Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Ceny paliw płynnych. Zmiany na przestrzeni lat

Sikorski Wojciech

Energetyka Cieplna i Zawodowa

|

2022

|

Nr 6

72--74

PL

Ceny paliw są obecnie bardzo gorącym tematem. Choć do niedawna rozumiano przez to pojęcie przede wszystkim ceny paliw płynnych kupowanych na stacjach paliw, dziś równie niepokojące są wahania cen węgla. Postępująca globalizacja z pewnością bardzo mocno przyczynia się do ich wzrostu.

2

Emisja ditlenku węgla i metanu związana z poszukiwaniem i wydobyciem węglowodorów w Polsce

Uliasz-Misiak Barbara, Lewandowska-Śmierzchalska Joanna, Matuła Rafał

Przemysł Chemiczny

|

2019

|

T. 98, nr 5

813--816

PL

W procesach wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego mają miejsce emisje ze spalania (źródła stacjonarne i mobilne), uwolnione emisje (procesowe) i emisje lotne. Większość ditlenku węgla emitowana jest z procesów spalania paliw zarówno w źródłach stacjonarnych, jak i mobilnych, mniejsza część tej emisji ma charakter niezorganizowany (emisja lotna). Odwrotnie jest w przypadku metanu, którego większość to emisja lotna. Przedstawiono wielkości emisji CO₂ i CH₄ ze spalania paliw oraz wielkości z emisji lotnej, eksploatacji i spalania w pochodniach, powstające przy wydobyciu ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce w latach 1988-2016.

EN

Numerical data on emissions of CO₂ and MeH in 1988- 2016 were collected. Most of CO₂ was emitted from fuel combustion both in stationary and mobile objects. The fugitive emissions of CO₂ (exploitation, venting and flaring) played a negligible role but MeH was mostly emitted from disorganized sources.

3

Aspekty termodynamiczne zatłaczania dwutlenku węgla w procesach intensyfikacji wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego (EOR/EGR)

Habera Ł.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 210

1--169

PL

W monografii przedstawiono metody laboratoryjne, korelacje empiryczne i rozwiązania analityczne wyznaczania minimalnego ciśnienia mieszania (MMP, minimum miscibility pressure), jako kluczowego parametru w projektowaniu procesu podziemnego zatłaczania CO2 ukierunkowanego na zwiększenie odzysku płynu złożowego. W pracy przybliżono fizyczną naturę dwutlenku węgla (CO2), podkreślono rolę mieszalnego charakteru wypierania ropy naftowej oraz wskazano metody wyznaczania minimalnego ciśnienia mieszania. Przedstawiono mechanizmy, które powodują, że sczerpanie węglowodorów w procesach intensyfikujących wydobycie osiąga wysoki poziom. Termofizyczne własności ropy i zatłaczanego dwutlenku węgla (CO2) determinują istnienie złożonych procesów mieszania płynów zachodzących w wyniku występowania przejść fazowych, którym towarzyszy migracja składników układu. Scharakteryzowano mechanizm parowania, kondensacji i mechanizm złożony, łączący cechy obu wcześniej wymienionych. Rozważania na temat podziemnego zachowania CO2 oparto na badaniach laboratoryjnych przeprowadzonych przez autora rozprawy na fizycznym modelu złoża typu slim tube. Kluczową część pracy stanowi autorski model analityczny do wyznaczania współczynnika sczerpania złoża RF oraz minimalnego ciśnienia mieszania układu ropa naftowa–CO2. Proponowany model oparty jest na metodzie wielokrotnego kontaktu płynów (zatłaczanego i wypieranego) w koncepcyjnych komorach mieszania, symulując przebieg testu laboratoryjnego typu slim tube. Sercem modelu jest moduł obliczeń termodynamicznej równowagi fazowej z wykorzystaniem, jako przykładowego, równania stanu Soave'a–Redlicha–Kwonga (SRK).

