Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Badania skuteczności środków pieniących do spieniania wód złożowych

Kluk Dorota, Steliga Teresa, Bęben Dariusz

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2023

|

R. 26, Nr 1 (287)

14-17

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań dotyczące oceny środków powierzchniowo czynnych w kontekście możliwości ich wykorzystania do usuwania wody z zawodnionych odwiertów gazowych. Badania przeprowadzono w warunkach laboratoryjnych na stanowisku badawczym symulującym kolumnę wydobywczą. Testy pienienia wykonano dla kompozycji wód złożowych, pobranych z odwiertów W-8, WG-1 oraz Ż-11, ze środkami pianotwórczymi występującymi w formie świec (BioCond 30, BioAcid 30/380, BioCond Plus 30/380). Wykonane analizy fizyczno-chemiczne wód złożowych wykazały, że są one wysoko zmineralizowanymi solankami o zróżnicowanych zawartościach substancji organicznych i nieorganicznych. Testy pienienia wód złożowych prowadzono kolejno z dawkami środków powierzchniowo czynnych: 1,5, 3,0 oraz 5,0 g/m3. Kryterium wyboru środka pianotwórczego stanowiły skuteczność działania przy jak najniższej dawce wprowadzanej do wody złożowej. Wyniki przeprowadzonych prac umożliwiły wybór optymalnych rodzajów i dawek środków powierzchniowo czynnych do celów odwadniania odwiertów, przyczyniając się do zwiększenia stopnia sczerpania złoża.

EN

The article discusses the results of research on the evaluation of surfactants in the context of the possibility of using them to remove water from waterlogged gas wells. The tests were carried out in laboratory conditions on a test stand simulating a mining column. Foaming tests were performed for reservoir waters collected from the W-8, WG-1 and Ż-11 wells and foaming agents in solid form (BioCond 30, BioAcid 30/380, BioCond Plus 30/380). The physical and chemical analyzes of the reservoir waters showed that they are highly mineralized brines with various contents of organic and inorganic substances. The foaming tests of reservoir waters were carried out sequentially with the doses of surfactants: 1.5, 3.0 and 5.0 g/m3. The criterion for the selection of the foaming agent was the effectiveness at the lowest dose introduced to the formation water. The results of the conducted works made it possible to select the optimal types and doses of surfactants for the purpose of well drainage, contributing to an increase in the depletion of the deposit.

2

Badania wpływu środków pieniących na skuteczność wynoszenia wody złożowej z odwiertu

Kluk Dorota, Steliga Teresa, Bęben Dariusz

Nafta-Gaz

|

2023

|

R. 79, nr 6

420--427

PL

W artykule zaprezentowano badania spienialności wód złożowych za pomocą środków powierzchniowo czynnych (SPCz) o handlowych nazwach BioLight 30/380, BioAcid 30/380 oraz BioCond Plus 30/380. Stosowane SPCz występowały w postaci świec pieniących. Wody poddawane testom pienienia charakteryzowały się różnorodnymi parametrami fizycznymi i chemicznymi, szczególnie pod kątem mineralizacji (260–311 664 mg/dm3 ) i zawartości substancji organicznych (0–102 mg/dm3 ). Testy wpływu środków pieniących na skuteczność spieniania i wynoszenia wód złożowych z odwiertu prowadzono na stanowisku laboratoryjnym symulującym kolumnę wydobywczą gazu ziemnego. Podczas testów pienienia wód złożowych, prowadzonych kolejno z dawkami środków powierzchniowo czynnych: 1,5 g/m3 , 3,0 g/m3 oraz 5,0 g/m3 , wykonywano pomiary: napięcia powierzchniowego wody, objętości wytworzonej piany w funkcji czasu oraz wypienionej wody złożowej. Kryterium wyboru efektywności działania środka powierzchniowo czynnego dla badanej wody było jej skuteczne wynoszenie w strukturze piany z instalacji symulującej zawodniony odwiert gazowy oraz minimalizacja dawki wprowadzanego do wody środka pianotwórczego. Wyniki przeprowadzonych badań laboratoryjnych uzyskane w ramach realizowanej pracy umożliwiły zaproponowanie efektywnie działających środków powierzchniowo czynnych w kontekście spieniania i wynoszenia wód złożowych z odwiertu. W praktyce powiązanie wyników badań laboratoryjnych z rodzajem i dawkowaniem środków pieniących, z właściwościami wody złożowej i parametrami eksploatacji złoża gazu pozwoli na wskazanie, jakie środki i w jakich ilościach mogą w efektywny sposób usprawnić eksploatację danego rodzaju złoża gazu ziemnego. Wyniki prac przyczynią się do zwiększania stopnia sczerpania zasobów geologicznych złóż węglowodorów.

