Vadim O. Bogopolsky, Magomed M. Shirinov, V. N. Samedov, Azad A. Bagirov
The article discusses the preparation and implementation of a complete comprehensive safety assessment of a hazardous production facility, such as environmental risk management, the risks of designing and operating enterprises, taking into account the human factor, engineering psychology, the development of labour protection management systems and other risks. When assessing risks when implementing various processes, for example, the transport support of offshore fields, it makes sense to prepare a comprehensive safety assessment of the individual operational structures. In this case, bow tie analysis is used to examine risk by demonstrating a range of possible causes and effects. The method should be applied in a situation where it is difficult to perform a complete fault tree analysis or where the research is more focused on creating barriers or controls for each failure path. The methodology for this analysis is the same as preparing and implementing an HSE for whole enterprise. The possibility to apply the Pareto principle to estimate technogenic risk parameters of composite systems was studied. According to the Pareto principle there are a few important parameters among many unimportant ones. Hence, the main success is achieved not by the many actions, but the few. This is applicable to a wide range of research areas, including manufacturing, economical and physical ones. In a bow tie diagram, some calculations may be applied for example, in a situation where the paths are independent and the probability of certain outcomes is known. Such a quantitative assessment is necessary to ensure the effectiveness of control.
{"title":"Hazard identification and risk assessment methods used in the oil and gas industry","authors":"Vadim O. Bogopolsky, Magomed M. Shirinov, V. N. Samedov, Azad A. Bagirov","doi":"10.18668/ng.2023.08.07","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.08.07","url":null,"abstract":"The article discusses the preparation and implementation of a complete comprehensive safety assessment of a hazardous production facility, such as environmental risk management, the risks of designing and operating enterprises, taking into account the human factor, engineering psychology, the development of labour protection management systems and other risks. When assessing risks when implementing various processes, for example, the transport support of offshore fields, it makes sense to prepare a comprehensive safety assessment of the individual operational structures. In this case, bow tie analysis is used to examine risk by demonstrating a range of possible causes and effects. The method should be applied in a situation where it is difficult to perform a complete fault tree analysis or where the research is more focused on creating barriers or controls for each failure path. The methodology for this analysis is the same as preparing and implementing an HSE for whole enterprise. The possibility to apply the Pareto principle to estimate technogenic risk parameters of composite systems was studied. According to the Pareto principle there are a few important parameters among many unimportant ones. Hence, the main success is achieved not by the many actions, but the few. This is applicable to a wide range of research areas, including manufacturing, economical and physical ones. In a bow tie diagram, some calculations may be applied for example, in a situation where the paths are independent and the probability of certain outcomes is known. Such a quantitative assessment is necessary to ensure the effectiveness of control.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-08-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"90597855","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
This paper refers to several aspects of research studies supporting the oil and gas industry – in particular underground gas storage (UGS) in depleted deposits and salt caverns – and focuses on questions related to the formation of hydrogen sulphide contamination in reservoir conditions as well as on methods for limiting unfavourable biogenic phenomena. The main problem found at gas storage facilities is the activity of sulphate reducing bacteria (SRB). The elimination or limitation of H2S generation in microbiologically contaminated environments have been the subject of many extensive studies. Biocides, biocorrosion inhibitors and H2S scavengers are widely applied to protect reservoir structure, gas storage infrastructure as well as water-based drilling fluids from the negative effects of bacterial activity. One of the most popular biocidal products, recommended for oil and gas industry are triazine derivatives, laboratory tested in the presented biomonitoring studies. Triazine products prove very effective in biomass reduction and elimination of anaerobic bacteria, especially SRB. Before any industrial operation (based on technology of using biocides), it was necessary to analyse the sulphur compounds in the stored natural gas in different exploitation gas wells of UGS. It was also necessary to investigate the selection of a specific biocidal product and its proper concentration. A concentration that is too low may even stimulate the microbial growth; since the substance is not toxic for microorganisms, they may start to metabolise it. Moreover, the wrong choice of biocides may even generate an economic loss or environmental hazard. Generally, the application of biocides, H2S scavengers and nitrate-based treatment are one of the most effective world strategies to decrease microbiological contamination, which affects various areas of the oil and gas industry. These products have also been successfully applied to control bacterial growth in Polish natural gas wells. The issue of the influence of microorganisms and biomass on the permeability of reservoir rocks was also presented. In addition, the paper refers to biodegradation processes, that take place in the environment of drilling fluids. Also, the issue of choice of biocide/H2S scavenger preparations for industrial applications is presented. The choice of chemicals includes efficiency tests of nanoparticles in contaminated media.
