Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Analiza możliwości zwiększenia pojemności czynnej podziemnych magazynów gazu w Polsce

Filar Bogdan, Miziołek Mariusz, Cicha-Szot Renata, Moska Agnieszka, Kwilosz Tadeusz, Szpunar Tadeusz

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 9

571--580

PL

Głównym zadaniem PMG jest bilansowanie zmiennego zapotrzebowania na gaz w ciągu całego roku oraz zapewnienie rezerw strategicznych na wypadek przerw w jego dostawach. Jeszcze niedawno w Europie zamykano niektóre podziemne magazyny gazu, gdyż taniej można było kupić gaz dostępny na rynku „spotowym”. Wojna, którą rozpętała Rosja, zmieniła znaczenie podziemnych magazynów gazu. W latach 2015–2021 w Polsce nastąpił wzrost zużycia gazu ziemnego o 5 mld m3 – z 15 do 20 miliardów. Szybki wzrost zużycia gazu wymusza dostosowanie krajowego systemu PMG do nowego zapotrzebowania rynkowego. W związku z tym, że proces inwestycji w nowe pojemności magazynowe trwa od 5 do 8 lat, to inwestycje te mają zaspokajać głównie przyszłe potrzeby. Potrzeby magazynowe bezpośrednio wynikają z rzeczywistego zużycia gazu ziemnego, jednakże proces inwestycyjny wymaga prognozowania długoterminowego zużycia gazu. Firma Gaz-System S.A. w planie rozwoju przedstawiła dwie prognozy zużycia gazu do roku 2040, bazową i dynamiczną. Prognoza bazowa zakłada wzrost zużycia gazu z 20 mld m3 w 2021 roku do 34,7 mld m3 . Natomiast prognoza wykonana w wariancie dynamicznym przewiduje wzrost zużycia gazu do 37,3 mld m3 . Niestety z powodu obecnych perturbacji na europejskim rynku gazowniczym trudno jest w tej chwili przedstawić wiarygodną długoterminową prognozę zużycia gazu ziemnego w Polsce. Niniejsza analiza ma na celu wykonanie prognozy długoterminowych potrzeb magazynowych. Obecnie sumaryczna pojemność PMG wysokometanowych w Polsce wynosi 3,23 mld m3 . W związku z tym, że ryzyko przerw w dostawach gazu związane jest z dostawami gazu z importu, zapotrzebowanie na pojemność czynną PMG określono w zależności od prognozowanej wielkości importu. W roku 2021 pojemność czynna polskich PMG pozwalała na zmagazynowanie 20,81% importowanego gazu. Ewentualna dalsza rozbudowa PMG w Polsce będzie zależeć od rozwoju sytuacji na rynku gazu ziemnego w Polsce oraz w Europie. Przedstawiona analiza zakłada, że minimalna pojemność czynna polskich PMG powinna wynosić 20,81% prognozowanej wielkości importu gazu. Magazyny gazu, oprócz bieżącego bilansowania potrzeb rynku, „przechowują” również, w postaci zapasu obowiązkowego, rezerwy strategiczne. W opracowaniu przedstawiono prognozę zapotrzebowania na pojemności czynne PMG do 2040 roku w rozbiciu na zapas obowiązkowy i pojemność handlową. Wykonana analiza pokazuje również możliwości rozbudowy istniejących magazynów lub budowy nowych PMG.

EN

The main task of UGS is to balance the fluctuating demand for gas throughout the year and to ensure strategic reserves in the event of interruptions in gas supplies. Until recently, some underground gas storage facilities in Europe were closed because it was cheaper to purchase gas on the “spot” market. However, the war that unleashed by Russia has rapidly changed the importance of underground gas storage facilities. In the years 2015–2021, natural gas consumption in Poland increased by 5 billion m3 , rising from 15 to 20 billion3 . This rapid increase in gas consumption necessitates the adaptation of the national UGS system to meet new market demands. Given that the investment process for new storage capacities takes from 5 to 8 years, these new capacities are mainly intended to meet future needs. Storage needs directly result from natural gas consumption; however, the investment process requires forecasting long-term gas consumption. In its development plan, Gaz-System S.A. presented two gas consumption forecasts until 2040: a baseline and a dynamic scenario. The baseline forecast assumes an increase in gas consumption from 20 bcm in 2021 to 34.7 bcm. Conversely, the dynamic forecast anticipates an increase in gas consumption to 37.3 billion m3 . Unfortunately, due to current disruptions in the European gas market, presenting a reliable long-term forecast of natural gas consumption in Poland is challenging. The current analysis is aimed at forecasting long-term storage needs. Currently, the total capacity of high-methane UGSs in Poland is 3.23 billion m3 . Due to the fact that the risk of interruptions in gas supplies is associated with imported gas, the demand for UGS working capacity was determined based on the forecast volume of imports. In 2021, the working capacity of Polish UGS allowed for the storage of 20.81% of imported gas. Possible further expansion of UGS in Poland will depend on situation on the natural gas market in Poland and in Europe. The current analysis assumes that the minimum working capacity of Polish UGSs should be able to store at least of 20.81% of the projected volume of gas imports. Besides balancing current market needs, gas storage facilities also maintain strategic reserves in the form of mandatory reserves. The study presents a forecast of the demand for UGS working capacities until 2040, broken down into mandatory reserves and commercial capacity. The analysis also explores the possibilities of expanding existing storage facilities or constructing new UGS.

