.

7

The use of new effective compositions for decomposing a stable water-oil emulsion

Gurbanov Huseyn R., Nurullayev Vali Kh., Gasimzade Aysel V.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 2

102--108

EN

A sample of crude oil from Umbaki oil field, characterized by the property of forming an aggregative and kinetically stable water-oil emulsion has been studied in the work. To conduct the research, Dissolvan-4411, Difrol-9426, Sarol-412, Dissolvan-13280 and ND-12 demulsifiers were examined at concentrations of 200, 400 and 600 g/t and the optimal consumption rate was determined. Laboratory experiments were carried out at temperatures of 20, 40 and 60°C. 10 compositions were prepared with a 1:1 ratio of each reagent, based on the optimal consumption rate of 600 g/t. The compositions are reagents with the same purpose, prepared on the basis of demulsifiers. New compositions of W-series were prepared on the basis of the most preferred compositions of A-series. The efficiency of demulsification was investigated, and, experiments were carried out to measure the quantities of asphaltene, resin and paraffin sediments, as well as the remaining amounts of salts and mechanical mixtures after demulsification of oil. The results of the conducted experimental studies revealed that the effect of compositions is superior to the effect of individual reagents. This is explained by the synergism effect between the reagents. As a result, the impact of compositions on the rheology of stable water-oil emulsions becomes stronger. The amount of chloride salts, mechanical mixtures and asphaltene-resin-paraffin compounds in the oil also decreases sharply. Finally, the dependence of the thickness of the best-performing W series compositions on viscosity, which is an important rheological parameter of oil, is shown in a diagram. The W-2 composition is recommended for wide application in mining conditions as a multifunctional reagent in the oil industry.

PL

W pracy wykorzystano próbkę ropy naftowej ze złoża Umbaki, która cechuje się tworzeniem zagregowanej i stabilnej kinetycznie emulsji wodno-ropnej. W celu przeprowadzenia prac badawczych zbadano stężenia deemulgatorów Dissolvan-4411, Difrol-9426, Sarol-412, Dissolvan-13280 i ND-12 w ilościach 200, 400 i 600 g/t oraz określono optymalną wielkość ich zużycia. Doświadczenia laboratoryjne przeprowadzono w temperaturach 20, 40 i 60°C. Przygotowano 10 kompozycji w stosunku 1:1 każdego pojedynczego odczynnika zgodnie z optymalną szybkością zużycia 600 g/t. Kompozycje są odczynnikami o tym samym przeznaczeniu, sporządzonymi na bazie deemulgatorów. Nowe kompozycje serii W przygotowano w oparciu o najbardziej preferowane kompozycje serii A, a po zbadaniu skuteczności deemulgacji przeprowadzono doświadczenia dotyczące ilości osadów asfaltenów, żywic, jak również soli i mieszanin mechanicznych pozostałych po deemulgowaniu ropy. Wyniki przeprowadzonych badań eksperymentalnych wykazały, że efekt zastosowania mieszanin jest lepszy niż efekt oddziaływania pojedynczych odczynników. Można to wytłumaczyć efektem synergii pomiędzy odczynnikami. W rezultacie wpływ kompozycji na reologię stabilnych emulsji wodno-ropnych będzie bardziej znaczący. Gwałtownie zmniejsza się także ilość soli chlorkowych, mieszanin mechanicznych i związków asfaltenowo-żywicowo- -parafinowych w ropie. Ponadto na wykresie przedstawiono zależność grubości najlepiej działających kompozycji serii W od lepkości, która jest ważnym parametrem reologicznym ropy. Kompozycja W-2 zalecana jest do szerokiego stosowania w warunkach górniczych jako wielofunkcyjny odczynnik w przemyśle naftowym.