EN

This monograph presents empiric correlations as well as laboratory and analytical methods to predict Minimum Miscibility Pressure, which is a crucial parameter of Enhanced Oil and Gas Recovery process. Moreover, the vaporizing, condensing and combined gas drive were demonstrated as displacment mechanisms that occur during the CO2–EOR process. The description of CO2–Oil interaction was based on laboratory Slim Tube tests conducted by the author. The focal point of the thesis is the analytical model designed to determine minimum miscibility pressure (MMP) and recovery factor (RF). The model is based on the multiple contact of CO2 as an injected fluid and oil at virtual mixing cells. In the aforementioned model only thermodynamic relation describe the system and Soave–Redlich–Kwong equation of state was used, as a paradigm in order to perform numerous flash calculations.

4

Upadowa w Starej Wsi

Bałda W.

Wiek Nafty : zeszyty naukowo-historyczne

|

2012

|

R. 21, nr 3

3-9

5

Górnicza eksploatacja ropy naftowej w obrębie kopalń Iwonicz-Brzozów w XIX i na początku XX wieku : zapomniane kopalnie

Rymar S.

Wiek Nafty : zeszyty naukowo-historyczne

|

2012

|

R. 21, nr 1

3-8

6

Ocena efektywności stosowania wybranych metod wtórnych i trzecich eksploatacji ropy naftowej z wykorzystaniem symulacji komputerowej

Wojnarowski P., Pyrzak P.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2010

|

T. 27, z. 3

531-537

PL

W związku ze stale rosnącym zapotrzebowaniem na ropę naftową, coraz większą uwagę zwraca się na efektywną eksploatację dotychczas odkrytych złóż ropy naftowej. Efektywność eksploatacji może zostać podniesiona przez właściwie zastosowanie metod wtórnych i trzecich wydobycia (EOR). Metody te pozwalają zwiększyć stopień sczerpania zasobów geologicznych. W pracy przedstawiono ocenę efektywności zastosowania nawadniania oraz zatłaczania związków polimerowych do jednego z karpackich złóż ropy naftowej z wykorzystaniem symulacji numerycznej. Wyniki wariantowych symulacji eksploatacji złoża wskazują, że zastosowanie metod chemicznych daje potencjalnie lepsze rezultaty, niż sam proces zatłaczania wody, który w przypadku złóż o znacznej niejednorodności może mieć niewielką skuteczność.

EN

Effective exploitation of matured oil fields became important problem because of high oil demand. It is possible to increase recovery factor by application adequate secondary or EOR method of exploitation. In this work efficiency analysis of water flooding and polymer flooding for Carpathian oil field was done. Results of multivariant numerical simulations shows, that for selected heterogeneous reservoir polymer flooding is much efficient and could be used directly after primary recovery.

7

Likwidacja kopanek - pozostałości po historycznej eksploatacji ropy naftowej. Aspekty techniczne, bezpieczeństwa powszechnego i ochrony środowiska

Dynowski A., Malinga J.

WUG : bezpieczeństwo pracy i ochrona środowiska w górnictwie

|

2006

|

nr 9

54-56

PL

Pozyskiwanie oleju skalnego z naturalnych wycieków w Karpatach prowadzone było od niepamiętnych czasów. Wykorzystywany był głównie jako smar do wozów i narzędzi rolniczych czy konserwacji drewna. Wzrost zapotrzebowania na olej skalny (ropę naftową) i wosk ziemny (ozokerty) doprowadziły w XIX wieku do rozwoju techniki kopania szybów (kopanek). Kopanki negatywne lub wyeksploatowane były porzucane lub "likwidowane". Obecnie w wielu rejonach Karpat ujawniają się dawno zapomniane kopanki, pozostawione(porzucone) lub źle zlikwidowane, które stwarzają zagrożenie zarówno dla środowiska jak i otoczenia. W opracowaniu zasygnalizowano jako przykładowe, problemy techniczne, bezpieczeństwa powszechnego i ochrony środowiska, związane z kopankami występującymi w rejonie Gorlic.

