Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Application of systematic approach principles for lifting complexes in oil and gas wells

Aliyev Alesker M.

Nafta-Gaz

|

2023

|

R. 79, nr 11

695--708

EN

The application of a systematic approach is crucial in the design, operation, and maintenance of lifting complexes in oil and gas wells. Lifting complexes play a vital role in the extraction of hydrocarbons by facilitating the movement of drilling tools, pipes, and other equipment in and out of the wellbore. The principles of a systematic approach and their significanc in ensuring the safe and efficient functioning of lifting complexes are outlined. The systematic approach involves the integration of various elements, including technology, personnel, processes, and equipment, to achieve desired outcomes. In the context of lifting complexes, the principles of a systematic approach are applied at different stages, from the initial design to the ongoing operation and maintenance. During the design phase, a systematic approach is essential to consider all the factors that influence the lifting complex's performance. This includes assessing the well's characteristics, such as depth, pressure, and geological formations, to determine the appropriate lifting capacity and equipment requirements. Additionally, factors like safety regulations, environmental considerations, and operational efficiency are taken into account to optimize the design. Once the lifting complex is operational, the systematic approach continues to play a crucial role. It involves implementing robust management systems, including quality control, maintenance procedures, and safety protocols. Regular inspections and preventive maintenance help identify potential issues and ensure the reliability of the lifting complex. Furthermore, the systematic approach emphasizes the training and qualification of personnel involved in the operation of lifting complexes. Proper training enables operators to understand the complexities of the equipment, follow standard procedures, and respond effectively to any unexpected situations. Continuous learning and skill development programs contribute to maintaining a high level of professionalism and safety awareness. The application of a systematic approach also includes ongoing monitoring and analysis of performance indicators. This allows for the identification of areas for improvement and the implementation of corrective measures to enhance efficiency, reduce downtime, and mitigate risks. In conclusion, the systematic approach is essential for the successful operation of lifting complexes in oil and gas wells. By considering all relevant factors, integrating technology and personnel, and implementing robust management systems, the systematic approach ensures the safe, efficient, and sustainable extraction of hydrocarbons. Adhering to the principles of a systematic approach leads to optimized designs, improved performance, and increased overall effectiveness of lifting complexes in the oil and gas industry.

PL

W projektowaniu, eksploatacji i konserwacji zespołów dźwigowych w odwiertach naftowych i gazowych kluczowe znaczenie ma zastosowanie systematycznego podejścia. Zespoły dźwigowe odgrywają istotną rolę w wydobyciu węglowodorów, umożliwiając przemieszczanie narzędzi wiertniczych, rur i innego sprzętu do i z odwiertu. W niniejszym streszczeniu przedstawiono zasady systematycznego podejścia i ich znaczenie dla zapewnienia bezpiecznego i wydajnego funkcjonowania zespołów dźwigowych. Systematyczne podejście obejmuje integrację różnych elementów, w tym technologii, personelu, procesów i sprzętu, w celu osiągnięcia pożądanych rezultatów. W kontekście zespołów dźwigowych zasady systematycznego podejścia są stosowane na różnych etapach, od wstępnego projektu do bieżącej eksploatacji i konserwacji. W fazie projektowania systematyczne podejście jest niezbędne do rozważenia wszystkich czynników, które wpływają na wydajność zespołu dźwigowego. Obejmuje to ocenę cech odwiertu, takich jak głębokość, ciśnienie i formacje geologiczne, w celu określenia odpowiedniego udźwigu i wymagań sprzętowych. Dodatkowo, uwzględniane są czynniki takie jak przepisy bezpieczeństwa, względy środowiskowe i wydajność operacyjna w celu optymalizacji projektu. Systematyczne podejście odgrywa kluczową rolę także po uruchomieniu zespołu dźwigowego. Obejmuje ono wdrażanie skutecznych systemów zarządzania, w tym kontroli jakości, procedur konserwacji i protokołów bezpieczeństwa. Regularne kontrole i konserwacja zapobiegawcza pozwalają zidentyfikować potencjalne problemy i zapewnić niezawodność działania zespołów dźwigowych. Ponadto systematyczne podejście kładzie nacisk na szkolenie i kwalifikacje personelu obsługującego zespoły dźwigowe. Odpowiednie szkolenie pomaga operatorom zrozumieć złożoność sprzętu, postępować zgodnie ze standardowymi procedurami i skutecznie reagować na wszelkie nieoczekiwane sytuacje. Programy ciągłego uczenia się i rozwoju umiejętności przyczyniają się do utrzymania wysokiego poziomu profesjonalizmu i wiedzy na temat bezpieczeństwa. Stosowanie systematycznego podejścia obejmuje również bieżące monitorowanie i analizę wskaźników wydajności. Pozwala to na identyfikację obszarów wymagających poprawy i wdrożenie środków naprawczych w celu zwiększenia wydajności, skrócenia przestojów i ograniczenia ryzyka. Podsumowując, systematyczne podejście jest niezbędne w celu zapewnienia sprawnego działania zespołów dźwigowych w odwiertach naftowych i gazowych. Poprzez uwzględnienie wszystkich istotnych czynników, zintegrowanie technologii i personelu oraz wdrożenie solidnych systemów zarządzania, systematyczne podejście pozwala na bezpieczne, wydajne i zrównoważone wydobycie węglowodorów. Przestrzeganie zasad systematycznego podejścia prowadzi do optymalizacji projektów, poprawy wydajności i zwiększenia ogólnej efektywności zespołów dźwigowych w przemyśle naftowym i gazowym.

