Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Innowacyjne inhibitory korozji do strumieni węglowodorowych w kopalniach ropy naftowej i w rafineriach

Gaździk Barbara, Kempiński Roman, Gaździk Andrzej, Pomykała Kamil

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 6

356--372

PL

Korozja instalacji podczas procesu wydobycia i przeróbki ropy naftowej stwarza ogromny problem techniczny i ekonomiczny, dlatego stosowane są różne metody ochrony przed korozją, w tym wykorzystywanie inhibitorów korozji. W publikacji opisano przyczyny powstawania korozji oraz przemysłowe metody jej zapobiegania w kopalniach i rafineriach. Przedstawiono metody badań oraz wyniki badań laboratoryjnych inhibitorów korozji opracowanych w ramach projektu: Innowacyjne środki chemiczne z udziałem zmodyfikowanej imidazoliny dla przemysłu rafineryjnego, wydobywczego ropy naftowej, hutniczego i maszynowego, dofinansowanego ze środków Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. Badania korozyjne wykonane według NACE 1D182 wykazały, że przy dozowaniu do mieszanki ropa–woda 25 mg/litr inhibitora korozji do dozowania ciągłego do odwiertów i ropociągów Pachem-CWR-1011 szybkość korozji płytek Steel Shimstock obniżyła się z wartości około 1,4 mm/rok do poniżej 0,05 mm/rok, poziom ochrony przed korozją wynosił 96,7%, a rozdział ropy od wody nastąpił w czasie do 15 minut. Badania skłonności do emulgowania według ASTM G 170-06, z udziałem tego inhibitora w ilości 50 mg/litr, wykazały, że do 15 minut zaobserwowano ostry rozdział ropy naftowej od wody. Badania, według NACE 1D182, inhibitora korozji do dozowania okresowego do odwiertów i ropociągów Pachem-CWR-1021 wykazały, że przy jego dozowaniu w I etapie – w celu wytworzenia powłoki ochronnej – w ilości 10 000 mg/litr mieszanki ropa–woda szybkość korozji płytek Steel Shimstock w II etapie obniżyła się do poniżej 0,05 mm/rok, a stopień ochrony przed korozją wynosił 98,60%. Po badaniu do 15 minut zaobserwowano wyraźny rozdział ropy naftowej od wody. Badania grubości warstwy wykazały, że Pachem-CWR-1021 tworzy powłokę ochronną o grubości około 20 mikrometrów. Przeprowadzono badania inhibitora Pachem-CR-1012 do dozowania w sposób ciągły do rur oparowych i orosień kolumn destylacyjnych w celu ochrony przed korozją kolumn destylacyjnych, układów kondensacyjnych i rurociągów na instalacji destylacji ruro- wo-wieżowej DRW. Badania według NACE 1D182 wykazały, że inhibitor przy dozowaniu 15 mg/litr benzyny ogranicza szybkość korozji z poziomu około 2 mm/rok do poniżej 0,01 mm/rok, a stopień ochrony przed korozją wynosi 99,8%. Inhibitor znakomicie przeciwdziała tworzeniu się emulsji – po badaniu uzyskano niezawodnioną, pozbawioną produktów korozji benzynę surową i czystą, pozbawioną węglowodorów wodę kondensacyjną.

