Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Rozdział 1. Określenie składu właściwości fazowych oraz parametrów PVT płynów złożowych na poszczególnych polach eksploatacyjnych

Warnecki M., Kuśnierczyk J., Szuflita S., Wojnicki M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2018

|

nr 223, t. 1

19--67

EN

The type of reservoir fluid is a factor which determines many decisions concerning discovered reservoirs. It should already be defined at the phase of initial development as it has an impact on the techniques for predicting oil and gas reserves, depletion plan, and the selection of the enhanced recovery method. The goal of the task was sampling and description of the type and chemical composition of reservoir fluids originating from shale formations of Lower Paleozoic of Baltic-Podlasie-Lublin Basin. The samples were taken from successful wells performed in Lower Paleozoic (Ordovician, Silurian period). A series of lab tests and simulations were performed using a specialist software to determine the phase properties and PVT parameters of tested reservoir fluids. In the six category group of reservoir fluids; dry gas, wet gas, retrograde gas, volatile oil, black oil-type and heavy oils, the presence of wet gases, retrograde gases and black oils were found, both unsaturated and saturated. A typical example of wet gas obtained from one of the wells was sulphur free gas with a high content of hydrocarbons, low content of nitrogen and carbon dioxide. Retrograde gas has high ethane and heavy hydrocarbon content. Black oil has a high content of "heptanes plus" fraction- above 20%, an indication of a large quantity of heavy hydrocarbons. To describes the PT conditions of hydrates formation, an innovative technique, so-called method of “collapse pressure" was used.

2

Pomiary mikroprzepuszczalności oparte na zjawisku zanikania impulsu ciśnienia (pressure pulse decay)

Wojnicki M., Biały S., Kuśnierczyk J., Szuflita S., Warnecki M.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 5

356--364

PL

W artykule przedstawiono wyniki prac badawczych skoncentrowanych na pomiarach mikroprzepuszczalności opartych na zjawisku zanikania impulsu ciśnienia (ang. pressure pulse decay). Głównym zamierzeniem przeprowadzonych prac było zbudowanie odpowiedniego stanowiska i opracowanie dla niego procedury badania mikroprzepuszczalności (w zakresie 0,1÷0,01 µD) w rdzeniach wiertniczych za pomocą azotu. Wykonano 50 pomiarów współczynnika przepuszczalności na 18 wyselekcjonowanych rdzeniach reprezentujących 3 różne typy litologiczne: dolomity (Ca2), środkowokambryjskie piaskowce kwarcowe oraz piaskowce czerwonego spągowca. Pomiary prowadzono przy trzech różnych ciśnieniach badawczych (porowych), tj. 70, 100 i 150 bar, a uzyskane na ich podstawie wartości współczynnika przepuszczalności zawierają się w zakresie 0,10÷122,12 µD. Na podstawie pomiarów wykonanych przy różnych ciśnieniach badawczych należy stwierdzić, że wartość współczynnika przepuszczalności zmniejsza się wraz z podwyższeniem ciśnienia. Obserwowany spadek przepuszczalności jest zmienny wśród przebadanych rdzeni i w przeliczeniu na 10 bar wzrostu ciśnienia wynosił 0,4÷38%, średnio około 5%. Na wartość współczynnika przepuszczalności ma również wpływ wartość zastosowanego naddatku ciśnienia w układzie uszczelnienia i – podobnie jak w przypadku ciśnienia badawczego – zwiększenie ciśnienia uszczelnienia skutkuje obniżeniem wartości współczynnika przepuszczalności. Obserwowany spadek przepuszczalności jest jednak bardziej wyraźny i w przeliczeniu na 10 bar wzrostu ciśnienia wynosił średnio 15%.

EN

The paper presents the results of research focused on micropermeability measurements using pressure pulse decay method. The main aim of the work was to build a suitable test stand and to develop a micropermeability testing procedure (in the range of 0.1÷0.01 μD) in the drilling core samples, using nitrogen. 50 micropermeability measurements were performed on 18 selected cores, representing 3 different lithological types: dolomites (Main Dolomite), Middle Cambrian quartz sandstones and Lower Permian Rotligend sandstones. Measurements were conducted at three different test (pore) pressures: 70, 100 and 150 bar, and the resulting values of the permeability coefficient ranged from 0.10 to 122.12 μD. Basing on the measurements which were made at different pore (test) pressures, it should be noted that the value of the permeability coefficient decreases with increasing pressure. The observed decrease in permeability is variable among the tested cores and when calculated per 10 bar pressure increase, it was 0.4÷38%, averaged 5%. Permeability coefficient is also influenced by the value of confining pressure exerted by the sealing system, and same as in the case of pore pressure, increasing the confining pressure results in decreasing permeability. However, the observed decrease in permeability is more pronounced and when calculated per 10 bar pressure increase, averaged 15%.