EN

Extraction of rock oil from natural leaks in the Carpathian Mountains was carried out since time immemorial. The oil was mainly used as a lubricant for wagons and agricultural tools or for preservation of wood. Increased demand for petroleum mineral oil (crude oil) and fossil wax (ozocerite) lead to the development of pit digging technique (dug-out pits) in 19th century. Negative or depleted dug-out pits were abandoned or "liquidated". Nowadays in many areas of the Carpathian mountains one can find long forgotten dug-out pits, left (abandoned) or improperly liquidated, that are dangerous both to the environment and to the surroundings. The study mentions, as an example the technical, general safety and environmental protection problems involved with dug-out shafts found in the area of Gorlice.

8

Elektromagnitnye tehnologii v neftegobyce i neftanoj ekologii

Kovaleva L. A., Nasyrov N. M., Davletbaev A. A., Halilov I. V.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2006

|

nr 137

845-850

9

Analiza efektywności metod eksploatacji węglanowych złóż ropy naftowej z podwójnym systemem porowatości

Lubaś J.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2006

|

nr 137

767-777

PL

Dominująca ilość zasobów ropy naftowej w Polsce zgromadzona jest w złożach węglanowych dolomitu głównego z matrycowo-szczelinowym systemem porowatości. System o podwójnej porowatości bardzo mocno oddziaływuje na charakter przepływu płynów złożowych. Możliwość zastosowania konwencjonalnych metod zatłaczania wody lub gazu jest ograniczona ze względu na przepływ szczelinami oraz zjawisko omijania (bypassing) mniej przepuszczalnej matrycy przez zatłaczane media. W typowym złożu węglanowym posiadającym matrycowo-szczelinowy system porowatości ponad 90% zasobów ropy zgromadzone jest w blokach matrycy. Dlatego złoża charakteryzujące się systemem porowatości zróżnicowanym w układzie warstwowym i matrycowo-szczelinowym są obiektem bardzo trudnym lub wręcz niemożliwym do wprowadzenia np. klasycznego procesu nawadniania. Tendencja do omijania przez zatłaczane media matrycy może być rekompensowana zjawiskiem wchłaniania zatłaczanej wody przez zwarty blok matrycy w oparciu o zjawisko nasiąkania. W najbliższej przyszłości trzeba będzie odpowiedzieć na pytanie, które metody i procesy należy wdrożyć, aby dla zwiększenia stopnia sczerpania wspomóc naturalną energię złóż ropy, zalegających w utworach dolomitu głównego. Prawidłowa odpowiedź oznacza możliwość dodatkowego wydobycia nawet kilkunastu mln ton ropy. W referacie zostaną przedstawione możliwe do zastosowania rozwiązania technologiczne, pozwalające zwiększyć stopień sczerpania tego typu złóż, szczególnie z uwzględnieniem odwiertów poziomych, nawadniania złoża z zastosowaniem metod wchłaniania kapilarnego oraz zatłaczania gazu typu miscible.

EN

Dominant parts of oil reserves in Poland occupy carbonates reservoirs in main dolomite with fracture-matrix porosity system. In a typical formation with a dual porosity system, over 90% of the oil is stored in the matrix blocks. Reservoirs having a fracture-matrix porosity system are difficult, if not impossible, to typical waterflood because of bypassing. The tendency of the injected fluid to bypass the matrix my be offset by the tendency of water to imbibe into the tighter zones. In the future a question will be asked: which process and methods should be implemented to increase the recovery of oil from those reservoirs. The correct answer will result in the possiility of the additional recovery even several milion tons of oil. In this paper are presented possible methods of oil recovery from dual porosity reservoirs, including: horizontal wells, emulsifieted acidizing, imbibition waterflooding and gas miscible flooding.

10

Ekonomika sekwestracji geologicznej CO2 w złożach ropy naftowej

Stopa J., Wojnarowski P., Kosowski P.

