Kompatybilność materiałowa jest bardzo ważnym czynnikiem wpływającym na trwałość, bezpieczeństwo i niezawodność stosowanych urządzeń mechanicznych. Wprowadzenie na rynek nowo opracowanych środków smarowych do nowych zastosowań lub środków, w których zmieniono bazy olejowe lub pakiety dodatków uszlachetniających, wymaga sprawdzenia ich współoddziaływania z materiałami konstrukcyjnymi urządzeń, w których będą one stosowane. Jednym z materiałów konstrukcyjnych wrażliwych na produkty naftowe są różnego rodzaju elastomery, które w wielu zastosowaniach technicznych wykorzystywane są jako materiały uszczelniające lub przewody zasilające. Ze względu na swoją budowę elastomery ulegają niekorzystnym zmianom w miarę upływu czasu, wzrostu temperatury, oddziaływania światła ultrafioletowego, ozonu oraz różnych substancji organicznych. Środki smarowe mogą migrować do masy elastomeru, powodując ogólną zmianę objętości i modyfikację jego właściwości, w szczególności wpływając na jego twardość, wytrzymałość i zdolność do odkształceń odwracalnych. W skrajnych przypadkach środki te mogą powodować całkowitą degradację elastomeru. Z uwagi na fakt, że badania eksploatacyjne i stanowiskowe są długotrwałe i bardzo kosztowne, a do tego mało obiektywne, do badań kompatybilności stosuje się testy laboratoryjne. Wykorzystuje się próbki danego wyrobu elastomerowego i poddaje je oddziaływaniu badanego środka smarowego przez określony czas w określonej temperaturze, stosując znormalizowane metody badawcze. W artykule opisano współoddziaływania zachodzące pomiędzy elastomerami a wybranymi olejami bazowymi stosowanymi do produkcji smarów plastycznych. Zbadano wpływ olejów bazowych na właściwości fizyczne oraz mechaniczne dostępnych na rynku elastomerów. Dla każdego rodzaju elastomeru wyznaczono zmianę objętości, zmianę twardości elastomerów, wydłużenie w chwili zerwania i naprężenie zrywające. Na podstawie przeglądu literaturowego oraz obserwacji poczynionych w trakcie badań określono wstępnie dopuszczalne limity zmian właściwości fizycznych i mechanicznych, w oparciu o które można ocenić odporność elastomerów na oddziaływanie olejów bazowych stosowanych do produkcji smarów plastycznych.
{"title":"Ocena kompatybilności współczesnych elastomerów z olejami bazowymi stosowanymi do produkcji smarów plastycznych","authors":"D. Sacha, A. Skibińska","doi":"10.18668/ng.2023.07.07","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.07.07","url":null,"abstract":"Kompatybilność materiałowa jest bardzo ważnym czynnikiem wpływającym na trwałość, bezpieczeństwo i niezawodność stosowanych urządzeń mechanicznych. Wprowadzenie na rynek nowo opracowanych środków smarowych do nowych zastosowań lub środków, w których zmieniono bazy olejowe lub pakiety dodatków uszlachetniających, wymaga sprawdzenia ich współoddziaływania z materiałami konstrukcyjnymi urządzeń, w których będą one stosowane. Jednym z materiałów konstrukcyjnych wrażliwych na produkty naftowe są różnego rodzaju elastomery, które w wielu zastosowaniach technicznych wykorzystywane są jako materiały uszczelniające lub przewody zasilające. Ze względu na swoją budowę elastomery ulegają niekorzystnym zmianom w miarę upływu czasu, wzrostu temperatury, oddziaływania światła ultrafioletowego, ozonu oraz różnych substancji organicznych. Środki smarowe mogą migrować do masy elastomeru, powodując ogólną zmianę objętości i modyfikację jego właściwości, w szczególności wpływając na jego twardość, wytrzymałość i zdolność do odkształceń odwracalnych. W skrajnych przypadkach środki te mogą powodować całkowitą degradację elastomeru. Z uwagi na fakt, że badania eksploatacyjne i stanowiskowe są długotrwałe i bardzo kosztowne, a do tego mało obiektywne, do badań kompatybilności stosuje się testy laboratoryjne. Wykorzystuje się próbki danego wyrobu elastomerowego i poddaje je oddziaływaniu badanego środka smarowego przez określony czas w określonej temperaturze, stosując znormalizowane metody badawcze. W artykule opisano współoddziaływania zachodzące pomiędzy elastomerami a wybranymi olejami bazowymi stosowanymi do produkcji smarów plastycznych. Zbadano wpływ olejów bazowych na właściwości fizyczne oraz mechaniczne dostępnych na rynku elastomerów. Dla każdego rodzaju elastomeru wyznaczono zmianę objętości, zmianę twardości elastomerów, wydłużenie w chwili zerwania i naprężenie zrywające. Na podstawie przeglądu literaturowego oraz obserwacji poczynionych w trakcie badań określono wstępnie dopuszczalne limity zmian właściwości fizycznych i mechanicznych, w oparciu o które można ocenić odporność elastomerów na oddziaływanie olejów bazowych stosowanych do produkcji smarów plastycznych.","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":"90550551","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}