8

The effect of oil-water interfacial tension on the stability of oil emulsions

Gurbanov Guseyn R., Gasimzade Aysel V.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 3

179--185

EN

The stability of crude oil emulsions sourced from wells in two distinct fields distinguished by varying physicalchemical properties was analysed. The oil taken from the wells of Muradkhanli and Balakhani fields of State Oil Company of the Azerbaijan Republic (SOCAR) has been used as the research object. Demulsification of both oils, whose composition differs in the amount of high molecular compounds, has been investigated through the static settling method for 2, 4, 6, 8, 10 and 12 hours, and the amount of residual water in the oil has been recorded. In the same time interval, the oils have been tested by adding n-hexane and phenol to them, respectively. During the experiments, it was discovered that after the addition of n-hexane, which is a saturated hydrocarbon, the surface tension force increased in both oil samples and caused the formation of water in the form of a dispersed phase in the oil, which resulted in an increase in stability. In particular, as the concentration of n-hexane in oil increased, oil emulsions became aggregative and kinetically stable. The experiments conducted involving the addition of phenol to oils revealed that an increase in the volume of phenol in the oil led to a decrease in the surface tension force at the oil-water boundary, thereby accelerating the demulsification process. Subsequently, the research extended to investigating the emulsion stability of the oil samples by adding phenol and n-hexane in varying proportions. It was observed that an increase in the phenol ratio expedited the demulsification process, whereas a higher hexane ratio weakened it. Throughout the experimental tests, fluctuations in demulsification rates were noted upon the addition of organic substances to the oil samples. Furthermore, an increase in the concentration of high molecular compounds in the oil composition resulted in elevated surface tension, posing challenges in separating the water phase from the oil. The demulsification ability of organic substances added to crude oil samples, compositions A, B and C (25% n-hexane and 75% phenol (conditional name A), 50% n-hexane and 50% phenol (conditional name B), 75% n-hexane and 25% phenol (conditional name C)) prepared on the basis of these organic substances was examined depending on the surface tension.

PL

Przeanalizowano stabilność emulsji ropy naftowej pobranej z odwiertów w dwóch odrębnych złożach, charakteryzujących się zróżnicowanymi właściwościami fizykochemicznymi. Ropa pobrana z odwiertów na złożach Muradkhanli i Balakhani należących do Państwowej Kompanii Naftowej Republiki Azerbejdżanu (SOCAR) została wykorzystana jako obiekt badawczy. Deemulgacja obu rodzajów ropy, których skład różni się ilością związków o dużej masie cząsteczkowej, została zbadana za pomocą metody statycznej sedymentacji przez 2, 4, 6, 8, 10 i 12 godzin, po czym zarejestrowano ilość wody pozostałej w próbce. W tych samych przedziałach czasowych przetestowano analizowane próbki ropy poprzez dodanie do nich odpowiednio n-heksanu i fenolu. Podczas eksperymentów odkryto, że po dodaniu n-heksanu, który jest węglowodorem nasyconym, siła napięcia powierzchniowego wzrosła w obu próbkach ropy, co spowodowało powstanie wody w postaci fazy rozproszonej w ropie, co zaowocowało zwiększeniem stabilności. W szczególności, w miarę wzrostu stężenia n-heksanu w ropie, emulsje ropne stały się agregacyjne i kinetycznie stabilne. Przeprowadzone eksperymenty dotyczące dodania fenolu do ropy wykazały, że wzrost objętości fenolu w ropie spowodował zmniejszenie siły napięcia powierzchniowego na granicy ropa-woda, przyspieszając tym samym proces deemulgacji. Następnie badania zostały rozszerzone na badanie stabilności emulsji próbek ropy poprzez dodanie fenolu i n-heksanu w zróżnicowanych proporcjach. Zaobserwowano, że wzrost stosunku fenolu przyspieszył proces demulsyfikacji, podczas gdy wyższy stosunek heksanu osłabił go. W trakcie testów eksperymentalnych odnotowano wahania w tempie deemulgacji po dodaniu substancji organicznych do próbek ropy. Ponadto wzrost stężenia związków o dużej masie cząsteczkowej w składzie ropy spowodował wzrost napięcia powierzchniowego, co utrudniło oddzielanie fazy wodnej od ropy. Zbadano zdolność deemulgacyjną substancji organicznych dodanych do próbek ropy naftowej, kompozycji A, B i C (25% n-heksanu i 75% fenolu (nazwa warunkowa A), 50% n-heksanu i 50% fenolu (nazwa warunkowa B), 75% n-heksanu i 25% fenolu (nazwa warunkowa C)), przygotowanych na podstawie tych substancji organicznych, w zależności od napięcia powierzchniowego.

