Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

The inhibitory effect of selected reagents on carbon steel corrosion in formation water containing hydrogen sulfid

Gurbanov Huseyn R., Pashayeva Saida

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 1

55--60

EN

For the first time, the impact of the composition of gossypol resin and IB-1 reagent, prepared in a 3:1 ratio and conventionally named HS-1, on the corrosion rate in hydrogen sulfide formation water has been investigated under laboratory conditions. Concentrations of 20, 40, 60, 80 mg/l of the new composition were used. During the experiments, a formation water sample taken from well No. 1082 of “Bibiheybatneft” OGPD, SOCAR, served as the electrochemical corrosion medium for the study. To conduct a comparative analysis, gossypol resin, IB-1 inhibitor, and HS-1 composition were used. Concentrations of 50, 100, 150, 200 mg/l of gossypol resin and 10, 15, 20, and 25 mg/l of IB-1 inhibitor were employed in the experiments. Numerous laboratory experiments revealed that the optimal consumption rate for the HS-1 inhibitor is 100 mg/l, for gossypol resin it is 200 mg/l, and for the IB-1 inhibitor it is 25 mg/l. These experiments were conducted under dynamic conditions over six hours. It was determined that the newly developed HS-1 composition offers superior protection in an aggressive medium containing hydrogen sulfide compared to its constituent components, gossypol resin, and IB-1 inhibitor. Specifically, as the concentration of gossypol resin in formation water increases from 50 to 200 mg/l, the corrosion protection effect ranges from 60–82%. When the concentration of IB-1 inhibitor varies between 10–25 mg/l in a hydrogen sulfide medium, the protection effect lies between 65-90%. In the aggressive medium of hydrogen sulfide formation water, increasing the concentration of the new HS-1 composition from 30–80 mg/l results in an enhancement of its electrochemical corrosion protection effect, ranging from 74–98%. Upon analyzing the results of numerous laboratory experiments, it was found that the optimal consumption rate of gossypol resin for corrosion protection in an aggressive medium with hydrogen sulfide is 200 mg/l, the consumption rate of IB-1 inhibitor is 25 mg/l, and for the HS-1 composition is 80 mg/l. The corrosion rates for gossypol resin in the concentrations of 50, 100, 150, 200 mg/l is 1.72, 1.38, 1.12, 0.78 g/m2 · h and retardation coefficient is 2.50, 3.10, 3.84, 5.51, respectively. Corrosion rate of IB-1 inhibitor concentration in the amount of 10, 15, 20, and 25 mg/l is 1.5, 1.12, 0.78, 0.43, and retardation coefficient is 2.86, 3.84, 5.51, 10.0, respectively. The corrosion rates for the new HS-1 composition at concentrations of 20, 40, 60, 80 mg/l is 1.12, 0.73, 0.34, 0.08, and the retardation coefficient is 3.84, 5.89, 12.64, 53.75, respectively. Comparing the corrosion rate values obtained for all three reagents with the corrosion rate for hydrogen sulphide formation water shows that new HS-1 composition has a higher effectiveness compared to its constituent components.

PL

Po raz pierwszy w warunkach laboratoryjnych zbadano wpływ składu żywicy gossypolowej i odczynnika IB-1, przygotowanej w stosunku 3:1 i umownie nazwanej HS-1, na szybkość korozji w wodzie złożowej zawierającej siarkowodór. Zastosowano stężenia 20, 40, 60, 80 mg/l nowego składu. Podczas eksperymentów jako elektrochemiczne medium korozyjne do badań posłużyła próbka wody złożowej pobrana z odwiertu nr 1082 "Bibiheybatneft" OGPD, SOCAR. W celu przeprowadzenia analizy porównawczej w doświadczeniach wykorzystano żywicę gossypolową, inhibitor IB-1 oraz komponent HS-1. Pobrano 50, 100, 150, 200 mg/l żywicy oraz 10, 15, 20 i 25 mg/l inhibitora IB-1. Liczne badania laboratoryjne wykazały, że optymalne zużycie inhibitora HS-1 wynosi 100 mg/l, żywicy gossypolowej 200 mg/l, a inhibitora IB-1 25 mg/l. Doświadczenia te prowadzono w warunkach dynamicznych przez sześć godzin. Stwierdzono, że nowo opracowana kompozycja HS-1 zapewnia lepszą ochronę w agresywnym środowisku zawierającym siarkowodór w porównaniu z jej składnikami, żywicą gossypolową i inhibitorem IB-1. Zatem gdy stężenie żywicy gossypolowej w wodzie złożowej wzrośnie o 50–200 mg/l, efekt ochrony przed korozją przyjmuje wartość w przedziale 60–82%. Gdy stężenie inhibitora IB-1 waha się w granicach 10–25 mg/l w środowisku siarkowodorowym, efekt ochronny wynosi 65–90%. W agresywnym środowisku wód złożowych zawierających siarkowodór zwiększenie stężenia nowej mieszaniny HS-1 w zakresie 30–80 mg/l powoduje wzrost jej elektrochemicznego efektu antykorozyjnego w granicach 74–98%. Analizując wyniki licznych eksperymentów laboratoryjnych stwierdzono, że optymalne zużycie żywicy gossypolowej do ochrony przed korozją w agresywnym środowisku z siarkowodorem wynosi 200 mg/l, zużycie inhibitora IB-1 25 mg/l, a stopień zużycia kompozycji HS-1 80 mg/l. Szybkość korozji żywicy gossypolowej w stężeniach 50, 100, 150, 200 mg/l wynosi 1,72; 1,38; 1,12; 0,78 g/m2 ·h, a współczynnik opóźnienia wynosi odpowiednio 2,50; 3,10; 3,84; 5,51. Szybkość korozji przy stężeniu inhibitora IB-1 w ilościach 10, 15, 20 i 25 mg/l wynosi 1,5; 1,12; 0,78; 0,43, a współczynnik opóźnienia wynosi odpowiednio 2,86, 3,84, 5,51, 10,0. Szybkość korozji nowego składu HS-1 w stężeniach 20, 40, 60, 80 mg/l wynosi 1,12; 0,73; 0,34; 0,08, a współczynnik opóźnienia wynosi odpowiednio 3,84; 5,89; 12,64; 53,75. Porównanie wartości szybkości korozji uzyskanych dla wszystkich trzech odczynników z szybkością korozji w wodzie złożowej zawierającej siarkowodór wskazuje, że nowa kompozycja HS-1 ma wyższą skuteczność w porównaniu do jej poszczególnych składników.