2

Analysis of cavern and narrows of drilling wells in Azerbaijan fields

Ibrahimov Rafiq, Bahshaliyeva Shirin, Efendiyeva Leyla, Ibrahimov Zaur

Nafta-Gaz

|

2023

|

R. 79, nr 4

257--260

EN

An analysis of numerous well data from the Karabagly and Kursangi monocline regions in Azerbaijan showed that the main reasons of natural curvature are structural and geological conditions of wells. In contrast to a number of fields where wells are naturally bent in only one direction under the combination of geological, technical and technological factors, there are three other directions in the areas of the Karabagly and Kursangi monocline. It is suggested that according to the proposed technology, drilling intervals are minimized by an assembly with a crooked sub, and the technical and economic parameters of drilling are improved. With an increase in the content of alkaline reagents in the drilling fluid, despite a significant decrease in the absolute value of fluid loss, the likelihood of complications increases. One of the main requirements for maintaining the integrity and stability of the wellbore is the prevention of filtration. This condition imposes a certain limitation on the amount of fluid loss in drilling fluids. In drilling practice, it is necessary to strive not only to minimize the fluid loss of flushing fluids, but also to the qualitative and quantitative evaluate various additives that slow down their physical and chemical impact on the rocks forming the walls of the well.

PL

Analiza licznych danych otworowych z rejonu monokliny Karabagly i Kursangi w Azerbejdżanie wykazała, że głównymi przyczynami naturalnej krzywizny są warunki strukturalne i geologiczne otworów. W przeciwieństwie do wielu złóż węglowodorów, na których odwierty są naturalnie wygięte tylko w jednym kierunku pod wpływem kombinacji czynników geologicznych, technicznych i technologicznych, na obszarach monokliny Karabagly i Kursangi występują jeszcze trzy inne kierunki. Zgodnie z proponowaną technologią należy zminimalizować interwały wierceń poprzez montaż w zestawie przewodu wiertniczego zakrzywionego łącznika, co pozwala na poprawę wskaźników techniczno-ekonomicznych wiercenia. Wraz ze wzrostem zawartości odczynników alkalicznych w płuczce, pomimo znacznego spadku wartości bezwzględnej utraty płynów, wzrasta prawdopodobieństwo komplikacji wiertniczych. Jednym z głównych warunków zachowania integralności i stabilności odwiertu jest zapobieganie filtracji płuczki. Warunek ten nakłada pewne ograniczenia na wielkość utraty płynu w płuczkach wiertniczych. W praktyce wiertniczej należy dążyć nie tylko do minimalizacji ubytków filtratu z płuczki, ale także do jakościowej i ilościowej syntezy różnych dodatków spowalniających fizyczne i chemiczne oddziaływanie na skały budujące ścianę odwiertu.

3

Development of methods for predicting hydrate formation in gas storage facilities and measures for their prevention and elimination

Volovetskyi V. B., Doroshenko Ya. V., Matkivskyi S. V., Raiter P. M., Shchyrba O. M., Stetsiuk S. M., Protsiuk H. Ya.

Journal of Achievements in Materials and Manufacturing Engineering

|

2023

|

Vol. 117, nr 1

25--41

EN

Purpose: The purpose of this work is to study the processes of hydrate formation during the operation of wells and underground gas storage facilities. Development of a set of measures aimed at the prediction and timely prevention of hydrate formation in wells and technological equipment of gas storage facilities under different geological and technological conditions. Design/methodology/approach: The prediction of hydrate formation processes was carried out using a neural network that is a software product with weight factors calculated in MATLAB environment and the ability to adapt parameters of the network specified to updated and supplemented input data during its operation. So, within the MATLAB software environment, a software module of a two-layer artificial neural network with a random set of weight factors is created at the first stage. In the second stage, the neural network is trained using experimental field input/output data set, output data. In the third stage, an artificial neural network is used as a means of predicting hydrate formation with the ability to refine weight factors during its operation subject to obtaining additional updated data, as an input set, for modifying the coefficients and, accordingly, improving the algorithm for predicting of an artificial neural network. In the absence of new data for the additional training of an artificial neural network, it is used as a computing tool that, on the basis of input data about the current above-mentioned selected technological parameters of fluid in the pipeline, ensures the output values in the range from 0 to 1 (or from 0 to 100%), that indicates the probability of hydrates formation in the controlled section of the pipeline. Application of such an approach makes it possible to teach; additionally that is, to improve the neural network; therefore this means of predicting hydrate formations objectively increases reliability of results obtained in the process of predicting and functioning of the system. The authors of the work recommend to carry out an integrated approach to ensure clear control over the operation mode of wells and gas collection points. Findings: According to the results of experimental studies, the places of the most likely deposition of hydrates in underground gas storage facilities were identified, in particular, in the inside space of the flowline in places of accumulation of liquid contaminants (lowered pipeline sections) and an adjustable choke of the gas collection point. The available methods used to prevent and eliminate hydrate formation both in wells and at gas field equipment were analyzed. Such an analysis made it possible to put together a list of methods that are most appropriate for the conditions of gas storage facilities in Ukraine. The method of predicting hydrate formation in certain sections of pipelines based on algorithms of artificial neural networks is proposed. The developed methodology based on data on values of temperatures and pressures in certain sections of pipelines allows us to predict the beginning of the hydrate formation process at certain points with high accuracy and take appropriate measures. Research limitations/implications: To increase the efficiency of solving the problem of hydrate formation in gas storage facilities, it is expedient to introduce new approaches to timely predict complications, in particular, the use of neural networks and diverse measures. Practical implications: Implementation of the developed predicting methodology and methods and measures to prevent and eliminate hydrate formation in wells and technological equipment in underground gas storage facilities will increase the operation efficiency of underground gas storage facilities. Originality/value: The use of artificial intelligence to predict hydrate formations in flowlines of wells and technological equipment of underground gas storage facilities is proposed. Using this approach to predict and function the system as a whole ensures high reliability of the results obtained due to adaptation of the system to the specified control conditions.