9

The “diffusion approximation” approach for describing the oil field development process

Mammadov Aziz V., Sultanova Arzu V., Mammadov Ramil M.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 5

293--300

EN

Analysis of the interaction of wells in the process of oil field development is based in particular on calculating the correlation coefficient of two adjacent wells. However, due to reservoir heterogeneity, this approach fails to consider the possibility of interactions between wells located at significantly greater distances. The non-equilibrium of the system is attributed to its openness, associated with environmental impacts (flooding process and changes in the stock of existing wells). The oil field development is a complex process, subject to complex works such as well grid compaction, carrying out a wide range of geological and technical operations, etc. From this point of view, the development and exploitation of fields needs a “volumetric” approach, i.e. a diffusion approximation. A crucial aspect of oil production is the timely regulation of both current production rates and water impact on the reservoir system. The oscillatory nature of the time series of measurements of oil, water, and liquid production rates carries information about the state and behavior of the reservoir system. Analysis of the features of oscillatory processes of the technological indicators of well operation across the entire area of the deposit as a whole enables early diagnosis of changes in the state of the system. The approach of the production well stock analysis in terms of the amplitude-frequency characteristics of the dynamics of oil, water, “mobile” water, and flooding, as well as the specific ratios of produced oil to the volume of water injected into the reservoir (an indicator of the effectiveness of water stimulation) allows us to consider the development as a diffusion-like process.

PL

Analiza wzajemnego oddziaływania odwiertów na etapie zagospodarowania złóż ropy naftowej opiera się w szczególności na obliczaniu współczynnika korelacji dwóch sąsiadujących ze sobą odwiertów. Jednak ze względu na niejednorodność złoża, podejście to nie uwzględnia możliwości wzajemnego oddziaływania odwiertów położonych w znacznie większych odległościach od siebie. Brak równowagi systemu wynika z jego drożności, związanej z czynnikami środowiskowymi (proces nawadniania złoża i zmiany w stanie zasobów istniejących odwiertów). Zagospodarowanie złóż ropy naftowej jest złożonym procesem, podlegającym skomplikowanym pracom, takim jak zagęszczanie siatki odwiertów, przeprowadzanie szerokiego zakresu zabiegów geologicznych i technicznych, itp. Z tego punktu widzenia zagospodarowanie i eksploatacja złóż wymagają zastosowania podejścia „wolumetrycznego”, tj. aproksymacji dyfuzyjnej. Kluczowym aspektem procesu eksploatacji ropy naftowej jest terminowa regulacja zarówno bieżącego tempa eksploatacji, jak i wpływu wody na system złożowy. Oscylacyjny charakter serii czasowych pomiarów tempa wydobycia ropy, wody i innych mediów dostarcza informacji o stanie i zachowaniu systemu złożowego. Analiza cech procesów oscylacyjnych wskaźników technologicznych funkcjonowania odwiertów na całym obszarze złoża jako całości umożliwia wczesne diagnozowanie zmian w stanie systemu. Zastosowanie analizy zasobów odwiertu wydobywczego pod względem charakterystyki amplitudowo-częstotliwościowej dynamiki ropy naftowej, wody, wody „mobilnej” i nawadniania złoża, a także określonych proporcji wydobytej ropy naftowej względem objętości wody zatłoczonej do złoża (wskaźnik skuteczności stymulacji odwiertu poprzez wtłaczanie wody) pozwala traktować zagospodarowanie złoża jako proces dyfuzyjny.

10

Naturalne wycieki ropy w Karpatach – kłopot czy bogactwo?