Polityka Energetyczna

|

2006

|

T. 9, z. spec.

319-328

PL

Problem zwiększonej, antropogenicznej emisji dwutlenku węgla staje się coraz poważniejszy. Pomimo braku całkowitego potwierdzenia hipotezy o globalnym ociepleniu podejmowanych jest szereg prób ograniczenia emisji CO2. W przypadku wprowadzenia administracyjnych nakazów ograniczenia emisji, producenci energii elektryczne mogą być zmuszeni do separacji, przechwytywania i składowania dwutlenku węgla. W artykule przedstawiono wyniki symulacji numerycznej zatłaczania emisji dwutlenku węgla z elektrociepłowni do złoża ropy naftowej, otrzymując prognozę wpływu zatłaczania CO2 na wydobycie ropy naftowej. Przedstawiono również wstępna prognozę ekonomicznej efektywności takiego procesu. Wstępna analiza wskazuje na potencjalną, konieczne jest współ finansowanie całego przedsięwzięcia przez emitenta, w celu zapewnienia sobie możliwości składowania jak największej ilości CO2 w długiej perspektywie czasowej. Spodziewane rezultaty takiego przedsięwzięcia, są bardzo ściśle uzależniona od ceny ropy i kosztu wtłaczanego dwutlenku węgla.

EN

Problem of anthropogenic emission of carbon dioxide becomes more and more serious. The hypothesis of global warming is not fully confirmed but many efforts are taken to decrease emission of CO2. In the case of administrative decision of reduction of CO2 emission, energy producers will have to separate, capture and storage carbon dioxide. The paper presents results of numerical modeling of CO2 injection into an oil reservoir. During this simulation CO2 emission from heat and power plant is being injected into oil reservoir. Basic economic evaluation of the simulation results shows that such project must be co-financed by energy producers for secure high capacity storage for long time period. Expected results of such projects depend mainly on the crude oil price and the costs of injected carbon dioxide.

11

Prognoza efektywności ekonomicznej sekwestracji CO2 w złożu ropy naftowej

Stopa J., Wojnarowski P., Kosowski P.

Polityka Energetyczna

|

2005

|

T. 8, spec.

571-583

PL

Problem zwiększonej, antropogenicznej emisji dwutlenku węgla staje się coraz poważniejszy. Pomimo braku całkowitego potwierdzenia hipotezy o globalnym ociepleniu, podejmowanych jest szereg prób ograniczenia emisji CO2. W przypadku wprowadzenia administracyjnych nakazów znacznego ograniczenia emisji producenci energii elektryczne staną przed koniecznością separacji, przechwytywania i składowania dwutlenku węgla. W artykule przedstawiono wyniki uproszczonego modelowania komputerowego zatłaczania całej emisji dwutlenku węgla z jednej z polskich elektrociepłowni do złoża ropy naftowej, oparte na śledzeniu zmian nasycenia gazem zatłaczanym wzdłuż linii prądu, otrzymując prognozę wpływu zatłaczania CO2 na wydobycie ropy naftowej. Przedstawiono również wstępna prognozę ekonomicznej efektywności takiego procesu. Wstępna analiza wskazuje na potencjalną, wysoką efektywność ekonomiczną takiego przedsięwzięcia, która jest jednak bardzo ściśle uzależniona od ceny ropy i kosztu wtłaczanego dwutlenku węgla.

EN

Problem of anthropogenic emission of carbon dioxide becomes more and more serious. The hypothesis of global warming is not fully confirmed but many efforts are taken to decrease emission of CO2. In the case of administrative decision of reduction of CO2 emission, energy producers will have to separate, capture and storage carbon dioxide. The paper presents results of simplified computer modeling based on the streamline model of CO2 injection into an oil reservoir. During this simulation total emission from one of the polish heat and power stations is being injected into an oil reservoir. Basic economic evaluation of the simulation results shows that such project may be profitable and the feasibility of such projects depends mainly on the crude oil price and the costs of injected carbon dioxide.

12

Prognoza efektywności wtłaczania gazu do złoża ropy naftowej

Stopa J., Rychlicki S., Wojnarowski P., Kosowski P.