3

Badania laboratoryjne określające wzrost potencjału parafinowania wraz ze spadkiem temperatury

Szuflita S., Kuśnierczyk J., Wojnicki M., Warnecki M.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 10

759--767

PL

W publikacji rozważono tematykę wpływu ciśnienia i temperatury na wytrącanie się osadów parafinowych z płynów złożowych. Wymieniono ważniejsze metody badawcze służące do określania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej (wax appearance temperature – WAT). Omówiono metody pozwalające na wyznaczenie krzywej wytrącania parafiny – WPC (wax precipitation curve). Wykorzystując odpowiednio zmodyfikowaną aparaturę PVT, określono temperaturę początku wytrącania się parafiny (WAT), poniżej której na specjalistycznym filtrze wychwycono stałą fazę parafinową w różnych temperaturach. Na podstawie przeprowadzonych eksperymentów wyznaczona została granica rozdzielająca obszar parafinowy (występowanie parafin w fazie stałej) od obszaru bez parafiny. Pomiary ilości parafiny z wykorzystaniem filtra pozwoliły na wyznaczenie krzywej WPC, dzięki której otrzymujemy dodatkowe dane o ilości wytrąconego osadu parafinowego poniżej WAT. Szczególną zaletą opisanych badań jest możliwość wykonania pomiarów w szerokim zakresie ciśnień oraz nasycenie badanej próbki gazem złożowym, co pozwala na uzyskanie takiej próbki ropy, jaka występuje w rzeczywistych warunkach eksploatacyjnych. Większość znanych na świecie sposobów badań nie umożliwia takiego przygotowania próbki oraz pomiaru pod wpływem ciśnienia, tym samym otrzymane wyniki obarczone są błędem. Aspektem ekonomicznym stosowania omawianego sposobu jest możliwość prowadzenia eksploatacji z zachowaniem optymalnych warunków ciśnienia i temperatury, w których badane zjawisko nie zachodzi lub jest minimalne. Znajomość przebiegu krzywej wytrącania parafin (WPC) jest niezbędna do wybrania optymalnej, w danych warunkach, metody przeciwdziałania powstawaniu wytrąceń parafinowych blokujących przepływ mediów złożowych. Opracowany sposób pomiaru daje możliwość określenia skuteczności działania specjalistycznych inhibitorów parafin i asfaltenów oraz wyznaczenia ich optymalnego dawkowania. Takie podejście pozwala zarówno na ograniczenie kosztów, jak też na zminimalizowanie ryzyka zablokowania przepływu ropy z jednoczesnym zachowaniem ciągłości produkcji.

EN

In this paper, the issue of pressure and temperature influence on the paraffin wax deposition in reservoir fluids was raised. Typical research methods for determining wax appearance temperature (WAT) were briefly characterized. Methods for the determination of wax precipitation curve (WPC) were discussed. Using the appropriately modified PVT apparatus the wax appearance temperature was determined, below which a solid waxy phase at various temperatures was captured on a specialized filter. On the basis of the research carried out, the boundary separating the wax deposition hazard zone (the occurrence of solid paraffin waxes) from the zone without wax was determined. Measurements of the amount of wax allowed to determine the WPC curve, thanks to which the additional data concerning the amount of solid wax deposited below WAT were obtained. A special advantage of the method is its ability to perform measurements in a wide range of pressures and the saturation of the tested sample with reservoir gas, which allows obtaining a sample of crude oil that occurs in real operating conditions. Most of the known research methods in the world do not allow for such sample preparation and measurement under pressure, thus the results obtained are flawed to a certain extent. The economic aspect of the discussed method is the ability to conduct operations while maintaining optimal pressure and temperature conditions in which the studied phenomenon does not occur or is minimal. Knowledge of the wax precipitation curve – WPC is necessary to select the optimal method for counteracting the formation of paraffin precipitates, which are blocking the flow of reservoir fluids for given conditions. The developed method of measurement gives the possibility to determine the effectiveness of specialist paraffin and asphaltene inhibitors and to determine their optimal dosage. This approach allows to reduce costs as well as minimize the risk of blocking oil flow while maintaining production continuity.

4

Analizy PVT jako skuteczne narzędzie w rękach inżyniera naftowego. Część II: przemiany fazowe płynów węglowodorowych

Wojnicki M., Warnecki M., Szuflita S., Kuśnierczyk J.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 12

919--926

PL

Określenie relacji między ciśnieniem, objętością i temperaturą (PVT) płynów węglowodorowych jest niezbędne do szacowania zasobów, prowadzenia symulacji złożowych, prognozowania wydobycia, poznania hydrauliki przepływu, ustalania warunków separacji cieczy i gazu, projektowania instalacji wydobywczych oraz przesyłowych. Znajomość przemian fazowych i umiejętność korzystania z przedstawiających je diagramów fazowych wpisuje się w podstawowe kompetencje specjalistów odpowiedzialnych za prawidłowe zagospodarowanie i eksploatację złóż węglowodorów. Umiejętność predyktywnej analizy zachowania fazowego płynów węglowodorowych jest niezwykle istotna w inżynierii naftowej i gazowniczej z dwóch głównych powodów. Po pierwsze, zachowanie fazowe płynów węglowodorowych rozpatrywane jest w skrajnie zróżnicowanym zakresie ciśnień – od ciśnienia atmosferycznego do ciśnienia przekraczającego 1000 bar, i temperatur – od ultraniskich (–170°C w przypadku LNG) do nawet 200°C. W tym zakresie płyn węglowodorowy może występować w jednej z trzech głównych faz, to jest stałej, ciekłej i gazowej, lub – co gorsza – w dowolnej ich kombinacji. Dlatego tak istotne jest zrozumienie interakcji między przepływającym płynem a poszczególnymi elementami systemu wydobywczego, obejmującego złoże, rury wydobywcze, separatory, pompy, kompresory, rurociągi transmisyjne itp. Po drugie, podczas wydobycia często zajmujemy się płynami węglowodorowymi o skomplikowanych składach chemicznych, w przypadku których zależność między składem a właściwościami termodynamicznymi jest bardzo silna. W publikacji, będącej drugą częścią serii pt.: Analizy PVT jako skuteczne narzędzie w rękach inżyniera naftowego, omówiono teoretyczne podstawy przemian fazowych węglowodorowych płynów złożowych. Przedstawiono diagramy fazowe dla poszczególnych typów płynów węglowodorowych wraz z nakreśleniem przebiegu przemian fazowych zachodzących podczas ich eksploatacji. Omówiono parametry charakteryzujące dany typ płynu złożowego oraz ich zmienność związaną między innymi z przemianami fazowymi zachodzącymi w trakcie wydobycia. Przedstawiono również zasadność wykorzystania diagramów fazowych w konkretnych przypadkach złożowych.