Jankowski Leszek, Leśniak Grzegorz, Brzeszcz Joanna, Kapusta Piotr

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 11

663--678

PL

Celem artykułu jest zwrócenie uwagi na problem tzw. rekultywacji naturalnych wycieków ropy naftowej, występujących często w Karpatach. Wieloletnie obserwacje wskazują, że ich szkodliwość i wpływ na środowisko są raczej niewielkie (jakkolwiek zagrożenie istnieje), natomiast stanowią one istotny przedmiot badawczy dla wielu dziedzin nauki i mają znaczenie edukacyjne oraz historyczne, wpisując się w bogatą historię rozwoju przemysłu naftowego w Polsce. Wycieki ukazano w różnorakich kontekstach: geologicznych, przyrodniczych, zwrócono uwagę na ich rolę w badaniu systemu naftowego, a także na walory edukacyjne i geoturystyczne. Badania wycieków są jednym z szeregu elementów składających się na tzw. rozpoznanie systemu naftowego (ang. play elements) – oprócz elementów głównych, jak np. skały macierzyste, skały zbiornikowe. Są wskaźnikiem procesu ciągłej migracji ropy naftowej, najprawdopodobniej z dużych głębokości. Oprócz wycieków zwrócono uwagę na ważność przesyconych ropą naftową stref melanży tektonicznych, które okazały się główną drogą migracji ropy naftowej w orogenie karpackim. Wskazano istotną rolę tzw. postkompresyjnych etapów deformacji tektonicznych w procesie ich formowania. Wycieki ropy naftowej są także obserwowalne w rejonie pozakarpackim, a ich związek z karpackim systemem naftowym powinien zostać przebadany. Zwrócono uwagę na konieczność zachowania, a nawet ochrony wielu stref wycieków, ale także miejsc ekshalacji gazowych czy wycieków wód mineralnych. Ochronie powinny również podlegać stare pola naftowe w rejonie Karpat. Dają one możliwość sprawdzenia wpływu eksploatacji na środowisko. Przypomniano także kilka ważnych postaci, szczególnie zasłużonych dla karpackiego i światowego przemysłu naftowego.

EN

This article addresses the issue of the reclaiming natural oil seeps that frequently occur in the Carpathians. Years of field observations suggest that their environmental impact is rather minimal, though some risks exist. Despite this, these seeps constitute an important subject of study for many fields of research and hold significant educational and historical value, contributing to the rich history of the development of the oil industry in Poland. The article discusses the geological and natural aspects of oil seeps, emphasizing their role in studying the petroleum systems and their educational and geotourism potential. Oil seeps are one of a number of so-called play elements of the Carpathians: e.g. source rocks, reservoir rock, caps rocks. They serve as indicators of oil migration, most likely from great depths. The importance of oil-saturated tectonic mélange zones, which turned out to be the main route of oil migration in the Carpathian orogen, was also highlighted, along with the important role of the so-called post-compression stages of tectonic deformations in the process of their formation. Moreover, oil seeps are also observed in the Carpathian Foredeep region, though their connection to the Carpathian oil system warrants further study. The article underscores the need to preserve and protect many seepage zones, as well as areas with gas exhalations and mineral water leaks. Old oil fields in the Carpathian region should also be preserved, as they offer opportunities to study the environmental impact of oil production. Several key figures in the development of the Carpathian and global oil industry are also recognized.

11

Geochemistry features of mercury in oils from the deposits of the dnipro-donetsk depth

Ishkov Valerii, Kozii Yevhen

Mining Machines

|

2024

|

vol. 42, iss. 1

12--29

EN

The purpose of the article is to establish the geochemical characteristics of mercury in the oils of the active deposits of the Dnipro-Donetsk depth and to create their classification according to the content of this metal. Based on the research of typomorphic features of the oils of theconsidered deposits, it was established that it is the low-molecular sulfur-containing heteroatomic components of the oil system that are the main carriers and concentrators of mercury. Based on the results of the cluster analysis, a dendrogram of the results of clustering by theweighted centroid method of the studied deposits by the mercury content in the oils was constructed. Taking into account the statistically significant character of mercury connections, it is proposed to divide all geochemical and geological-technological parameters into a group genetically and/or paragenetically related to the accumulation of mercury in oil and a group negatively related to an increase in mercury content in oil. This is what made it possible to develop theclassification of oil fields of the Dnipro-Donetsk depth according to mercury content.