2

Study of the effect of the composition of high-paraffin oil on their freezing temperature and on the corrosion aggressivity of formation water

Pashayeva Saida M.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 2

109--114

EN

The effects of gossypol resin and NDP-6 reagents, as well as the Z-1 composition prepared in the ratio of NDP-6 + + gossypol resin = 9:1 on the corrosion aggressiveness of formation water and freezing temperature of high-paraffin model oil were investigated for the first time in laboratory conditions. During the experiments, a model oil sample prepared in a 2:1 ratio of commercial oil from Narimanov and Absheron fields of SOCAR was used as a research object. The electrochemical corrosion medium was a formation water sample taken from well No. 1082 of “Bibiheybatneft” OGPI, SOCAR. It was determined that compared to individual reagents, the new composition has a more effective impact on the corrosion rate in H2S formation water and the freezing temperature of high-paraffin oil sample. As a result of the conducted research, it was found out that as the concentration of reagents increases, the efficiency of the effect also increases. Thus, the highest protection efficiency for gossypol resin was observed at a concentration of 110 mg/l, resulting in the corrosion rate of 0.09 g/m2 ·h (98% corrosion protection efficiency). The most effective indicator for NDP-6 depressant additive was at 1000 g/t, reducing the freezing temperature of high-paraffin model oil from +16°С to –2°С. However, the strongest effect was observed in Z-1 composition. At a concentration of 700 g/t, it reduced the corrosion rate in the formation water from 4.30 g/m2 ·h to 0.04 g/m2 ·h (99% corrosion protection efficiency) and the freezing temperature of model oil from +16°С to –9°C, respectively (163% of the effect on freezing temperature). Thus, based on the results obtained from the experiments, the efficiency of individual reagents and the composition based on both reagents was calculated. The highest efficiency was observed at a concentration of 700 g/t for the composition “NDP-6 + gossypol resin = 9:1” (conditional name – Z-1).

PL

Po raz pierwszy w warunkach laboratoryjnych zbadano wpływ żywicy gossypolowej, odczynników NDP-6 oraz kompozycji Z-1 przygotowanej w proporcji NDP-6 + żywica gossypolowa w stosunku 9:1, na szybkość korozji wody złożowej oraz temperaturę krzepnięcia modelowej ropy o wysokiej zawartości parafin. Jako obiekt badawczy wykorzystano modelową próbkę ropy naftowej przygotowaną w stosunku 2:1 ropy handlowej ze złóż Narimanov i Absheron firmy SOCAR. Jako elektrochemiczne medium korozyjne użyto próbki wody złożowej, pobranej z odwiertu nr 1082 OGPI „Bibiheybatneft”, SOCAR. Stwierdzono, że w porównaniu do poszczególnych odczynników zastosowana nowa kompozycja skuteczniej wpływa na szybkość korozji w wodzie złożowej z H2S oraz na temperaturę krzepnięcia próbki ropy wysokoparafinowej. W wyniku przeprowadzonych badań stwierdzono, że wraz ze wzrostem stężenia odczynników wzrasta także skuteczność działania. Największą skuteczność żywicy gossypolowej zaobserwowano przy stężeniu 110 mg/l, gdy szybkość korozji wynosi 0,09 g/m2 · h (skuteczność ochrony przed korozją 98%). Najskuteczniejszym wskaźnikiem dla depresatora NDP-6 było stężenie 1000 g/t i w tym czasie zaobserwowano spadek temperatury krzepnięcia modelowej ropy o wysokiej zawartości parafin z +16°С do –2°С. Jednak najsilniejszy efekt zaobserwowano dla kompozycji Z-1. Tym samym kompozycja o stężeniu 700 g/t zmniejsza szybkość korozji w wodzie złożowej z 4,30 g/m2 · h do 0,04 g/m2 · h (skuteczność ochrony przed korozją 99%) oraz temperaturę krzepnięcia modelowej ropy odpowiednio od +16°С do –9°C (163% wpływu na temperaturę krzepnięcia). Zatem na podstawie uzyskanych wyników obliczono skuteczność poszczególnych odczynników oraz skład oparty na obu odczynnikach. Największą wydajność zaobserwowano przy stężeniu 700 g/t kompozycji NDP-6 + żywica gossypolowa w stosunku 9:1 (nazwanej Z-1).

