Ograniczanie wyników
Czasopisma help
Autorzy help
Lata help
Preferencje help
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników

Znaleziono wyników: 121

Liczba wyników na stronie
first rewind previous Strona / 7 next fast forward last
Wyniki wyszukiwania
Wyszukiwano:
w słowach kluczowych:  crude oil
help Sortuj według:

help Ogranicz wyniki do:
first rewind previous Strona / 7 next fast forward last
PL
Dokonano przeglądu głównych zagrożeń dla środowiska oraz dla zdrowia ludzi wynikających z przeróbki ropy naftowej oraz jej produktów. Podano też charakterystyki tych substancji.
EN
A review, with 62 refs., of major threats to the environment and human health resulting from the processing of crude oil and its products. Characteristics of the substances were also included.
2
PL
Przedstawiono wyniki badań kompatybilności dwóch gatunków ropy naftowej, uzyskane za pomocą turbidymetrii statycznej. Stwierdzono brak problemów z kompatybilnością badanych rodzajów ropy. Mieszanina o 75-proc. udziale ropy lekkiej charakteryzuje się lepszą stabilnością fazową od przewidywanej na podstawie proporcji składników. Zastosowana metoda wykazuje potencjalną przydatność do badania kompatybilności różnych gatunków ropy naftowej.
EN
Eight mixts. of 2 crude oils with different physicochem. properties (12.5-87.5% by mass light crude oil) were prepd. The mixts. were dissolved in PhMe to get 10% by mass then placed in turbidimeter cuvette filled with BuPr. The measurement was carried out for 3 h. The detd. stability index of mixts. decreased with an increase in the light crude oil content in the mixt., which indicated a smaller amt. of sediments pptd. during the measurement.
3
Content available remote Problemy kompatybilności rop naftowych
PL
Ropy naftowe przetwarzane w rafineriach są złożoną mieszaniną węglowodorów, w której rozpuszczone lub zawieszone są związki heteroorganiczne. Tego rodzaju układy cechuje zwykle pewna niestabilność, związana z możliwością wytrącania się struktur wielofazowych zależnych od charakteru chemicznego składników ropy. Zjawiska te wpływają niekorzystnie na przebieg procesów rafineryjnych. Tworzące się zawiesiny, a w konsekwencji osady, związane ze zmianą charakteru chemicznego środowiska – mieszanki węglowodorów pochodzących z rop naftowych, mogą blokować infrastrukturę rafinerii – zbiorniki i rurociągi – a także wymienniki ciepła. Osady te można przeprowadzić do fazy ciekłej, jedynie zwiększając jej polarność. Aby zatem nie dopuścić do termicznie nieodwracalnych zjawisk peptyzacji i sedymentacji struktur i agregatów asfaltenowo-żywicznych, konieczna jest możliwie precyzyjna ocena kompatybilności przetwarzanych rop podczas komponowania wsadu. W prezentowanej pracy zestawiono informacje dotyczące zarówno praktycznych, jak i teoretycznych aspektów kompatybilności rop naftowych. Omówiono zasady klasyfikacji rop naftowych, współczesne poglądy na budowę struktur koloidalnych zawieszonych w środowisku węglowodorowym i teoretyczne podstawy wiedzy o właściwościach węglowodorów jako rozpuszczalników, a także przeanalizowano stosowane techniki i metody oceny kompatybilności surowców naftowych. Przedstawiono testy bibułowe, od najprostszego testu plamkowego (spot test), opracowanego pierwotnie do badania obecności nierozpuszczalnych cząstek w asfaltach, oraz jego wariantów, po metody zautomatyzowane (analizator Porla). Porównano współczynniki charakteryzujące kompatybilność, pokazano sposób wyznaczania współczynników takich jak p-value, równoważnik ksylenowy czy współczynniki Heithausa i ich wykorzystanie. W artykule omówiono również inne parametry opisujące model kompatybilności rop naftowych i ich składników, takie jak parametry rozpuszczalności, zdefiniowane jako liczba nierozpuszczalności IN (ang. insolubility number), będąca również miarą rozpuszczalności asfaltenów, oraz liczba rozpuszczalności mieszaniny SBN (ang. solubility blending number), określająca zdolność ropy do rozpuszczania asfaltenów.
EN
Crude oil processed in refineries is a complex mixture of hydrocarbons in which some heteroorganic compounds are dissolved or suspended. These types of systems are usually characterized by some instability, associated with precipitation of multiphase structures depending on the chemical nature of the oil components. These phenomena affect the proper course of refinery processes. The formed suspensions, and consequently sediments, associated with a change in the chemical nature of the matrix (mixtures of hydrocarbons derived from petroleum), can block the refinery infrastructure – tanks and pipelines – as well as heat exchangers. These deposits can be transferred to the liquid phase only by increasing matrix polarity. Therefore, to prevent thermally irreversible peptization and sedimentation of asphaltene – resin structures and aggregates, it is necessary to assess the compatibility of processed oil as precisely as possible. When composing the charge, it is necessary to assess and test the compatibility of mixed crude oils. This work summarizes information on both the practical and the theoretical aspects of crude oil compatibility. The principles of petroleum classification, contemporary views on the construction of colloidal structures suspended in a hydrocarbon environment, theoretical basis of knowledge about the properties of hydrocarbons as solvents were discussed, and the techniques and methods used to assess the compatibility of petroleum raw materials were analyzed. Blotter tests are presented, from the simplest spot test, originally developed for testing the presence of insoluble particles in asphalt and its variants, to automated methods (the PORLA analyzer). Parameters characterizing compatibility are compared, the method of determining parameters such as the p-value, the xylene equivalent or the Heithaus coefficients and their use is presented. The article also discusses other parameters describing the petroleum compatibility model and their components, such as solubility parameters, defined as the Insolubility Number (IN), which is also a measure of the solubility of the asphaltenes, and the solubility blending number Solubility Blending Number (SBN), determining the oil’s ability to dissolve asphaltenes.