4

Thermolift oil recovery technologies stimulated with a resource-saving energy system

Hasanov Ramiz, Ramazanov Fazil, Musavi Saida, Kazimov Musa

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 11

781--800

EN

In this article, the creation of a thermal lift technology for oil wells through the use of installations with a solid oxide fuel cell has been discussed. The necessary calculations were carried out to determine the level of thermal activity in wells producing hydrocarbon resources of various compositions. Arrangements necessary to achieve this thermal activity based on solid oxide fuel cells (SOFCs) are proposed. SOFC metric characteristics are proposed that are compatible with their additional phenomena, namely, material support, shape, etc. The threshold value of the operating thermal characteristic of SOFCs is obtained depending on the structural and physical properties of their material support. The most effective ways for determination of the required thermobaric parameters of the fluid in accordance with the formation area and product, development of a resource-saving complex for the production of percussion fluid in accordance with these parameters, determination of processing periodicity to manage the thermobaric condition of the formation area, assessment of impact on the formation area and other factors generalise them. The purpose of the article is to develop a technology for management the thermobaric condition of the area through alternative resource-saving energy systems (development of Thermolift technology), substantiation of operational parameters and creation of surface equipment. The scientific idea of the presented article significantly increases the mobility of their hydrocarbon reserves on the basis of the thermobaric action of working agents, which are the product of a resource-saving surface complex (i.e. by providing Thermolift technology) and, finally increases the operational efficiency of production wells and, as a result, the production capacity of the reservoirs.

PL

W niniejszym artykule omówiono powstanie technologii wyporu termicznego dla odwiertów ropnych przez zastosowanie instalacji z ogniwem paliwowym ze stałym tlenkiem. Przeprowadzono wymagane obliczenia w celu ustalenia poziomu aktywności termicznej w odwiertach eksploatujących zasoby węglowodorów o różnym składzie ropy naftowej. Zaproponowano układy niezbędne do osiągnięcia tej aktywności termicznej oparte na ogniwach paliwowych ze stałym tlenkiem (SOFC). Zaproponowano takie parametry wskaźników SOFC, które są zgodne z ich dodatkowymi cechami, takimi jak rodzaj zastosowanego materiału, kształt itd. Wartość progowa eksploatacyjnej charakterystyki termicznej SOFC uzależniona jest od właściwości strukturalnych i fizycznych zastosowanego do ich konstrukcji materiału. Związane jest to z najbardziej efektywnymi sposobami określenia wymaganych parametrów temperaturowo-ciśnieniowych eksploatowanego płynu w zależności od obszaru występowania formacji i produktu, opracowaniem bezpiecznego dla zasobów systemu produkcji płynu udarowego zgodnego z tymi parametrami, określeniem częstotliwości przetwarzania w celu zarządzania warunkami temperaturowo- ciśnieniowymi w obrębie formacji, czy też oceną oddziaływania w obszarze występowania formacji. Celem artykułu jest przedstawienie opracowanej technologii do zarządzania warunkami temperaturowo-ciśnieniowymi obszaru złoża wykorzystującej alternatywne, pozwalające na oszczędne wykorzystanie zasobów, systemy energetyczne (technologia Thermolift), wraz z uzasadnieniem parametrów eksploatacyjnych i przedstawieniem osprzętu powierzchniowego. Naukową ideą niniejszego artykułu jest znaczące zwiększenie zakresu mobilności dostępnych zasobów węglowodorów dzięki temperaturowo-ciśnieniowemu działaniu czynników roboczych będących produktem systemu powierzchniowego pozwalającego na bardziej ekonomiczne wykorzystanie zasobów (tj. poprzez dostarczenie technologii Thermolift), a finalnie – zwiększenie wydajności operacyjnej odwiertów eksploatacyjnych, prowadzące w efekcie do wzrostu wydajności produkcyjnej złóż ropy naftowej.

5

Analysis of the hydraulic characteristics of flushing fluid when gas enters wells drilled from semi-submersible drilling rigs

Ibrahimov Rafiq, Bahshaliyeva Shirin, Ibrahimov Zaur

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 6

422--425

EN

The article considers how in recent years the study of hydraulics and hydrodynamics have been successfully used in the qualitative analysis of complications arising during the drilling of wells. One of the main factors determining the success of well drilling is hydrodynamic pressure. Also a boundary layer forms both on the wall of the casings and on the walls of the well has important means. One potential complication is the appearance of gas when a well is drilled from a semi-submersible drilling rig. The article deals with issues of clarifying the nature and eliminating gas, as well as preventive measures and their consequences. However, in order to take a final decision it is necessary to analyse the nature of the pressure change at the blowout preventer on a semi-submersible drilling rig. A number of works have been devoted to determining hydraulic pressure and hydraulic resistance in the circulation system of wells, on the basis of both stationary and non-stationary processes. Gas was observed in well no. 28 of the Sangachal-Sea field (Caspian Sea, Azerbaijan) at a depth of 3819 m and with a specific gravity of the flushing fluid of 2.25–2.27 g/cm3 . When the blowout preventer was closed, the pressure increased to 10 MPa for 2–3 hours, before decreasing to 2.5 MPa and stabilising. The conclusion from this is that if the flow rate, the angle of deviation of the installation and contact time of the surfaces are constant, the influence of the flushing fluid decreases as the pressure drop increases. As the fluid filtration rate increases, the friction force between the drill pipe and the borehole wall increases. The friction force between the surfaces of the column and the filter cake is inversely proportional to the fillet velocity.