3

Laboratory research on selection of effective antimicrobial substances and H2S scavengers used in drilling fluid technology and underground gas storage

Turkiewicz Anna, Janiga Marek, Rogaliński Marcin

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 12

903--912

EN

The article discusses the results of biocide tests for application in the oil and gas industry. This research was carried out with the use of active agents, such as: nano-silver particle suspension, and the solutions of two antimicrobial substances. The second part of the laboratory study was testing H2S scavengers. Preparations recommended for drilling fluid technology and underground gas storage facilities were used. It should be noted that biogenic processes can largely cause the phenomenon of degradation of drilling fluids. As a result of these processes, drilling mud gets contaminated and loses its technological and rheological properties, making it incapable of fulfilling its role during drilling operations. All the tested scavengers were triazine products. In general, this agent in a solution acts in two ways. The application of triazine derivatives (three isomeric forms) is a good means of eliminating microorganisms from drilling fluid or formation water. These active agents have strong antimicrobial properties. On the other hand, these substances can also neutralise the hydrogen sulphide. The research enaNafta-Gabled determination of the effectiveness of the antimicrobial activity of the following substances: nano-silver particles, nano-Ag in combination with oxazolidine, and nano-Ag with a combination with glyoxal. The results of laboratory tests also allowed for a comparison of the efficiency of the action of individual H2S scavengers. The first two tests were conducted in the range of nano-silver particles concentrations from 0.05 to 0.6% vol., while the next tests (i.e. with the application of nano-Ag/biocide) were carried out in the concentration range from 0.02 to 0.5% vol. Bacterial or fungal colony units (CFU) were used as a reference method for assessing the microbial water quality. The formation water came from a facility of underground gas storage (collective water – i.e. water from separators). In parallel tests, the number of bacteria was also determined in the contaminated water-based polymer drilling mud. The number of microorganisms in the tested samples was compared with the CFUs in control samples without biocide. The described research is part of a complex study intended to conduct biomonitoring of deposit environments and to eliminate bacterial contamination and sulphating of hydrocarbons, especially in stored natural gas. Industrial operations in this field make it possible to maintain the correct quality of stored gas and contribute to the improvement of exploitation. Selected effective substances will be used in the future in industry to reduce the content of biogenic hydrogen sulphide and to decrease a number of harmful microorganisms in drilling muds and formation waters.