2

Interakcja skała–solanka–CO2

Cicha-Szot Renata, Leśniak Grzegorz

Przegląd Geologiczny

|

2023

|

Vol. 71, nr 4

164--168

EN

The rock–brine–CO2 interaction significantly affects the mechanism and efficiency of the geological storage process. Therefore, learning and understanding the processes occurring in the pore space is extremely important to ensure the safe large-scale storage of this gas. A measurement procedure was developed to assess changes in petrophysical parameters under the influence of CO2. A specialized test stand was designed and built to simulate rock–brine–CO2 interaction under simulated reservoir conditions. The research was carried out on samples of carbonate rocks and Cambrian sandstones. In most cases, an improvement of filtration parameters in the 5–20% range was observed. In the case of samples in which the dominant mineral was calcite, the increase in filtration parameter values reached 200–400%. An increase in the diameter of the pore channels and a change in the surface roughness, as well as greater hydraulic connectivity of the pore space, will affect the capillary forces and the loss of continuity of the non-wetting fluid flow, limiting capillary trapping in the near-wellbore zone.

3

Interakcja wodoru ze skałą zbiornikową

Cicha-Szot Renata, Leśniak Grzegorz

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 8

580--588

PL

Istnieje szereg metod magazynowania wodoru, do których zaliczyć można stosowanie zbiorników napowierzchniowych, wiązanie w wodorkach metali, nanorurkach węglowych, sieciach metaloorganicznych, ciekłych organicznych nośnikach wodoru czy adsorbentach. Jednak to podziemne magazynowanie wodoru w strukturach geologicznych (PMW) wydaje się kluczowe dla rozwiązania problemu długoterminowego magazynowania dużych ilości energii oraz zwiększenia stabilności sieci energetycznej i poprawy wydajności systemów energetycznych. Kryteria wyboru struktury do magazynowania wodoru obejmują szereg czynników technicznych, ekonomicznych, ekologicznych i społecznych. Jednym z najmniej rozpoznanych obszarów badawczych dotyczących PMW jest utrata wodoru in situ wywołana reakcjami geochemicznymi, które mogą wpływać na parametry petrofizyczne oraz wytrzymałość skał uszczelniających. W artykule przeanalizowano reakcje, jakie mogą wystąpić podczas magazynowania wodoru w strukturach geologicznych. Na podstawie studium literaturowego wskazano grupy minerałów, które mogą wpływać na zmiany pojemności magazynowej oraz na czystość gazu. Należą do nich w szczególności węglany, anhydryt, ankeryt i piryt, które stanowiąc skład matrycy skalnej lub cementu, mogą znacząco wpływać na potencjał magazynowy analizowanej struktury. Podczas kontaktu z wodorem minerały te ulegają rozpuszczeniu, w wyniku czego uwalniane są m.in. jony Fe2+, Mg2+, Ca2+, SO4 2−, HCO3 − , CO3 2−, HS− . Jony te wchodzą nie tylko w skład minerałów wtórnych, ale również na skutek dalszych reakcji z wodorem zanieczyszczają magazynowany nośnik energii domieszkami CH4, H2S i CO2, co ogranicza możliwości dalszego wykorzystania wodoru. Zwrócono również uwagę na możliwość wystąpienia rozpuszczania kwarcu, którego szybkość zależy od stężenia jonów Na+ w solance złożowej oraz pH. Ponadto pH wpływa na reaktywność wodoru i zależy w dużej mierze od temperatury i ciśnienia, które w trakcie pracy magazynu będzie podlegało częstym cyklicznym zmianom. W artykule omówiono wpływ warunków termobarycznych na analizowany proces, co powinno stanowić podstawę do szczegółowej analizy oddziaływania skała–wodór– solanka dla potencjalnej podziemnej struktury magazynowej.

EN

There are several hydrogen storage methods, including surface tanks, metal hydrides, carbon nanotubes, organometallic networks, liquid organic hydrogen carriers, or adsorbents. However, underground hydrogen storage (UHS) appears to be crucial in solving the problem of long-term storage of large amounts of energy, increasing the power grid's stability and improving energy systems' efficiency. The criteria for selecting a hydrogen storage structure include a number of technical, economic, ecological, and social factors. One of the least recognized research areas concerning UHS is the in situ loss of hydrogen caused by geochemical reactions that may affect sealing rocks' petrophysical parameters and strength. The article presents the reactions that may occur during hydrogen storage in geological structures. Based on a literature study, groups of minerals that may affect changes in storage capacity and gas purity have been indicated. These include, in particular, carbonates, anhydrite, ankerite, and pyrite in both the rock matrix and the cement. Upon contact with hydrogen, these minerals dissolve, releasing, among others, Fe2+, Mg2+, Ca2+, SO4 2– , HCO3 – , CO3 2– , HS– ions. These ions are not only components of secondary minerals but also, as a result of further reactions with hydrogen, pollute the stored energy carrier with admixtures of CH4, H2S and CO2, which limits the possibilities of further hydrogen use. The possibility of quartz dissolution, the rate of which depends on the concentration of Na+ ions in the reservoir brine and the pH, was also noted. Moreover, pH influences the reactivity of hydrogen and depends mainly on temperature and pressure, which will be subject to frequent cyclical changes during the operation of the storage. This review paper discusses the influence of thermobaric conditions on the analyzed process, what should be a base for detailed analysis of the rock-hydrogen-brine interaction for the potential underground storage structure.