EN
Contamination of the natural environment with crude oil and its byproducts is an increasing problem which requires immediate and effective action. With the higher demand for hydrocarbons, the amount of resources being extracted, transported, and stored has grown significantly. The main types of removal involve mechanical, chemical, and biological methods. Currently, the most commonly used biological approach relies on microbial – mainly bacterial – abilities to degrade toxic substances. However, studies indicate a significant impact of phytoremediation processes on contamination disposal. Several phytoremediation strategies are applied to remove various xenobiotics from the environment, namely, phytostabilization, phytodegradation, phytoevaporation, phytoextraction, and phytostimulation. More and more attention is being paid to the cooperation between plants and other organisms, primarily bacteria and fungi. The identification of microorganisms that play a key role in supporting the proper development, growth, and functioning of plants in a hostile environment is very important. The use of natural interdependencies occurring in the plant–microorganism system can be an excellent alternative to the more invasive remedial options (mechanical or chemical) available. The effectiveness of phytoremediation treatment depends mainly on factors such as environmental conditions, the species of plant and microorganisms, and the type of contamination. Biological treatment is recognized by many scientists as one of the most valuable trends in contemporary environmental protection and ecosystem renewal. Due to the proven harmfulness of some hydrocarbons, it is very important to find and develop the most efficient and cost-effective methods of cleaning up different habitats. Phytoremediation can be used as an independent process or as a complementary element to other remediation methods.
PL
Zanieczyszczenie środowiska przyrodniczego ropą naftową oraz produktami jej obróbki stanowi coraz większy problem, zmuszający do podejmowania natychmiastowych skutecznych działań. Wraz ze zwiększonym popytem na ropę oraz jej pochodne ilość związków wydobywanych, przetwarzanych, transportowanych oraz magazynowanych również wyraźnie wzrosła w ostatnich dekadach. Do głównych metod rekultywacji skażonego środowiska należą metody mechaniczne, chemiczne oraz biologiczne. Obecnie jednym z najczęściej stosowanych podejść biologicznych jest wykorzystanie naturalnych zdolności mikroorganizmów, głównie bakterii, do rozkładu substancji toksycznych, jednakże liczne badania wskazują na znaczną efektywność również procesów fitoremediacji w usuwaniu różnego rodzaju ksenobiotyków. Fitoremediacja obejmuje rozmaite techniki, mianowicie: fitostabilizację, fitodegradację, fitoewaporację, fitoekstrakcję oraz fitostymulację. Coraz większą uwagę poświęca się zagadnieniu współpracy pomiędzy roślinami a innymi organizmami, przede wszystkim bakteriami i grzybami. Identyfikacja mikroorganizmów pełniących kluczową rolę we wspieraniu prawidłowego rozwoju, wzrostu oraz funkcjonowania roślin w nieprzyjaznym otoczeniu jest bardzo istotnym aspektem badań. Wykorzystanie naturalnych współzależności występujących pomiędzy rośliną a mikroorganizmami może stanowić doskonałą alternatywę dla znacznie bardziej inwazyjnych metod stosowanych obecnie (np. mechanicznych lub chemicznych). Efektywność zabiegów fitoremediacji w dużej mierze zależy od takich czynników jak: rodzaj skażenia, czynniki środowiskowe, typ roślin oraz mikroorganizmów. Metody biologicznego oczyszczania skażonego środowiska uznawane są przez wielu naukowców za jeden z najważniejszych kierunków we współczesnej ochronie środowiska oraz odnowie ekosystemów. Ze względu na udowodnioną szkodliwość niektórych węglowodorów znalezienie i opracowanie coraz bardziej skutecznych oraz opłacalnych ekonomicznie rozwiązań remediacji zróżnicowanych siedlisk jest niezwykle istotnym trendem biotechnologii i ochrony środowiska. Fitoremediacja może być stosowana jako niezależny zabieg, a także jako element uzupełniający innych strategii rekultywacyjnych.
PL
Celem pracy było dobranie i zwalidowanie optymalnej metody analizy zawartości siarki w rdzeniach wiertniczych, w tym pochodzących z pokładów węgla. Ponadto badania zostały przeprowadzone dla rop naftowych. W ramach pracy porównano wyniki badań zawartości siarki metodą analizy elementarnej w dwóch analizatorach: w analizatorze elementarnym EA 1108, który daje możliwość spalania próbek w temperaturze do 1080°C, co nie zawsze jest wystarczające w przypadku próbek geologicznych, oraz w analizatorze Leco CR12 rozbudowanym o moduł do oznaczania siarki, który daje możliwość wykonania analizy w 1350°C. W toku analizy elementarnej następuje przekształcenie siarki wolnej i związanej w dwutlenek siarki SO2, którego zawartość jest mierzona za pomocą różnych detektorów: detektora cieplno-przewodnościowego (TCD) w analizatorze EA 1108 lub detektora podczerwieni w analizatorze Leco CR12. Przed badaniami porównawczymi zwalidowano metodę analizy siarki w analizatorze Leco CR12. Badania porównawcze wykonano dla próbek skalnych, dla węgli i dla rop naftowych oraz dla kerogenu. W ramach pracy przeprowadzono analizy elementarne zawartości siarki dla 23 próbek węgla, 22 próbek skał, 5 próbek kerogenu wydzielonego z tych skał oraz dla 9 rop naftowych. Badane próbki węgla i materiału skalnego pochodziły z rdzeni wiertniczych z otworów poszukiwawczych. Wykazano zgodność stosowanych metod dla kerogenu i dla węgli o zawartości siarki powyżej 0,75% w/w oraz dla rop powyżej 0,3% zawartości siarki. Dużo gorszą zgodność uzyskano dla materiału skalnego z rdzeni wiertniczych, charakteryzującego się dyspersją materii organicznej. Dla próbek o niskiej zawartości siarki bardziej wiarygodnych wyników dostarczają oznaczenia wykonane w analizatorze EA 1108. W przypadku ośrodków o dużej dyspersji substancji organicznej, takich jak warstwy istebniańskie, bardziej wiarygodne są wyniki oznaczeń w analizatorze Leco CR12, ze względu na wielkość próbki analitycznej.