The paper presents the results of many years of experience in studying the efficiency of sealing units in the conditions of their operation in the oil and gas production system, as well as the influence of technological parameters that ensure normal operation and protect them from failure due to leakage through the working surface of the seals in the friction zone. In addition, according to the results of practical studies, it has been established that, in order to improve the elastic properties, for example, of cup springs of a direct-flow valve, we calculated heat treatment of the operational values of spring compression for various material thicknesses. The work of the elastic elements of the packer was improved mainly by the design, and the optimal parameters for the development of the elastic element of the packer were determined. The study of the stress-strain state of the sealing element of packers during setting and improving its performance is of both practical and scientific interest. One of the factors that significantly affect operation of pumps is the fluid leakage in valve assemblies in order to identify the effect of the above parameters on tightness based on a preliminary theoretical analysis. Comparison of data during the study showed that the flow rate of work with low viscosities is greater than with high viscosities. The technological processes of hardening the parts of the shut-off assembly of X-mas tree valves, to increase their reliability, are considered. The dependence of the compression force of the spring and its deformation because of geometric parameters of the disk springs has been determined; it has been found that the residual deformation of the disk spring after collapse has a negative effect on tightness. Calculations show that the amount of leakage of the elastic elements in the sealing assembly should not exceed ≤0.309, since the seal at the value of elastic energy deformation provides a self-compacting mode. Thus, the degree of uneven pressing of the seat to the surface of the gate and its regulation to prevent leakage is practically determined.
{"title":"Development of effective sealing units for oil and gas equipment in the oil and gas production system","authors":"I.I. Hasanov, Aga Guliyev","doi":"10.18668/ng.2023.07.03","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.07.03","url":null,"abstract":"The paper presents the results of many years of experience in studying the efficiency of sealing units in the conditions of their operation in the oil and gas production system, as well as the influence of technological parameters that ensure normal operation and protect them from failure due to leakage through the working surface of the seals in the friction zone. In addition, according to the results of practical studies, it has been established that, in order to improve the elastic properties, for example, of cup springs of a direct-flow valve, we calculated heat treatment of the operational values of spring compression for various material thicknesses. The work of the elastic elements of the packer was improved mainly by the design, and the optimal parameters for the development of the elastic element of the packer were determined. The study of the stress-strain state of the sealing element of packers during setting and improving its performance is of both practical and scientific interest. One of the factors that significantly affect operation of pumps is the fluid leakage in valve assemblies in order to identify the effect of the above parameters on tightness based on a preliminary theoretical analysis. Comparison of data during the study showed that the flow rate of work with low viscosities is greater than with high viscosities. The technological processes of hardening the parts of the shut-off assembly of X-mas tree valves, to increase their reliability, are considered. The dependence of the compression force of the spring and its deformation because of geometric parameters of the disk springs has been determined; it has been found that the residual deformation of the disk spring after collapse has a negative effect on tightness. Calculations show that the amount of leakage of the elastic elements in the sealing assembly should not exceed ≤0.309, since the seal at the value of elastic energy deformation provides a self-compacting mode. Thus, the degree of uneven pressing of the seat to the surface of the gate and its regulation to prevent leakage is practically determined.","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":"81871357","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. Pogrebnyak, V. Y. Shimanskii, A. Pogrebnyak, I. Perkun
The work is devoted to the numerical simulation of the flow of simple and viscoelastic (polymer solution) fluids through a fracture by using polymer solutions for enhanced oil recovery from a reservoir. Polymer solutions have viscoelastic properties. Therefore, when polymer solution flows through the slot, we use the well-known Maxwell’s fluid model with the Jaumann derivative to evaluate deformation characteristics of the flow (stream functions, distributions of the longitudinal velocity gradient and normal stress) resulting in the manifestation of abnormal (compared with the behaviour of the ordinary fluid) effects. The case of slow flow is considered. In this case, the inertial terms can be neglected, the velocities, stresses, and stream functions can be written as the decomposition by Weisenberg number, and we can assume that the Weissenberg number is less than one. The determined regularities of viscoelastic (polymer solution) liquid behaviour with longitudinal velocity gradient and the elastic deformations effects manifested in this case have a decisive meaning in understanding the mechanism of anomalously high oil recovery capacity of a reservoir by using water-polymer flooding of the fractured-porous reservoir. Understanding