Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Long-term sequestration process in the Borzęcin structure – observation evidence of the injected acid gas migration and possible leakage

Lubaś Jan, Szott Wiesław, Lętkowski Piotr, Gołąbek Andrzej, Miłek Krzysztof, Warnecki Marcin, Wojnicki Mirosław, Kuśnierczyk Jerzy, Szuflita Sławomir

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2020

|

nr 230

1--176

EN

The monograph presents the results of research carried out under the European SECURe (Subsurface Evaluation of CCS and Unconventional Risks) project in the years 2018-2020. A significant part of the SECURe project comprised evaluation of the effects of the long-term CO₂-H₂S sequestration process in the Borzęcin reservoir structure. This monograph includes all historical operational data determining assumed and implemented parameters of the process and various tests and analyses performed on downhole, as well as surface samples of reservoir fluids, taken from selected wells of the structure. They were aimed at identifying the propagation and intensity of acid gas migration within the structure and potential leakage pathways towards the ground surface. Some of the tests such as analysis of soil gas samples or samples of gas dissolved in brine have never been conducted before, and provided additional information on the safety of geological storage of acid gases within the Borzęcin structure. Corrosion potentials of well tubing and cement were also examined and analysed as they are crucial factors of well completion and leakage prevention. Key components of performed studies and analyses included a simulation model of the Borzęcin structure, constructed from a broad set of geological, geophysical and petrophysical data. The model was calibrated against available operational and measured data, and used to determine basic characteristics of the sequestration process such as: fluid saturations and compositions, their variation in time due to fluid migrations and the transition between various phases. The observation evidence indicating the absence of acid gas leakage from the Borzęcin structure was confirmed and explained by the simulation results of the sequestration process. The constructed and calibrated model of the structure was also used to predict the future performance of the current sequestration project. In addition, the capacity of the Borzęcin structure for increased sequestration was assessed by finding the optimum scenario of the risk-free sequestration performance.

PL

Monografia przedstawia wyniki badań przeprowadzonych w latach 2018-2020 w ramach europejskiego projektu SECURe. Jednym z działań podjętych w tym projekcie było określenie efektów długoterminowego procesu sekwestracji CO₂-H₂S w strukturze Borzęcin. Niniejsza monografia zawiera całość historycznych danych eksploatacyjnych, określających zastosowane i wdrożone procedury procesu sekwestracji oraz wyniki szeregu różnych pomiarów i analiz przeprowadzonych na uprzednio pobranych powierzchniowych i wgłębnych próbkach płynów złożowych. Miały one na celu identyfikację migrujących w strukturze gazów kwaśnych oraz określenie potencjalnych dróg wycieku w kierunku powierzchni Ziemi. Niektóre spośród nich, takie jak wykonane po raz pierwszy analizy próbek powietrza glebowego oraz odgazowania solanki wgłębnej, dostarczyły dodatkowych informacji na temat bezpieczeństwa geologicznego składowania gazów kwaśnych w strukturze Borzęcin. Zbadano również potencjał korozyjny rur zatłaczających oraz płaszcza cementowego, ponieważ są one kluczowymi elementami wyposażenie odwiertów i zapobiegania wyciekom. Istotnym elementem wykonanych badań i analiz jest model symulacyjny struktury Borzęcin, skonstruowany w oparciu o całość dostępnych danych geologiczno-złożowych. Model ten został skalibrowany z wykorzystaniem historycznych danych eksploatacyjnych oraz wyników dodatkowych pomiarów, a następnie wykorzystany do określenia podstawowych cech procesu sekwestracji, takich jak skład i nasycenie płynów złożowych, ich zmienność w czasie spowodowaną migracją i przejściem między różnymi fazami. Wyniki obserwacji świadczące o braku wycieku gazów kwaśnych ze struktury Borzęcin zostały potwierdzone i objaśnione wynikami symulacji analizowanego procesu sekwestracji. Skonstruowany i skalibrowany model struktury wykorzystano również do określenia przyszłej charakterystyki prowadzonego obecnie procesu sekwestracji. Ponadto oszacowano objętość sekwestracyjną struktury Borzęcin poprzez określenie optymalnego scenariusza procesu sekwestracji pozbawionego ryzyka wycieku zatłaczanego gazu.