PL

W artykule wskazano w jaki sposób w ostatnich latach badania hydrauliczne i hydrodynamiczne zostały z powodzeniem wykorzystane do analizy jakościowej problemów powstających w procesie wiercenia otworów. Jednym z głównych czynników decydujących o powodzeniu wiercenia otworów jest ciśnienie hydrodynamiczne. Istotne znaczenie ma również tworzenie się warstwy przyściennej, zarówno na ściance rur okładzinowych, jak również na ścianie odwiertu. Jednym z problemów jest pojawienie się gazu podczas wiercenia odwiertu z platform półzanurzalnych. W artykule rozważane są zagadnienia związane z wyjaśnieniem charakteru i eliminacją przypadków pojawienia się gazu, ze środkami zapobiegawczymi i ich konsekwencjami. Jednak do podjęcia ostatecznej decyzji konieczne jest przeanalizowanie charakteru zmiany ciśnienia na głowicy przeciwerupcyjnej (BOP) na platformie półzanurzalnej. Szereg prac poświęcono wyznaczaniu ciśnienia hydrodynamicznego i oporu hydraulicznego w układzie obiegu płynu w odwiercie na podstawie procesów stacjonarnych i niestacjonarnych. W odwiercie nr 28 na polu Sangachal-Sea (Morze Kaspijskie, Azerbejdżan) zaobserwowano gaz na głębokości 3819 m, przy płynie przemywającym o gęstości 2,25–2,27 g/cm3 . Po zamknięciu głowicy przeciwerupcyjnej (BOP) ciśnienie wzrosło do 10 MPa na 2–3 godziny, a następnie spadło do 2,5 MPa i ustabilizowało się. Wynika z tego, że jeżeli natężenie przepływu, kąt odchylenia instalacji od pionu oraz czas kontaktu powierzchni są stałe, to czas płukania odwiertu maleje wraz ze wzrostem „spadku ciśnienia”. Wraz ze wzrostem szybkości filtracji płuczki wzrasta siła tarcia między rurą wiertniczą a ścianą odwiertu. Siła tarcia między powierzchnią kolumny rur a osadem filtracyjnym jest odwrotnie proporcjonalna do prędkości usuwania gazu z odwiertu.

6

Development of foam-breaking measures after removing liquid contamination from wells and flowlines by using surface-active substances

Volovetskyi V. B., Doroshenko Ya. V., Stetsiuk S. M., Matkivskyi S. V., Shchyrba O. M., Femiak Y. M., Kogut G. M.

Journal of Achievements in Materials and Manufacturing Engineering

|

2022

|

Vol. 114, nr 2

67--80

EN

Purpose: The purpose is to consider the complications that arise during the operation of gas condensate wells, in particular, the accumulation of liquid contamination. Development of new approaches to improve the efficiency of the separation equipment performance of gas gathering and treatment systems when a multiphase flow enters. Development of a foam breaking method in a gas-liquid flow after removal of liquid contaminants from wells and flowlines using surfactants. Design/methodology/approach: An analysis was made of the complications that may arise when removing liquid contaminants from wells and flowlines using surfactants. Measures have been developed that will make it possible to timely prevent the ingress of foam into the separation equipment of gas gathering and treatment systems. Using computational fluid dynamics (CFD) modelling, an effective foam-breaking device was developed by supplying stable hydrocarbon condensate. Findings: A method to minimize the negative impact of foam on the operation of separation equipment after fluid removal from wells and gas condensate field flowlines using a surfactant solution was elaborated. A method for its breaking was proposed to prevent the flow of foam into the gas processing unit. This method foresees the application of the technological scheme layout for supplying a stable hydrocarbon condensate to a gas-liquid flow entering the separators of the first of separation, both the main line and the measuring line. CFD modelling was used to study the process of foam breaking by feeding hydrocarbon condensate into it. The influence of the hydrocarbon condensate supplying method on gas-dynamic processes (distribution of pressure, velocity, volumetric particles of phases), and the efficiency of foam breaking was estimated. It was established that the supply of hydrocarbon condensate from one branch pipe to the pipeline through which the foam moved did not ensure its complete breaking. To increase the efficiency of foam breaking, a device with designed four nozzles for supplying hydrocarbon condensate was developed. CFD modelling made it possible to substantiate that in this case, a pressure reduction zone appeared at the place of condensate supply. Because of a sharp change in pressure, a strong improvement in the effect of foam breaking occurred. The understanding of the regularities of foam breaking processes by hydrocarbon condensate was obtained, and the design of a device for the complete foam breaking was developed. Research limitations/implications: The obtained results of laboratory studies have shown that a sharp decrease in the stability of the foam occurs under the condition of an increase in the volume of stable hydrocarbon condensate added to the studied model of mineralized formation water. Based on the results of CFD modeling, a device for breaking foam by stable hydrocarbon condensate has been worked out, the effectiveness of which will be confirmed experimentally and in field conditions. Practical implications: The results of the performed laboratory studies and CFD modelling allow a more reasonable approach to using various available methods and measures to prevent the ingress of foam with a gas-liquid flow into the separation equipment of gas gathering and treatment systems. This approach makes it possible to develop new effective ways and measures to prevent this complication. Originality/value: Based on CFD modelling, it was found that when a stable hydrocarbon condensate is supplied into a gas-liquid flow, foam breaks. A method for breaking foam in a gas-liquid flow has been developed, which is original and can be introduced in practice.