EN

The article presents studies of formation water foamability using surfactants with the trade names BioLight 30/380, BioAcid 30/380 and BioCond Plus 30/380. Foaming candles were used as the surfactants. The waters subjected to foaming tests were characterized by various physical and chemical parameters, especially in terms of mineralization (260–311,664 mg/dm3 ) and the content of organic substances (0–102 mg/dm3 ). Tests of the effect of foaming agents on the effectiveness of foaming and raising formation water from the borehole were carried out on a laboratory stand simulating a natural gas well. During the tests of formation water foaming, carried out successively with surfactants doses of 1.5, 3.0 and 5.0 g/m3 , the following measurements were made: surface tension of water, volume of generated foam as a function of time and foamed formation water. The criterion for choosing the effectiveness of the surfactant for the tested water was: effective removal of water in the form of foam from the installation simulating a flooded gas well and the minimization of the dose of the foaming agent introduced into the water. In practice, linking the results of laboratory tests with the type and dosage of foaming agents, formation water properties and exploitation parameters of gas reservoir will make it possible to indicate which agents and in what quantities can effectively improve the exploitation of a given type of natural gas deposit. The results of the works will contribute to increasing the degree of depletion of geological resources of hydrocarbon deposits.

3

Przeciwdziałanie i monitoring awarii rurociągów przesyłowych na kopalniach ropy naftowej i gazu ziemnego

Bęben Dariusz

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2021

|

R. 24, Nr 1 (266)

4--7

PL

W celu ilościowej oceny przebiegu procesów korozyjnych konieczne jest zastosowanie monitorowania korozji w sposób bezpośredni. Celem monitorowania korozyjnego jest zastosowanie środków zaradczych pozwalających na przedłużenie czasu eksploatacji rurociągów, instalacji i urządzeń, a także kontrola i ochrona środowiska oraz bezpieczeństwo ludzi. Poprawnie skonstruowany i wdrożony system monitoringu korozji zmniejsza prawdopodobieństwo wystąpienia awarii, łagodzi skutki ewentualnej awarii, redukuje wpływ awarii na bezpieczeństwo społeczeństwa, pracowników przedsiębiorstwa, środowisko i ogranicza negatywny wizerunek operatora gazociągu. Pomiary szybkości korozji pozwalają przewidzieć powstanie perforacji i innych uszkodzeń korozyjnych. Monitorowanie pozwala także określić rozległość zagrożeń korozyjnych. Bardzo ważnym aspektem monitorowania korozyjnego są badania nieniszczące NDT umożliwiające kontrolę efektywności zastosowanych technologii ochrony przed korozją. Dla użytkownika instalacji ochrony katodowej (protektorowej), instalacji dozowania inhibitorów czy instalacji obróbki chemicznej niezwykle istotna jest rzeczywista szybkość korozji rurociągów. Znajomość tego parametru w różnych miejscach pozwala ocenić zasięg zastosowanej metody ochrony przed korozją oraz warunki jej eksploatacji, rozumiane jako optymalne dawki dozowania inhibitorów lub modyfikatorów, liczbę i rozmieszczenie anod oraz parametry prądowo/napięciowe w ochronie katodowej. Problem monitorowania korozji w celu zwiększenia bezpieczeństwa rurociągów wymaga nowego spojrzenia i nowych działań.

EN

If we take into account material issues and various methods of protection against corrosion of pipelines, presented below, it briefly introduces the complexity of corrosion processes. In order to quantitatively assess the course of corrosion processes, it is necessary to use corrosion monitoring directly. The purpose of corrosion monitoring is to use countermeasures to extend the life of pipelines, installations and equipment, as well as to control and protect the environment and human safety. Correctly constructed and implemented corrosion monitoring system reduces the likelihood of a failure, mitigates the effects of a possible failure, reduces the impact of failure on the safety of society, employees, the environment and reduces the impact of failure on the negative image of the gas pipeline operator. Corrosion rate measurements can predict perforation and other corrosion damage. Monitoring also allows you to determine the extent of corrosive hazards. A very important aspect of corrosion monitoring is NDT (non-destructive testing), checking the effectiveness of corrosion protection technologies used. For the user of cathodic (sacrificial) protection installations, inhibitor dosing installations or chemical treatment installations, the actual speed of pipeline corrosion is extremely important. Knowledge of this parameter in various places allows you to assess the range of the corrosion protection method used and the conditions of its operation understood as optimal dosages of inhibitors or modifiers, the number and distribution of anodes and current/voltage parameters in cathodic protection. The problem of corrosion monitoring in order to increase pipeline safety requires a new look and new action.