PL

W artykule omówiono wyniki testów skuteczności działania biocydów dla potrzeb przemysłu naftowego i gazowniczego. Badania zostały przeprowadzone z zastosowaniem zawiesiny cząstek nanosrebra oraz roztworów dwóch produktów biobójczych. Druga część pracy dotyczyła testów skuteczności działania pochłaniaczy siarkowodoru wytworzonych na bazie triazyny. Użyto preparatów rekomendowanych do zastosowania zarówno w technologii płynów wiertniczych, jak i w obiektach podziemnego magazynowania gazu (PMG). Pochodne triazyny (trzy formy izomeryczne) stosowane w przemyśle mają silne własności bakteriobiobójcze w odniesieniu do skażonych płuczek wiertniczych i wód złożowych. Należy zaznaczyć, że procesy biogenne są w dużej mierze odpowiedzialne za biodegradację cieczy wiertniczych. W wyniku tego tracą one swoje własności technologiczne i reologiczne, a także nie spełniają określonych zadań w otworze wiertniczym. Testowane w ramach pracy neutralizatory są produktami chemicznymi, których działanie jest dwutorowe. Mają one jednocześnie zdolność eliminacji bakterii ze skażonego środowiska, jak również pochłaniają wytworzony w nim siarkowodór. Badania pozwoliły na określenie aktywności biobójczej następujących substancji: nanosrebra, następnie nanosrebra w połączeniu z oksazolidyną oraz nanosrebra w połączeniu z glioksalem. Testy laboratoryjne umożliwiły również porównanie efektywności działania poszczególnych neutralizatorów H2S. W badaniach ukierunkowanych na obecność bakterii oraz grzybów określano liczbę JTK (jednostek tworzących kolonie) w próbkach testowych w odniesieniu do liczby mikroorganizmów występujących w próbce kontrolnej (próbka płynu bez substancji biobójczej). Badania te przeprowadzono równolegle w środowisku zainfekowanych płynów, tj. wody złożowej z obiektów PMG (wody zbiorczej – jest to woda pobierana z separatorów) oraz wodno-dyspersyjnej polimerowej płuczki wiertniczej. Omawiane prace badawcze stanowią część kompleksowych badań biomonitoringowych środowisk złożowych, które prowadzone są w celu zwalczenia skażenia mikrobiologicznego i jednocześnie eliminacji zasiarczenia węglowodorów, szczególnie w obiektach magazynowania gazu ziemnego. Badania te przyczyniają się do utrzymania prawidłowej jakości gazu magazynowanego w PMG i tym samym prowadzą do usprawnienia eksploatacji. Wytypowane skuteczne preparaty chemiczne zostaną w przyszłości wykorzystane w przemyśle do zmniejszenia zawartości biogennego siarkowodoru oraz redukcji liczby niekorzystnych mikroorganizmów w środowisku płuczek wiertniczych i wód złożowych.

4

Analiza wpływu zasolenia wody złożowej na optymalizację procesu zatłaczania polimerów do złoża

Janiga D., Czarnota R., Stopa J., Wojnarowski P., Kosowski P., Knapik E.

Przemysł Chemiczny

|

2017

|

T. 96, nr 5

968--971

PL

Zatłaczanie roztworów polimerów do złoża ropy naftowej ma na celu kontrolę mobilności wód złożowych, co pozwala na uzyskanie wysokiego współczynnika sczerpania, zwłaszcza w złożach niejednorodnych. Optymalizacja tego procesu wymaga sprecyzowania wartości stężenia oraz objętości roztworu polimeru, a dodatkowo określenia czasu rozpoczęcia zatłaczania. Efektywność procesu zależy do kilku kluczowych parametrów, do których należy zasolenie wody złożowej, wpływające na lepkość roztworu polimerów. W pracy, wykorzystując modelowanie złożowe zintegrowane z algorytmami optymalizacyjnymi, określono parametry prowadzenia zabiegu z uwzględnieniem wpływu zasolenia wody złożowej. Uzyskane wyniki wskazują, że poprawne rozpoznanie złoża i dobór odpowiedniego polimeru w kontekście mineralizacji wód złożowych są kluczowe dla pomyślności całego procesu.

EN

Polyacrylamide was dissolved (up to 1000 mg/L) in salines of varying salt concns. (1000-7000 mg/L) and flooded to crude oil-bearing rock under 150 bar to improve the oil recovery. This model was base for estg. the increase of oil recovery factor and process efficiency.

5

Zmiany napięcia powierzchniowego zasiarczonej wody złożowej na granicy z powietrzem

Janocha A.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 6

365--369

PL

Na powierzchni cieczy graniczącej z inną fazą zachodzą zjawiska powodujące, że powierzchniowa warstwa jej cząsteczek ma odmienne właściwości niż cząsteczki wewnątrz cieczy. W wodzie złożowej towarzyszącej ropie naftowej i gazowi ziemnemu często obecne są związki siarki. Pod wpływem czynników utleniających, takich jak powietrze lub dozowane środki chemiczne, w wodzie złożowej zawierającej siarczki może powstawać siarka koloidalna. Zjawisko to powoduje dość gwałtowną zmianę napięcia powierzchniowego w wodzie na granicy z powietrzem. Obniżenie napięcia powierzchniowego wody jest korzystne w aspekcie planowanego powrotnego zatłaczania do złoża. Aby uniknąć kolmatacji złoża, należy usunąć powstającą siarkę. W artykule przedstawiono badania zmian napięcia powierzchniowego zasiarczonej wody złożowej na granicy z powietrzem w funkcji czasu.

EN

At the surface of the liquid adjacent with another phase a phenomena occurs, the surface layer of the particles have different properties than the remaining solution. In the reservoir water accompanying the oil and natural gas are often found sulfur compounds. Under the influence of oxidizing agents, such as air or dispensed chemicals in the reservoir water containing sulfides, colloidal sulfur may be formed. This leads to a dramatic change in surface tension in the water. Lowering the surface tension of water is preferable, in terms of the proposed re-injection into the reservoir. To avoid colmatage deposits the sulfur formed should be removed. In this paper we studied changes in high-sulfur surface tension of reservoir water / air as a function of time.