7

Subsurface profiling of a region in Jamshedpur city using active MASW: a case study

Imam Ashhad, Sharma Keshav K., Kumar Virendra, Singh Neeraj

Acta Geophysica

|

2022

|

Vol. 70, no 4

1601--1617

EN

This paper deals specifically with the active MASW method, which was applied for subsurface exploration of a region in Jamshedpur city, India, to study the various lithological and stiffness properties of subsurface materials. The study investigates the impact of data acquisition parameters on obtaining a high-resolution dispersion image, based on the ongoing MASW survey. A linear array of 24 numbers of 4.5 Hz geophones was used to collect raw wavefield traces generated by a 10 kg sledgehammer. Wavefields were regulated using a range of sampling frequencies (500 Hz, 1000 Hz, 2000 Hz, 4000 Hz, and 8000 Hz), as well as offset distances (1, 2 m, 4 m, 6 m, 8 m, 10 m, and 12 m) and inter receiver spacing (1 m and 2 m). Based on the results, the best data collection parameters for a high signal-to-noise ratio were determined to be: 1000 Hz sampling frequency, 8 m offset distance, and 1 m inter receiver spacing, resulting in a sufficient resolution dispersion image. Moreover, 1D and 2D shear-wave velocity profiles for the chosen site were derived. The stiff silty clay soil (up to a depth of 5 m) and dense to very dense weathered mica schist was found (at variable locations and depths from 8 to 30 m or beyond). The average Vs30 is 402 m/s, and the site is classed as Type C as per NEHRP Site Classification. The shear-wave velocity profiles show a high level of agreement with borehole data, demonstrating the effectiveness of the non-invasive technology for sub-surface investigation.

8

Preliminary results of the temperature distribution measurements around the vertical ground heat exchangers tubes

Piotrowska-Woroniak Joanna

Ecological Chemistry and Engineering. S

|

2020

|

Vol. 27, nr 4

509--528

EN

The paper presents the preliminary results of the temperature distribution to a depth of 100 m in the two selected vertical geothermal wells during operation of the heat pump and ground temperature measurement without vertical ground probes work. Research was carried out from the third decade of December to the end of February. The wells are the lower energy source for two heat pumps brine/water type with heating power of 117.2 kW each and 95.9 kW cooling capacity installed in the building of The Faculty of Civil and Environmental Engineering, Bialystok University of Technology in Bialystok. With heat pumps work 52 vertical ground probes to a depth of 100 m each. The article presents the way of making probes equipped with 30 digital temperature sensors to record the temperature distribution in the vertical probes and in the ground and it shows the way of making the test bench using the groundwater wells with vertical probes. The average coefficient of performance COP of the heat pump HP in the months of January and February has been designated.

9

Odległości bezpieczne od obiektów zakładów górniczych wydobywających węglowodory otworami wiertniczymi

Markowicz Krzysztof, Wrzask Grzegorz

Bezpieczeństwo Pracy i Ochrona Środowiska w Górnictwie

|

2020

|

nr 2

2--7

PL

W artykule przedstawiono przepisy i inne opracowania dotyczące odległości bezpiecznych od obiektów zakładów górniczych wydobywających węglowodory otworami wiertniczymi w odniesieniu do innych obiektów niezwiązanych z ruchem zakładów górniczych. Prześledzono także zmiany tych przepisów na przestrzeni lat oraz wątpliwości i wnioski, jakie nasuwają się w zakresie ich stosowania.

EN

This article presents regulations and standards determining rules on the location of mining plants extracting hydrocarbon through drilling in relation to the structures not related to the mining plants as well as the changes to those regulations over the years, and also concerns related to using them. It should be noted that the regulations on concerning "safe distances" from structures and facilities of oil and natural gas extraction, such as wells, refineries, equipment and installations for dehydration and desulphurisation of natural gas as well as crude oil and natural gas pressing permit certain structures to be built in the vicinity of the above-mentioned structures which, especially in the case of wells, may affect their safe operation. In relation to the controlled areas of gas pipelines, the current regulations were quoted and the rules concerning pipelines built before 12 December 2001 were explained, pointing to the need to clarify them. In relation to other pipelines of mining plant (not regulated by legislation), regulations and standards used for determining safety zones (strips) were quoted.

10

A Pen206 borehole jack suitability assessment for rock mass deformability determination

Pierszalik Rafał, Rajwa Sylwester, Walentek Andrzej, Bier Krzysztof

Archives of Mining Sciences

|

2020

|

Vol. 65, no. 3

569--590

EN

Currently available field rock mass deformability determination methods are rather difficult to perform, due to their complexity and a time-consuming nature. This article shows results of a suitability assessment of a Pen206 borehole jack (a hydraulic penetrometer) for field rock mass deformability measurements. This type of the borehole jack is widely used in Polish hard coal mining industry. It was originally intended only for quick rock mass strength parameters determination. This article describes an analysis and scope of basic modifications performed mainly on a borehole jack head. It includes discussion of results with possible directions for future development of the device.

11

Hydrogeochemical modeling of water injection into an oil and gas well under high-pressure high-temperature (HPHT) conditions

Krogulec Ewa, Sawicka Katarzyna, Zabłocki Sebastian

Acta Geologica Polonica

|

2020

|

Vol. 70, no. 3

419--433

EN

Approximately 80% of water extracted from oil and gas deposits in Poland is disposed of by injection into the rock matrix. The aim of the model research was to predict both the hydrochemical reactions of water injected into wells for its disposal and the hydrogeochemical processes in the reservoir formation. The purpose of hydrogeochemical modeling of the hydrocarbon formation was also to determine the potential of formation waters, injection waters, and their mixtures to precipitate and form mineral sediments, and to determine the corrosion risk to the well. In order to evaluate saturation indices and corrosion ratios, the geochemical programs PHREEQC and DownHole SAT were used. The results of hydrogeochemical modeling indicate the possible occurrence of clogging in the well and the near-well zone caused mainly by the precipitation of iron compounds (iron hydroxide Fe(OH)3 and siderite FeCO3) from the formation water due to the presence of high pressures and temperatures (HPHT). There is also a high certainty of the precipitation of carbonate sediments (calcite CaCO3, strontianite SrCO3, magnesite MgCO3, siderite FeCO3) from the injection water within the whole range of tested pressures and temperatures. The model simulations show that temperature increase has a much greater impact on the potential for precipitation of mineral phases than pressure increase.