12

Przyjaciele czy wrogowie? Mikroorganizmy a ropa naftowa

Skierska Patrycja, Jarosiński Przemysław

Kierunek Chemia

|

2024

|

Nr 2

91-92, 95-96

PL

Aktywność mikroorganizmów, które występują w ropie naftowej, może wpływać na jej skład oraz właściwości fizykochemiczne, a co za tym idzie - prowadzić do zmiany wartości ekonomicznej ropy lub warunków jej eksploatacji.

13

Analiza efektywności finansowej Orlen S.A. za lata 2015–2022

Ranosz Robert, Fuksa Dariusz, Szczudrawa Jan, Mucha Kamil

Inżynieria Mineralna

|

2024

|

Vol. 3, no. 2

art. no. 88

PL

Artykuł analizuje kondycję finansową Orlen S.A., jednego z największych przedsiębiorstw paliwowo-energetycznych w Europie Środkowo-Wschodniej. Celem analizy była ocena rentowności, płynności finansowej oraz poziomu zadłużenia firmy tak aby poznać odpowiedz na pytania jaka jest kondycja finansowa przedsiębiorstwa oraz jak zarządza ono posiadanym kapitałem. Analizę oparto o wskaźniki rentowności ROS, ROA i ROE, wskaźniki bieżącej oraz przyspieszonej płynności finansowej wraz ze wskaźnikiem środków pieniężnych, a także o wskaźniki zadłużenia. Przedstawiono wyniki wraz z interpretacją oraz niezbędną teorie potrzebną do zrozumienia wykonanych obliczeń.

EN

This article examines the financial condition of Orlen S.A., one of the largest fuel and energy companies in Central and Eastern Europe. The analysis aimed to assess the company's profitability, financial liquidity, and debt levels to answer questions regarding the financial health of the enterprise and its capital management practices. The analysis was based on profitability indicators such as ROS, ROA, and ROE, current and quick liquidity ratios, along with the cash ratio, as well as debt indicators. The results are presented with interpretations and include the necessary theoretical background to understand the performed calculations.

14

Ocena tworzenia osadów przez ropy naftowe na modelowym wymienniku ciepła

Badura Xymena, Styszko Katarzyna

Inżynieria Materiałowa

|

2024

|

Vol. 45, nr 6

19--23

PL

Prowadzono symulację powstawania osadów wskutek zjawiska foulingu rop naftowych na skonstruowanym stanowisku badawczym. Zasada działania opracowanego symulatora polegała na przepływie ropy przez modelowy wymiennik ciepła (płytka testowa), który po badaniu demontowano, a utworzone osady oceniano techniką mikroskopii optycznej. Zastosowano zamknięty obieg ropy w pętli przepływu i możliwość kontroli temperatury testowego wymiennika ciepła oraz prędkości przepływu ropy. Na stanowisku przebadano skłonność do foulingu wybranych trzech próbek rop naftowych, uprzednio przebadanych pod kątem podstawowych właściwości fizyczno-chemicznych (m.in. zakres destylacji, skład grupowy, zawartość asfaltenów, współczynnik niestabilności koloidalnej). Dla każdej z badanych rop na płytce testowej uzyskano inny rodzaj osadu: w postaci rdzy, soli nieorganicznych i osadu organicznego (asfalteny). Skonstruowane stanowisko pozwala na różnicowanie próbek rop pod względem charakteru chemicznego tworzonych osadów.

EN

The fouling of crude oil was simulated on a constructed test stand. The operating principle of the simulator was based on the flow of crude oil through a model heat exchanger (test plate), which was dismantled after the test and the deposits were assessed by means of an optical microscope. The apparatus had a closed circuit of oil in the flow loop and the ability to control the heat exchanger temperature and the oil flow rate. On the test stand fouling tendency was evaluated for selected three crude oil samples, previous tested for basic physico-chemical properties (including distillation range, group composition, asphaltene content, colloidal instability factor). For each of the tested crude oils, a different type of deposit was obtained on the test plate – in the form of rust, inorganic salts and organic sediment (asphaltene). The constructed test stand allows for differentiation of oil samples in terms of the fouling deposit chemical nature.