the nature of the effects of elastic deformations under the conditions of water-polymer flooding of the fractured-porous reservoir enables hydrodynamic calculations of the optimal flow of the polymer solution. One of the main issues that need to be solved when developing the technology for increasing oil recovery from formations using polymer solutions is to determine the optimal flow regime in the fractured-porous reservoir. The calculation results verify the ideas obtained from the experimental solution of this problem concerning the strain-stress state of polymer macromolecules (liquid elements) during polymer flow in the inlet area of the fracture in the oil reservoir and confirm the possibility of using numerical analysis of convergent polymer flow for calculating longitudinal velocity gradients in the inlet area of the fracture and can also serve as additional substantiation of the proposed earlier mechanism for increasing oil recovery from reservoirs by using polymer solutions.
{"title":"Viscoelastic effects under water-polymer flooding conditions of the fractured-porous reservoir","authors":"V. Pogrebnyak, V. Y. Shimanskii, A. Pogrebnyak, I. Perkun","doi":"10.18668/ng.2023.07.02","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.07.02","url":null,"abstract":"The work is devoted to the numerical simulation of the flow of simple and viscoelastic (polymer solution) fluids through a fracture by using polymer solutions for enhanced oil recovery from a reservoir. Polymer solutions have viscoelastic properties. Therefore, when polymer solution flows through the slot, we use the well-known Maxwell’s fluid model with the Jaumann derivative to evaluate deformation characteristics of the flow (stream functions, distributions of the longitudinal velocity gradient and normal stress) resulting in the manifestation of abnormal (compared with the behaviour of the ordinary fluid) effects. The case of slow flow is considered. In this case, the inertial terms can be neglected, the velocities, stresses, and stream functions can be written as the decomposition by Weisenberg number, and we can assume that the Weissenberg number is less than one. The determined regularities of viscoelastic (polymer solution) liquid behaviour with longitudinal velocity gradient and the elastic deformations effects manifested in this case have a decisive meaning in understanding the mechanism of anomalously high oil recovery capacity of a reservoir by using water-polymer flooding of the fractured-porous reservoir. Understanding the nature of the effects of elastic deformations under the conditions of water-polymer flooding of the fractured-porous reservoir enables hydrodynamic calculations of the optimal flow of the polymer solution. One of the main issues that need to be solved when developing the technology for increasing oil recovery from formations using polymer solutions is to determine the optimal flow regime in the fractured-porous reservoir. The calculation results verify the ideas obtained from the experimental solution of this problem concerning the strain-stress state of polymer macromolecules (liquid elements) during polymer flow in the inlet area of the fracture in the oil reservoir and confirm the possibility of using numerical analysis of convergent polymer flow for calculating longitudinal velocity gradients in the inlet area of the fracture and can also serve as additional substantiation of the proposed earlier mechanism for increasing oil recovery from reservoirs by using polymer solutions.","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":"90667380","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}
Amine regeneration studies using two devices are presented in this work. In the first apparatus, a problem analysis was carried out in the operation of the desorber, which is used in petrochemical complexes, affecting various parameters of regeneration, such as temperature and pressure at the top and bottom of the column, pressure drop in the columns, rich amine feeding and flow rate, feed temperature, reboiler temperature and stripping pressure. The problems in the existing desorber and modernized the device was studied and an experiment that affects different parameters of regeneration was conducted. The desorber-1 (existing apparatus) and desorber-2 (modernized apparatus) mass-exchange apparatus was selected to serve as experimental regeneration plants. The dimensions of the experimental setup were determined based on the principles of geometric similarity with respect to the dimensions of an industrial regeneration column on a scale of 1:10 and physical similarity (with the same scaling) of gas and liquid flow rates and initial conditions. Thus, during the experiment, the pressure drop in the column increased in the desorber. To solve the problem and to improve the efficiency of the regeneration column, the desorber was upgraded using a Raschig packing. A laboratory stand was also developed for the purpose of conducting an experiment aimed at finding the optimal modes for the parameters of the regeneration column. As a result of the modernization of the desorber, the content of carbon dioxide in lean amine decreased, and there was a 4-fold reduction in column pressure drop. The modernization of the apparatus also led to an increase in the recovery factor.