EN

Determination of the relationship between pressure, volume and temperature (PVT) of hydrocarbon fluids is necessary for conducting reservoir simulations, resource estimations, production forecasting and production and transmission installation design. The knowledge of phase transformations and the ability to use the phase diagrams depicting them is part of the basic competences of specialists responsible for the proper development and exploitation of hydrocarbon deposits. The ability of predictive analysis phase behavior of hydrocarbon fluids is extremely important in oil and gas engineering for two main reasons. Firstly, the phase behavior of hydrocarbon fluids is considered in a extremely wide range of pressures – from atmospheric pressure to exceeding 1000 bar and temperatures – from ultra-low (–170°C in the case of LNG) to even 200°C. Within these ranges, the fluid can transcend the three principal phases, namely gas, liquid, and solid, and worse yet, any combination of these. That is why it is so important to understand the interaction between the flowing fluid and individual elements of the production system including the reservoir, tubing, separators, pumps, compressors, transmission pipelines, etc. Secondly, during production we are often dealing with hydrocarbon fluids with a complex chemical composition, where the relationship between their composition and thermodynamic properties is very strong. This paper, which is the second part of the series titled: PVT analyses as an effective tool in the hand of the petroleum engineer, discusses the theoretical basis of the hydrocarbon reservoir fluids phase behaviour. Phase diagrams for individual types of hydrocarbon fluids along with a sketch of the phase changes taking place during their production are presented. The parameters characterizing a given type of reservoir fluid and their variability related to, among others, phase changes occurring during production are discussed. The importance of using phase diagrams in specific reservoir cases are also presented.

5

Analizy PVT jako skuteczne narzędzie w rękach inżyniera naftowego. Część 1: laboratoryjne badania PVT

Wojnicki M., Warnecki M., Kuśnierczyk J., Szuflita S.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 7

535--542

PL

W pierwszej części artykułu omówiono, wykonywane rutynowo, laboratoryjne analizy fazowe węglowodorowych płynów złożowych (tzw. badania PVT), tj.: badanie kontaktowe, badanie różnicowe, badanie odbioru gazu do stałej objętości i badanie separacji. Opisano krótko budowę typowej aparatury do prowadzenia badań PVT. Omówiono podstawy wykonywania poszczególnych badań wraz z wizualizacją ich przebiegu w postaci schematów oraz przedstawiono określane na ich podstawie istotne parametry płynów złożowych. Skomentowano również stosowność wykonywania tego typu analiz oraz ich znaczenie dla prowadzenia sprawnego i efektywnego wydobycia węglowodorów.

EN

The first part of the article discusses routine laboratory phase behavior studies of hydrocarbon reservoir fluids (so-called PVT tests) such as constant mass expansion, differential liberation, constant volume depletion and separation tests. The construction of typical equipment for conducting PVT is briefly described. The basics of performing PVT test is discussed along with the visualization of the process in the diagrams, and the important parameters of the reservoir fluids determined on their basis, are presented. The appropriateness of performing such analyzes and their significance for efficient and effective hydrocarbon production is also commented on.

6

Innowacyjne metody oznaczania warunków dysocjacji hydratów i depozycji stałej fazy parafinowej

Kuśmierczyk J., Szuflita S., Wojnicki M., Warnecki M.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2017

|

R. 20, Nr 1 (219)

5--9

PL

W artykule przedstawiono innowacyjne metody określania warunków ciśnienia I temperatury (PT), w których zachodzi formowanie i dysocjacja hydratów oraz depozycja osadów parafinowych. Zarówno hydraty jak i osady parafinowe stwarzają spore trudności w trakcie eksploatacji ropy naftowej i gazu ziemnego, dlatego dokładne określenie obszarów (w zakresie PT), w których występują, jest istotnym zagadnieniem w kwestii zapewnienia efektywnego przepływu węglowodorów. Prezentowane metody opracowano na drodze badań eksperymentalnych, przeprowadzonych z wykorzystaniem odpowiednio zmodyfikowanej aparatury PVT, w Zakładzie Badań Złóż Ropy i Gazu, Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego.