EN
The purpose of the work was to select and validate the optimal method for analyzing sulfur content in drilling cores, including those from coal seams. In addition, research was done for petroleum. As part of the work, the results of sulfur content testing were compared by means of elemental analysis in 2 analyzers: in the EA 1108 elemental analyzer, which gives the possibility of burning samples at temperatures up to 1080°C, which is not always sufficient for geological samples, and in the Leco CR12 analyzer expanded with a module for determination of sulfur, which gives the opportunity to perform the analysis at 1350°C. In the course of elemental analysis, free and bound sulfur is transformed into sulfur dioxide SO2, the content of which is measured by means of various detectors: the thermal conductivity detector (TCD) in the EA 1108 analyzer, or the infrared detector in the Leco CR 12 analyzer. Before the comparative tests, the method of sulfur analysis in the Leco CR 12 analyzer was validated. Comparative studies were carried out for rock samples, for coals, for petroleum and for kerogen. As part of the work, elemental analyses of sulfur content were carried out for 23 coal samples, 22 rock samples, 5 kerogen samples separated from these rocks and for 9 petroleum samples. Tested coal and rock material samples came from drill cores from exploratory wells. The methods used for kerogen and for coals with sulfur content over 0.75 wt % have been shown to be compatible. For oils, compatibility was observed above 0.3% sulfur content. Much worse compliance was obtained for rock matter from drilling cores, characterized by dispersion of organic matter. For samples with low sulfur content, determinations in the EA 1108 analyzer provide more reliable results. For media with a high dispersion of organic matter, such as Istebna Beds, the results of determinations in the Leco CR12 analyzer are more reliable due to the size of the analytical sample.
6
Content available remote The influence of infrasonic impacts on the crude oil viscosity reduction
EN
The article provides an overview analysis of the background literature with the description of the characteristics of Kazakhstan's crude oil and methods for reducing paraffin content in oil. The results of experimental studies on the effect of low-frequency sounds on crude oil samples are given to determine the dependence of the paraffin content on the input characteristics of the experiment.
PL
W artykule przedstawiono ogólną analizę literatury z opisem charakterystyki ropy naftowej w Kazachstanie oraz metod zmniejszania zawartości parafiny w oleju. Wyniki badań eksperymentalnych wpływu dźwięków o niskiej częstotliwości na próbki ropy naftowej są przedstawione w celu określenia zależności zawartości parafiny na wejściowych charakterystykach eksperymentu.
7
Content available remote Vision of the refineries’ development up to 2050
EN
The history of petroleum industry, including refining sector and the perspectives for its development until 2050 has been presented. The prognoses for consumption of petroleum as primary energy carrier and of transport fuel as well as dominating role of petrol products in the world economy have been illustrated. The attention was paid to the legal regulations, including those ones limiting emission and having an effect on the discussed industrial sector and the participation of a new generation of fuels in the total balance of fuels and consumption of new raw materials in their production. The report ‘Fuels Europe’ which is simultaneously a vision of the way of evolution of refinery branch and liquid fuels up to 2050 has been described.
PL
Przedstawiono historię przemysłu naftowego, w tym rafineryjnego, oraz prognozę jego rozwoju do 2050 r. Zobrazowano prognozy dla zużycia ropy naftowej, jako nośnika energii pierwotnej oraz paliwa transportowego a także dominującą rolę produktów naftowych w światowej gospodarce. Zwrócono uwagę na regulacje prawne, w tym ograniczające emisję i mające wpływ na ten sektor przemysłu oraz udział nowej generacji biopaliw w ogólnym bilansie paliw i użycie nowych surowców do ich produkcji. Opisano raport Fuels Europe, który jest jednocześnie wizją ścieżki ewolucji branży rafineryjnej i paliw płynnych do 2050 r.
PL
Korozja instalacji podczas procesu wydobycia i przeróbki ropy naftowej stwarza ogromny problem techniczny i ekonomiczny, dlatego stosowane są różne metody ochrony przed korozją, w tym wykorzystywanie inhibitorów korozji. W publikacji opisano przyczyny powstawania korozji oraz przemysłowe metody jej zapobiegania w kopalniach i rafineriach. Przedstawiono metody badań oraz wyniki badań laboratoryjnych inhibitorów korozji opracowanych w ramach projektu: Innowacyjne środki chemiczne z udziałem zmodyfikowanej imidazoliny dla przemysłu rafineryjnego, wydobywczego ropy naftowej, hutniczego i maszynowego, dofinansowanego ze środków Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. Badania korozyjne wykonane według NACE 1D182 wykazały, że przy dozowaniu do mieszanki ropa–woda 25 mg/litr inhibitora korozji do dozowania ciągłego do odwiertów i ropociągów Pachem-CWR-1011 szybkość korozji płytek Steel Shimstock obniżyła się z wartości około 1,4 mm/rok do poniżej 0,05 mm/rok, poziom ochrony przed korozją wynosił 96,7%, a rozdział ropy od wody nastąpił w czasie do 15 minut. Badania skłonności do emulgowania według ASTM G 170-06, z udziałem tego inhibitora w ilości 50 mg/litr, wykazały, że do 15 minut zaobserwowano ostry rozdział ropy naftowej od wody. Badania, według NACE 1D182, inhibitora korozji do dozowania okresowego do odwiertów i ropociągów Pachem-CWR-1021 wykazały, że przy jego dozowaniu w I etapie – w celu wytworzenia powłoki ochronnej – w ilości 10 000 mg/litr mieszanki ropa–woda szybkość korozji płytek Steel Shimstock w II etapie obniżyła się do poniżej 0,05 mm/rok, a stopień ochrony przed korozją wynosił 98,60%. Po badaniu do 15 minut zaobserwowano wyraźny rozdział ropy naftowej od wody. Badania grubości warstwy wykazały, że Pachem-CWR-1021 tworzy powłokę ochronną o grubości około 20 mikrometrów. Przeprowadzono badania inhibitora Pachem-CR-1012 do dozowania w sposób ciągły do rur oparowych i orosień kolumn destylacyjnych w celu ochrony przed korozją kolumn destylacyjnych, układów kondensacyjnych i rurociągów na instalacji destylacji ruro- wo-wieżowej DRW. Badania według NACE 1D182 wykazały, że inhibitor przy dozowaniu 15 mg/litr benzyny ogranicza szybkość korozji z poziomu około 2 mm/rok do poniżej 0,01 mm/rok, a stopień ochrony przed korozją wynosi 99,8%. Inhibitor znakomicie przeciwdziała tworzeniu się emulsji – po badaniu uzyskano niezawodnioną, pozbawioną produktów korozji benzynę surową i czystą, pozbawioną węglowodorów wodę kondensacyjną.