2

Geologiczna sekwestracja mieszanin gazów kwaśnych

Suchodolska K.

Przegląd Górniczy

|

2016

|

T. 72, nr 1

74--81

PL

W artykule omówiono problematykę geologicznej sekwestracji gazów kwaśnych. Celem pracy jest przegląd aktualnego stanu badań oraz dyskusja nad rezultatami dotychczasowych prac nad wpływem gazów kwaśnych na głębokie systemy hydrogeochemiczne. W artykule zwrócono uwagę na interakcje w systemie gaz - woda - skała zachodzące w wyniku iniekcji gazów kwaśnych. Przedstawiono wyniki reakcji rozpuszczania gazów kwaśnych w wodach formacyjnych oraz ich reakcji z matrycą skalną (np. zmiany składu petrograficznego, przepuszczalności i porowatości ośrodka skalnego oraz pH wód złożowych).

EN

This paper describes the topic of geological sequestration of acid gases. The aim of this study is to elaborate the impact of acid gases on the deep hydrogeochemical systems. The paper also highlights the interaction of the gas - water - rock system, occurring as a result of acid gas injection. Moreover, it presents the results of the dissolution of acid gases in the formation waters and their reaction with the rock matrix (e.g, changes of petrographic composition, permeability, porosity of the rock and pH of water reservoir).

3

Eksperymentalne badania interakcji H2S z materiałem warstwy wodonośnej

Labus K., Suchodolska K.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2016

|

nr 466

193--199

PL

Przeprowadzone badania eksperymentalne w układzie solanka–skała–gaz, miały na celu zbadanie interakcji H2S z matrycą skalną wybranych piaskowcowych poziomów wodonośnych bloku małopolskiego. Skaningowa analiza mikroskopowa próbek potwierdziła intensywne rozpuszczanie składników spoiwa (głównie hematytu i węglanów). Stwierdzono, że głównym procesem prowadzącym do mineralnego pułapkowania siarkowodoru jest jego reakcja z hematytem, prowadząca do powstawania siarczku żelaza (III). Na podstawie przeprowadzonego modelowania kinetyki reakcji dokonano wstępnej oceny ilości siarki pułapkowanej w postaci mineralnej oraz w wodach porowych. Wysunięto przypuszczenie, że analizowane skały posiadają znaczny potencjał geologicznej sekwestracji H2S w dłuższym horyzoncie czasowym.

EN

The experimental research in brine–rock–gas was performed in order to investigate the interactions of hydrogen sulphide with selected aquifer rocks from the Małopolska Block (Poland). Scanning microscopic analysis of reacted samples confirmed intense dissolution of the cement components (mainly hematite and carbonates). It was also found that the main process leading to hydrogen sulphide mineral trapping is its reaction with hematite, leading to the formation of iron (III) sulphide. Based on modeling of kinetic reactions we also assessed the amounts of sulphur blocked in the mineral form and in solution. On this basis, it was hypothesized that the analyzed rocks have significant potential for geological sequestration of H2S in the long term.

4

Rezultaty i kierunki badań nad znaczeniem H2S i CO2 w formowaniu głębokich systemów hydrochemicznych

Labus K.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2013

|

nr 456 Hydrogeologia z. 14/1

343--347

PL

Gazy kwaśne CO2 i H2S powszechne w wielu systemach wód podziemnych aktywnie kontrolują kierunek i charakter procesów hydrogeochemicznych. Konsekwencje takich interakcji w systemach wodaskała-gaz mają wpływ na bezpieczeństwo geologicznego składowania gazów kwaśnych oraz stosowania niektórych metod szczelinowania. W artykule przedstawiono przegląd badań nad rolą H2S i CO2 w formowaniu głębokich systemów hydrochemicznych oraz nad problematyką iniekcji H2S lub SO2 wraz z CO2.