12

Analiza dopływu gazu do odwiertu z niejednorodnych formacji o małej przepuszczalności

Rybicki Czesław, Blicharski Jacek, Klimkowski Łukasz, Gonet Kamil

Przemysł Chemiczny

|

2019

|

T. 98, nr 5

805--808

PL

Przedstawiono wyniki modelowania przepływów płynów w niejednorodnych skałach o małej przepuszczalności pod kątem eksploatacji gazu. Przeprowadzono laboratoryjne badania przepływu gazu i wody w próbkach słabo przepuszczalnych skał z obszaru południowej Polski. Określono współczynniki przepuszczalności absolutnej skał oraz przepuszczalności względnej dla nasycenia wodą związaną oraz dla nasycenia gazem resztkowym. Wyniki te wykorzystano do wygenerowania krzywych przepuszczalności względnych. Dane eksperymentalne wykorzystano w numerycznym modelu dopływu gazu do pojedynczego odwiertu pionowego. Na podstawie przeprowadzonych prac badawczych sformułowano wnioski co do perspektyw pozyskiwania gazu z formacji o małej przepuszczalności poprzez otwarcie odpowiednio grubego pakietu skał i uzyskanie ekonomicznie opłacalnej wydajności.

EN

Relative water and gas permeabilities of rocks was detd. under lab. conditions. The results were used to generate the relative permeability curves. Exptl. data were used in the numerical model of gas supply to a single vertical well. Prospects of recovering gas from the low-permeability formations by opening a suitably thick packet of rocks with economically viable efficiency were estd.

13

Numerical simulation of borehole Stoneley wave refection by a fracture based on variable grid spacing method

Ou Weiming, Wang Zhuwen, Ning Qinqin, Xu Fanghui, Yu Yang

Acta Geophysica

|

2019

|

Vol. 67, no. 4

1119--1129

EN

In this paper, the finite difference method is used to model the Stoneley wave refection by a horizontal fracture in a borehole. The fracture shape is described by some finite difference grids. Therefore, the fracture aperture can be varied in the radial direction, thus extending previous researches on the assumption that the fracture aperture is constant throughout the fracture. Finite difference grids can also be used to describe a fracture which extends a finite distance in the radial direction. In addition, the finite difference algorithm can deal with the problem of inhomogeneous formation. Therefore, it allows the variation of formation elasticity in the model. Fine grids are needed to describe the small fracture aperture, and variable grid spacing is employed by finite difference method to improve computational efficiency. The Stoneley wave propagation is simulated by the variable grid spacing finite difference method in several models with variable fracture aperture, finite extension fracture and models with heterogeneous formation. The variable grid spacing finite difference method is validated through a comparison with real axis integration method and the analytical method. We get some conclusions by simulating and investigating effects of the variation of fracture aperture, the fracture of finite extension and inhomogeneity of formation on the Stoneley wave refection. Although the fracture aperture changes along the fracture extension direction, the refection coefficient of Stoneley wave is mainly controlled by the fracture aperture near the borehole. The Stoneley wave in the fracture is reflected back into the borehole, by the tip of finite extension fracture, which results in some notches in the refection coefficient curve. If the Stoneley wave propagates from the formation with small elastic modulus to the formation with large elastic modulus, the refection coefficient of Stoneley wave will be larger than that of homogeneous model with small elastic modulus. And if Stoneley wave propagates from the formation with large elastic modulus to the formation with small elastic modulus, the refection coefficient of Stoneley wave will be smaller that of homogeneous model with large elastic modulus. These results provide some basis for the use of Stoneley wave to detect the fracture properties in formation.

14

Mathematical modelling of thermal and flow processes in vertical ground heat exchangers

Pater S., Ciesielczyk W.

Chemical and Process Engineering

|

2017

|

Vol. 38, nr 4

523--533

EN

The main task of mathematical modelling of thermal and flow processes in vertical ground heat exchanger (BHE-Borehole Heat Exchanger) is to determine the unit of borehole depth heat flux obtainable or transferred during the operation of the installation. This assignment is indirectly associated with finding the circulating fluid temperature flowing out from the U-tube at a given inlet temperature of fluid in respect to other operational parameters of the installation. The paper presents a model of thermal and flow processes in BHE consisting of two analytical models separately-handling processes occurring inside and outside of borehole. A quasi-three-dimensional model formulated by Zeng was used for modelling processes taking place inside the borehole and allowing to determine the temperature of the fluid in the U-tube along the axis of BHE. For modelling processes occurring outside the borehole a model that uses the theory of linear heat source was selected. The coupling parameters for the models are the temperature of the sealing material on the outer wall of the borehole and the average heat flow rate in BHE. Experimental verification of the proposed model was shown in relation to BHE cooperating with a heat pump in real conditions.

15

Charakterystyka procesu wiertniczego na przykładzie statków typu drillship

Łentek B., Osiak M., Żbikowski A., Piasecki T., Gawdzińska K.

Zeszyty Naukowe Akademii Morskiej w Gdyni

|

2016

|

nr 96

37--45

PL

W artykule scharakteryzowano proces wiertniczy na przykładzie statków typu drillship. Opisano mechanizm planowania odwiertu przed przystąpieniem do procesu wiertniczego (drilling operation plan oraz testy DP). Wskazano etapy procesu w zależności od głębokości odwiertu i struktury geologicznej dna morskiego. Przedstawiono opis urządzeń zabezpieczających odwiert na przykładzie głowicy przeciwerupcyjnej (BOP). Zaprezentowano również przebieg procesu wiertniczego oraz sposoby zabezpieczenia źródła w trakcie i po jego eksploatacji. Praca ma charakter opisowy.