{"title":"Biomonitoring studies and supervisory research for the purposes of underground gas storage and currently exploited natural gas deposits","authors":"Anna Turkiewicz, Marek Janiga","doi":"10.18668/ng.2023.08.01","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.08.01","url":null,"abstract":"This paper refers to several aspects of research studies supporting the oil and gas industry – in particular underground gas storage (UGS) in depleted deposits and salt caverns – and focuses on questions related to the formation of hydrogen sulphide contamination in reservoir conditions as well as on methods for limiting unfavourable biogenic phenomena. The main problem found at gas storage facilities is the activity of sulphate reducing bacteria (SRB). The elimination or limitation of H2S generation in microbiologically contaminated environments have been the subject of many extensive studies. Biocides, biocorrosion inhibitors and H2S scavengers are widely applied to protect reservoir structure, gas storage infrastructure as well as water-based drilling fluids from the negative effects of bacterial activity. One of the most popular biocidal products, recommended for oil and gas industry are triazine derivatives, laboratory tested in the presented biomonitoring studies. Triazine products prove very effective in biomass reduction and elimination of anaerobic bacteria, especially SRB. Before any industrial operation (based on technology of using biocides), it was necessary to analyse the sulphur compounds in the stored natural gas in different exploitation gas wells of UGS. It was also necessary to investigate the selection of a specific biocidal product and its proper concentration. A concentration that is too low may even stimulate the microbial growth; since the substance is not toxic for microorganisms, they may start to metabolise it. Moreover, the wrong choice of biocides may even generate an economic loss or environmental hazard. Generally, the application of biocides, H2S scavengers and nitrate-based treatment are one of the most effective world strategies to decrease microbiological contamination, which affects various areas of the oil and gas industry. These products have also been successfully applied to control bacterial growth in Polish natural gas wells. The issue of the influence of microorganisms and biomass on the permeability of reservoir rocks was also presented. In addition, the paper refers to biodegradation processes, that take place in the environment of drilling fluids. Also, the issue of choice of biocide/H2S scavenger preparations for industrial applications is presented. The choice of chemicals includes efficiency tests of nanoparticles in contaminated media.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-08-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"90511575","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Nengjun Ben, Oleg Vytyaz, Xin Jin, R. Hrabovskyi, Bogdan Kopei
Failures caused by offshore oil and gas structures operations are investigated. This work is based on the description and analysis of real case studies of accidents on offshore stationary and floating platforms; it combines foundational knowledge and current research on the latest developments in the field. It was shown that strength characteristics of offshore reinforced concrete and steel elements change during operation and cause the accumulation of defects and damages. It was established that corrosive wear, corrosion-mechanical processes, and crack-like defects are the decisive causes of element failure. It was shown that up to 60–75% of all damages to and failures of offshore engineering facilities' steel structures occur due to the corrosion-mechanical influence of an aggressive environment and force loads. This means that issues of corrosion-mechanical failure of such structures have become an industrial-scale problem. It thus allows us to draw the following conclusions: improvement of steel offshore drilling platforms (ODPs) maintenance system involves the development of new models and methods of managing the operational reliability of these structures, aimed at making decisions that take into account the crack resistance and fatigue-corrosion strength of steel ODPs in contact with the corrosive-active environment. Only on the basis of such scientifically and economically grounded models can rational strategies be shaped for carrying out revisions of the ODPs technical condition, ensuring the necessary level of their reliability during the operation period. This investigation can be very helpful to improve the design and construction of more reliable and durable offshore stationary and floating platforms.
{"title":"Failure analysis during the operation of offshore oil and gas structures","authors":"Nengjun Ben, Oleg Vytyaz, Xin Jin, R. Hrabovskyi, Bogdan Kopei","doi":"10.18668/ng.2023.08.04","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.08.04","url":null,"abstract":"Failures caused by offshore oil and gas structures operations are investigated. This work is based on the description and analysis of real case studies of accidents on offshore stationary and floating platforms; it combines foundational knowledge and current research on the latest developments in the field. It was shown that strength characteristics of offshore reinforced concrete and steel elements change during operation and cause the accumulation of defects and damages. It was established that corrosive wear, corrosion-mechanical processes, and crack-like defects are the decisive causes of element failure. It was shown that up to 60–75% of all damages to and failures of offshore engineering facilities' steel structures occur due to the corrosion-mechanical influence of an aggressive environment and force loads. This means that issues of corrosion-mechanical failure of such structures have become an industrial-scale problem. It thus allows us to draw the following conclusions: improvement of steel offshore drilling platforms (ODPs) maintenance system involves the development of new models and methods of managing the operational reliability of these structures, aimed at making decisions that take into account the crack resistance and fatigue-corrosion strength of steel ODPs in contact with the corrosive-active environment. Only on the basis of such scientifically and economically grounded models can rational strategies be shaped for carrying out revisions of the ODPs technical condition, ensuring the necessary level of their reliability during the operation period. This investigation can be very helpful to improve the design and construction of more reliable and durable offshore stationary and floating platforms.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-08-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"91294785","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Na rynku funkcjonuje szereg narzędzi oferujących możliwości modelowania zjawisk przepływu masy i energii, wśród których można wymienić symulatory TOUGH, AD-GPRS czy Eclipse. W artykule przedstawiono wyniki modelowania pracy dubletu geotermalnego z wykorzystaniem symulatora DARTS, przy czym jako benchmark wykorzystano symulator Eclipse 100 z opcją TEMP, pozwalającą na modelowanie efektów temperaturowych w sytuacji zatłaczania zimnej wody do złoża. DARTS, który został zbudowany na uniwersytecie w Delft, jest stosunkowo nową propozycją na rynku narzędzi symulacyjnych, oferującą jednak szeroki zakres możliwości modelowania. W szczególności bardzo dokładnie modelowane są właściwości wody i pary, dla których korelacje charakterystyk termodynamicznych zbudowane są na podstawie IAPWS-IF97. Ponadto możliwe jest uruchamianie symulacji bazujących na siatkach nieregularnych (ang. unstructured grid) pozwalających na dowolne zagęszczanie siatki w zadanym obszarze. Symulator DARTS bazuje na nowej metodzie rozwiązywania nieliniowych równań przepływu – OBL (ang. operator-based linearization), która umożliwia skrócenie czasu obliczeń o około 1/5 (test na modelu składającym się ze 192 tys. bloków dla 500 kroków symulacji). Symulator DARTS, który jest rozpowszechniany na zasadach open source, zbudowano w języku wysokiego poziomu C++, lecz interfejs pozwalający na budowanie modeli został napisany w języku Python 3.9. Przeprowadzone na modelach analitycznych testy porównawcze wskazują na bardzo dobrą zgodność wyników uzyskiwanych przez wybrane symulatory. Błąd względny dla ciśnień dennych oraz wydajności wypływu wody dla odwiertów dubletu geotermalnego nie przekracza 1%, podczas gdy maksymalne różnice w rozkładach ciśnień i temperatur uzyskane w czasie testów zgodności nie przekraczają 2,5%. Istotną niedogodnością w stosowaniu DARTS jest brak dokumentacji oraz opisu technicznego, co powoduje, że pomimo szerokich możliwości modelowania zjawisk przepływu może on obecnie znaleźć zastosowanie bardziej w projektach badawczych niż komercyjnych.