EN

Corrosion of installations during the process of oil production and processing creates a huge technical and economic problem, which is why various methods of corrosion protection are applied, including the use of corrosion inhibitors. The paper describes the causes of corrosion and industrial methods of its prevention in oilfields and refineries. The research methods and laboratory test results of corrosion inhibitors developed as part of the Project: Innovative chemicals with modified imidazoline for the refinery, oilfields, metallurgy and machinery industries, co-financed by the National Center for Research and Development. Corrosion tests (NACE 1D182) have shown that dosing the Pachem-CWR-1011 corrosion inhibitor for continuous injection to wells and pipelines to an oil/water mixture at 25 mg/liter, decreased the corrosion rate of Steel Shimstock plates from ca 1.4 mm/year to below 0.05 mm/year, and corrosion protection was 96.7%. Emulsification tendency evaluation (ASTM G 170-06) showed a sharp separation of crude oil and water phases within up to 15 minutes when 50 mg/liter of this inhibitor was used. Tests of the Pachem-CWR-1021 corrosion inhibitor for periodical injection to wells and pipelines showed that the rate of corrosion of Steel Shimstock plates, in the second stage, decreased to a level below 0.05 mm/year, and the degree of corrosion protection was 98.60% when a treat rate of 10,000 mg/liter of oil-water mixture was used in the first stage to produce a protective coating. After the tests, a clear separation of oil and water was observed within up to 15 minutes. The film layer thickness measurements showed that Pachem-CWR-1021 forms a protective film with a thickness of about 20 micrometers. Corrosion inhibitor PachemCR-1012 for continuous dosing into the vapor pipes and refractory distillation columns to protect against corrosion of the installation on the CDU plant was also tested. The NACE 1D182 tests have shown that the inhibitor, dosed at the rate of 15 mg/liter of gasoline reduces the corrosion rate from 2 mm/year to below 0.01 mm/year, and the degree of corrosion protection is 99.8%. The inhibitor is excellent in protecting against the formation of emulsions – after the test, a non-watery crude oil free corrosion products and clear condensation water free of hydrocarbons were obtained.

2

Analytical study of the efficient operation modes of oil-gas jet pumps used in oil wells

Dubei Olga

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2019

|

Vol. 36, no. 1

19--29

EN

A perspective way of oil wells operation is to use sucker rod pumps, in combination with oil-gas jet pumps. Placing a jet pump above the dynamic level in the well and operating it simultaneously with the sucker rod pumps allows to stabilize the work of the rod pump, avoid fluctuations of the dynamic level and facilitate the rise of the production liquid to the surface due to the reduction of the density of the mixed flow after the jet pump. In order to implement such oil-gas jet pump in oil wells that are operated by sucker rod pumps, it is necessary to determine their operating modes and choose the most effective among them. A methodology for calculating the operation mode of such well was created that allows determining the efficient location of jet pumps in oil wells and their geometry. When developing this methodology two conditions were taken as a main aim: the whole amount of free gas, which enters the casing annulus of the well, must pass through the oil-gas jet pump and to reach the maximum possible decreasing of the string load. For the 753-D oil well in Dolyna Oil Field calculated efficient operation mode shows the possibility to decrease string load by 26%, reduce electricity consumption and, respectively, investments in oil extraction.

3

Ciecze robocze ogęstości poniżej 1000 kg/m3

Jasiński B.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2014

|

R. 17, Nr 12 (200)

4--7

EN

The paper presents the results of laboratory tests aimed at developing new types of workover fluids for wells with low reservoir pressure. A key condition which they must comply is the lowest possible density. The studies allowed the development of oil-in-water emulsions compositions, where the oil phase is formed by fatty acid methyl esters (RME) and linear alpha-olefins (LAO). In addition examined the possibility of applying workover fluids based on ethanol. Conducted research resulted in the creation of emulsion based on RME with a density of 910 kg/m3 , and less than 800 kg/m3 in case of fluid based on ethanol.

PL

Artykuł przedstawia wyniki badań nad opracowaniem nowych rodzajów cieczy roboczych przeznaczonych do stosowania w odwiertach o obniżonym gradiencie ciśnienia złożowego. Najważniejszym kryterium, które musi być spełnione przez tego rodzaje ciecze jest niska gęstość. W wyniku przeprowadzonych badań opracowano składy emulsji typu olej w wodzie, których fazę olejową stanowiły estry metylowe kwasów tłuszczowych oleju rzepakowego (RME) oraz liniowe alfa-olefiny (LAO). Ponadto sprawdzono możliwości zastosowania cieczy roboczych na bazie alkoholu etylowego. Pozwoliło to na opracowanie cieczy emulsyjnej na bazie RME o gęstości 910 kg/m3 oraz poniżej 800 kg/ m3 w przypadku cieczy na bazie etanolu.

4

Inhibitorowa ochrona antykorozyjna dla urządzeń eksploatacyjnych i przesyłowych kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego

Stachowicz A.