{"title":"Analysis of the operating mode of the existing desorber and its modernization using additional contact devices","authors":"A. Khurmamatov, Alisher U. Auesbaev","doi":"10.18668/ng.2023.06.05","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.06.05","url":null,"abstract":"Amine regeneration studies using two devices are presented in this work. In the first apparatus, a problem analysis was carried out in the operation of the desorber, which is used in petrochemical complexes, affecting various parameters of regeneration, such as temperature and pressure at the top and bottom of the column, pressure drop in the columns, rich amine feeding and flow rate, feed temperature, reboiler temperature and stripping pressure. The problems in the existing desorber and modernized the device was studied and an experiment that affects different parameters of regeneration was conducted. The desorber-1 (existing apparatus) and desorber-2 (modernized apparatus) mass-exchange apparatus was selected to serve as experimental regeneration plants. The dimensions of the experimental setup were determined based on the principles of geometric similarity with respect to the dimensions of an industrial regeneration column on a scale of 1:10 and physical similarity (with the same scaling) of gas and liquid flow rates and initial conditions. Thus, during the experiment, the pressure drop in the column increased in the desorber. To solve the problem and to improve the efficiency of the regeneration column, the desorber was upgraded using a Raschig packing. A laboratory stand was also developed for the purpose of conducting an experiment aimed at finding the optimal modes for the parameters of the regeneration column. As a result of the modernization of the desorber, the content of carbon dioxide in lean amine decreased, and there was a 4-fold reduction in column pressure drop. The modernization of the apparatus also led to an increase in the recovery factor.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-06-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"84731805","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}
Piroliza metanu jest alternatywną do reformingu parowego metodą przetwarzania metanu (gazu ziemnego) do wodoru. Największą różnicą między tymi technologiami jest brak emisji ditlenku węgla w przypadku pirolizy metanu, co biorąc pod uwagę konieczność sekwestracji tego groźnego gazu cieplarnianego w technologii reformingu parowego, powoduje, że piroliza metanu staje się metodą wysoce konkurencyjną, a zainteresowanie nią wśród koncernów paliwowych, firm chemicznych i petrochemicznych stale wzrasta. W niniejszym artykule przedstawiono porównanie wybranych istotnych, perspektywicznych metod otrzymywania wodoru z metodą pirolizy metanu (gazu ziemnego). W porównaniu uwzględniono takie metody jak: reforming parowy, elektroliza wody, piroliza biomasy, fotofermentacja czy gazyfikacja węgla kamiennego. Na podstawie wybranych dostępnych źródeł literaturowych przeanalizowano koszty wytworzenia wodoru poszczególnymi metodami, obejmujące nie tylko cenę surowców, koszt energii, zużycie wody, ale również opłaty za emisję gazów cieplarnianych, koszt dodatkowych surowców i procesów. Pokrótce nakreślono też zalety i wady wybranych metod otrzymywania wodoru. Przeprowadzono analizę ekonologiczną wytypowanych technologii wytwarzania wodoru. Przedstawione wyniki analiz ekonomicznych i ekonologicznych wykazały wysoką przewagę konkurencyjną pirolizy metanu (gazu ziemnego) między innymi nad reformingiem parowym oraz nad elektrolizą wody. Potwierdzeniem korzystnej oceny procesu termicznego rozkładu metanu (gazu ziemnego) jest rosnące zainteresowanie tą technologią wśród dużych zagranicznych koncernów. W artykule zaprezentowano przegląd postępów wybranych istotnych projektów inwestycyjnych, mających na celu budowę przemysłowych instalacji dekompozycji metanu (gazu ziemnego). Opisano rodzaj zastosowanej metody pirolizy przez każdą z firm prowadzących inwestycję w tym zakresie. Obecnie, według wiedzy autorów, żadna z instalacji nie produkuje wodoru metodą pirolizy metanu w skali przemysłowej, największych postępów dokonały firmy BASF, Hypro, Hazar i Gazprom.