EN

The article characterizes the process of drilling on the example of drillship vessels. It describes the mechanism of planning a drill before the process of drilling (Drilling Operation Plan and DP tests). It indicates stages of the process depending on the depth of the drill and the geological structure of the seabed. Authors described devices securing the drill on the example of blowout preventer (BOP). They also presented the process of drilling and ways of protecting the source during and after the operation. The article is descriptive.

16

Naturalne polimery w wierceniach hydrogeologicznych na Niżu Polskim

Mrówka Ł.

Inżynieria Bezwykopowa

|

2016

|

nr 3

104--105

PL

Stosowana do wierceń hydrogeologicznych metoda obrotowa posiada wiele zalet i spradza się na większym obszarze Polski. Dlatego warto korzystać z naturalnych polimerów w celu ochrony przepuszczalności warstwy wodonośnej.

17

Bezwykopowa instalacja rury ochronnej dla stalowego ciepłociągu

Jaworski M., Poloczek K.

Inżynieria Bezwykopowa

|

2016

|

nr 3

102--103

PL

Bez względu na rodzaj przewiertów i ich parametry, zawsze stanowią one dla załóg wiertniczych wyzwanie i dają możliwość zdobycia cennego doświadczenia. Równoległe przewierty pod Wisłokiem w Krośnie wykonywano w trudnych warunkach geologicznych, co dla każdej załogi jest cennym doświadczeniem.

18

Badanie rozkładu temperatury w pionowym gruntowym wymienniku ciepła podczas pracy pompy ciepła w północno-wschodniej Polsce

Piotrowska-Woroniak J.

Instal

|

2016

|

nr 6

9--18

PL

Celem badań jest ustalenie rozkładu temperatury w gruncie do głębokości 100 m w otworach z pracującymi pionowymi sondami ciepła i określenie, jak zmienia się temperatura gruntu na poszczególnych głębokościach podczas pracy pompy ciepła oraz porównanie uzyskanych wyników z profilem gruntu nieobciążonego pracą pompy ciepła. Zaprezentowane badania wykonane zostały w najzimniejszych miesiącach w północno-wschodniej Polsce w dwóch sezonach grzewczych w latach 2015-2016. Rozkład temperatury do głębokości 100m określono dla dwóch odwiertów z pionowymi sondami gruntowymi obciążonymi pracą pompy ciepła oraz wykonano pomiar wartości temperatury gruntu nieobciążonego pracą sondy gruntowej pionowej. Badane sondy gruntowe są wybranymi spośród 52 pracujących sond o głębokości 100 m każda, stanowiących dolne źródło dla pomp ciepła typu solanka-woda o mocy grzewczej 234,4kW i mocy chłodniczej 191,8kW zainstalowanych w budynku WBiIŚ Politechniki Białostockiej. Wyznaczono średni współczynnik efektywności pracy pompy ciepła COPHP w miesiącach styczeń-luty w sezonie grzewczym w latach 2015 – 2016.

EN

The aim of the study is to determine the temperature distribution in the ground to a depth of 100m in the openings with working vertical heat probes and determine how the ground temperature changes at various depths during the heat pump works and to compare the results with the ground profile unloaded operation of the heat pump. The presented results of the research were made in the coldest months in the north-eastern Poland in two heating seasons 2015 and 2016. The distribution of temperatures to a depth of 100m was made in two wells with the vertical geothermal probes when the heat pump was working and the measurement of the ground temperature was made when the ground vertical exchanger wasn’t work. Studied geothermal probes are selected from 52 working probes 100m in depth each, which are the lower heat source for brine-to-water type heat pumps with heating power 234,4kW and cooling power 191,8kW installed in the building of The Faculty of Civil and Environmental Engineering, Bialystok University of Technology in Bialystok. Determined the average coefficient of performance of the heat pump COPHP in January and February during the heating seasons 2015 and 2016, also.

19

Wyniki powierzchniowych badań geochemicznych w rejonie odwiertów ukierunkowanych na poszukiwanie i udostępnienie gazu ze złóż niekonwencjonalnych

Sechman H., Dzieniewicz M., Kotarba M. J., Guzy P., Konieczyńska M., Lipińska O.