EN

Tis paper presents an innovative methods to determine the conditions of pressure and temperature (PT), in which dissociation of the hydrates and deposition of the paraffin waxes occur. For the production and transport of hydrocarbons, both hydrates and paraffins poses serious problems, thus the accurate determination of zones (in the range of PT, in which they might be formed) is crucial for effective hydrocarbon flow assurance. The methodology was developed basing on experimental research conducted with properly modified PVT apparatus, in Department of Oil and Gas Reservoir Testing of the Oil and Gas Institute-National Research Institute.

7

Opracowanie innowacyjnej metodyki określania warunków ciśnienia i temperatury dysocjacji hydratów z wykorzystaniem aparatury do badań PVT

Kuśnierczyk J., Szuflita S.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 4

266--273

PL

Badania nad dysocjacją hydratów przeprowadzono w szerokim zakresie ciśnień (od 50 do 500 bar) dla mieszaniny wody destylowanej oraz metanu. Polegały one na schładzaniu całego układu aż do momentu osiągnięcia stanu, w którym zaczyna formować się hydrat. Odnotowano wtedy anormalny spadek ciśnienia w komorze badawczej. Podczas formowania hydratu utrzymywano stałą temperaturę układu aż do stabilizacji ciśnienia (zanik przyrostu hydratu), a następnie przystępowano do powolnego ogrzewania badanego systemu trójfazowego (gaz–woda–hydrat), powodując stopniowy rozpad hydratu. W czasie trwania całego procesu automatycznie rejestrowano parametry ciśnienia i temperatury oraz ich przebieg w funkcji czasu. Na podstawie przeprowadzonych badań wykreślono krzywe w układzie PT, obrazujące przebieg tworzenia się oraz dysocjacji hydratów. Wykonano szereg badań w celu wypracowania odpowiedniej metodyki. Dodatkowo przeprowadzono badanie długoterminowe. Trwało ono około 55 godzin. Analizy te potwierdziły skuteczność oraz dokładność opracowanej procedury. W przypadku przeprowadzonych prac badawczych w standardowym (ustalonym przez autorów) czasie oraz przy badaniu długoterminowym nie zauważono rozbieżności wyników. Potwierdza to prawidłowy dobór czasu (stabilizacji tworzenia hydratu i tempa grzania) oraz metodyki określania warunków PT dysocjacji hydratów.

EN

Studies on the dissociation of hydrates were carried out in a wide range of pressures (50 to 500 bar) for a mixture of distilled water and methane. They consisted of cooling the entire system until a hydrate begins to form. Abnormal pressure drop in the test chamber was noticed. During hydrate formation, a constant temperature was maintained until the pressure stabilization (loss of growth hydrate), and then slow heating of the system in three-phase (gas–water–hydrate) was initiated, causing gradual disintegration process of the hydrate. During the whole process parameters of pressure and temperature and their progress in the time function were automatically recorded. Based on the survey, PT curves were plotted, illustrating the process of formation and dissociation of hydrates. A number of studies in order to develop a suitable methodology were performed. Additionally, a long-term study was carried out. It lasted about 55 hours. The study confirmed the effectiveness and accuracy of the developed procedure. In the case of research work carried out in the standard (set by the authors) time and long-term study, no discrepancies results were noted. It confirms the correct choice of time (stabilization of hydrate formation and the rate of heating) and the methodology for determining the conditions of PT dissociation of hydrates.

8

Badanie wpływu ciśnienia i temperatury na proces wytrącania parafin w ropie naftowej

Szuflita S., Kuśnierczyk J.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 6

395--404

PL

W publikacji rozważono tematykę wpływu ciśnienia i temperatury na wytrącanie się osadów parafinowych z płynów złożowych. Scharakteryzowano ważniejsze metody badawcze służące do określania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej (Wax Apperance Temperature – WAT). Wykorzystując odpowiednio zmodyfikowaną aparaturę PVT, wyznaczono temperaturę początku wytrącania się parafiny (WAT), z uwzględnieniem wpływu ciśnienia i rozpuszczonego gazu w próbce ropy. Wykonane badania pozwoliły na określenie warunków równowagowych (w układzie ciśnienie–temperatura), przy których ma miejsce depozycja stałej fazy parafinowej. Na podstawie przeprowadzonych eksperymentów wyznaczona została granica rozdzielająca obszar parafinowy (występowanie parafin w fazie stałej) od obszaru bez parafiny. Dokładne określenie stref (w zakresie ciśnienia i temperatury) powstawania osadów parafinowych jest istotnym zagadnieniem w planowaniu wydobycia i transportu węglowodorów. Pozwala to uniknąć trudności w utrzymaniu przepływu wynikających z obecności parafinowego osadu oraz kosztów związanych z jego usuwaniem.

EN

In this paper, the issue of pressure and temperature influence on paraffin wax deposition in reservoir fluids was raised. Typical research methods for determining wax appearance temperature (WAT) were briefly characterized. The wax appearance temperature was studied taking into account, pressure and the amount of gas dissolved in oil samples using a suitably modified PVT apparatus. Investigations performed allowed to determine the equilibrium conditions (of PT) at which the deposition of paraffin waxes occurs. On the basis of the conducted research, there was a zone determined with wax deposition hazard and another one without a risk of solid wax precipitation. The precise determination of wax precipitation zones is a significant issue in the planning of recovery and transport of hydrocarbons. It allows to avoid flow assurance problems caused by solid wax deposits, as well as the cost generated for their elimination.