Nafta-Gaz

|

2010

|

R. 66, nr 3

197-202

PL

W artykule przedstawiono zagrożenia korozyjne urządzeń wgłębnych i napowierzchniowych kopalni wynikające z trudnych warunków eksploatacji – występowania siarkowodoru oraz dwutlenku węgla w gazie ziemnym i ropie naftowej. Uzbrojenie odwiertów oraz urządzenia napowierzchniowe zagrożone są wystąpieniem siarczkowej korozji naprężeniowej, korozji wżerowej oraz pękania wodorowego. W celu umożliwienia śledzenia zjawisk korozji usystematyzowano zagrożenia, tworząc skalę korozyjności – klasę odwiertów gazowych i klasę odwiertów ropnych, które podzielono na grupy ryzyka korozyjnego. Przebadano skuteczność ochrony antykorozyjnej 15 inhibitorów korozji w dwóch rodzajach środowiska korozyjnego: gazowym i ropnym. Każdy test prowadzono przez 120 h na urządzeniu wirujący dysk RDA-100 pod ciśnieniem 16 MPa w temperaturze 60stopniC. Szybkość korozji oraz efektywność ochrony inhibitorowej określono na podstawie ubytków masy.

EN

This article presents the corrosion risk for downhole and surface oil mine equipment arising from difficult production conditions – hydrogen sulphide and carbon dioxide presence in natural gas and crude oil. Proper functioning of a well and its surface equipment may be menaced by sulphide stress corrosion, pitting corrosion and hydrogen cracking. In order to make it possible to monitor corrosion phenomenon, the corrosion grades for gas well category and for oil well category were created and divided into corrosion risk groups. Effectiveness of 15 corrosion inhibitors were tested for two kinds of corrosive environment: gas environment and oil environment. Each test was performed on rotating disk RDA-100 at 16 MPa pressure and 60degreeC temperature for 120 h. Corrosion rate and corrosion inhibiting effectiveness was determined basing on metal mass loss.

5

Mieszaniny uszczelniające na bazie granulowanego żużla wielkopiecowego do likwidowania odwiertów w rejonie przedgórza Karpat

Rzepka M.

Nafta-Gaz

|

2009

|

R. 65, nr 2

145-151

PL

Artykuł przedstawia wyniki badań laboratoryjnych mieszanin uszczelniających sporządzanych z granulowanego żużla wielkopiecowego. Mieszaniny te badano w warunkach otworopodobnych w temperaturach od 20 do 60°C. Po wykonaniu szeregu badań opracowano receptury, które mogą być zastosowane do uszczelniania likwidowanych odwiertów naftowych na obszarze przedgórza Karpat.

EN

The article presents the research results of the sealing mixtures made from ground granulated blast furnace slag. The mentioned mixtures can be used for sealing the oil wells in the foreland of the Carpathians.

6

Czynniki bezpieczeństwa przeciwerupcyjnego podczas rekonstrukcji odwiertów naftowych

Bednarz S., Kopey B., Urba R.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2007

|

T. 24, z. 1

89-97

PL

Wieloletnia eksploatacja złóż ropy i gazu ziemnego wymaga obsługi odwiertów, a niekiedy także interwencji wgłębnej lub rekonstrukcji odwiertów. Operacje te związane są z niemałym ryzykiem technicznym. Wynika ono ze stanu technicznego wyposażenia odwiertu po wieloletniej eksploatacji, surowości środowiska oddziałującego zarówno na sprzęt wgłębny, jak i uzbrojenie wylotu odwiertu. Program operacji powinien uwzględniać wiele czynników, w tym rodzaje i konstrukcje więźb rurowych, głowic eksploatacyjnych, rur wydobywczych, pakerów, zaworów cyrkulacyjnych, podpowierzchniowych zaworów bezpieczeństwa, narzędzi linowych oraz ciśnienia, wydajność eksploatacji i charakterystykę płynów odwiertowych. Zatłoczenie odwiertu przy uwzględnieniu wielu czynników ma na celu wymianę płynu złożowego na płyn odpowiadający danej operacji i nie zanieczyszczający odwiert i złoże. Na końcu tej operacji konieczne jest uzyskanie zmniejszenia ciśnienia głowicowego do poziomu ciśnienia atmosferycznego. W pracy przedstawiono wpływ czynników technicznych i środowiskowych na niektóre procedury zatłaczania odwiertu.