EN
Corrosion of installations during the process of oil production and processing creates a huge technical and economic problem, which is why various methods of corrosion protection are applied, including the use of corrosion inhibitors. The paper describes the causes of corrosion and industrial methods of its prevention in oilfields and refineries. The research methods and laboratory test results of corrosion inhibitors developed as part of the Project: Innovative chemicals with modified imidazoline for the refinery, oilfields, metallurgy and machinery industries, co-financed by the National Center for Research and Development. Corrosion tests (NACE 1D182) have shown that dosing the Pachem-CWR-1011 corrosion inhibitor for continuous injection to wells and pipelines to an oil/water mixture at 25 mg/liter, decreased the corrosion rate of Steel Shimstock plates from ca 1.4 mm/year to below 0.05 mm/year, and corrosion protection was 96.7%. Emulsification tendency evaluation (ASTM G 170-06) showed a sharp separation of crude oil and water phases within up to 15 minutes when 50 mg/liter of this inhibitor was used. Tests of the Pachem-CWR-1021 corrosion inhibitor for periodical injection to wells and pipelines showed that the rate of corrosion of Steel Shimstock plates, in the second stage, decreased to a level below 0.05 mm/year, and the degree of corrosion protection was 98.60% when a treat rate of 10,000 mg/liter of oil-water mixture was used in the first stage to produce a protective coating. After the tests, a clear separation of oil and water was observed within up to 15 minutes. The film layer thickness measurements showed that Pachem-CWR-1021 forms a protective film with a thickness of about 20 micrometers. Corrosion inhibitor PachemCR-1012 for continuous dosing into the vapor pipes and refractory distillation columns to protect against corrosion of the installation on the CDU plant was also tested. The NACE 1D182 tests have shown that the inhibitor, dosed at the rate of 15 mg/liter of gasoline reduces the corrosion rate from 2 mm/year to below 0.01 mm/year, and the degree of corrosion protection is 99.8%. The inhibitor is excellent in protecting against the formation of emulsions – after the test, a non-watery crude oil free corrosion products and clear condensation water free of hydrocarbons were obtained.
EN
These days new methods of purification of crude oil from paraffin are being sought to improve the quality of oil, reduce its cost and optimize the processes of technological preparation of oil. The paper describes the method of conducting an experiment to study the impact of low-frequency sounds on oil samples of the Zhanazhol field, and presents the results of experiments, the input parameters of the experiment (exposure time and frequency of infrasound), at which the maximum reduction of the kinematic viscosity of oil is achieved. Further study of processes in crude oil under the influence of low-frequency sounds is planned to be investigated in COMSOL Multiphysics®.
PL
Obecnie poszukiwane są nowe metody oczyszczania surowej ropy naftowej z parafiny, prowadzące do obniżenia kosztów i optymalizacji procesów przetwarzania ropy naftowej. W artykule opisano sposób prowadzenia eksperyment polegającego na badającego wpływ dźwięków o niskiej częstotliwości na parametry próbek ropy naftowej pochodzące z pola Zhanazhola. Przedstawiono wyniki doświadczeń, parametry wejściowe eksperymentu (czas ekspozycji i częstotliwość infradźwięków), przy których osiągane jest maksymalne obniżenie lepkości kinematycznej ropy naftowej. Dalsze badania procesów zachodzących w ropie naftowej pod wpływem dźwięków o niskiej częstotliwości planowane są w środowisku COMSOL Multiphysics.
10
Content available Wpływ zmian cen ropy naftowej na rynek walutowy
PL
Rynek walutowy jest największym światowym rynkiem. Jego funkcjonowanie wpływa na całą gospodarkę światową. Jest on także przedmiotem oddziaływania innych rynków. Jednym z takich rynków jest światowy rynek ropy naftowej. Przedmiotem badań wzajemnych relacji pomiędzy tymi rynkami był dotychczas wpływ zmian kursu EUR/USD, podstawowej pary walutowej rynku światowego, na zmiany ceny ropy oraz wpływ zmian cen ropy naftowej na kursy walutowe krajów będących dużymi jej importerami. Brakuje natomiast opisu skutków zmian cen ropy naftowej dla kursu EUR/USD oraz dla kursów walut krajów eksportujących ropę naftową. Celem niniejszego artykułu jest częściowe przynajmniej zapełnienie tej luki. Przedmiotem analizy był wpływ zmian cen ropy naftowej na poziom kursów EUR/USD, RUB/USD, BRL/USD oraz NOK/USD w okresie od początku marca 2011 do końca czerwca 2017 roku. W analizie tej wykorzystany został ekonometryczny model VAR. Wyniki tej analizy wykazały, że wpływ zmian cen ropy naftowej na badane kursy walutowe był bardzo wyraźny. Dotyczył on zarówno mającego znaczenie globalne kursu EUR/USD, jak i kursów walut krajów eksportujących ropę naftową. Najbardziej wpływ ten widoczny był w przypadku Rosji, w przypadku Norwegii i Brazylii był nieco słabszy, lecz również widoczny.