{"title":"Modelowanie pracy dubletu geotermalnego przy użyciu symulatora DARTS","authors":"P. Łętkowski","doi":"10.18668/ng.2023.08.03","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.08.03","url":null,"abstract":"Na rynku funkcjonuje szereg narzędzi oferujących możliwości modelowania zjawisk przepływu masy i energii, wśród których można wymienić symulatory TOUGH, AD-GPRS czy Eclipse. W artykule przedstawiono wyniki modelowania pracy dubletu geotermalnego z wykorzystaniem symulatora DARTS, przy czym jako benchmark wykorzystano symulator Eclipse 100 z opcją TEMP, pozwalającą na modelowanie efektów temperaturowych w sytuacji zatłaczania zimnej wody do złoża. DARTS, który został zbudowany na uniwersytecie w Delft, jest stosunkowo nową propozycją na rynku narzędzi symulacyjnych, oferującą jednak szeroki zakres możliwości modelowania. W szczególności bardzo dokładnie modelowane są właściwości wody i pary, dla których korelacje charakterystyk termodynamicznych zbudowane są na podstawie IAPWS-IF97. Ponadto możliwe jest uruchamianie symulacji bazujących na siatkach nieregularnych (ang. unstructured grid) pozwalających na dowolne zagęszczanie siatki w zadanym obszarze. Symulator DARTS bazuje na nowej metodzie rozwiązywania nieliniowych równań przepływu – OBL (ang. operator-based linearization), która umożliwia skrócenie czasu obliczeń o około 1/5 (test na modelu składającym się ze 192 tys. bloków dla 500 kroków symulacji). Symulator DARTS, który jest rozpowszechniany na zasadach open source, zbudowano w języku wysokiego poziomu C++, lecz interfejs pozwalający na budowanie modeli został napisany w języku Python 3.9. Przeprowadzone na modelach analitycznych testy porównawcze wskazują na bardzo dobrą zgodność wyników uzyskiwanych przez wybrane symulatory. Błąd względny dla ciśnień dennych oraz wydajności wypływu wody dla odwiertów dubletu geotermalnego nie przekracza 1%, podczas gdy maksymalne różnice w rozkładach ciśnień i temperatur uzyskane w czasie testów zgodności nie przekraczają 2,5%. Istotną niedogodnością w stosowaniu DARTS jest brak dokumentacji oraz opisu technicznego, co powoduje, że pomimo szerokich możliwości modelowania zjawisk przepływu może on obecnie znaleźć zastosowanie bardziej w projektach badawczych niż komercyjnych.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-08-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"79284731","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Energia jest niezbędnym czynnikiem, który napędza wszystkie współczesne gospodarki. Według powszechnej opinii tradycyjne zasoby energetyczne, głównie paliwa kopalne, wyczerpują się, a ich użycie powoduje wzrost zanieczyszczenia środowiska naturalnego. Dlatego też na znaczeniu zyskują odnawialne źródła energii (OZE), które są neutralne dla otaczającego nas środowiska. Poprawa sytuacji energetycznej świata wymaga ukierunkowania na konieczność, a nie na opcję korzystania z zielonych nośników energii. Aby tak się stało, wymagane jest upowszechnianie odnawialnych źródeł energii oraz ich konkurencyjność ekonomiczna w porównaniu z pierwotnymi nośnikami energii, które w przyszłości ulegną wyczerpaniu. Warunkiem przeprowadzenia zielonej rewolucji jest eliminacja istotnych wad odnawialnych źródeł energii, takich jak: uzależnienie od zmienności warunków atmosferycznych, naturalna zmienność w cyklu rocznym oraz sprzyjające ukształtowanie terenu. Najbardziej perspektywicznym i stabilnym zielonym źródłem energii w naszych krajowych realiach jest biomasa, a dokładnie produkcja biogazu rolniczego z biomasy. Biogaz rolniczy i biogazownie rolnicze należą do najszybciej rozwijających się segmentów energetyki odnawialnej w Europie. W pierwszej części artykułu dokonano rozeznania literaturowego dotyczącego procesu wytwarzania biogazu, rodzajów biogazowni oraz surowców stosowanych do produkcji biogazu. Przedstawiono obecną sytuację rozwoju energetycznego rynku biogazu na każdym z kontynentów, poziom zróżnicowania pod względem liczby instalacji, stopnia ich skomplikowania oraz zastosowanych technologii i rozwiązań konstrukcyjnych, zwłaszcza w przypadku dużych, scentralizowanych biogazowni. Część doświadczalna obejmowała próby otrzymania surowego biogazu. W tym celu skonstruowano instalację umożliwiającą produkcję biogazu. Zastosowano surowce takie jak jabłka, marchew, trawę pochodzącą ze skoszenia terenów zielonych INiG – PIB oraz produkt uboczny powstający w procesie odśluzowania oleju rzepakowego. Na wyprodukowanych próbkach biogazu przeprowadzono porównawczą analizę intensywności pasm dwutlenku węgla do metanu FTIR, za pomocą której określono przybliżony udział tych dwóch składników. Na podstawie tej analizy wytypowano próbkę biogazu, który charakteryzował się największym udziałem metanu i dla którego wykonano pełną analizę składu gazu.