15

Investigation of non-toxic demulsifiers and comparison to standard equivalents in the Paris Basin (France) oil mines

Sapińska-Śliwa Aneta, Korzec Michał

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2024

|

T. 40, z. 3

207--224

EN

Demulsifiers are widely used to increase the separation between oil and water. The more common ones contain hazardous ingredients (aromatic solvents, non-biodegradable active components), which can negatively affect human health (especially the respiratory system) and the environment. The presented study evaluates the feasibility of implementing a non-toxic, highly biodegradable, and environmentally friendly demulsifier in oil mines in the Paris Oil Basin (France). The standard commercial demulsifiers were tested together with four other, non-toxic and biodegradable ones. This investigation employed the bottle test of demulsifiers, which contained grind-out tests using the centrifuge. The test determined the residual water content in separated water. Four types of oil were used for this test, plus a fifth sample, which contained a mix of oil from the four wells, based on the ratio that existed in the installation. The investigations took place at four oil mines in Paris Basin, France. The tests proved that, for all oil types, a novel, highly biodegradable, oil-soluble demulsifier containing polyimine derivative and EO/PO block copolymer (RSN = 10) in a non-toxic solvent, could be used to treat oil during the exploitation process in the reservoir. This provided the best separation properties of all tested samples and the lowest water content in the oil. This solution can potentially mitigate numerous logistical, storage, and environmental issues while enhancing job-related safety aspects. Our proposed approach provides a greener method that could be implemented in the industry field.

PL

Demulgatory przyspieszają separację wody od ropy naftowej podczas jej wydobycia. Te bardziej powszechne często zawierają substancje niebezpieczne (rozpuszczalniki aromatyczne, czy słabo biodegradowalne składniki aktywne), które mogą działać negatywnie na zdrowie ludzi (szczególnie układ oddechowy) oraz na środowisko. Artykuł ocenia możliwość zastosowania środków nietoksycznych, o wysokim stopniu biodegradacji, przyjaznych środowisku, podczas badań przeprowadzanych dla ropy naftowej pochodzącej z kopalni znajdujących się w Basenie Paryskim. Powszechne, komercyjne demulgatory były testowane wraz z czterema nietoksycznymi i biodegradowalnymi. Badanie polegało na przeprowadzeniu testu butelkowego demulgatora oraz testu badającego zawartość wody w wirówce. Analizowane były cztery próbki ropy naftowej wraz z piątą próbką, będącą mieszaniną tychże czterech, mieszaną w stosunku znanym z procesu produkcyjnego dla danej instalacji. Miejscem pracy były cztery kopalnie ropy naftowej w Basenie Paryskim, we Francji. Na podstawie badania udowodniono, iż dla wszystkich czterech próbek nowy, wysoce biodegradowalny, rozpuszczalny w ropie demulgator, zawierający pochodne poliiminowe wraz z polimerami EO/PO (o RSN = 10) w rozpuszczalniku nietoksycznym, skutecznie może być użyty w celu poprawienia separacji podczas eksploatacji ropy. Nie tylko zapewnił najlepsze właściwości separacji dla wszystkich analizowanych próbek, ale również najniższą zawartość wody w ropie po separacji spośród wszystkich analizowanych produktów. Rozwiązanie to ma potencjał w wyeliminowaniu wielu problemów związanych z logistyką produktu, składowaniem oraz aspektami środowiskowymi. Jest również bardziej bezpieczne pod kątem pracy z produktem. Wnioski te w zupełności spełniają aktualny trend dotyczący użycia jak najbardziej ekologicznych rozwiązań w każdej możliwej pracy przemysłowej.