6

Zastosowanie chromatografii jonowej do analizowania próbek środowiskowych

Kluk D.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 1

46--56

PL

W artykule opisano zasadę działania chromatografu jonowego z supresją chemiczną, firmy Sykam. Kolejno przetestowano aplikacje chromatografu (rodzaj kolumny i sposobu detekcji) w zakresie rozdziału anionów: F-, Cl-, NO2-, Br-, NO3-, SO42-, PO43- i kationów: Li+, Na+, NH4+, K+, Fe3+, Cu2+, Pb2+, Zn2+, Ni2+, Co2+, Cd2+, Fe2+, Ca2+, Mg2+. Po zoptymalizowaniu warunków pracy dla różnych konfiguracji chromatografu jonowego opracowano metodykę jakościowego i ilościowego oznaczania jonów w próbkach środowiskowych.

EN

The article describes the principle of chemically suppressed ion chromatography by Sykam. Subsequently chro-matograph applications had been tested (type kolumn, method detection, temperature) for the allocation of anions: F-, Cl-, NO2-, Br-, NO3-, SO42-, PO43- and kationsLi+, Na+, NH4+, K+, Fe3+, Cu2+, Pb2+, Zn2+, Ni2+, Co2+, Cd2+, Fe2+, Ca2+, Mg2+. After optimizing the operation conditions for the different configurations of the ion chromatograph, a qualitative and quantitative metod for the chemical determination of ions in environmental samples was devel-oped.

7

Laboratoryjne studium porównawcze środków chemicznych stosowanych w zabiegach ograniczania dopływu wody do odwiertów gazowych

Falkowicz S., Dubiel S., Cicha-Szot R.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2014

|

T. 30, z. 3

111--127

PL

W publikacji przedstawiono procedury doboru i oceny skuteczności technologicznej środków chemicznych stosowanych w zabiegach selektywnego ograniczania dopływu wody złożowej do odwiertów wydobywczych gazu ziemnego. W zabiegach, nazywanych dalej zabiegami RPM (od angielskiego Relative Permeability Modification), wykorzystuje się zjawisko zmniejszania przepuszczalności względnej skał zbiornikowych dla wody po zatłoczeniu do nich specjalnych środków chemicznych zwanych produktami RPM. Na podstawie danych literaturowych opisano efekty kilku zabiegów typu RPM wykonanych w ostatnich latach w zawodnionych odwiertach gazowych na złożach o różnych parametrach geologiczno-eksploatacyjnych. Przeprowadzono analizę danych eksploatacyjnych kilku odwiertów gazowych pod kątem zasadności stosowania w tych odwiertach zabiegów typu RPM. Przedstawiono sposób oceny charakteru przypływu wody do odwiertu (stożkiem lub warstwowy), co ma podstawowe znaczenie przy wyborze odwiertu do zabiegu typu RPM. Oceny charakteru przypływu wody do odwiertu dokonano metodą graficznej analizy zmian przebiegu wykresu zależności pierwszej pochodnej wykładnika wodno-gazowego od czasu eksploatacji złoża gazu danym odwiertem. Przedstawione w układzie podwójnie logarytmicznym kształty tych wykresów stanowią podstawę rozróżnienia charakteru dopływu wody złożowej do odwiertu gazowego oraz doboru technologii zabiegu RPM. [...]

EN

This paper presents selection procedures and technological efficiency evaluation of chemical agents applied for the selective water shut-off treatments in gas production wells. This treatments exploit the phenomenon of selective modification of rock permeability to water without impairing that to gas by injection into a producing well water soluble chemicals (Relative Permeability Modifiers RPMs), mainly polymers, alkaline and surfactants. During last years, there have been several RPM treatments performed in the reservoirs with distinct geological and exploitation parameters which effects were characterized based on literature data. Taking into consideration previous experiences, analysis of exploitation data of several wells for RPM treatment application was performed. Fundamental importance during well selection have the way of determination of water flow (coning or layer) to well. That evaluation was performed using the method of graphical analysis of changes in the first order derivative of water-gas ratio from exploitation time of gas reservoir by particular well. The shape of the curve presented in log-log scale form the basis of distinction the nature of water flow to gas well and selection RPM treatment technology. [...]