{"title":"Analiza przemysłowych instalacji biogazowych w aspekcie rozwoju technologii oczyszczania biogazu","authors":"A. Antosz, S. Ptak","doi":"10.18668/ng.2023.08.06","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.08.06","url":null,"abstract":"Energia jest niezbędnym czynnikiem, który napędza wszystkie współczesne gospodarki. Według powszechnej opinii tradycyjne zasoby energetyczne, głównie paliwa kopalne, wyczerpują się, a ich użycie powoduje wzrost zanieczyszczenia środowiska naturalnego. Dlatego też na znaczeniu zyskują odnawialne źródła energii (OZE), które są neutralne dla otaczającego nas środowiska. Poprawa sytuacji energetycznej świata wymaga ukierunkowania na konieczność, a nie na opcję korzystania z zielonych nośników energii. Aby tak się stało, wymagane jest upowszechnianie odnawialnych źródeł energii oraz ich konkurencyjność ekonomiczna w porównaniu z pierwotnymi nośnikami energii, które w przyszłości ulegną wyczerpaniu. Warunkiem przeprowadzenia zielonej rewolucji jest eliminacja istotnych wad odnawialnych źródeł energii, takich jak: uzależnienie od zmienności warunków atmosferycznych, naturalna zmienność w cyklu rocznym oraz sprzyjające ukształtowanie terenu. Najbardziej perspektywicznym i stabilnym zielonym źródłem energii w naszych krajowych realiach jest biomasa, a dokładnie produkcja biogazu rolniczego z biomasy. Biogaz rolniczy i biogazownie rolnicze należą do najszybciej rozwijających się segmentów energetyki odnawialnej w Europie. W pierwszej części artykułu dokonano rozeznania literaturowego dotyczącego procesu wytwarzania biogazu, rodzajów biogazowni oraz surowców stosowanych do produkcji biogazu. Przedstawiono obecną sytuację rozwoju energetycznego rynku biogazu na każdym z kontynentów, poziom zróżnicowania pod względem liczby instalacji, stopnia ich skomplikowania oraz zastosowanych technologii i rozwiązań konstrukcyjnych, zwłaszcza w przypadku dużych, scentralizowanych biogazowni. Część doświadczalna obejmowała próby otrzymania surowego biogazu. W tym celu skonstruowano instalację umożliwiającą produkcję biogazu. Zastosowano surowce takie jak jabłka, marchew, trawę pochodzącą ze skoszenia terenów zielonych INiG – PIB oraz produkt uboczny powstający w procesie odśluzowania oleju rzepakowego. Na wyprodukowanych próbkach biogazu przeprowadzono porównawczą analizę intensywności pasm dwutlenku węgla do metanu FTIR, za pomocą której określono przybliżony udział tych dwóch składników. Na podstawie tej analizy wytypowano próbkę biogazu, który charakteryzował się największym udziałem metanu i dla którego wykonano pełną analizę składu gazu.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-08-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"83166592","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Famil A. Asadov, N. R. Akhundova, S.A. Rzazade, Shirin O. Bahshaliyeva
While drilling from a vertical shaft the orientation of the diverter is carried out with the help of a magnetometer, leaving an interval of 18 m from the casing. The length of the milled interval could be reduced if a gyroscopic compass is used to orient the BHA. The open borehole section is covered with a strong cement sheath. To avoid magnetic interference, the bridge is drilled down to a depth of 6 m above the bottom of the open interval. A disadvantage of the full casing section milling method is an increased requirement on the strength of the cement bridge for drilling, and the difficulty in finding the head of the lower casing section if it needs to be drilled through after the sidetrack. In many cases, the mechanical drilling rate is limited by the conditions for removing cuttings, and for a horizontal section, the problem of removing cuttings becomes even more complicated. The design of modern milling tools is meant to produce small swarf that does not form clusters and is easily removed from the hole. During milling, it is preferable to flush the well with polymer drilling muds rather than clay muds. Hydrocarbon-based muds are not recommended for milling at all. An alternative to milling the entire casing cross-section is to make windows in the casing. This requires the installation of an oriented whipstock and the milling of the window in several stages. After a whipstock is positioned in the required direction, the stud connecting it with a milling machine of the first stage is cut off. On this basis, the paper proposes a method of sidetracking.