Polityka Energetyczna

|

2004

|

T. 7, spec.

321-333

PL

W pracy zasygnalizowano aktualne trendy światowe w stosowaniu zaawansowanych metod eksploatacji złóż ropy naftowej (Enhanced Oil Recovery) w nawiązaniu do możliwości wykorzystania tych technologii, zwłaszcza wtłaczania gazów, w Polsce. Przedstawiono wyniki uproszczonego modelowania komputerowego zatłaczania gazu do jednego ze złóż polskich, oparte na śledzeniu zmian nasycenia gazem zatłaczanym wzdłuż linii prądu, otrzymując prognozę wpływu zatłaczania gazu na wydobycie ropy naftowej. Wyniki modelowania zostały wykorzystane do analiz ekonomicznych wskazujących, że opłacalność projektów tego typu zależy w głównej mierze od ceny sprzedaży ropy naftowej oraz kosztu wtłaczanego gazu.

EN

The paper presents the worldwide trends in enhanced oil recovery and the possibility of using such technologies in Poland. The focus of this paper is on the gas injection into an oil reservoir. Results of simplified computer modeling based on the streamline model are presented. Economic evaluation of the simulation results proves that the feasibility of such projects depends mainly on the crude oil price and the costs of injected gas.

13

Prognozy wydobycia węglowodorów ze złóż Obszarów Morskich RP - komunikat

Domżalski J., Mazurek A.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2004

|

T. 20, z. 3

173-178

EN

The note discusses the possibilities hydrocarbons exploitation from reserves located in the Baltic shelf by "Petrobaltic" the Enterprise for Exploration and Exploitation of Oil and Natural Gas. The analyses of the potential geological resources has shown that the reserves of oil in the undersea part of Baltic shelf are about 150 ml m3. The undertaken researches allowed to identify the geo-mechanical abnormalities and asses the perspective zones of hydrocarbons occurrence.

14

Problematyka ochrony wód podziemnych na obszarach eksploatacji złóż ropy naftowej

Bujok P.

Zeszyty Naukowe. Górnictwo / Politechnika Śląska

|

2003

|

z. 257

185-191

PL

Negatywne skutki produkcji i przetwarzania ropy naftowej i gazu ziemnego są w Republice Czeskiej często wyraźnie widoczne. Artykuł przedstawia wyniki studium nad potencjalnym wpływem tego rodzaju działalności na środowisko.

EN

Negative hangovers of the previous oil and gas production activities are often very apparent in the Czech Republic. The paper presents the results of a long term study concerning potential influence of production activities on environment.

15

Rozwiązania proekologiczne przy eksploatacji ropy naftowej i gazu ziemnego na złożu Barnówko - Mostno - Buszewo w Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie SA.

Tatarynowicz J.