{"title":"Piroliza metanu na tle wybranych metod otrzymywania wodoru","authors":"J. Markowski, Michał Wojtasik","doi":"10.18668/ng.2023.06.07","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.06.07","url":null,"abstract":"Piroliza metanu jest alternatywną do reformingu parowego metodą przetwarzania metanu (gazu ziemnego) do wodoru. Największą różnicą między tymi technologiami jest brak emisji ditlenku węgla w przypadku pirolizy metanu, co biorąc pod uwagę konieczność sekwestracji tego groźnego gazu cieplarnianego w technologii reformingu parowego, powoduje, że piroliza metanu staje się metodą wysoce konkurencyjną, a zainteresowanie nią wśród koncernów paliwowych, firm chemicznych i petrochemicznych stale wzrasta. W niniejszym artykule przedstawiono porównanie wybranych istotnych, perspektywicznych metod otrzymywania wodoru z metodą pirolizy metanu (gazu ziemnego). W porównaniu uwzględniono takie metody jak: reforming parowy, elektroliza wody, piroliza biomasy, fotofermentacja czy gazyfikacja węgla kamiennego. Na podstawie wybranych dostępnych źródeł literaturowych przeanalizowano koszty wytworzenia wodoru poszczególnymi metodami, obejmujące nie tylko cenę surowców, koszt energii, zużycie wody, ale również opłaty za emisję gazów cieplarnianych, koszt dodatkowych surowców i procesów. Pokrótce nakreślono też zalety i wady wybranych metod otrzymywania wodoru. Przeprowadzono analizę ekonologiczną wytypowanych technologii wytwarzania wodoru. Przedstawione wyniki analiz ekonomicznych i ekonologicznych wykazały wysoką przewagę konkurencyjną pirolizy metanu (gazu ziemnego) między innymi nad reformingiem parowym oraz nad elektrolizą wody. Potwierdzeniem korzystnej oceny procesu termicznego rozkładu metanu (gazu ziemnego) jest rosnące zainteresowanie tą technologią wśród dużych zagranicznych koncernów. W artykule zaprezentowano przegląd postępów wybranych istotnych projektów inwestycyjnych, mających na celu budowę przemysłowych instalacji dekompozycji metanu (gazu ziemnego). Opisano rodzaj zastosowanej metody pirolizy przez każdą z firm prowadzących inwestycję w tym zakresie. Obecnie, według wiedzy autorów, żadna z instalacji nie produkuje wodoru metodą pirolizy metanu w skali przemysłowej, największych postępów dokonały firmy BASF, Hypro, Hazar i Gazprom.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-06-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"75099076","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}
Mirosław Wojnicki, J. Kuśnierczyk, S. Szuflita, M. Warnecki, M. Rzepka
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych i zwiększenie udziału energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii (OZE) w miksie energetycznym stanowią ogromne wyzwanie dla większości światowych gospodarek, w tym Polski. Ze względu na specyfikę produkcji energii z OZE – jej rozwój na dużą skalę nie jest możliwy bez rozwiniętych systemów wielkoskalowego magazynowania i bilansowania energii. Wodór może być wykorzystywany w nieuniknionej transformacji energetycznej jako źródło, nośnik lub magazyn (bufor) energii, stąd też dynamika rozwoju technologii wodorowych stale przybiera na sile. Istotną kwestią dla zapewnienia bezpieczeństwa podziemnego magazynu i ograniczenia ryzyka związanego z ucieczką/stratą magazynowanego wodoru jest uszczelnienie otworów wiertniczych z wykorzystaniem szczelnego zaczynu cementowego, tworzącego dobrej jakości kamień cementowy. W niniejszej pracy podjęto próbę oceny szczelności stwardniałych zaczynów cementowych opracowanych do celów uszczelniania odwiertów w podziemnych magazynach wodoru (PMW) zlokalizowanych w sczerpanych złożach gazu ziemnego. W badaniach rejestrowano natężenie przepływu wodoru, co pozwala na ocenę porównawczą poszczególnych próbek w kierunku najniższych wartości przepływu, odpowiadających najwyższej szczelności. Pomiary wykonywano w różnych warunkach ciśnienia (wysokie ciśnienie porowe, niskie ciśnienie porowe, wysokie ciśnienie różnicowe, niskie ciśnienie różnicowe) i temperatury (60°C, temperatura pokojowa). Ustalenie przepuszczalności stwardniałych zaczynów cementowych jest problematyczne ze względu na specyficzny charakter ośrodka porowatego, który to cechuje się niestabilnością parametrów w czasie i w trakcie suszenia ulega trwałym uszkodzeniom.