Przegląd Górniczy

|

2015

|

T. 71, nr 10

68--80

PL

W przypadku poszukiwania i eksploatacji gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych kontrowersję budzi możliwość pojawienia się zagrożeń dla środowiska. Jednym z nich może być niekontrolowana migracja gazu (głównie metanu) do strefy przypowierzchniowej i atmosfery na skutek np. nieszczelności odwiertu. W ocenie szczelności odwiertów najskuteczniejsze są powierzchniowe metody geochemiczne realizowane w wariancie gazu wolnego. Generalnie polegają one na zassaniu z niewielkiej głębokości mieszaniny gazu wypełniającego wolne przestrzenie w środowisku skalnym i określeniu w nich stężeń metanu i jego lekkich homologów, gazowych alkenów i dwutlenku węgla. W wybranych próbkach o podwyższonych stężeniach węglowodorów i dwutlenku węgla określono również skład izotopowy. W artykule przedstawiono wyniki powierzchniowych badań geochemicznych na obszarze jednego z zakładów prowadzących roboty geologiczne polegające na poszukiwaniu i rozpoznawaniu niekonwencjonalnych złóż węglowodorów metodą otworową z zastosowaniem szczelinowania hydraulicznego. Wyniki wykonanych badań wykazały obecność anomalnych stężeń metanu i dwutlenku węgla, a także podwyższonych stężeń wyższych od metanu alkanów i alkenów gazowych. Maksymalne stężenia metanu, sumy alkanów C2-C5, sumy alkenów C2-C4 i dwutlenku węgla wynosiły odpowiednio: 35,4 % obj., 99,4 ppm, 1,2 ppm i 19,7 % obj. Wyniki badań izotopowych wykazały, że metan i dwutlenek węgla są głównie pochodzenia mikrobialnego. Powstały one współcześnie podczas fermentacji mikrobialnej. Badania te wykazały, że na pewno nie jest to gaz termogeniczny związany z utworami syluru. Procesy fermentacji mikrobialnej mogą być intensyfikowane pod geomembraną izolującą środowisko gruntowo-wodne od atmosfery. Poza efektami współczesnych procesów mikrobialnych, w rejonie badań zarejestrowano w powietrzu gruntowym także naturalne podwyższone mikrostężenia alkanów C2-C5 świadczące o przenikaniu odzłożowym, prawdopodobnie z pokładów węgla w utworach górnego karbonu. Obecność tych gazów w strefie przypowierzchniowej może być rezultatem naruszenia, w czasie wiercenia, ciągłości utworów zawierających naturalne nagromadzenia węglowodorów w utworach karbonu. Geomembrana zaś powoduje zatrzymywanie migrujących składników alkanowych doprowadzając w konsekwencji do wzrostu ich stężeń.

EN

The exploration for and production of natural gas from unconventional deposits raises many controversies concerning the environmental hazard. One of such threats can be an uncontrolled escape of gas (mostly methane) to the near-surface zone and to the atmosphere caused by e.g. leaking wells. In the evaluation of well tightness, the most effective are surface geochemical methods applying the free gas mode. The principle of these methods is the proper sampling of gases filling the open spaces in soils at shallow depths and determination of concentrations of methane and its gaseous homologues, gaseous alkenes and carbon dioxide. In samples showing increased concentrations of hydrocarbons and carbon dioxide, stable isotopes’ composition is analyzed, as well. The following paper presents the results of surface geochemical survey in the area where exploration for unconventional gas deposits is currently run with the fracking method. The results indicate the presence of anomalous concentrations of methane and carbon dioxide together with the increased contents of higher gaseous alkanes and alkenes. Maximum concentrations of the analyzed components are: methane – 35.4 vol.%, total alkanes C2-C5 – 99.4 ppm, total alkenes C2-C4 – 1.2 ppm and carbon dioxide – 19.7 vol.%. The results of stable isotope analyses reveal that methane and carbon dioxide were generated mostly during the recent microbial fermentation and preclude their thermogenic origin related to Silurian formations. Microbial fermentation can be intensified if it proceeds beneath a geomembrane, which isolates the soil and aquatic environment from the atmosphere. Apart from recent microbial reaction, the analyses indicate the increased microconcentrations of alkanes C2-C5, which documents the migration of gases from deep accumulations, presumably from coal seams hosted in Upper Carboniferous formations. The presence of these gases in the near-surface zone may result from the disruption of Carboniferous rocks hosting natural hydrocarbon accumulations during the drillings. The geomembrane restrains the migrating gaseous alkanes and raises their concentrations.

20

Problemy bezpieczeństwa prac podczas rekonstrukcji odwiertów eksploatacyjnych

Dubiel S., Uliasz-Misiak B., Ziaja J., Stachowicz K.

Przegląd Górniczy

|

2015

|

T. 71, nr 12

106--115

PL

Podczas rekonstrukcji odwiertów eksploatacyjnych konieczne jest zapewnienie bezpieczeństwa prac, a zwłaszcza zapobieganie awariom wiertniczym. Dużą rolę odgrywa tutaj dobór odpowiedniej cieczy roboczej. Bardzo ważne są również prędkości operacji dźwigowych rurami w odwiercie oraz wymiary przestrzeni pierścieniowej. Zapobieganie awariom jest możliwe w wyniku prognozowania wartości zmian ciśnienia dennego dynamicznego podczas operacji dźwigowych rurami w odwiercie. Przedstawiony w artykule przykład analizy przyczyn urwania przewodu typu CT podczas prac rekonstrukcyjnych w odwiercie gazowym dowodzi istnienia dużych zagrożeń mogących wystąpić podczas operacji dźwigowych tym przewodem. Rekonstrukcja odwiertów gazowych związana jest z dużym ryzykiem wystąpienia erupcji gazu, która może być spowodowana zbyt szybkim wyciąganiem rur z odwiertu lub zmniejszeniem gęstości cieczy roboczej w wyniku jej nagazowania. Zaproponowano dobór metody usuwania poduszki gazu ziemnego z odwiertu, z uwzględnieniem warunków bezpieczeństwa rekonstrukcji odwiertów gazowych.

EN

The purpose of workover of oil or gas production wells is to maintain or regain their full production efficiency, which allows for extension or increase in hydrocarbon production. Workover is carried out in the wells with leakages by use of production pipes or casings or through enhancement procedures in the production wells. It is necessary to ensure safety during the wells workover, especially against drilling operation failures. The selection of the suitable fluid plays a major role in the workover. Speed of the horizontal pipes handling in the well and the size of the tubing-casing annulus are very important as well. Prediction of value of the dynamic bottom hole pressure changes during the horizontal pipes handling, makes the prevention against the drilling operation failures possible. Analysis of the causes of the break-type coiled-tubing during workover works in the gas well, presented in the paper, proves the existence of serious threats that may occur during the operation of the cable handling. Gas wells workover is associated with a high risk of gas blowout which can be caused by too rapid stabbings or a decrease in the density of the working fluid, as a result of its gas saturation. The choice of methods for removing natural gas bubble from the well, including the workover safety conditions of gas wells was presented as well.