9

Zagrożenie hydratami podczas wydobycia płynów węglowodorowych z formacji łupkowych

Warnecki M., Szuflita S., Kuśnierczyk J.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 8

619--625

PL

W artykule poruszono zagadnienia związane z kinetyką formowania się hydratów. Dokonano również przeglądu metod i technik laboratoryjnych dotyczących wyznaczania warunków termobarycznych powstawania hydratów gazowych. W publikacji zamieszczono także wyniki badań dotyczące warunków ciśnienia i temperatury (PT) formowania się hydratów gazowych dla węglowodorowych płynów złożowych pozyskanych z wykonanych dotychczas pozytywnie odwiertów z obszaru formacji łupkowych dolnego paleozoiku basenu bałtycko-podlasko-lubelskiego.

EN

The paper discusses issues related to the kinetics of the formation of hydrates. We also reviewed the methods and techniques of the laboratory determination of the (pressure and temperature) conditions of formation of gas hydrates. The paper also presents the results of the research on the conditions of pressure and temperature (PT) formation of gas hydrates for hydrocarbon reservoir fluids obtained from positively drilled wells in the shale formations of Lower Paleozoic of the Baltic–Podlasie–Lublin Basin.

10

Badania laboratoryjne oddziaływania gazów kwaśnych na skałę zbiornikową w procesach sekwestracji CO2

Szuflita S.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 7

520--527

PL

Stopień oddziaływania dwutlenku węgla na skały zbiornikowe jest bardzo ważnym elementem przy planowaniu procesu sekwestracji. W celu oceny wpływu CO2 na skały zbiornikowe zaprojektowano i wykonano specjalistyczne stanowisko badawcze umożliwiające poddanie rzeczywistych próbek skał zbiornikowych oddziaływaniu CO2 w warunkach dynamicznych. Eksperymenty wykonano dla dwóch piaskowców (piaskowiec węglowiecki, czerwony spągowiec) oraz dolomitu głównego. Dla każdej próbki (zarówno przed, jak i po eksperymencie) wykonane zostały badania podstawowych parametrów petrofizycznych, skład mineralogiczny oraz mikrotomografia rentgenowska. Na koniec dokonano analizy porównawczej otrzymanych wyników i tym samym określono wpływ oddziaływania gazów kwaśnych na badane skały.

EN

Interaction of carbon dioxide (CO2) on the reservoir rock is a very important element in sequestration planning. Therefore, in order to assess the impact of CO2 on the reservoir rock, a specialized test stand was designed and manufactured. It allowed the submission of actual samples of reservoir rock under the influence of CO2 in dynamic conditions. Experiments were done for two sandstone and one dolomite. For each sample (both before and after the experiment) were performed tests of the basic petrophysical parameters, mineralogical composition and x-ray microtomography. Finally a comparative analysis of the results was carried out, thereby the effect of the impact of acid gases on the studied rocks was specified.

11

Klasyfikacja płynów złożowych z polskich formacji łupkowych

Lubaś J., Warnecki M., Szuflita S.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2015

|

R. 18, Nr 9 (209)

13--17

PL

W wyniku przeprowadzonych badań próbek płynów złożowych, pozyskanych z wykonanych odwiertów na koncesjach PGNiG oraz Orlen Upstream, zdefiniowano w oparciu o zachodzące zmiany fazowe oraz skład chemiczny i właściwości fizyczne rodzaje płynów złożowych dotychczas odkrytych w dolnopaleozoicznych formacjach łupkowych. W sześcioskalowej grupie płynów złożowych: gazy bezgazolinowe, gazy gazolinowe, gazy kondensatowe, ropy lotne, ropy typu black oil i ropy ciężkie do chwili obecnej zidentyfikowano: gazy gazolinowe, gazy kondensatowe oraz ropę typu black oil.

EN

As a result of tests conducted on reservoir fluid samples obtained from the wells performed in the Lower Paleozoic formations of the Baltic-Podlasie-Lublin Basin on PGNiG and Orlen Upstream concessions, on the basis of phase transitions, chemical compositions and physical properties, the types of reservoir fluids currently discovered in this type of reservoirs were described. In the six-category group of reservoir fluids; dry gas, wet gas, retrograde gas, volatile oil, black oil-type and heavy oils, the presence of wet gases, retrograde gases and black oils were found, both unsaturated and saturated.

12

Types of reservoir fluids in the Polish Lower Paleozoic shale formations

Lubaś J., Warnecki M., Szuflita S.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 8

539--548

EN

In accordance with commonly used petroleum terminology [3, 6] which takes into account the characteristic properties and phase transitions of fluids occurring naturally in hydrocarbon reservoirs six types of hydrocarbon reservoir fluids were distinguished, namely: non-gasoline (dry) gas, gasoline (wet) gas, retrograde gas, volatile oil, black oil, heavy oil. As a result of tests conducted on reservoir fluid samples obtained from the wells performed in the Lower Paleozoic formations of the Baltic-Podlasie-Lublin Basin on PGNiG and Orlen Upstream concessions, on the basis of phase transitions, chemical compositions and physical properties, the types of reservoir fluids currently discovered in this type of reservoirs were described [5].