{"title":"Method of sidetracking by opening two windows in the columns of different diameters","authors":"Famil A. Asadov, N. R. Akhundova, S.A. Rzazade, Shirin O. Bahshaliyeva","doi":"10.18668/ng.2023.08.05","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.08.05","url":null,"abstract":"While drilling from a vertical shaft the orientation of the diverter is carried out with the help of a magnetometer, leaving an interval of 18 m from the casing. The length of the milled interval could be reduced if a gyroscopic compass is used to orient the BHA. The open borehole section is covered with a strong cement sheath. To avoid magnetic interference, the bridge is drilled down to a depth of 6 m above the bottom of the open interval. A disadvantage of the full casing section milling method is an increased requirement on the strength of the cement bridge for drilling, and the difficulty in finding the head of the lower casing section if it needs to be drilled through after the sidetrack. In many cases, the mechanical drilling rate is limited by the conditions for removing cuttings, and for a horizontal section, the problem of removing cuttings becomes even more complicated. The design of modern milling tools is meant to produce small swarf that does not form clusters and is easily removed from the hole. During milling, it is preferable to flush the well with polymer drilling muds rather than clay muds. Hydrocarbon-based muds are not recommended for milling at all. An alternative to milling the entire casing cross-section is to make windows in the casing. This requires the installation of an oriented whipstock and the milling of the window in several stages. After a whipstock is positioned in the required direction, the stud connecting it with a milling machine of the first stage is cut off. On this basis, the paper proposes a method of sidetracking.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-08-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"86613206","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Michał Wojtasik, Z. Burnus, J. Markowski, G. Żak, J. Lubowicz
Piroliza metanu jest metodą otrzymywania wodoru z metanu, która coraz częściej zyskuje zainteresowanie naukowców oraz inwestorów z sektora gospodarki. Technologia ta jest alternatywą dla reformingu parowego – obecnie najczęściej stosowanej metody produkcji wodoru. Pomimo wielu zalet reforming parowy jest procesem, w trakcie którego powstają znaczne ilości ditlenku węgla. Dlatego trwają poszukiwania nowej, wydajnej metody produkcji wodoru. Oprócz elektrolizy wody, pirolizy biomasy wydaje się, że to właśnie piroliza metanu jest najbardziej obiecującą technologią. Metoda ta ma wiele zalet, jest prosta, szybka, uzyskany wodór cechuje się wysoką czystością, jednak największą jej zaletą jest brak ubocznej produkcji ditlenku węgla, co korzystnie wpływa na ocenę zrównoważenia tego procesu. Rozkład metanu przeprowadza się w reaktorach rurowych w temperaturze 600–1200°C, w zależności od rodzaju procesu. W procesie pirolizy obok wodoru powstają proporcjonalne ilości czystego węgla o różnorodnej morfologii oraz różnym poziomie grafityzacji. W pracy przedstawiono charakterystykę stanowiska do pirolizy metanu zbudowanego w 2022 r. w Zakładzie Zrównoważonych Technologii Chemicznych INiG – PIB. Stanowisko pozwala na prowadzenie prób pirolizy metanu w temperaturze do 1100°C. Maksymalna teoretyczna wydajność tej instalacji to 400 ml H2/minutę. Przeprowadzono wstępne próby działania pieca rurowego, wyposażonego w rurowy reaktor kwarcowy o pojemności 6,8 dm3. Opisano próby termicznego rozkładu metanu w zakresie temperatur 600–1050°C. Za pomocą metod chromatograficznych zbadano zawartość metanu, wodoru, azotu, tlenu oraz sumy węglowodorów C2 i C3 w gazach poprocesowych. Wytypowano zmienne mogące mieć wpływ na rezultaty pirolizy. Sprawdzono wpływ temperatury, czasu reakcji, strumienia surowca oraz składu mieszanki gazów procesowych w wybranych zakresach. Potwierdzono zależności pomiędzy temperaturą i szybkością przepływu substratu a wydajnością procesu.