16

Import ropy naftowej i gazu ziemnego do polski drogą morską w świetle badań własnych

Kłak Marcin, Woźniakowski Mariusz, Zadworny Waldemar, Rokoszyński Alan

Zeszyty Naukowe Wyższej Szkoły Technicznej w Katowicach

|

2023

|

T. 17

87--108

PL

Celem niniejszego artykułu jest zbadanie importu ropy naftowej i gazu ziemnego do Polski drogą morską w latach 2010-2021 oraz prognoza tego zjawiska na lata 2022-2026. Aby zrealizować to zamierzenie, wykorzystano dane Głównego Urzędu Statystycznego (GUS). Ponadto, autorzy dokonali systematycznego przeglądu literatury dotyczącej transportu morskiego. Opisano wady i zalety tego sposobu transportu oraz wymagane dokumenty. Wyszczególniono infrastrukturę liniową i punktową oraz różne rodzaje statków. Przedstawiono również najistotniejsze aspekty światowej produkcji ropy naftowej i gazu ziemnego. Zasadnicza część artykułu poświęcona jest badaniom własnym importu omawianych surowców do Polski, na przestrzeni ostatnich lat. W publikacji przedstawiono również metodologię badań i problem badawczy, dokonano analizy danych i prognozy na ich podstawie oraz sformułowano wnioski.

EN

The aim of this article is to analyze oil and gas imports to Poland by sea over the past few years, as well as to forecast imports and establish oil import trends for 2023-2026. To achieve this goal, data from the Statistics Poland was used. In addition, the authors conducted a systematic review of the literature on shipping. The advantages and disadvantages of this mode of transportation were described, as well as the required documents. Line and point infrastructure, as well as different types of ships were listed. The most relevant aspects of world oil and gas production are also presented. The main part of the article is devoted to a study of Poland’s own imports of the raw materials in question over the past years. The publication also presents the research methodology and research problem, analyzes the data and forecasts based on them, and makes conclusions.

17

Rafineria ropy naftowej w Lesku

Pudło Janusz, Wais Tadeusz

Wiek Nafty : zeszyty naukowo-historyczne

|

2023

|

nr 3-4

15--22

18

Nowe spojrzenie na występowanie naturalnych wycieków węglowodorowych w Karpatach

Matyasik Irena, Bieleń Wojciech

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2023

|

R. 26, Nr 3 (289)

4-9

PL

Naturalne wycieki węglowodorów na powierzchni terenu są najwyraźniejszym przejawem ropogazonośności basenów naftowych. Przyczyną ich występowania jest migracja faz węglowodorowych, a ich charakter zależy przede wszystkim od budowy tektonicznej. Makroprzejawy węglowodorów charakterystyczne są dla basenów naftowych cechujących się skomplikowaną tektoniką formacji ropogazonośnych i/lub zaawansowaną erozją skał uszczelniających. Analiza rozmieszczenia i intensywności naturalnych wycieków węglowodorów ma istotne znaczenie dla walidacji modeli systemów naftowych. Wycieki, które objęto badaniami pochodzą z rejonu złóż ropy naftowej: na fałdzie Łodyna-Wańkowa, Czarna, Dwernik, Zatwarnica oraz w rejonie Sanoka (Tarnawa Wielopole). Do określania charakteru geochemicznego wycieków zastosowano badania biomarkerów GC i GCMS oraz badania składu izotopowego węgla. Stwierdzono, że środowisko sedymentacji badanej materii organicznej, będącej źródłową dla wycieków, jest tlenowe. Wiek geologiczny substancji organicznej został określony na kredowy lub młodszy, a stopień dojrzałości termicznej odpowiada fazie procesów termokatalitycznych. Porównanie charakterystyki geochemicznej wycieków i rop naftowych wskazuje na ich podobieństwo genetyczne. Zbieżność między lokalizacjami wycieków i dużych złóż ropy naftowej nie jest przypadkowa, a prześledzenie wszystkich naturalnych wycieków na tle uaktualnionych przekrojów powierzchniowych będzie przesłanką do analizy dróg migracji w modelu generacyjnym.