PL

Zgodnie z powszechnie stosowaną terminologią naftową [3, 6] uwzględniającą charakterystyczne właściwości i zmiany fazowe naturalnie występujących płynów w złożach węglowodorów wyróżniono sześć rodzajów węglowodorowych płynów złożowych, a mianowicie: gaz bezgazolinowy (suchy), gaz gazolinowy (mokry), gaz kondensatowy, ropę lotną, ropę (black oil), ropę ciężką. W wyniku przeprowadzonych badań próbek płynów złożowych, pozyskanych z pozytywnie wykonanych odwiertów w dolnopaleozoicznych formacjach basenu bałtycko-podlasko-lubelskiego na koncesjach PGNiG oraz Orlen Upstream, zdefiniowano w oparciu o zachodzące zmiany fazowe oraz skład chemiczny i właściwości fizyczne rodzaje płynów złożowych dotychczas odkrytych w tych utworach [5].

13

Wpływ właściwości zwilżalnych kolektora na efektywność wypierania ropy różnymi mediami

Lubaś J., Szuflita S.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2014

|

R. 17, Nr 7 (195)

9--13

EN

Abstracts In order to increase recovery degree from geological resources of oil it is necessary to apply appropriate enhanced methods. Their proper selection takes into account, inter alia, petrophysical properties of the collector and, as a result, allows to double the amount of extracted oil with respect to methods using only reservoirs natural energy. In recent years, at the request of state authorities and oil industry, the Oil and Gas Institute developed a number of advanced modeling studies, both physical and numerical to determine the effectiveness of various EOR methods. Particular attention was paid to the selection of the methods for the existing reservoir conditions. The paper presents the results of laboratory tests of oil displacement with water and carbon dioxide in long cores at reservoir conditions. The efficiency of listed media applications in secondary and tertiary methods was tested in the example of the mixed wet carbonate collector as well as water wet sandstone collector. The paper verifies literature reports that in some cases the injection of CO2 as the EOR method applied after waterflooding is ineffective.

PL

Celem zwiększenia stopnia sczerpania zasobów geologicznych złóż ropy naftowej niezbędnym jest zastosowanie odpowiednich metod wspomagających. Ich właściwy dobór uwzględniający między innymi właściwości petrofizyczne kolektora pozwala w efekcie na uzyskanie zwykle podwojenia ilości wydobytej ropy w odniesieniu do metod wykorzystujących jedynie energię naturalną złoża. W ostatnich latach na zlecenie organów państwa jak i przemysłu naftowego w Instytucie Nafty i Gazu wykonano szereg zaawansowanych badań modelowych, zarówno fizycznych jak i numerycznych, określających efektywność różnych metod wspomagających. Szczególną uwagę zwracano na dobór danej metody dla istniejących warunków złożowych. W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych wypierania ropy naftowej wodą i dwutlenkiem węgla z długich rdzeni wiertniczych w warunkach złożowych. Badano efektywność zastosowania wymienionych mediów w metodach wtórnych i trzecich na przykładzie kolektora węglanowego o mieszanym charakterze zwilżalności jak również wodozwilżalnego kolektora piaskowcowego. Artykuł weryfikuje doniesienia literaturowe, według których – zatłaczanie CO2 jako metody trzeciej po nawadnianiu jest przedsięwzięciem nieefektywnym.

14

Fizyczne modelowanie procesów wypierania ropy dwutlenkiem węgla jako metody trzeciej po nawadnianiu złoża

Szuflita S.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 8

502--508

PL

Wykorzystanie energii naturalnej złoża pozwala tylko na częściowe wydobycie ropy naftowej w nim zawartej. Dalsze sczerpanie zasobów ropy może być szczególnie efektywne, gdy wdrożone zostaną odpowiednie metody wspomagające wydobycie. Zastosowanie metod wtórnych i trzecich może przyczynić się nawet do dwukrotnego zwiększenia stopnia sczerpania zasobów geologicznych. W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych wypierania ropy naftowej z wykorzystaniem długich rdzeni wiertniczych w warunkach ciśnienia i temperatury złożowej. Eksperymenty wykonano dla piaskowca węglowieckiego oraz dolomitu głównego. Artykuł weryfikuje doniesienia literaturowe, według których – w niektórych przypadkach zatłaczanie CO2 jako metoda trzecia po nawadnianiu jest przedsięwzięciem nieefektywnym.

EN

Exploitation of oil from the reservoir, using natural energy reserves allows only partial extraction of oil contained in the reservoir. The further exploitation of oil can be particularly effective when the appropriate support method for the exploitation will be implemented. Application of secondary and EOR methods (Enhanced Oil Recovery) can contribute twofold to the level of exhaustion of geological resources. The article presents laboratory test results of oil displacement using long cores in pressure and temperature conditions. The tests performed for sandstone and dolomite. The article verifies literature reports that in some cases the injection of CO2 as the EOR method after waterflooding is an ineffective venture.