{"title":"Piroliza metanu – wpływ wybranych parametrów na przebieg procesu","authors":"Michał Wojtasik, Z. Burnus, J. Markowski, G. Żak, J. Lubowicz","doi":"10.18668/ng.2023.07.06","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.07.06","url":null,"abstract":"Piroliza metanu jest metodą otrzymywania wodoru z metanu, która coraz częściej zyskuje zainteresowanie naukowców oraz inwestorów z sektora gospodarki. Technologia ta jest alternatywą dla reformingu parowego – obecnie najczęściej stosowanej metody produkcji wodoru. Pomimo wielu zalet reforming parowy jest procesem, w trakcie którego powstają znaczne ilości ditlenku węgla. Dlatego trwają poszukiwania nowej, wydajnej metody produkcji wodoru. Oprócz elektrolizy wody, pirolizy biomasy wydaje się, że to właśnie piroliza metanu jest najbardziej obiecującą technologią. Metoda ta ma wiele zalet, jest prosta, szybka, uzyskany wodór cechuje się wysoką czystością, jednak największą jej zaletą jest brak ubocznej produkcji ditlenku węgla, co korzystnie wpływa na ocenę zrównoważenia tego procesu. Rozkład metanu przeprowadza się w reaktorach rurowych w temperaturze 600–1200°C, w zależności od rodzaju procesu. W procesie pirolizy obok wodoru powstają proporcjonalne ilości czystego węgla o różnorodnej morfologii oraz różnym poziomie grafityzacji. W pracy przedstawiono charakterystykę stanowiska do pirolizy metanu zbudowanego w 2022 r. w Zakładzie Zrównoważonych Technologii Chemicznych INiG – PIB. Stanowisko pozwala na prowadzenie prób pirolizy metanu w temperaturze do 1100°C. Maksymalna teoretyczna wydajność tej instalacji to 400 ml H2/minutę. Przeprowadzono wstępne próby działania pieca rurowego, wyposażonego w rurowy reaktor kwarcowy o pojemności 6,8 dm3. Opisano próby termicznego rozkładu metanu w zakresie temperatur 600–1050°C. Za pomocą metod chromatograficznych zbadano zawartość metanu, wodoru, azotu, tlenu oraz sumy węglowodorów C2 i C3 w gazach poprocesowych. Wytypowano zmienne mogące mieć wpływ na rezultaty pirolizy. Sprawdzono wpływ temperatury, czasu reakcji, strumienia surowca oraz składu mieszanki gazów procesowych w wybranych zakresach. Potwierdzono zależności pomiędzy temperaturą i szybkością przepływu substratu a wydajnością procesu.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-07-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"72771236","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
V. N. Samedov, Vadim O. Bogopolsky, Magomed M. Shirinov
This article discusses new (innovative) well completion technologies that reduce economic costs and construction time, including casing drilling, expandable casing and monodiameter technology. The advantages and disadvantages of these technologies are considered. Casing drilling is one of the most advanced well construction methods, which prevents complications in the wellbore, due to simultaneous drilling and casing of the wellbore with casing pipes directly in the process of work. Due to the dimensions of the casing, there is constant contact with the well wall, which leads to mechanical clogging. When drilling deep, ultra-deep wells and wells with a large quantity of waste, there is a need for a large number of casing strings of different diameters, and there is not always enough varieties of pipe to provide them. One of the technological solutions for maintaining the diameter of casing strings when designing a well is the use of expandable casing pipes. Of all the advantages of using expandable tubular products, only one of them has the greatest potential – a well with a single bore diameter (Monodiameter). Monodiameter technology reduces the telescopic effect inherent in traditional designs. The possibility of combining two technologies into one, namely drilling with expandable casing pipes will lead to obtaining a well of one bore diameter (monodiameter). It is shown that the use of an expandable casing instead of a drill string is subject to greater risks than drilling with an expandable liner. Based on this, expandable liner drilling is the best option for using expandable casing.
{"title":"Improving well casing technology by drilling with expandable casing string","authors":"V. N. Samedov, Vadim O. Bogopolsky, Magomed M. Shirinov","doi":"10.18668/ng.2023.07.04","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.07.04","url":null,"abstract":"This article discusses new (innovative) well completion technologies that reduce economic costs and construction time, including casing drilling, expandable casing and monodiameter technology. The advantages and disadvantages of these technologies are considered. Casing drilling is one of the most advanced well construction methods, which prevents complications in the wellbore, due to simultaneous drilling and casing of the wellbore with casing pipes directly in the process of work. Due to the dimensions of the casing, there is constant contact with the well wall, which leads to mechanical clogging. When drilling deep, ultra-deep wells and wells with a large quantity of waste, there is a need for a large number of casing strings of different diameters, and there is not always enough varieties of pipe to provide them. One of the technological solutions for maintaining the diameter of casing strings when designing a well is the use of expandable casing pipes. Of all the advantages of using expandable tubular products, only one of them has the greatest potential – a well with a single bore diameter (Monodiameter). Monodiameter technology reduces the telescopic effect inherent in traditional designs. The possibility of combining two technologies into one, namely drilling with expandable casing pipes will lead to obtaining a well of one bore diameter (monodiameter). It is shown that the use of an expandable casing instead of a drill string is subject to greater risks than drilling with an expandable liner. Based on this, expandable liner drilling is the best option for using expandable casing.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-07-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"87469734","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