EN

Acid gases CO2 and H2S, common in many groundwater systems, actively control the directions and the nature of hydrogeochemical processes. The consequences of such interactions in water-rock-gas systems affect the safety of acid gases geological storage, and the use of certain fracturing technologies. This paper presents an overview of research on the role of H2S and CO2 in the formation of deep hydrochemical systems and the problems co- of injection of H2S or SO2 with CO2.

5

Effects of Acid Gas Reinjection on CO2 Concentration in Natural Gas Produced from Borzęcin Reservoir

Lubaś J., Szott W., Jakubowicz P.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 7

405-410

EN

The program of acid gas reinjection to the Borzęcin gas reservoir has been the first known project of its kind performed on a running reservoir. A similar project also commenced at a later date in the Krechba field in Algeria. The reinjection of the acid gas, containing mostly CO2, avoids its release to the atmosphere, however, the gas may migrate to the producing wells causing the deterioration of the produced gas quality. The paper includes the production history of the Borzęcin project and the monitoring results of the produced gas composition during the period 1998-2011. The measured data are compared with the results of reservoir simulation predictions and positively verifies the reservoir model. It is shown that the acid gas reinjection program can be safely prolonged to 2028 without the risk of producing gas contamination, as both the simulation results and the gas composition monitoring prove the CO2 concentration in produced gas will not exceed 0.5%.

PL

Przedsięwzięcie powrotnego zatłaczania gazów kwaśnych do złoża gazu ziemnego Borzęcin jest pierwszym spośród znanych tego typu procesów przebiegających na wciąż czynnym obiekcie złożowym. Późniejszym przykładem jest realizacja podobnego projektu na złożu gazu ziemnego Krechba w Algierii. Powrotnie zatłaczane gazy kwaśne, których głównym składnikiem jest CO2 nie zanieczyszczają atmosfery, mogą jednak przenikać do strefy złożowej i oddziaływać negatywnie na skład wydobywanego gazu ziemnego. W artykule przedstawiono zarys historii eksploatacji złoża gazu ziemnego Borzęcin oraz wyniki monitoringu składu chemicznego gazu ziemnego wydobywanego w latach 1998-2011. Uzyskane dane porównano z rezultatami symulacji komputerowej wykonanej w roku 2008, uzyskując w efekcie pozytywną weryfikację zastosowanego modelu. Wykazano, że proces powrotnego zatłaczania gazów kwaśnych można bezpiecznie kontynuować nawet do roku 2028, bez negatywnego wpływu zatłaczanych gazów kwaśnych. Zarówno wyniki symulacji jak i monitoringu składu chemicznego wykazały, że zawartość CO2 w wydobywanym gazie nie powinna przekroczyć 0,5%.

6

Doświadczenia i osiągnięcia górnictwa naftowego w zakresie zatłaczania gazów kwaśnych do stref złożowych

Lubaś J., Stopa J.