15

Nowoczesne metody badawcze zwiększające stopień sczerpania złóż ropy i gazu

Szuflita S., Kuśnierczyk J.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

111--116

PL

W referacie przedstawiono nowoczesne możliwości badawcze Instytutu Nafiy i Gazu, Oddział Krosno. Zaprezentowano aparaturę do badań PVT w zadanych warunkach ciśnienia i temperatury złożowej. Są to dwa zestawy aparaturowe: — system rtęciowy, — nowoczesny, bezrtęciowy system PVT. Modyfikacje i rozbudowa posiadanej aparatury PVT o dodatkowe elementy/moduły pozwoliły na poszerzenie zakresu oferowanych badań o metody zwiększenia stopnia sczerpania złóż węglowodorów — zarówno ropy, jak i gazu ziemnego. W referacie przedstawiono badania procesu wypierania ropy z długich rdzeni wiertniczych (wypieranie z zastosowaniem różnych mediów wypierających i zmiennych parametrów prowadzenia procesu). Przedstawiono także prace badawcze dotyczące modelowania procesu desorpcji rodzimego gazu ziemnego rozpuszczonego w solance złożowej poprzez zatłaczanie CO2. Eksperymenty, wykorzystujące różnice rozpuszczalności CO2 i gazu metanowego w solance, prowadzone są na fizycznym modelu złoża charakteryzującym się porowatością i znaczną objętością porową, co umożliwia „zbliżenie się" do charakteru zjawisk zachodzących w prawdziwym złożu.

EN

The paper presents modern research possibilities of the Institute of Oil and Gas, Krosno Section. PVT equipment for the research in a assigned pressure and temperature reservoir conditions was presented. There are two sets of equipment: — mercury system, — modern, mercury-free PVT systems. Modification and expansion of PVT equipment with additional elements/modules made it possible to broaden the scope of research by methods of increasing the degree of exhaustion of hydro- carbon reserves — both oil and natural gas. The paper presents an investigation of oil displacement from long cores (displacement with use of different media supplant and variable parameters of the process). Also there were presented research works on the modeling of the desorption process of domestic natural gas dissolved in the reservoir brine through the injection of CO2. Experiments using different solubility of CO2 and methane gas in brine, shall be carried out on a physical model of the deposit characterized by porosity and large pore volume, which allows to "get closer" to the nature of the phenomena occurring in a real reservoir.

16

Metodyka rozdziału frakcji ropy za pomocą nowoczesnego systemu destylacyjnego z wirującą wstęgą

Kuśnierczyk J., Szuflita S., Biały S.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

915--921

PL

Wyodrębnienie poszczególnych frakcji ropy naftowej jest dość skomplikowanym zadaniem. System destylacyjny, jaki został zastosowany w nowoczesnej destylarce z wirującą wstęgą polega na rozdziale poszczególnych składników na 80 teoretycznych półkach wynikających z długości kolumny destylacyjnej. Głównym elementem urządzenia jest kolumna destylacyjna, w której znajduje się wirująca wstęga. Ma ona kształt spiralny i przebiega przez całą długość kolumny. Wstęga ta jest wprawiana w ruch w czasie procesu destylacji przy pomocy silnika. Dzięki zastosowaniu w aparaturze pompy próżniowej oraz odpowiedniego czujnika możliwy jest szeroki zakres ciśnień destylacji, od ciśnienia atmosferycznego do 0,1 mm Hg. Urządzenie posiada również kriostat pozwalający skroplić odbierane składniki. Cały proces destylacji prowadzony jest za pomocą komputera, co znacznie ułatwia sterowanie tym procesem. Dużą zaletą tego urządzenia jest niewielka ilość ropy, jaka jest potrzebna do przeprowadzenia destylacji. Ponieważ często dysponujemy tylko próbkami ropy pobranymi do próbników wgłębnych utrudnione było wykonanie tradycyjnej destylacji. Dzięki zastosowaniu przedstawionego systemu ten problem został rozwiązany.

EN

Isolating the different fractions of crude oil is a fairly complicated task. Distillation system applied in modern device with the spinning band is based on distribution of components on 80 theoretical shelves resulting from the legth of the distillation column. The main element of the device is a distillation column in which there is a spinning band. It has a spiral shape and runs through the entire length of the column. This band is propelled during the distillation process using the engine. By using the apparatus of a vacuum pump and a sensor it is possible a wide range of pressures, from atmospheric pressure distillation to 0.1 mm Hg. The device also has received cryostat allowing to condense received components. The whole process of distillation is carried out using a computer, which greatly simplifies the process control. A big advantage of this device is a small amount of oil that is needed to carry out the distillation. Since often we have only reservoir oil it was difficult to make the traditional distillation. Thanks to the use of new system, the problem was solved.

17

Badanie zmian wielkości ciśnienia punktu rosy gazu kondensatowego zachodzących wskutek jego kontaktu z ropą naftową

Szuflita S.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 8

530-539

PL

Dotychczasowa ocena warunków występowania gazu kondensatowego wskazuje na możliwość jego kontaktu z ropą naftową występującą jako tzw. oil rim. Prawdopodobnie wtedy w separatorach powierzchniowych uzyskuje się kondensat o różnym stopniu zabarwienia. W pracy została przeprowadzona analiza zmian wartości ciśnienia punktu rosy, wywołanych zmienną koncentracją cięższych węglowodorów, w odniesieniu do czystego gazu kondensatowego. Opracowana została również metodyka poboru próbek płynów złożowych do badań PVT.