4

Microbial assisted waterflood effectively increases production from a mature Carpathian oil field: Project results and analysis of economic efficiency at eighty months

Falkowicz Sławomir, Cicha-Szot Renata, Nelson Sidney, Launt Phillip, Rogaliński Marcin

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 3

131--138

EN

This paper relates to the possibilities of applying Microbial Assisted Waterflood (MAW) technology in mature Carpathian oil fields. The geological structure of the Polish Carpathian Foothills is summarized, and a rational is given for continued use of microbial oil recovery technology in Polish Foreland reservoirs. Additionally, a recommendation is made to investigate the use of microbial oil recovery methods for other Carpathian reservoirs throughout the region where appropriate conditions exist. In support of this rational, the results from 80 months of an active MAW project at the Plawowice oil field are presented. Results of laboratory tests simulating the microbial flooding process at Plawowice have been presented earlier. From the beginning, the project was designed to economically improve the recovery factor (RF) from this depleted Carpathian Foreland reservoir. Phase I field work at Plawowice began in September, 2011. The initial biopreparation was produced by INiG and delivered to the Plawowice oilfield. Once on site, it was further amplified in volume and then injected into the Pl-311 injector in one large slug. Phase II in September, 2014 is marked by microbial re-treatment and project expansion. In June, 2017 the project moved into Phase III and as of March, 2019 it is halfway into the 8th year of continuous operation. Proper design and implementation of MAW technology at Plawowice has proven capable of increasing production rates from all three oil wells currently involved in the MAW project. Production from the Pl-52, Pl-159 and Pl-111 oil wells all show significant increases in production that substantially above their production rates before microbial treatment, with average values of these increments being 147%, 39% and 112% respectively. An assessment is made of the overall economic efficiency of the Project, concluding that an extension of the productive life of all project wells was achieved by phase III of the project.

PL

W artykule przedstawione zostały przesłanki do stosowania technologii nawadniania mikrobiologicznego mającego na celu poprawę stopnia sczerpania starych złóż ropy naftowej Karpat i przedgórza Karpat. Budowa geologiczna oraz warunki eksploatacyjne starych złóż ropy naftowej umożliwiają stosunkowo tanie wdrożenie technologii nawadniania mikrobiologicznego na większości złóż ropy naftowej na tym obszarze. Przekonującym dowodem są pozytywne technologiczne i ekonomiczne wyniki osiemdziesięciu miesięcy trwania projektu Pławowice. Wyniki testów laboratoryjnych symulujących proces mikrobiologicznego nawadniania złoża ropy przedstawiono wcześniej. Były one podstawą opracowania założeń projektu Mikrobiologicznego Nawadniania Złoża (MNZ) wdrożonego na złożu ropy naftowej Pławowice, który od samego początku miał na celu podniesienie wskaźnika sczerpania złoża, tzw. recovery factor. Projekt rozpoczęto we wrześniu 2011 roku, kiedy to na teren KRN Pławowice dostarczono, przygotowany w przemysłowym reaktorze INiG – PIB, biopreparat o wymaganych parametrach. Następnie na terenie kopalni uzyskano ciecz roboczą w ilości około 16 m3 i zatłoczono do złoża odwiertem Pl-311, rozpoczynając w ten sposób projekt MNZ Pławowice, który trwa do dnia dzisiejszego. Prawidłowy dobór cieczy roboczej i technicznych warunków prowadzenia projektu zaowocował znaczącym przyrostem produkcji we wszystkich objętych projektem odwiertach. Produkcja w odwiertach Pl-52, Pl-159 i Pl-111 znacząco wzrosła – odpowiednio o 147%, 39% i 112% w porównaniu z produkcją sprzed rozpoczęcia projektu. Wdrożenie projektu nie wymagało żadnych nakładów inwestycyjnych na infrastrukturę czy personel KRN Pławowice, a w czasie całego okresu trwania projektu nie zanotowano żadnych problemów technicznych. W artykule pokazane zostały wyniki produkcyjne wybranych odwiertów oraz rezultaty analizy efektywności technologiczno-ekonomicznej projektu. Wyniki te są podstawą do rozważenia wdrożenia technologii MNZ na pozostałych jeszcze w eksploatacji złożach ropy naftowej Karpat i przedgórza Karpat.