Polityka Energetyczna

|

2003

|

T. 6, spec. [2]

345-355

PL

Zgodnie z aktualnymi tendencjami światowymi w zakresie działalności proekologicznej w ostatnich latach, w celu redukcji efektu cieplarnianego, coraz częściej rozważana jest możliwość deponowania dwutlenku węgla w strukturach geologicznych. W Polsce istnieją w tym zakresie pewne doświadczenia, związane z zatłaczaniem do złóż ropy naftowej i gazu ziemnego kwaśnych gazów pochodzących z instalacji odsiarczania lub separacji zasiarczonych płynów złożowych. Wdrożona technologia jest wynikiem prac wykonanych w ramach projektu celowego nr 9 9187 92C/1025 w Instytucie Górnictwa Naftowego i Gazownictwa przy współpracy z Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem i Akademią Górniczo-Hutniczą. W połowie lat dziewięćdziesiątych uruchomiono dwie przemysłowe instalacje zatłaczania gazów kwaśnych z dominującym udziałem CO2 i H2S do stref złożowych co pozwala na usunięcie składników szkodliwych dla środowiska z aktywnej biosfery. Głównym zadaniem jest ochrona środowiska naturalnego jednak zatłaczane gazy kwaśne zwiększają równocześnie efektywność eksploatacji złoża wypierając z wód podścielających rozpuszczone w nich węglowodory lekkie oraz zwiększając współczynnik efektywności wydobycia ropy. Dotychczasowy okres eksploatacji pozwala na dokonanie oceny technologii pod względem technicznym i ekologicznym oraz analizę wpływu procesu zatłaczania na kopalinę główną. W pracy przedstawiono założenia i podstawowe parametry procesu technologicznego, zwrócono uwagę na wybrane zjawiska fizyczne mające wpływ na jego efektywność oraz pokazano wyniki komputerowej symulacji w zestawieniu z obserwacjami polowymi.

EN

According to actual ecological tendency in recent years, in order to reduce greenhouse effect, more often the possibility of carbon dioxide deposition in geological structures is considered. There is some experience in this scope in Poland, relevant to injection of acid gas from sour gas sweetening facilities into oil or gas reservoirs. Developed technology is a result of research project performed in Polish Oil and Gas Institute with cooperation with Polish Oil and Gas Company and AGH University of Science and Technology. In 1993 and 1996 two industrial plants for acid gas injection have been activated. Acid gas reinjection eliminates sulfur compounds and carbon dioxide emission into atmosphere. The main task is to reduce environmental impact of the gas sweetening process, however injected sour gases increase also efficiency of reservoir production, displacing light hydrocarbons from underlying reservoir waters. The authors were involved in designing and monitoring of the injection systems for more then 10 years. This experience allows us to evaluate the process in respect of technology and ecology and to perform the analysis of injection impact on the reservoir performance. This paper discusses some technological considerations for acid gas injection and some physical phenomena influencing process efficiency. Also computer simulation results in comparison with current field observations are reported. The first sour gas injection facility reported here, injects gas containing about 15% H2S and 4 % CO2 into oil reservoir, at average rate of 250 000 Nm3/month. Laboratory tests performed on slim tube models have showed that at the actual reservoir pressure, the oil displacement process will be immiscible, achieving theoretically final recovery of 60%. Presently recovery factor is above 40%. The second plant reinjects acid waste gases from the process of amine sweetening of natural gas into the reservoir zone. Similar technologies, where acid gases from sweetening process are injected into gas/oil reservoirs are known in the literature however the acid gas is usually disposed into water saturated layers that have no contact with the gas reservoir. Project implemented in Poland had shown that it is possible to inject acid gas directly into water layer having hydrodynamic contact with gas reservoir without negative impact on produce natural gas composition. Previous computer simulations and PVT tests had showed that there would be no H2S inflow into the gas cap for more than 12 years, and this was confirmed by the current reservoir performance.

7

Technologia powrotnego zatłaczania gazów kwaśnych nowoczesnym sposobem zagospodarowania złóż zasiarczonych

Lubaś J., Krępulec P.

Nafta-Gaz

|

1999

|

R. 55, nr 6

329--333

PL

W artykule przedstawiono nowy sposób zagospodarowania zasiarczonych złóż gazu ziemnego i ropy naftowej, polegający na powrotnym zatłaczaniu składników kwaśnych do stref złożowych. Proces pozwala na selektywne wydobycie węglowodorów ze złoża z pozostawieniem w nim gazów toksycznych w postaci H2S i CO2.

EN

The paper suggests a new way to manage deposits of sour gases and oils on applying reinjection of sour components into reservoirs. The process enables recovering hydrocarbons selectively while toxic gases, as H2S and CO2, are being left in a reservoir.