EN

The current assessment of the conditions of occurrence of gas condensate suggests the possibility of contact with oil acting as the so-called "Oil rim". Then, probably in the surface water separators condensate is obtained with varying degrees of color. The paper presents an analysis of changes in the dew point pressure caused by variable concentrations of heavier hydrocarbons in relation to the pure gas condensate. The paper also presents methodology sampling of reservoir fluids for PVT studies.

18

Możliwości wspomagania wydobycia ropy naftowej i geologicznego składowania CO2 na złożu Nosówka

Lubaś J., Sowiżdżał K., Stadtmüller M., Szuflita S.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

379--388

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań możliwości praktycznego wykorzystania CO2 w procesach wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka. Wcześniej wykonane badania wykazały że dominującym mechanizmem będą mieszające wypierania ropy zachodzące w utworach węglanowych wizenu. Wielkość dodatkowego wydobycia wyniosłaby około 0,100 min m3 ropy, tj. około 7% początkowych zasobów geologicznych. Objętości CO2 składowane w procesach sekwestracji wyliczono dla dwu przypadków, składowania w sczerpanym złożu oraz w trakcie prowadzenia procesów EOR.

EN

This paper reports the results of studies for possibilities of practical use CO2 for enhanced oil recovery in Nosówka reservoir. The predominant mechanism has been miscible displacement in carbonate formation of Visean. The additional oil recovery would be about 0.100 mln m3, that is about 7% of original oil in place. The volume of CO2 that can potentially be sequestered was calculated in two cases, in depleted oil fields and in EOR operations.

19

Badania laboratoryjne adsorpcji wybranych substancji ropopochodnych na fazie stałej gruntu

Fąfara Z., Szuflita S.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2009

|

T. 26, z. 4

623-632

PL

W celu adekwatnego modelowania migracji zanieczyszczeń ropopochodnych w przypowierzchniowej warstwie gruntu konieczna jest znajomość wartości parametrów modelu matematycznego, opisujących właściwości ośrodka porowatego oraz migrujących płynów. Jednym z zasadniczych procesów kształtujących przebieg migracji węglowodorów w gruncie jest adsorpcja produktów naftowych na fazie stałej gruntu. Decyduje ona o zasięgu penetracji ośrodka porowatego przez substancję ropopochodną oraz o opóźnieniu jej migracji. Literatura fachowa nie dostarcza danych liczbowych na temat poziomu adsorpcji węglowodorów w gruncie w przypadku różnych jego rodzajów. Podawana jest zazwyczaj jedna uśredniona wartość współczynnika adsorpcji, którą wykorzystuje się podczas numerycznego modelowania migracji produktów naftowych w gruncie, świadomie wprowadzając w ten sposób źródło niedokładności opisu. Z tego względu autorzy zaprojektowali laboratoryjne stanowisko do badania współczynnika adsorpcji węglowodorów i wykonali jego pomiary dla naturalnych, specjalnie wysortowanych czterech różnych modeli jednorodnego sypkiego ośrodka gruntowego. Współczynnik niejednorodności mieści się w przedziale 1,4-1,7, natomiast średnica efektywna zmienia się od 0,3 mm do 2,7 mm. Przygotowane modele fizyczne reprezentują żwiry oraz grunty piaszczyste drobnoziarniste, średnioziarniste i gruboziarniste. W badaniach użyto typowych produktów naftowych: etyliny bezołowiowej i oleju napędowego. Niniejsza praca zawiera omówienie uzyskanych rezultatów, które w przyszłości mogą posłużyć do konstrukcji modelu matematycznego adsorpcji węglowodorów w zależności od właściwości gruntu, w szczególności jego składu granulometrycznego. Opracowane do tej pory modele matematyczne adsorpcji węglowodorów na fazie stałej gruntu wiążą ją jedynie z zawartością substancji organicznej i/lub frakcji ilastej.

EN

The cognition of parameters of mathematical model, describing the properties of porous medium and the migrating fluids is necessary for adequate modelling of migration of oil-contaminations in the soil layer of the ground. One of the basic processes shaping the course of hydrocarbons migration in the ground is adsorption of oil products in the solid phase of the ground. It determines the range of penetration of the porous medium by oil products and delay of its migration. Specialist literature does not give exact figures illustrating the level of adsorption in various types of the ground. The presented values are usually average adsorption values, which is used for numerical modelling of oil products migration in the ground, thus consciously introducing an inadequate source of the description. Hence, the Authors designed a laboratory post for analyzing the coefficient of hydrocarbons adsorption, making measurements for four naturally selected different models of homogeneous loose ground medium. The coefficient of heterogeneity stays in the interval 1.4-1.7, whereas the efficient diameter varies from 0.3 mm to 2.7 mm. The prepared physical models represent fine, medium and coarse gravels and sands. Typical oil products were used for the experiments, i.e. Pb-free ethyline and diesel oil. The obtained results have been discussed in view of the future mathematical models of hydrocarbon adsorption worked out depending on ground properties, especially of grain composition. The existing mathematical models of hydrocarbon adsorption on solid phase of the ground relate this coefficient only with the organic matter and/or clayey fraction content.