EN

Many years production of oil and natural gas requires well service and at times internal intervention or workover operations. Considerable technical risk is involved in these operations. This is a result of the well equipment technical condition after a lot of years' exploitation, severity of environment affecting on downhole equipment as surface wellhead facilities. The operation program shall account for many factors, types and wellhead design, Christmas trees, tubing, packers, circulation valves, subsurface safety valves, wireline tools and pressures, production rate and well fluid features. Well killing at many factors affected is focused on replacing of formation fluid with operation fluid non-contaminating the well and reservoir. At the end of this operation reducing of surface wellhead pressure to atmospheric pressure level is requested. Technical and environmental conditions affecting on some well killing procedures are presented in the paper.

7

Natural gamma-ray spectral logging - some applications

Chruściel E., Massalski T., Pałka K.W., Puchacewicz J., Zorski T.

Nukleonika

|

1999

|

Vol. 44, nr 4

661-668

EN

Applications of the gamma-ray spectrometric method to the oil, gas and hard coal prospecting are presented. The use of a borehole spectrometer made it possible to determine in situ concentrations of the K, U and Th natural radioisotopes. The knowledge of K, U and Th concentrations gives an information which combined with other geophysical parameters such as: density, apparent photoelectric absorption cross section, Pe, and neutron porosity, constitutes a valuable tool for prospection of the investigated layers. The presented anomalies of uranium concentrations is of importance to determination of shale concentration in the rocks. The method, when applied in a hard coal deposit, made it possible to identify the coal seams and their thicknesses. The determined U, Th and K concentrations were used to calculate the calorific value, ash and carbon content in the coal.

PL

Opisano rezultaty zastosowania spektrometrycznej metody gamma w poszukiwaniach naftowych i węglowych. Użyło aparatury pozwalającej na określenie in situ koncentracji naturalnych pierwiastków promieniotwórczych potasu, uranu i toru. Znajomość tych wielkości daje bezpośrednią informację mineralogiczną i w powiązaniu z takimi parametrami geofizycznymi, jak gęstość, Pe oraz porowatość neutronowa, stanowi skuteczne narzędzie rozpoznania przewiercanych formacji. Przedstawiono wyniki profilowania odwiertu wykonanego w ramach poszukiwań naftowych, zwrócono uwagę na anomalię uranową i jej znaczenie przy wyznaczaniu zailenia. Metodę zastosowano także na złożu węgla kamiennego. Umożliwiła ona identyfikację litologii oraz wydzielanie pokładów węgla i określenie ich miąższości. Oznaczanie koncentracji U, Th i K wykorzystano przy określaniu wartości opałowej węgla, popielności oraz zawartości węgla pierwiastkowego w węglu kamiennym.

8

Zastosowanie w odwiertach naftowych wgłębnych zaworów bezpieczeństwa sterowanych z powierzchni

Wiśniowski R., Kośmider J.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

1998

|

R. 37, nr 3

83-87

PL

W artykule przedstawiono najnowsze rozwiązania konstrukcyjne wgłębnych zaworów bezpieczeństwa montowanych w odwiertach wydobywczych ropy naftowej i gazu ziemnego. Podano przykłady celowości stosowania w rurach wydobywczych zaworów bezpieczeństwa oraz istniejące obecnie ograniczenia ich aplikacji. Rozważając sposób zapuszczania do odwiertu zaworu bezpieczeństwa oraz konstrukcję mechanizmu zamykającego wypływ płynu złożowego, określono kryteria podziału wgłębnych zaworów bezpieczeństwa. Na podstawie analizy budowy oraz zasady funkcjonowania narzędzia wgłębnego odcinającego wypływ płynu złożowego opisano wady i zalety poszczególnych rozwiązań konstrukcyjnych wgłębnych zaworów bezpieczeństwa sterowanych z powierzchni.

EN

The Paper presents newest construction solutions for subsurface safety valves designed for oil and gas exploitation wells. Examples are given for the reasonable use of subsurface safety valves on production tubing and current limitations in their application. Classification criteria were established for subsurface safety valves with regard to the technology used to run them into a well as well as the construction of a mechanism closing formation fluid blowout. Concerning construction analysis and the principle of mechanism closing formation fluid blowdown, advantages and disadvantages of particular construction solution for remote-controlled subsurface safety valves are described.