EN
The foreign exchange market is the world’s largest market. Its operation affects the entire world economy. The currency market is also the subject of the impact of other markets. One of such markets is the global market for crude oil. The subject of research on the relationship between these markets has so far been the effect of changes of the EUR/USD for the crude oil price and the impact of oil price changes on the exchange rates of the currencies of large crude oil importers. The description of the effects of oil price changes for the EUR/USD and exchange rates of the currencies of petroleum exporting countries are missing. The aim of this study is to at least partially fill that gap. The subject of the analysis was the impact of oil price changes on the EUR/USD, RUB/USD BRL/USD and NOK/USD rate level during the period from the beginning of March 2011 to the end of June 2017. This analysis employed the VAR econometric model. The results of this analysis showed that the impact of oil price changes on the tested exchange was very clear. It affected both the EUR/USD exchange rate, which is of global importance, and exchange rates of the currencies of petrol exporting countries. This impact was most noticeable in the case of Russia, it was weaker in the case of Norway and Brazil, but also visible.
PL
Ceny ropy naftowej od drugiej połowy 2014 do końca 2017 roku charakteryzowały duża zmienność z dominacją trendów spadkowych. Przyczyną takiego stanu były m.in. decyzje podejmowane przez kartel OPEC i innych czołowych producentów o ograniczeniu wydobycia tego surowca. Znaczne fluktuacje cen ropy są jednym z podstawowych rodzajów ryzyka rynkowego, z którym zmagać musi się przede wszystkim sektor rafineryjny, jednak jego konsekwencje widoczne są także w innych obszarach działalności gospodarczej. Autorzy artykułu stawiają hipotezę, zgodnie z którą skuteczną formą zabezpieczenia się przed znacznymi wahaniami cen ropy naftowej jest wykorzystywanie strategii opcyjnych long guts i long straddle. W opracowaniu zwrócono uwagę na to, że powodzenie takiego rozwiązania nie wymaga od podmiotu zabezpieczającego, aby ten potrafił przewidywać kierunek zmian ceny ropy. Ze względu na specyficzną konstrukcję tych strategii, dają one bowiem szansę na osiągnięcie pozytywnych rezultatów zarówno przy znacznych spadkach, jak i znacznych wzrostach wartości surowca. Analiza skuteczności stosowanych strategii objęła okres od 23 czerwca 2014 do 14 grudnia 2017 roku. W obliczeniach wykorzystano dane pochodzące z giełdy NYMEX – jednej z największych giełd surowcowo- -energetycznych na świecie. W konstrukcji strategii użyto miesięcznych, europejskich opcji kupna i sprzedaży z różnymi cenami wykonania. Przy ich wycenie posłużono się modelem Fishera Blacka. Oprócz opcji ATM wykorzystano także opcje, w których cena realizacji była o 5, 10 bądź 15% wyższa lub niższa od ceny ropy z dnia zawierania umowy. Siedem opcji pozwoliło na otrzymanie w każdym z analizowanych miesięcy 7 wariantów strategii long straddle i 21 wariantów strategii long guts. Wyniki osiągnięte w każdej z nich podzielono na trzy kategorie, które zostały wyznaczone przez poziom zmian ceny ropy w okresie aktywności zabezpieczenia. W każdej z kategorii obliczono średnie arytmetyczne wyników uzyskanych w poszczególnych wariantach strategii. Tak zestawione rezultaty pozwoliły na porównanie skuteczności stosowanych zabezpieczeń i znalezienie odpowiedzi na pytanie, który z wariantów powinien być stosowany w warunkach wysokiej zmienności cen ropy naftowej. Jak wynika z zaprezentowanych obliczeń, najlepsze wyniki można było osiągnąć w przypadku wykorzystania strategii long straddle i long guts, w konstrukcji których posłużono się opcjami ATM bądź opcjami o wyższych cenach wykonania (ATM+5% i ATM+10%). Strategie te dały również lepsze rezultaty w porównaniu do zabezpieczeń, które polegały na zajęciu długiej pozycji w pojedynczych opcjach kupna bądź sprzedaży.
EN
Crude oil prices from the second half of 2014 to the end of 2017 were characterized by high volatility with the dominance of a declining trend. The reason for this was, among others, decisions taken by OPEC and other leading producers on limiting the extraction of this raw material. Significant fluctuations in oil prices are one of the basic types of market risk that the refining sector must face, but its consequences are also visible in other areas of economic activity. The authors of the article put forward a hypothesis according to which the effective form of securing against significant fluctuations in oil prices is the use of long guts and long straddle option strategies. The study drew attention to the fact that the success of such a solution does not require to be able to predict the direction of changes in the oil prices. Due to the specific construction of these strategies, they provide a chance to achieve positive results, both with significant decreases and a significant increases in the value of the raw material. The analysis of the effectiveness of the strategies applied covered the period between June 23, 2014 and December 14, 2017. The data from the NYMEX exchange (one of the largest energy exchanges in the world) was used. The strategy design used a monthly European call and put options with different execution prices. The Black model was used for their valuation. In addition to the ATM options, the options in which the exercise price was 5, 10 or 15% higher or lower than the ATM exercise price, were used. Seven options allowed 7 long straddle and 21 long guts strategy variants to be constructed in each of the analyzed months. The results achieved in each of them were divided into three categories, which were determined by the level of oil price changes during the period of the strategy activity. In each of the categories, the arithmetic means of the results obtained in the individual strategy options were calculated. The results compiled in this way allowed the effectiveness of the different variants of long guts and long straddle strategies to be compared and to find an answer to the question, which option should be used in conditions of high volatility of crude oil prices. As shown by the presented calculations, the best results could be obtained thanks to long straddle and long guts strategies, in the construction of which ATM options or options with higher execution prices were used (ATM + 5% and ATM + 10%). These strategies also gave better results compared to the single long position in option (call or put) with different execution prices.