EN

Visible petroleum seepages are pronounced symptoms of the subsurface petroleum reserves. Their occurrence is caused by the migration of hydrocarbons, and their nature depends primarily on the tectonics. Hydrocarbon macro seepages are characteristic of oil basins with complicated tectonics of oil-bearing formations and/or advanced erosion of sealing rocks. Analysis of the distribution and intensity of natural hydrocarbon seepages is essential for the validation of oil system models. The hydrocarbon seepages that were tested come from the area of oil fields: on the Łodyna-Wańkowa fold, Czarna, Dwernik, Zatwarnica and in the Sanok area (Tarnawa Wielopole). GC and GCMS biomarker analyses and isotopic composition tests were used to determine the geochemical character of the hydrocarbon seepages. It was found that sedimentation environment of the organic matter (which is the primary source of the oil seepage) was oxic. Geological age of the organic matter was determined as Cretaceous or younger. And the degree of thermal maturity corresponds to the phase of thermocatalytic processes. Comparison of the geochemical characteristics of the seepage oils and crude oils collected from fields shows their genetic similarity. The coincidence between the locations of oil seepages and large oil deposits is certainly not accidental. The tracing of all hydrocarbon seepages in the context of updated surface cross-sections will be a premise for the analysis of migration routes in the generation model.

19

Wykorzystanie turbidymetrii statycznej do oceny kompatybilności różnych gatunków ropy naftowej

Dołębski Michał, Grabarczyk Robert, Jarosiński Przemysław, Masztakowski Paweł, Wernik Jacek

Przemysł Chemiczny

|

2023

|

T. 102, nr 8

813--816

PL

Przedstawiono wyniki analizy kompatybilności różnych gatunków ropy naftowej uzyskane za pomocą metody turbidymetrii statycznej. Wykorzystano opracowany w ramach pracy znormalizowany współczynnik stabilności JA. Zbadano siedem mieszanin dwóch rop w różnych proporcjach, w obu wariantach kolejności mieszania. Dokonano oszacowania składu granicy kompatybilności na podstawie przebiegu zależności parametru JA od składu mieszaniny rop.

EN

Two types of crude oil were mixed at different mass ratios and in both variants of the order of addn. Their turbidity levels were detd. by static turbidimetry. To assess compatibility of the mixts., the normalized stability factor JA was used. The compn. of the compatibility limit was estimated based on the dependence of the JA parameter on the compn. of the crude oil blend.

20

Skuteczność kluczowych technologii w określaniu stabilności i kompatybilności ropy naftowej

Aptowicz Dagmara, Małachowska Aleksandra, Kibort Katarzyna, Rogowska Monika, Gębicki Jacek

Przemysł Chemiczny

|

2023

|

T. 102, nr 10

1042--1051

PL

Przedstawiono porównanie metod pomiarowych dotyczących oznaczania stabilności i kompatybilności rop naftowych celem ułatwienia przerobu ropy naftowej i paliw ciężkich. Przeanalizowano doświadczenia innych naukowców w porównaniu z wynikami własnych badań eksperymentalnych. Zaobserwowano różną skuteczność stosowanych metod w odniesieniu do wybranych gatunków rop naftowych. Wytypowano P-value, S-value, metodę SARA oraz metody mikroskopowe jako najbardziej skuteczne, określając możliwości wykorzystania danego oznaczenia w praktyce, w zależności od celu badań i potrzeb odbiorcy. Ponadto w pracy wskazano istotne zalety i wady wymienionych metod, stanowiących użyteczne narzędzie do wyboru najbardziej właściwej metody oznaczania stabilności i kompatybilności dla danego gatunku ropy naftowej i paliw ciężkich.

EN

A comparison of measurement methods for detg. the stability and compatibility of crude oil used to facilitate its processing was presented. The results of own studies were compared with literature data. Different effectiveness of the methods used was observed for selected crude oil grades. SARA, P-value, S-value and microscopic methods were selected as the most effective in assessing the stability and compatibility of a crude oil and heavy fuels. Significant advantages and disadvantages of the mentioned methods were indicated.