Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Ocena skuteczności działania inhibitorów osadzania się siarczanów baru i strontu w warunkach testu dynamicznego

Kuśnierczyk Jerzy, Biały Stanisław, Szuflita Sławomir, Warnecki Marcin, Wojnicki Mirosław

Przemysł Chemiczny

|

2019

|

T. 98, nr 5

747--750

PL

W przemyśle naftowym istnieje wysokie ryzyko wytrącania się osadów nieorganicznych na różnych etapach wydobycia ropy naftowej ze złoża, jak również podczas zabiegów intensyfikacyjnych i transportu ropy. Aby spowolnić, opóźnić lub znaczne zminimalizować (czasem praktycznie do zera) proces wytrącania się osadów, optymalnym rozwiązaniem jest zastosowanie odpowiednich inhibitorów. Dzięki zastosowaniu metody przedstawionej w pracy weryfikuje się skuteczność działania inhibitorów osadów siarczanu baru i strontu w warunkach dynamicznych z uwzględnieniem wpływu temperatury, ciśnienia i warunków przepływu. Oprócz testu statycznego, test w warunkach dynamicznych jest podstawowym badaniem pozwalającym na ocenę inhibitorów przed ich zastosowaniem w warunkach przemysłowych.

EN

Four com. inhibitors were used to avoid pptn. of CdSO₄ and SrSO₄ after mixing of incompatible water from oil industry with seawater. The tests were carried out according to a developed method at 70°C under pressure 50 bar, at flow 2 cm³/min and for 50 min. For 2 inhibitors, a min. concn. 50-60 ppm was detd. at which easy brine flow for 50 min was possible. For 2 other inhibitors, even the increase of their dose to 1000 ppm did not protect the mixt. against pptn.

2

Test inhibitorów obniżających temperaturę wytrącania parafiny z ropy naftowej

Bęben D.

Przemysł Chemiczny

|

2018

|

T. 97, nr 7

1083--1087

PL

Wytrącanie się parafiny w rurociągach podczas przepływu ropy naftowej jest kluczowym problemem przemysłu naftowego. Powoduje to blokowanie przepływu, a nawet prowadzi do jego zaniku. Zatkany rurociąg musi zostać ponownie uruchomiony poprzez zastosowanie ciśnienia, które musi być znacznie wyższe niż przy normalnej eksploatacji. Innym sposobem przywrócenia przepływu jest odpompowanie ropy zalegającej w rurociągu i w jej miejsce wtłoczenie rozpuszczalnika parafiny, a w ostateczności rozcięcie rurociągu i jego przeparowanie. Dokonano przeglądu metod oceny początku wytrącania się parafiny. Opisano różne sposoby stosowane w celu ułatwienia ponownego uruchomienia rurociągu oraz zaproponowano metody zapobiegające tworzeniu się aglomeratów parafiny. Opracowano metodę określania początkowej temperatury wytrącania się parafiny z ropy naftowej.

EN

Five com. inhibitors were added to Polish crude oil (0.1% by mass) to decrease the initial temp. of paraffin pptn. Use of inhibitors based on PhSO3H and n-C10–C14-alkanes resulted in the highest redn. of the pptn. temp.

3

Prognozowanie kolmatacji otworu chłonnego przy zatłaczaniu schłodzonych wód termalnych

Tomaszewska B., Pająk L., Bielec B.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2013

|

nr 456 Hydrogeologia z. 14/2

615--620

PL

Ocena dynamiki procesów związanych z powstawaniem, migracją i deponowaniem cząstek stałych, które często powodują kolmatację i uszkodzenia otworów w systemach geotermalnych, jest istotna do identyfikacji warunków ich stabilnej i długotrwałej eksploatacji. Dla dubletu otworów (otwory eksploatacyjny i chłonny) zaproponowano matematyczny opis zmian indeksu chłonności w czasie oraz wymaganego ciśnienia zatłaczania wody w modelowanych warunkach eksploatacji wód, występujących w obrębie piaskowcowych struktur jury dolnej na Niżu Polskim. Wykazano, że wskutek kolmatacji strefy czynnej ciśnienie zatłaczania rośnie szczególnie gwałtownie w pierwszej dobie po rozpoczęciu procesu zatłaczania. Wyniki symulacji prognostycznych potwierdzono w trakcie realizacji rzeczywistych badań w otworze chłonnym.

EN

When identifying the conditions required for the sustainable and long-term exploitation of geothermal resources, it is very important to assess the dynamics of processes linked to the formation, migration and deposition of particles in geothermal systems. Such particles often cause clogging and damage to the boreholes and source reservoirs. The paper proposes a mathematical model for changes in the absorbance index and the water injection pressure required over time. It was determined from the operating conditions for a model system consisting of a doublet of geothermal wells (extraction and injection well) and the water from Lower Jurassic sandstone structures in the Polish Lowland. It has been demonstrated that clogging of the active zone causes a particularly high surge in injection pressure during the first 24 hours of pumping. These estimated results have been confirmed in practice by real-life investigation of an injection well.