PL
W artykule przeprowadzono porównanie gospodarki surowcami energetycznymi w Polsce i na Ukrainie w latach 2000–2017. Przeanalizowano zmiany w zakresie stanu zasobów węgla, ropy naftowej i gazu ziemnego. Wskaźniki wystarczalności zasobów rozpatrywanych paliw dla Polski i Ukrainy dodatkowo porównano z wybranymi krajami UE. Dla przeprowadzenia oceny bezpieczeństwa energetycznego Polski i Ukrainy przeanalizowano najpierw zmiany w zakresie zużycia energii pierwotnej ogółem, a następnie określono, jak kształtowały się możliwości pokrycia zapotrzebowania na gaz ziemny, węgiel i ropę naftową poprzez wydobycie własne poszczególnych surowców energetycznych. Takie porównanie wskazuje w przypadku Polski na przewagę węgla, zaś na Ukrainie wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego w wyższym stopniu pokrywa zapotrzebowanie krajowe. W latach 2000–2017 odmiennie przedstawiały się tendencje w zakresie zużycia energii pierwotnej, w Polsce odnotowano 17% wzrost, zaś na Ukrainie blisko 40% spadek. Zidentyfikowano główne czynniki odpowiedzialne za radykalne zmiany w gospodarce paliwowo-energetycznej Ukrainy: działania wojenne na wschodzie kraju oraz aneksja Krymu, zmiany demograficzne. Wydarzenia te negatywnie wpłynęły szczególnie na wielkość wydobycia węgla kamiennego na Ukrainie, a niezbędny dla zbilansowania był znaczący wzrost importu z 5,36 do 19,14 mln ton w latach 2011–2017. Porównano także saldo wymiany zagranicznej dla energii elektrycznej. To porównanie w ciągu ostatnich lat wypada korzystanie dla Ukrainy, gdzie zauważalna jest przewaga eksportu energii elektrycznej nad importem, co wygenerowało przychody przewyższające 200 mln USD w 2017 r.
EN
The article compares the management of energy resources in Poland and Ukraine over the period 2000–2017. The analysis took changes in the volume of coal, oil and natural gas resources into consideration. The indicators of supplies of these fuels for Poland and Ukraine have additionally been compared with selected EU countries. In order to assess energy security of Poland and Ukraine, the changes in the primary energy consumption have been analyzed in general in first order, then the possibilities of meeting the demand for natural gas, coal and oil have been determined based on the domestic extraction of individual energy resources. Such a comparison indicates the dominant role of coal in Poland while the extraction of oil and natural gas meets the domestic demand to a greater extent in Ukraine. Over the period 2000-2017, trends in primary energy consumption were different; a 17% increase was noted in Poland, while a nearly 40% decline was noted in Ukraine. The main factors responsible for radical changes in fuel and energy management in Ukraine have been identified: military operations in the east of the country and the annexation of Crimea, demographic changes. These events had a negative impact especially on the volume of hard coal mining in Ukraine; the significant increase in imports from 5.36 to 19.14 million tons in 2011-2017 was necessary for balancing. The balance of foreign exchange for electricity was also compared. Over the past years, this comparison has been favorable for Ukraine, where the dominance of electricity exports over imports is noticeable, which generated revenues of over USD 200 million in 2017.
PL
W artykule przedstawiono zagadnienia związane z depozycją osadów w instalacjach transportujących ropę naftową i gaz ziemny. Omówiono czynniki wpływające na rodzaj deponowanych osadów. Szczególną uwagę zwrócono na osady parafinowoasfaltenowe, solne oraz inne – pochodzenia zarówno organicznego, jak i nieorganicznego. Istotnym zagadnieniem przedstawionym w artykule jest opis sposobów likwidowania zdeponowanych w instalacjach osadów. Materiał badawczy stanowiły osady zdeponowane w instalacjach kopalnianych. Na podstawie wyników fizycznych i chemicznych badań osadów zaproponowano dobór metod ich usuwania. Zaproponowane metody usuwania osadów dostosowane są indywidualnie do rodzaju osadu. Wybór metody dokonano na podstawie: oceny składu osadów zdeponowanych w rurociągach w powiązaniu z zawartością parafin, żywic, asfaltenów i węglowodorów aromatycznych, wyników efektywności rozpuszczania osadów w różnych rozpuszczalnikach w temperaturach 20°C i 50°C, podatności na biodegradację osadów, określonej podczas testów respirometrycznych, szybkość biodegradacji substancji ropopochodnych analizowano, wykorzystując zestaw OxiTop Control. W artykule przedstawiono również wytyczne postępowania związane z ograniczeniem deponowania osadów podczas wydobywania i transportu ropy naftowej. Na podstawie uzyskanych wyników eksperymentów sformułowano wnioski dotyczące zagadnień związanych z problematyką depozycji osadów w instalacjach transportujących płyny złożowe oraz określono wytyczne, zmierzające do zapobiegania ich powstawaniu.
EN
The article discusses the issues associated with the deposition of sediments in pipelines. The factors influencing the type of deposited sediments are discussed. Particular attention has been paid to paraffin-asphaltic, salt and other organic and inorganic sources. An important issue described in the article, is the description of ways of liquidating sediments deposited in installations. The research material were sediments deposited in mine installations. Based on the results of physical and chemical tests of sediments, the methods of removing them were proposed. The proposed methods of removing sediments are adapted individually to the type of sediment. The choice was based on: evaluation of sediment deposited in pipelines in relation to the content of paraffin, resins, asphaltenes and aromatic hydrocarbons, results of solubilization efficiency in various solvents at 20°C and 50°C, susceptibility to biodegradation of sediments identified during respirometry tests; the rate of biodegradation of petroleum substances was analyzed using the OxiTop Control set. The article also presents guidelines for the reduction of sediment deposition during the extraction and transportation of crude oil. Based on the results of the experiments, conclusions were drawn on issues related to the deposition of sediments in fluid bed conveyor systems and guidelines were defined to prevent their formation.
14
Content available remote Asfalteny naftowe – przegląd wybranych zagadnień
PL
Asfalteny naftowe są to polarne, aromatyczne składniki ropy naftowej o dużych masach cząsteczkowych. W trakcie przerobu ropy gromadzą się w znacznych ilościach w ciężkich frakcjach pozostałościowych. Ich obecność powoduje takie problemy jak zatykanie rurociągów oraz dezaktywację katalizatorów procesów pogłębionej konwersji. Jest to efektem skłonności asfaltenów do agregacji, skutkującej wytrącaniem osadów. W artykule opisano budowę cząsteczek asfaltenów, mechanizmy agregacji (flokulacji) i czynniki na nią wpływające, a także następstwa tego zjawiska. Przedstawiono również metody oceny stabilności fazowej ropy i produktów naftowych oraz omówiono działanie dodatków dyspergujących, służących jej poprawie.