Zeszyty Naukowe. Inżynieria Środowiska / Politechnika Zielonogórska

|

2001

|

nr 125

335-343

PL

Referat na temat "Rozwiązania proekologiczne przy eksploatacji ropy naftowej i gazu ziemnego na złożu Barnówko-Mostno-Buszewo" poświęcony został jednemu z najważniejszych przedsięwzięć Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa na przełomie 1999/2000r. Zadanie to zasługuje na podkreślenie nie tylko z uwagi na wielkość eksploatacji rodzimych złóż ropy naftowej, lecz także na rozwiązania proekologiczne będące osiągnięciami technologii światowej. Złoże gazu ziemnego oraz gaz towarzyszący ropie naftowej zawierają znaczną ilość siarkowodoru, sięgającą do 40 g/Nm3, przy dopuszczalnej normie stężenia 20 ug/m3 w ciągu 30 min. Przy tradycyjnej metodzie eksploatacji emisja zanieczyszczeń do powietrza atmosferycznego przekroczyłyby dopuszczalne normy stężeń powodując nie tylko uciążliwości dla środowiska, lecz także zagrożenia dla zdrowia miejscowej ludności. W referacie wskazano na zasadnicze rozwiązania w zakresie ochrony poszczególnych elementów środowiska naturalnego, uwypuklając te elementy, które w wyniku działalności eksploatacyjnej w największym stopniu narażone są na oddziaływanie. W szczególności dla ochrony powietrza atmosferycznego zastosowano system ciągłej detekcji siarkowodoru, gazu i ognia. Sygnały z czujników przesyłane są na bieżąco i rejestrowane na twardym dysku. Stężenie ponadnormatywne siarkowodoru powoduje alarm poprzez włączenie systemów ostrzegawczych w zagrożonej strefie zakładu. W konsekwencji następuje odcięcie rurociągów zasilających i odpływowych, wyłączenie urządzeń elektrycznych, zrzucenie i spalenie na świeczce znajdującego się w instalacji gazu. Zapobieżenie emisji zanieczyszczeń siarkowodorem uzyskanego dzięki zaprojektowaniu i wybudowaniu instalacji aminowej o przepustowości do 65000 Nm3/godz. przy zawartości siarkowodoru w gazie do 6,1% objętości. Celem tego przedsięwzięcia jest adsorpcja siarkowodoru, kierowanie go do instalacji Clausa dla uzyskania siarki elementarnej (o zawartości 99,5% czystej siarki). Wyposażenie zbiorników magazynowych ropy naftowej, kondensatu i wody złożowej w sytem odzysku oparów węglowodorowych, eliminuje emisje tych substancji. Pozostałe źródła emisji nie stanowią zagrożeń dotyczących przekroczeń dopuszczalnych stężeń substancji zanieczyszczających powietrze. Natomiast w zakresie ochrony wód podziemnych i powierzchni ziemi zastosowano szereg rozwiązań mających na celu zabezpieczenie przed niekontrolowanym wyciekiem substancji ropopochodnych i innych do gruntu i wód podziemnych ze zbiorników znajdujących się na ośrodku centralnym kopalń w szczególności poprzez uszczelnienie obwałowań geomembraną HDPE o grubości 2mm, wyposażenie w wanny betonowe oraz podwójne ściany zbiorników metalowych. Ścieki deszczowe zbierane są poprzez sieć rowów melioracyjnych i odprowadzane poprzez separatory oleju i studni chłonnych do rowu melioracyjnego. Wyklucza to możliwość przedostania się do odprowadzanych wód deszczowych produktów ropopochodnych. Ponadto wykonany monitoring wód podziemnych wokół instalcji technologicznych wyposażony dodatkowo w automatyczne czujniki oparów ropopochodnych przekazujących dane do centrali komputerowej zlokalizowanej w centralnej dyspozytorni kopalń gwarantuje natychamiastową reakcję załogi na awarie i wszelkie nieprawidłowości. W działalności kopalń ropy naftowej i gazu ziemnego mimo zastosowania najnowszych rozwiązań nie da się uniknąć powstawania odpadów zarówno niebezpiecznych, jak i innych niż niebezpieczne. W celu wypełnienia wymogów wynikających z przepisów ustawowych o odpadach jak i wydanych na jej podstawie przepisów wykonawczych dla ośrodka kopalń opracowano program gospodarki odpadowej mający na celu zapobieganie i minimalizację odpadów, w tym w szczególności ponownego ich wykorzystania. Dla omawianej kopalni uzyskano niezbędne zezwolenia na wytwarzanie odpadów niebezpiecznych oraz uzgodnienia w zakresie postępowania z odpadami innymi niż niebezpieczne - decyzje, postanowienia wydane przez organy ochrony środowiska szczebla powiatowego i gminnego. Na uwagę zasługuje także fakt zastosowania szeregu innowacyjnych rozwiązań tak w zakresie ochrony powietrza, wód jak i powierzchni ziemi w strefach poszczególnych otworów eksploatacyjnych ropy naftowej i gazu ziemnego. Zastosowano między innymi: 1) zasuwy bezpieczeństwa wyposażone w czujniki wysokiego i niskiego ciśnienia powodujący natychmiastowe zamknięcie wypływu gazu z odwiertu i alarm w dyspozytorni w przypadku spadku ciśnienia. 2) wyposażenie stref przyodwiertowych w jeden czujnik siarkowodoru, dwa czujniki gazu oraz detektor ognia. Poziom stężenia wartości mierzonych jest na bieżąco monitorowany oraz zapisywany na dysku twardym komputera i drukowany. Konkludując stwierdzić należy, że Centralny Ośrodek Kopalń Barnówko stanowi novum w Polsce - zrealizowany został wg projektu firmy "PROPAK" z Kanady i dostosowany do miejscowych warunków. Rozwiązania technologiczne są tradycyjnie stosowane na świecie przy eksploatacji złóż Barnówko - Mostno - Buszewo.