8

Wpływ ciśnienia różnicowego na wydatek wody złożowej podczas badań rurowymi próbnikami złoża utworów miocenu autochtonicznego w zapadlisku przedkarpackim

Dubiel S., Uliasz-Misiak B.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2012

|

T. 28, z. 1

157-171

PL

Przeprowadzono analizę wyników opróbowań utworów miocenu autochtonicznego wieku baden górny - sarmat dolny w zapadlisku przedkarpackim rurowymi próbnikami złoża. Testy złożowe były wykonywane w nieorurowanych oraz w orurowanych odcinkach odwiertów, z których otrzymano przypływy wody złożowej o różnym stopniu nagazowania, a niekiedy też zanieczyszczonej filtratem płuczki wiertniczej. Łącznie przeanalizowano 57 interwałów wytypowanych metodami geofizyki wiertniczej. Metodami analizy statystycznej wyznaczono zależność ciśnienia złożowego od głębokości zalegania utworów miocenu, a także zależność początkowego przeciwciśnienia wytwarzanego na te utwory podczas testu RPZ, od głębokości zalegania tych utworów. Natomiast nie stwierdzono korelacji między wydatkiem wody a początkowym ciśnieniem różnicowym. Dla wybranych 22 interwałów miocenu z rejonu Dębicy uzyskano zadowalającą korelację pomiędzy: wydatkiem wody złożowej a logarytmem naturalnym ilorazu: ciśnienia hydrostatycznego słupa wody przybitkowej w kolumnie próbnikowej i ciśnienia złożowego (w rejonie tym wartość ilorazu ciśnień: php/pz wahała się w bardzo szerokich granicach, tj od 0,05 do 0,57). Stwierdzono również korelację między początkowym przeciwciśnieniem a głębokością pomiaru ciśnienia oraz początkowym przeciwciśnieniem a wydatkiem wody złożowej. Wyznaczone metodami statystycznymi równania regresji umożliwiają prognozowanie wartości ciśnienia złożowego, początkowej wartości przeciwciśnienia, podczas testów RPZ, wydatku wody złożowej oraz początkowego ciśnienia różnicowego i mogą być wykorzystane przy projektowaniu parametrów technologicznych kolejnych testów złożowych, w analizowanym obszarze zapadliska przedkarpackiego, a w szczególności w rejonie Dębicy.

EN

The results of drill stem tests made on the autochthonous Miocene deposits of the Upper Badenian - Lower Sarmatian age in the Carpathian Foredeep were analyzed. Reservoir tests were performed in open and cased holes, where inflows of formation water of varying saturation degree and sometimes contaminated with drilling mud filtrate, were observed. A total of 58 intervals, geophysically qualified as gas-bearing, were analyzed. Statistical analysis methods were used for determining the influence of the formation depth on the depth of deposition of the Miocene, and also dependence of initial back-pressure exerted on the reservoir during DST, on the depth of deposition of the reservoir. No correlation was found between water flow rate and initial differential pressure. A satisfactory correlation was obtained between hydrostatic pressure of water cushion in the tubing string and reservoir pressure for selected 22 the Miocene intervals in the Dębica region. In this region the pressure quotient php/pz broadly ranged between 0.05 and 0.57. Another correlation was noted between initial back-pressure and a depth at which pressure was measured and initial back-pressure, and formation water flow rate. The regression equations determined with statistical methods can be used for predicting values of formation pressure, initial value of back-pressure, formation water flow rate and initial differential pressure during DST. On this basis technological parameters of successive reservoir tests can be determined for in the analyzed area of the Carpathian Foredeep, particularly in the Dębica region.

9

Usuwanie wody z zawodnionych odwiertów gazowych

Szpunar T., Budak P.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

813--817

PL

Woda złożowa nagromadzona na spodzie odwiertów gazowych może w znacznym stopniu ograniczyć wydobycie oraz obniżyć ich produktywność. Proponowana metoda usuwania wody polega na zainstalowaniu w odwiercie kolumny rur wydobywczych lub coiled tubingu, z nawierconymi w jej dolnej części otworkami umożliwiającymi nagazowanie nagromadzonej wody przez zatłaczanie gazu do przestrzeni pierścieniowej i usunięcie jej na powierzchnię. Opracowany model ilościowego opisu usuwania wody umożliwia określenie prędkości jej usuwania w zależności od wielkości ciśnień głowicowych w przestrzeni i w przewodzie, jak również umożliwia dobór optymalnych parametrów procesu.

EN

The paper presents method of water removal from gas well. The method consists in running the perforated tubes into the well with severe water hold up and removing it by blowing high pressure gas into annulus.

10

Środki chemiczne zapobiegające wydzielaniu się soli w odwiertach ropnych i gazowych

Bęben D., Janocha A.

Nafta-Gaz

|

2008

|

R. 64, nr 11

807-811

PL

Zjawisko krystalizacji soli występuje podczas wydobycia płynów złożowych i zaburza prawidłową eksploatację złoża. Głównym powodem wytrącania się soli w złożu i w rurkach wydobywczych jest zaburzenie równowagi PVT skutkujące nasyceniem się wód złożowych. Zastosowanie pewnych środków chemicznych częściowo eliminuje to niekorzystne zjawisko.

EN

Salt cristalization during production of hydrocarbons disturb production process. Main reason of salt depositions in reservoir and tubing string is caused by PVT equilibrium upset and reservoir water saturation. Using some chemical agents can partially protect salt deposition phenomena.