H. Gurbanov, G. Talybov, Mehpara B. Adygezalova, Y. X. Zhang
"The corrosion protection effect of the new S-1 reagent in media with the pH values of 2.0, 4.0, 6.0, as well as carbon dioxide and hydrogen sulfide added separately and combined to the mentioned media, was first tested under laboratory conditions. The protective effect of reagent S-1 was weak in the corrosion medium without hydrogen sulfide and carbon dioxide. However, as the acidity of the medium and the concentration of the reagent increases, the corrosion protection efficiency of the inhibitor also increases. The highest effect is observed at pH = 2.0 and reagent concentration of 30 mg/l. The corrosion protection effect of the reagent reaches 97% under these conditions. In the media with pH = 4.0 and pH = 6.0 without carbon dioxide and hydrogen sulfide, the protective effect of the inhibitor at the optimal concentration of 30 mg/l is 66% and 64%, respectively. In the medium with added carbon dioxide, the protective effect of inhibitor S-1 decreases at pH = 2.0 and, on the contrary, increases at the values of pH = 4.0 and pH = 6.0. Also, as the pressure of carbon dioxide in the medium increases, the protective effect of inhibitor S-1 increases. When hydrogen sulfide is added to the medium, it causes an increase in the corrosion rate and the protection efficiency of inhibitor S-1. However, in the medium without inhibitor, the increase of hydrogen sulfide concentration only up to CH2S = 400 mg/l is accompanied by an increase in the corrosion rate at all values of pH. The addition of 1000 mg/l of hydrogen sulfide to the corrosion medium leads to the decrease in the corrosion rate in the medium without inhibitors and a slight decrease in the protective effect at the concentration of the inhibitor Cinh = 10 mg/l. As the concentration of inhibitor S-1 increases in the medium with the addition of carbon dioxide and hydrogen, its corrosion protection effect also increases. In the range of Cinh = 10–30 mg/l, when PCO2 = 0.5 atm and CH2S = 200 mg/l, the protective effect is estimated at 38–99%, and when CH2S = 1000 mg/l, it is estimated at 17–79%. At PCO2 = 1.0 atm, the value of protective effect is 22–95% and 14–76%, and finally at PCO2 = 2.0 atm, the value of the corrosion protection effect of inhibitor S-1 is estimated at 44–92% and 15–75%, respectively. The coexistence of carbon dioxide and hydrogen sulfide in an aggressive medium leads to an increase in the protective effect of inhibitor S-1 compared to the medium containing only carbon dioxide, and reduces it in comparison to the medium with hydrogen sulfide. An increase in carbon dioxide pressure in the presence of hydrogen sulfide causes a decrease in the protective effect of inhibitor S-1. The protective effect of inhibitor S-1 is lower in the medium with hydrogen sulfide concentration of 1000 mg/l compared to a concentration of 200 mg/l. This case is also observed in the carbon dioxide free medium."
{"title":"Study of the effectiveness of the new inhibitor in different aggressive media","authors":"H. Gurbanov, G. Talybov, Mehpara B. Adygezalova, Y. X. Zhang","doi":"10.18668/ng.2023.07.05","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.07.05","url":null,"abstract":"\"The corrosion protection effect of the new S-1 reagent in media with the pH values of 2.0, 4.0, 6.0, as well as carbon dioxide and hydrogen sulfide added separately and combined to the mentioned media, was first tested under laboratory conditions. The protective effect of reagent S-1 was weak in the corrosion medium without hydrogen sulfide and carbon dioxide. However, as the acidity of the medium and the concentration of the reagent increases, the corrosion protection efficiency of the inhibitor also increases. The highest effect is observed at pH = 2.0 and reagent concentration of 30 mg/l. The corrosion protection effect of the reagent reaches 97% under these conditions. In the media with pH = 4.0 and pH = 6.0 without carbon dioxide and hydrogen sulfide, the protective effect of the inhibitor at the optimal concentration of 30 mg/l is 66% and 64%, respectively. In the medium with added carbon dioxide, the protective effect of inhibitor S-1 decreases at pH = 2.0 and, on the contrary, increases at the values of pH = 4.0 and pH = 6.0. Also, as the pressure of carbon dioxide in the medium increases, the protective effect of inhibitor S-1 increases. When hydrogen sulfide is added to the medium, it causes an increase in the corrosion rate and the protection efficiency of inhibitor S-1. However, in the medium without inhibitor, the increase of hydrogen sulfide concentration only up to CH2S = 400 mg/l is accompanied by an increase in the corrosion rate at all values of pH. The addition of 1000 mg/l of hydrogen sulfide to the corrosion medium leads to the decrease in the corrosion rate in the medium without inhibitors and a slight decrease in the protective effect at the concentration of the inhibitor Cinh = 10 mg/l. As the concentration of inhibitor S-1 increases in the medium with the addition of carbon dioxide and hydrogen, its corrosion protection effect also increases. In the range of Cinh = 10–30 mg/l, when PCO2 = 0.5 atm and CH2S = 200 mg/l, the protective effect is estimated at 38–99%, and when CH2S = 1000 mg/l, it is estimated at 17–79%. At PCO2 = 1.0 atm, the value of protective effect is 22–95% and 14–76%, and finally at PCO2 = 2.0 atm, the value of the corrosion protection effect of inhibitor S-1 is estimated at 44–92% and 15–75%, respectively. The coexistence of carbon dioxide and hydrogen sulfide in an aggressive medium leads to an increase in the protective effect of inhibitor S-1 compared to the medium containing only carbon dioxide, and reduces it in comparison to the medium with hydrogen sulfide. An increase in carbon dioxide pressure in the presence of hydrogen sulfide causes a decrease in the protective effect of inhibitor S-1. The protective effect of inhibitor S-1 is lower in the medium with hydrogen sulfide concentration of 1000 mg/l compared to a concentration of 200 mg/l. This case is also observed in the carbon dioxide free medium.\"","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-07-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"81454529","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