EN

The paper entitled "Pro-ecological solutions in oil and gas production from Barnówko - Mostno - Buszewo fields" deals with one of the major projects undertaken by polish Oil & Gas Company at the turn of the year 1999. This venture is worth giving special consideration not only because of significant oil and gas production from the home field but also for the reason that environmentally friendly, state-of-the-art engineering solutions have been introduced into the exploitation process in these fields. The gas cap gas as well as the gas accompanying the crude oil layer contain considerable amounts of hydrogen sulphide, reaching the value of 40 g/scm, while the standard allowable level of H2S concentration in the air is 20 ug/scm for 30-minute time of emission. With traditional oil and gas exploitation method the H2S emissions in the atmosphere would exeed the allowable concentration level affecting the environment and posing a threat to the health of local population. In the paper fundamental solutions aimed at the protection of natural environment have been mentioned, with the emphasis placed on those environmental elements which are especially endangered as a result of oil and gas production activities. In particular, the system for continous detection of H2S, gas and fire has been applied in order to protect the atmospheric air. The signals from the system sensors are sent to and registered on the hard disc in real time. The H2S concentration above the allowable level causes immediate alarm through the activation of warning systems in plant zones endangered with pollution. Consequently, all the inlet and outlet pipelines are shut off, the electrical equipment is shut down, and all the process gas is vented to be flared. Prevention of air pollution with has been accomplished through the designing and constructing of an amine plant with the capacity of 65 000 scm/h for natural gas containing up to 6,1% of H2S. The sour gas stream containing mainly H2S is sent to the Claus Unit for conversion to elemental sulphur of 99,5% purity. Furnishing of oil, condensate and brine surge tanks with hydrocarbon flash gas recovery systems eliminates the possibility of their emission. Other emission sources are not hazardous in terms of the allowable concentrations of pollutants in the atmosphere. As far as the protection of underground waters and soil is concerned, some solutions have been introduced to prevent leakages of hydrocarbon liquid wastes and other toxic substances from the gas processing center tanks into the ground and the underground waters. In particular, the tank embankments have been insulated with 2 mm thick HDPE geo-membrane and in the metal tanks double walls with concrete isolation have been applied. Rain water is collected by drainage system and drained away through oil separators and sink basins to the main ditch. Such protection prevents the penetration of hydrocarbon wastes into the drained rain water. Apart from that, the underground water monitoring system, equipped with hydrocarbon vapor wastes sensors sending data to central computer station, has been installed, which ensures that immediate emergency action will be taken in case of any breakdown or failure. Despite the application of modern engineering solutions the production of toxins and other wastes during oil and gas exploitation cannot be avoided. To comply with the statutory requirements concerning wastes management and with the plant regulations based on them. the wastes control program aiming at the prevention and minimization of hydrocarbon wastes production, in particular through recycling, has been determined (and adopted). For the plant in question all necessary permissions for the production of toxic wastes have been obtained, as well as all necessary approvals relating to the management of wastes other than toxins, which include the decisions of environmental protection offices of the local administrative authorities. It is also worth noticing that a number of innovative solutions meant to protect air, and waters and soil have been introduced in all well-sites. Such innovations include: 1) emergency shut down valves equipped with the high and low pressure sensors, which automatically shut down the gas outflow and activate alarm in the control room in case of pressure drop; 2) one H2S sensor, two gas sensors an a fire detector in each well-site; the concentration of particular pollutants is monitored, registered on hard disc and printed out. In conclusion, it should be stated that the Barnówko plant is a novelty in Poland. It has been built in accordance with the design of "PROPAK", a Canadian company, and adapted to the local conditions. The engineering concepts of the plant are traditionally applied all over the world in the exploitation of oil and gas fields similar to Barnówko - Mostno - Buszewo ones.