11

Ograniczenie dopływu wody złożowej do odwiertów eksploatacyjnych z wykorzystaniem roztworów polielektrolitów

Such J.

Nafta-Gaz

|

2008

|

R. 64, nr 3

157-163

PL

Zagadnienie ograniczania dopływu wody do odwiertów eksploatacyjnych z wykorzystaniem roztworów polielektrolitów od szeregu lat znajduje znaczące miejsce w literaturze i wdrożeniach, nie tylko w odwiertach złóż węglowodorów ale również w magazynach gazu. Artykuł przedstawia podstawowe zasady stosowania zabiegów ograniczenia dopływu wody do odwiertów eksploatacyjnych za pomocą polimerów, wraz z przykładem złożowym zabiegu w odwiercie gazowym z wykorzystaniem krajowych polielektrolitów.

EN

The paper describes the water production problems and polyacrylamide treatments for water control in producing wells. Presents the some results of core laboratory tests with polish polyacryloamid. One field test in producing gas well and efficiency of this treatment are shown.

12

Ciężkie zaczyny cementowo- lateksowe odporne na działanie solanek magnezowych o różnej mineralizacji

Kątna Z.

Cement Wapno Beton

|

2008

|

R. 13/75, nr 4

196-204

PL

Przedstawiono wyniki badań stwardniałych zaczynów cementowych sporządzonych z ciężkich zawiesin cementowo-lateksowych, w których jako materiał wiążący zastosowano cement hutniczy CEM III/A 32,5 oraz mieszaniny cementów hutniczego i wiertniczego typu WG i G. Próbki stwardniałych zaczynów cementowych przez okres 28 dni poddawano działaniu wód złożowych z dużą zawartością jonów magnezu. Opracowano składy zawiesin cementowych dających stwardniałe zaczyny o znikomej przepuszczalności dla gazów oraz o dużej wytrzymałości na ściskanie, odporne na działanie solanek o dużej zawartości związków magnezowych.

EN

Hardened heavy-weight cement grouts with latex addition, based on the metallurgical cement CEM Ill/A 32,5 and oil well cement type WG and G were examined. The samples were stored at temperature 95°C in the magnesium-rich deposit waters and laboratory made brine. Cement grouts produced from 50% metallurgical cement CEM Ill/A and 50% oil well cement, cured in magnesium brines of lower concentration <20 Mg2+ ions/I at temperature 95°C, reveal high compressive strength. These grouts can be applied as resistant, low-permeable pipe sealing agent in oil wells cementing.

13

Wynoszenie wody złożowej lub kondensatu z odwiertów gazowych

Szpunar T., Budak P.

Nafta-Gaz

|

2007

|

R. 63, nr 5

315-320

PL

W artykule, na podstawie wyników pracy oraz zależności natężenia przepływu gazu od ciśnienia dennego ruchowego, wyprowadzono zależności umożliwiające określenie minimalnego natężenia przepływu gazu, zapewniającego wynoszenie wody złożowej lub kondensatu z odwiertów gazowych. Podano procedurę obliczeń minimalnego natężenia przepływu gazu oraz odpowiadającego mu ciśnienia głowicowego ruchowego.

EN

Basing on results of paper the equations are derived which relate the minimum gas flow rate required for continuous removal of liquids and wellhead pressure. Provided is calculation procedure which accounts for pressure decline with time and density of liquid laden column of gas.

14

Wpływ kontaktu wody złożowej na właściwości fazowe gazu kondensatowego

Warchoł M.

Nafta-Gaz

|

2006

|

R. 62, nr 7-8

376-381

PL

Złoża gazowe w strukturze skały zbiornikowej oprócz węglowodorów często zawierają także wodę związaną oraz podścielającą wodę złożową w równowadze fazowej z gazem. Wskutek kontaktu z wodą (solanką) następuje "transfer mas" i niektóre składniki gazu częściowo migrują do fazy wodnej. W wyniku tego zjawiska skład fazy węglowodorowej ulega zmianie, co pociąga zmianę jej właściwości fazowych. Stopień tych zmian oceniono w pracy na podstawie przeprowadzonych badań kontaktowych oraz analiz chemicznych próbek gazu.

EN

Gas reservoirs apart from hydrocarbons contain also interstitial brine in equilibrium and frequently are underlain by an aquifer. In reservoir conditions appears mass transfer due to this water-gas contact. Phase properties of reservoir fluid changes. In addition, the mass transfer between the hydrocarbon and aqueous phases strongly influences their scalling and corrosion potentials. This paper presents experimental data on the effect of contacting gas condensate with brine.

15

Szacowanie przypływu wody złożowej w odwiertach gazowych

Falkowicz S., Dubiel S.