W artykule przedstawiono zagadnienia związane z etapową bioremediacją gleby zanieczyszczonej substancjami ropopochodnymi. Badania procesu bioremediacji gleby G6 wykonywano w dwóch etapach. W etapie I przeprowadzono biodegradację zanieczyszczeń ropopochodnych na drodze inokulacji biopreparatem B1, opracowanym na bazie niepatogennych mikroorganizmów autochtonicznych. Badania prowadzono metodą pryzmowania ex situ przez okres 3 miesięcy w ściśle kontrolowanych warunkach temperaturowych. W II etapie badań wstępnie oczyszczoną glebę poddano procesowi biodegradacji (inokulacja biopreparatem B2) wspomaganej fitoremediacją w warunkach ex situ (metoda wazonowa) przez okres 6 miesięcy. W badaniach fitoremediacji wykorzystano komonicę zwyczajną (Lotus corniculatus), należącą do grupy naftofitów. Eksperymenty prowadzono w trzech układach: układ 1 – gleba G6-3 + komonica zwyczajna, układ 2 – gleba G6-3 + biopreparat B2 + komonica zwyczajna, układ 3 – gleba G6-3 + biopreparat B2 z dodatkiem γ-PGA (kwas γ-poliglutaminowy) + komonica zwyczajna. Oceny efektywności I i II etapu bioremediacji dokonano na podstawie przeprowadzonych analiz chromatograficznych i testów toksykologicznych. Zrealizowane badania wykazały, że efektywność I etapu bioremediacji gleby G6 wynosiła 41,67% dla TPH (całkowita zawartość węglowodorów) i 34,73% dla WWA (wielopierścieniowe węglowodory aromatyczne). Największą efektywność II etapu bioremediacji odnotowano w układzie 3, natomiast najniższą – w układzie 1. W wyniku II etapu bioremediacji wspomaganego fitoremediacją za pomocą komonicy zwyczajnej po 6 miesiącach badań osiągnięto spadek stężenia TPH w badanych układach o: 13,32% (układ 1), 39,65% (układ 2) oraz 51,79% (układ 3), natomiast efektywność II etapu biodegradacji WWA wynosiła 8,00% w glebie G6-3(1), 37,10% w glebie G6-3(2) oraz 51,34% w glebie G6-3(3). Wykonane testy toksykologiczne z zastosowaniem Phytotoxkit™, Ostracodtoxkit F™ oraz Microtox®SPT wykazały spadek właściwości toksycznych gleby po przeprowadzeniu procesu oczyszczania. Uzyskane wyniki analiz chromatograficznych i toksykologicznych wykazały, że wykorzystanie fitoremediacji w II etapie remediacji pozwala na zwiększenie efektywności procesu biodegradacji TPH i WWA.
{"title":"Zastosowanie Lotus corniculatus w badaniach biodegradacji TPH i WWA wspomaganej fitoremediacją","authors":"K. Wójtowicz, T. Steliga","doi":"10.18668/ng.2023.07.01","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.07.01","url":null,"abstract":"W artykule przedstawiono zagadnienia związane z etapową bioremediacją gleby zanieczyszczonej substancjami ropopochodnymi. Badania procesu bioremediacji gleby G6 wykonywano w dwóch etapach. W etapie I przeprowadzono biodegradację zanieczyszczeń ropopochodnych na drodze inokulacji biopreparatem B1, opracowanym na bazie niepatogennych mikroorganizmów autochtonicznych. Badania prowadzono metodą pryzmowania ex situ przez okres 3 miesięcy w ściśle kontrolowanych warunkach temperaturowych. W II etapie badań wstępnie oczyszczoną glebę poddano procesowi biodegradacji (inokulacja biopreparatem B2) wspomaganej fitoremediacją w warunkach ex situ (metoda wazonowa) przez okres 6 miesięcy. W badaniach fitoremediacji wykorzystano komonicę zwyczajną (Lotus corniculatus), należącą do grupy naftofitów. Eksperymenty prowadzono w trzech układach: układ 1 – gleba G6-3 + komonica zwyczajna, układ 2 – gleba G6-3 + biopreparat B2 + komonica zwyczajna, układ 3 – gleba G6-3 + biopreparat B2 z dodatkiem γ-PGA (kwas γ-poliglutaminowy) + komonica zwyczajna. Oceny efektywności I i II etapu bioremediacji dokonano na podstawie przeprowadzonych analiz chromatograficznych i testów toksykologicznych. Zrealizowane badania wykazały, że efektywność I etapu bioremediacji gleby G6 wynosiła 41,67% dla TPH (całkowita zawartość węglowodorów) i 34,73% dla WWA (wielopierścieniowe węglowodory aromatyczne). Największą efektywność II etapu bioremediacji odnotowano w układzie 3, natomiast najniższą – w układzie 1. W wyniku II etapu bioremediacji wspomaganego fitoremediacją za pomocą komonicy zwyczajnej po 6 miesiącach badań osiągnięto spadek stężenia TPH w badanych układach o: 13,32% (układ 1), 39,65% (układ 2) oraz 51,79% (układ 3), natomiast efektywność II etapu biodegradacji WWA wynosiła 8,00% w glebie G6-3(1), 37,10% w glebie G6-3(2) oraz 51,34% w glebie G6-3(3). Wykonane testy toksykologiczne z zastosowaniem Phytotoxkit™, Ostracodtoxkit F™ oraz Microtox®SPT wykazały spadek właściwości toksycznych gleby po przeprowadzeniu procesu oczyszczania. Uzyskane wyniki analiz chromatograficznych i toksykologicznych wykazały, że wykorzystanie fitoremediacji w II etapie remediacji pozwala na zwiększenie efektywności procesu biodegradacji TPH i WWA.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-07-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"77995352","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
京公网安备 11010802042870号
京ICP备2023020795号-1
扫码关注我们
求助内容：
应助结果提醒方式：