EN
Asphaltenes are polar, aromatic and heavy-molecular-weight components of petroleum. During the processing of oil they accumulate in large quantities in heavy residue fractions. Their presence causes problems such as clogging of pipelines and deactivation of catalysts in deep conversion processes. This is due to the tendency of asphaltenes to aggregate resulting in precipitation. The article describes the structure of asphaltenes, the mechanisms of aggregation (flocculation) and the factors influencing it, as well as the consequences of this phenomenon. The methods of assessing the phase stability of crude oil and petroleum products are also presented, and the effects of dispersant additives are discussed.
EN
Due to the fact that marine environment contamination by oil substances are not uncommon, it is necessary to improve the ability of determine their origin. Therefore, research on the possibility of recognizing the type of oil using its individual characteristic manifested in the processes of fluorescence excitation has been undertaken. Oil pollutants present in seawater mainly coming from ship drives, tankers, pipelines or sea bottom seeps, moreover oil leaks from offshore extraction equipment also are possible. For this reason, the crude oil extracted from the Baltic Sea deposit in the Polish Maritime Areas has been chosen for tests. Fluorescence properties of water containing small amounts of oil (concentrations from 5.59 to 55.4 ppm) in the form of oil-in-water emulsion were tested. Individual samples were assigned matrices of fluorescent values for different wavelengths, while excited by monochromatic light also for different wavelengths. The obtained matrices were visualized as a contour maps and 3D charts. For considered concentrations of crude oil dispersed in water, the wavelength-independent fluorescence maximum was determined. Obtained result indicates that in the studied wavelength range, the total fluorescence intensity is proportional to the oil concentration only for the lowest oil concentrations. The analysis of the objective parameter of the difference between the shapes of spectra indicates the similarity of the spectral shape for the lowest oil concentrations. These results are the methodological suggestion, that for the purpose of identifying the type of oil dispersed in water, spectra should be determined for sequences of different dilutions, until the excitation-emission spectra shapes become independent from the oil concentration.
PL
W artykule dokonano analizy krajowego rynku energetycznego oraz porównano węgiel kamienny z takimi nośnikami energii, jak: gaz ziemny, ropa naftowa, energia jądrowa, odnawialne źródła energii. Autorki przytoczyły opinie ekspertów, co umożliwiło ocenę przyszłej przydatności poszczególnych paliw do produkcji energii pierwotnej względem najistotniejszych kryteriów.
EN
The paper analyzes the national energy market and compares hard coal with such energy carriers as natural gas, crude oil, nuclear energy, renewable energy sources. The authors gave quoted opinions of experts, which made it possible to assess the future suitability of individual fuels for primary energy production in terms of the most important criteria.
PL
Racjonalny i zrównoważony rozwój kraju gwarantuje sektor gospodarki oparty na pewnych dostawach tanich paliw stanowiących nośniki energii pierwotnej. Długoterminowa obserwacja tempa wydobycia i zużycia podstawowych paliw kopalnych stanowi narzędzie wspomagające tworzenie nowych, bądź korektę realizowanych planów polityki energetycznej kraju. W pracy na podstawie danych GUS analizie poddano stosowane pierwotne nośniki energii nieodnawialnej, których wydobycie i zużycie zestawiono w układzie globalnym dla Polski. Ponadto ustalono maksymalne wskaźniki wydobycia i zużycia tych nośników energii oraz ich okresowe i roczne tempo zmian na przestrzeni lat 2005-2015.
EN
The rational and sustainable development of the country guarantees sector of economy based on safe supplies of low-cost fuels constituting primary energy carriers. The long-term observation of the rate of production and consumption of primary fuels is a tool for creating new or corrected the country's energy policy plans. The used primary energy carriers of non-renewable energy, which production and consumption are presented in the global structure of Poland, were analyzed on the basis of date by Central Statistical Office. In addition, the maximum relative changes of production and consumption, the maximum changes of production and consumption share, as well as the periodic and annual rate of changes production and consumption of selected energy carriers over the years 2005-2015 have been determined in article.
18
Content available remote Badania deemulgatorów stosowanych do odsalania ropy naftowej
PL
Przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych wybranych deemulgatorów wody zemulgowanej w ropie naftowej. Wykorzystano metodę przyspieszonego rozdziału emulsji z wykorzystaniem odpowiedniej wirówki oraz test butelkowy. Badania uzupełniono charakterystyką wpływu wybranych deemulgatorów na napięcie powierzchniowe i międzyfazowe składników emulsji.
EN
Two com. demulsifiers and a lab. synthesized one were used for sepn. of water (together with dissolved salts) from an artificial water-crude oil emulsion. Accelerated sepn. of emulsion by using an appropriate centrifuge and the bottle test were used for the study. The addn. of a mixt. of demulsifiers (up to 40 ppm) resulted in a full removal of water.
PL
Wydobycie i eksport ropy naftowej jest podstawą gospodarki wielu krajów. Takie uzależnienie może być powodem pojawienia się zespołu niekorzystnych zjawisk gospodarczych określanych mianem „choroby holenderskiej”. Zjawisko to opisano jednak dla okresu, w którym ceny ropy naftowej wzrastały bądź utrzymywały się na wysokim poziomie. Brakuje natomiast opisu skutków spadku cen ropy naftowej, który pojawił się w połowie 2014 roku, dla gospodarek tych krajów. Celem niniejszego opracowania jest częściowe przynajmniej zapełnienie tej luki. Przedmiotem analizy był wpływ zmian cen ropy naftowej na poziom indeksów giełdy rosyjskiej (RTS), brazylijskiej (BOVESPA) i norweskiej (OSEAX) w okresie od początku lipca 2014 (moment rozpoczęcia trendu spadkowego cen ropy) do końca czerwca 2017 roku. W analizie tej wykorzystany został model ekonometryczny zbudowany zgodnie z metodologią Engla-Grangera. Wyniki tej analizy wykazały, że wpływ ceny ropy naftowej na rynki finansowe państw eksporterów ropy naftowej był w badanym okresie bardzo różnicowany. Najbardziej wpływ ten widoczny był w przypadku Rosji, nieco słabszy w przypadku Brazylii (w obydwu tych przypadkach spadek cen ropy wpływał ujemnie na wartość indeksu), zaś w przypadku Norwegii nie można go było stwierdzić.