4

The effectiveness of chemicals used in the process of transmitting crude oil from the well to the processing plant

Bęben Dariusz

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 11

774--783

EN

Chemicals are added to crude oil to ensure that it flows from the well to the processing plant. Depending on the composition of the reservoir fluids being extracted (crude oil, reservoir water, natural gas), paraffin may be separated from the crude oil, hydrates may be formed from reservoir water and natural gas, and the combination of reservoir water and crude oil may form an emulsion. Those situations should be avoided to ensure continuous flow from the wellbore to the processing plant. To this end, chemicals, paraffin inhibitors, hydrate inhibitors, and demulsifiers are used. Based on the literature on the subject and on the author’s own experience from observing technological processes, research methods were proposed to assess the effectiveness of chemicals used to ensure the continuity of crude oil flow. The crude oil selected for the tests was characterised by a high content of paraffins, asphaltenes, chloride ions, and water. To determine the onset of paraffin precipitation, tests were conducted based on a change in viscosity and a coupon method – determining the weight gain on a coupon to check the effectiveness of a paraffin inhibitor. The rate of emulsion separation was evaluated in separating funnels. The water released from crude oil often leaches the salt contained within it. Various demulsifiers were used to investigate the separation of emulsions and the purification of oil from salts; silicone demulsifiers in particular were considered. To determine the change in the amount of salt in crude oil, a conductometric measurement was performed. The amount of demulsifier used for phase separation was determined by changing the surface tension. The proposed solution for the use of chemicals to transport and purify crude oil yields tangible economic benefits. The article summarises the research procedures and presents the results for selected crude oil and chemicals.

PL

Dodawanie środków chemicznych do ropy naftowej ma zapewnić jej przepływ między odwiertem a urządzeniami procesowymi kopalni ropy naftowej. W zależności od składu wydobywanych płynów złożowych (ropa naftowa, woda złożowa, gaz ziemny) z ropy naftowej może wydzielać się parafina, z wody złożowej i gazu ziemnego mogą powstawać hydraty, a z połączenia wody złożowej i ropy naftowej może powstawać emulsja. Aby zapewnić ciągłość przepływu z odwiertu do instalacji procesowych, należy stosować środki chemiczne przeciwdziałające tym zjawiskom: inhibitory parafinowania, inhibitory hydratów i demulgatory. Na podstawie doniesień literaturowych oraz własnych doświadczeń opartych na obserwacjach procesów technologicznych w instalacjach procesowych – zaproponowano metody badawcze w celu oceny efektywności środków chemicznych stosowanych do zapewnienia ciągłości przepływu ropy naftowej. Do badań wybrano ropy naftowe, które cechowały się dużą zawartością parafin, asfaltenów, jonów chlorkowych oraz wody. W celu określenia początku wytrącania parafiny przeprowadzono badania oparte na zmianie lepkości. Metodą kuponową określono przyrost masy na kuponie dla sprawdzenia skuteczności inhibitora parafiny. Szybkość rozdziału emulsji oceniono w szklanych rozdzielaczach. Wydzielająca się woda z ropy naftowej niejednokrotnie wymywa sól w niej zawartą. Do badań rozdziału emulsji i oczyszczania ropy z soli użyto różnych demulgatorów jonowych i niejonowych, a w szczególności zwrócono uwagę na silikonowe demulgatory. W celu określenia zmiany ilości soli w ropie naftowej zastosowano pomiar konduktometryczny. Ilość użytego demulgatora do rozdziału faz określono za pomocą zmiany napięcia powierzchniowego. Zaproponowane rozwiązania użycia środków chemicznych do transportu i oczyszczania ropy naftowej przynoszą wymierne skutki ekonomiczne. W artykule zebrano procedury badawcze oraz przedstawiono wyniki badań dla wybranych wysokoparafinowych rop naftowych oraz środków chemicznych.

5

Badania skuteczności działania wybranych inhibitorów korozji stosowanych okresowo w przemyśle wydobywczym

Bęben Dariusz

Ochrona przed Korozją

|

2019

|

nr 11

376--381

PL

W ostatnich latach, po przejściu kryzysu ekonomicznego, naukowcy przeprowadzili wiele badań w celu obniżenia kosztów produkcji. W przemyśle, zamiast inhibitorów korozji do stosowania ciągłego, wprowadzono inhibitory korozji stosowane okresowo. Celem przeprowadzonych badań, opisanych w artykule, była ocena skuteczności inhibitora stosowanego okresowo. Wyniki badań wykazały, że po zastosowaniu inhibitora korozji stosowanego okresowo w odwiertach gazowych, szybkość korozji obniżyła się do wartości odpowiednio: z 0,0129 mm/rok do 0,0046 mm/rok a w odwiertach ropnych z 0,0142 mm/rok do 0,0023 mm/rok.

EN

In recent years, after the economic crisis, scientists have conducted a lot of research to reduce production costs. In the industry, instead of corrosion inhibitors for continuous use, corrosion inhibitors used periodically have been introduced. The aim of the research described in the article, was to assess the effectiveness of the inhibitor used periodically. The test results showed that after the use of corrosion inhibitor applied periodically in gas wells, the corrosion rate decreased to values from 0.0129 mm / year to 0.0046 mm / year and in oil wells from 0.0142 mm / year to 0.0023 mm / year.