Nafta-Gaz

|

2005

|

R. 61, nr 2

45-50

PL

W artykule przedstawiono metodę szacowania maksymalnej wartości dopływu wody złożowej w odwiertach podczas eksploatacji złóż gazu, po częściowym ich zawodnieniu w utworach miocenu autochtonicznego w obszarze Przedgórza Karpat. Uwzględniono przy tym warstewkowo-laminową budowę skał zbiornikowych miocenu w tym obszarze, wartość faktycznej produkcji gazu oraz wartości współczynników przepuszczalności absolutnej i względnej próbek skał złożowych określone badaniami laboratoryjnymi. Podano podstawy teoretyczne i warunki pomiarów laboratoryjnych oraz charakterystykę wykorzystanych danych przemysłowych.

EN

This paper presents assessment procedure of formatiion water inflow to flooded gas wells in Carpathian Foreland. The impact of thin layer geological structure and mineralogy of resevoir on rate of inflow has been analyzed. Experimental studies were conducted to evaluate the relative permeability of reservoir rocks. Effective prediction of formation water inflow to flooded gas wells allow to prepare water shutoff treatments. Well prepared and made treatments can improve the economics of a gas recovery process.

16

Modelowanie i badanie zjawiska wypierania gazu ziemnego rozpuszczonego w wodach złożowych gazami kwaśnymi w procesach powrotnego zatłaczania

Warchoł M.

Nafta-Gaz

|

2005

|

R. 61, nr 5

210-218

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań procesów wypierania gazu metanowego poprzez gazy kwaśne, zatłaczane bezpośrednio do solanki podścielającej złoże z czapą gazową. Badania fazowe wykonane w aparaturze PVT, miały na celu dowieść, że zachodzi proces wypierania z wód złożowych rozpuszczonego w nich metanu poprzez zatłaczane gazy kwaśne w strefę wody podścielającej. Jak dowiedziono, zjawisko to zachodzi ze względu na znaczne różnice w ich rozpuszczalności (metanu rodzimego i gazów kwaśnych w solance). Właściwość ta jest bardzo interesująca z praktycznego punktu widzenia, pozwala na uzupełnianie zasobów gazu w czapie o wypierany przez gazy kwaśne metanowy gaz rozpuszczony dotychczas w wodzie podścielającej. W artykule przedstawiono wyniki przeprowadzonych badań modelowych i symulacyjnych dla różnych ilości zatłoczonego CO2. Zastosowanie technologii opartej na badanym procesie wypierania pozwala na selektywne wydobycie ze złóż węglowodorów, kierując do niego powrotnie szkodliwe dla biosfery składniki w postaci H2S i CO2. Głównym zadaniem jest ochrona środowiska naturalnego (m.in. zapobieganie efektowi cieplarnianemu), równocześnie zatłaczane gazy kwaśne wypierają z wód podścielających rozpuszczone węglowodory lekkie.

EN

The article presents results of the study with process of reinjection to the reservoir zone the acid gases which are the gas wastes from amine's desulphuration process of natural gas. This technology is especially attractive for the smaller reservoirs where the conversation method's of hydrogen sulphide to elementary sulphide is not economical. The technology shows that it's possible to reinject the acid gases directly to bottom water zone. There was performed at INiG PVT Laboratory research into phase properties and reinjection model simulations using PVT equipment. Analyses proved that it will be proceeds process of displacement of the methane in-situ which is dissolved in bottom water by acid gases reinjected into bottom water. This phenomenon should proceeds due to the significant differences in the solubility the methane and the acid gases in the reservoir bottom water. This property is very interesting. In practice, it allows to minimize greenhouse effect and resupply the gas resources in gas cap with displaced methane dissolved in bottom water by the acid gases.

17

Wody złożowe i ich wpływ w procesie eksploatacji złóż ropy naftowej

Jewulski J., Wojnarowski P., Wojnar A.

Gaz, Woda i Technika Sanitarna

|

2005

|

Nr 6

5-7

EN

Researching salinity of some deposit waters that influence the process of oil deposits' exploitation. Chemical characteristics of Polish subterranean waters. Charts of quality analysis for selected brines. Researching brines using a spectrometer.

18

Zmiany mineralizacji wód złożowych wzdłuż horstu Ryszkowej Woli

Drabik K.

Nafta-Gaz

|

1999

|

R. 55, nr 2

92--99

PL

W artykule przedstawiono metody, które umożliwiły określenie zmian mineralizacji wody złożowej w rejonie Ryszkowej Woli.

EN

The paper presents some methods which enabled determining changes of reservoir waters mineralization in the area of Ryszkowa Wola.

19

Dobór środków powierzchniowo-czynnych dla zwiększenia efektywności wynoszenia wody złożowej z odwiertów gazowych na przykładzie złoża Tarchały-Antonin

Jewulski J.

Gaz, Woda i Technika Sanitarna

|

1998

|

nr 12

503-506

EN

Laboratory research of surface tension in water solutions of superficial active agents at the water/gas area contact. Calculation of minimal natural gas discharge necessary for removal of water from gas wells.