EN
The exploitation and export of crude oil is the foundation of the economy of many countries. Such a dependence may be the reason for the emergence of a set of destructive economic phenomena known as „Dutch disease”. This phenomenon is described, however, for the period in which oil prices have increased or were maintained at a high level. The description of the effects of the drop in oil prices, which appeared in mid-2014, is missing for the economies of these countries. The aim of this study is to at least partially fill that gap. The subject of the analysis was the impact of oil price changes on the Russian (RTS), Brazilian (BOVESPA) and Norwegian (OSEAX) stock exchange index level during the period from the beginning of July 2014 (moment of the start of the downtrend in oil prices) to the end of June 2017. This analysis used an econometric model built in accordance with the Engel-Granger methodology. The results of this analysis showed that the impact of oil prices on financial markets of crude oil exporter countries in the period was very varied. That impact was most visible in the case of Russia, somewhat weaker in the case of Brazil (in both cases, the fall in oil prices affected the value of the index). That impact it was not determined in the case of Norway
PL
W artykule podjęto próbę opracowania prognozy dotyczącej wydobycia, konsumpcji i salda wymiany z zagranicą surowców energetycznych będących źródłem energii pierwotnej w Polsce. Ze względu na brak nowej polityki energetycznej Polski, autorzy oparli się na dostępnych dokumentach zarówno krajowych, jak i zagranicznych, z których najważniejsze to nadal obowiązująca Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, przyjęta w 2009 r. oraz Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2050 roku opracowana przez Krajową Agencję Poszanowania Energii S.A. Uwzględniono również Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 roku wraz z najważniejszymi analizami prognostycznymi wykorzystywanymi podczas jego przygotowywania. W artykule odniesiono się do prognozy Krajowej Agencji Poszanowania Energii wykazując jej liczne błędy, jak na przykład nieuwzględnianie: spadków cen nośników energii na światowych rynkach, możliwych wzrostów cen uprawnień do emisji CO2 w Unii Europejskiej, czy też zakładanie zbyt niskich celów wykorzystywania OZE w polskiej gospodarce. Autorzy artykułu wyrazili pogląd co do możliwości uruchomienia pierwszej w Polsce elektrowni jądrowej w połowie trzeciej dekady obecnego stulecia. W dalszej części artykułu przedstawiono prognozy dotyczące wydobycia, zużycia i salda wymiany węgla kamiennego i brunatnego, ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce w perspektywie do 2040 roku. Zwrócono uwagę na prognozowany spadek poziomu wydobycia węgla w Polsce, zwłaszcza węgla kamiennego, co zwiększy import tego surowca do Polski. W przypadku gazu ziemnego planowany jest wzrost wydobycia do poziomu 8,5 mld m3 w 2040 roku, ale w najbliższych latach nadal głównym dostawcą gazu ziemnego do Polski będzie rosyjski Gazprom, a zapotrzebowanie będzie uzupełniane przez terminal LNG w Świnoujściu. Jeszcze poważniejsza, z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego, jest sytuacja związana z dostawami ropy naftowej do Polski. Jeszcze w 2015 r. aż 88% krajowego zapotrzebowania na ropę naftową było pokrywane dostawami z Rosji (ropa REBCO) (POPiHN 2017). W 2016 r. udział ten znacząco się obniżył do 81%, mimo obowiązujących kontraktów z firmami rosyjskimi i już 1/4 surowca, który trafia do Grupy LOTOS pochodzi z krajów Zatoki Perskiej, a w przypadku PKN ORLEN udział dostawców alternatywnych wobec dostaw z kierunku wschodniego wynosi 12% (POPiHN 2017).
EN
This paper is an attempt to forecast the production, consumption, and net exports of energy resources used as primary energy sources in Poland. Due to the fact that a new energy policy of Poland is under development, the authors relied on the available domestic and foreign documents, the most important of which include the Energy Policy of Poland until 2030, adopted in 2009, and the Forecast of fuel and energy demand until 2050 developed by the Polish National Energy Conservation Agency (KAPE). A draft of the Polish Energy Policy until 2050, together with the most important prognostic analyses used during its development, was also taken into account. The article criticized the forecast of the Polish National Energy Conservation Agency for numerous errors, including not taking into account decreasing energy prices in world markets, ignoring the possible increases in prices of CO2 emission allowances in the European Union, or setting too low renewable energy target for Poland. The authors of the paper are also sceptical about the possibility of launching the first nuclear power plant in Poland in the middle of the third decade of the current century. The forecasts for production, consumption and net exports of bituminous coal and lignite, crude oil, and natural gas in Poland in the perspective of 2040 are presented in the following sections of the article. Special attention has been paid to the projected decrease in the level of coal mining in Poland, especially in the case of bituminous coal, which will increase the import of this raw material to Poland. In the case of natural gas, it is planned to increase the output to 8.5 billion cubic meters in 2040. However, in the coming years Gazprom will continue to be the main supplier of natural gas to Poland, while the demand will be supplemented by the LNG terminal in Świnoujście. From the point of view of energy security, the situation is even more complicated when it comes to the supply of crude oil to Poland. Until 2015, as much as 88% of domestic demand for oil was covered by supplies from Russia (REBCO oil) (the Polish Oil Industry and Trade Organisation; POPIHN 2017). In 2016, this share decreased significantly to 81% despite the contracts with Russian companies; currently, a quarter of the raw material delivered to Grupa LOTOS S.A. is shipped from the Gulf countries. In the case of PKN ORLEN, the share of alternative suppliers against supplies from the east is 12% (POPIHN 2017).
first rewind previous Strona / 7 next fast forward last
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.