{"title":"Ocena szczelności stwardniałych zaczynów cementowych dla wodoru","authors":"Mirosław Wojnicki, J. Kuśnierczyk, S. Szuflita, M. Warnecki, M. Rzepka","doi":"10.18668/ng.2023.06.02","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.06.02","url":null,"abstract":"Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych i zwiększenie udziału energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii (OZE) w miksie energetycznym stanowią ogromne wyzwanie dla większości światowych gospodarek, w tym Polski. Ze względu na specyfikę produkcji energii z OZE – jej rozwój na dużą skalę nie jest możliwy bez rozwiniętych systemów wielkoskalowego magazynowania i bilansowania energii. Wodór może być wykorzystywany w nieuniknionej transformacji energetycznej jako źródło, nośnik lub magazyn (bufor) energii, stąd też dynamika rozwoju technologii wodorowych stale przybiera na sile. Istotną kwestią dla zapewnienia bezpieczeństwa podziemnego magazynu i ograniczenia ryzyka związanego z ucieczką/stratą magazynowanego wodoru jest uszczelnienie otworów wiertniczych z wykorzystaniem szczelnego zaczynu cementowego, tworzącego dobrej jakości kamień cementowy. W niniejszej pracy podjęto próbę oceny szczelności stwardniałych zaczynów cementowych opracowanych do celów uszczelniania odwiertów w podziemnych magazynach wodoru (PMW) zlokalizowanych w sczerpanych złożach gazu ziemnego. W badaniach rejestrowano natężenie przepływu wodoru, co pozwala na ocenę porównawczą poszczególnych próbek w kierunku najniższych wartości przepływu, odpowiadających najwyższej szczelności. Pomiary wykonywano w różnych warunkach ciśnienia (wysokie ciśnienie porowe, niskie ciśnienie porowe, wysokie ciśnienie różnicowe, niskie ciśnienie różnicowe) i temperatury (60°C, temperatura pokojowa). Ustalenie przepuszczalności stwardniałych zaczynów cementowych jest problematyczne ze względu na specyficzny charakter ośrodka porowatego, który to cechuje się niestabilnością parametrów w czasie i w trakcie suszenia ulega trwałym uszkodzeniom.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-06-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"83608316","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}
Many wells of offshore fields in Azerbaijan are subject to sanding and plugging. This is especially observed in wells at a late stage of development. The process of plug formation in directional wells is known to be characterized by a variety of factors associated with both natural conditions and the parameters of their development and, most importantly, operation. The degree of influence of the factors varies, in addition to the fact that all of them (directly or indirectly) are interconnected. Sand production is often observed during completion (development) and operation of wells, especially when the productive reservoirs are represented by weakly cemented rocks. It is worth noting that in the case of sand plug formation, the permeability of which is 200 times greater than the per-meability of the productive formation, the oil production rate decreases by 34%. This sand contains up to 5% of oil and poses a problem upon its removal, as it results in environmental contamination. In addition, it deposits in pipelines, surface equipment, causing erosion. This kind of complication is almost universal. Sand removal is one of the main reasons for the formation of cavities and collapse of columns. This problem has acquired particular relevance with the development of thermal methods for the extraction of high-viscous oils: the viscosity of oil decreases, and its fluidity increases. In this case, some reservoirs lose their cementing binder - viscous oil. During planned and emergency shutdowns, when the coolant injection stops, the reverse flow of the coolant enters the injection wells and removes mechanical impurities. This also leads to the formation of sand plugs in the wells and prevents the normal injection of the coolant. The existing methods of operating wells affected by sanding can be divided into two groups: 1) operation of wells with the removal of sand from the reservoir; 2) prevention of sand production from the formation.
{"title":"Factors affecting the sand plug formation process in controlled directional wells","authors":"Ramil M. Mammadov, Arzu V. Sultanova","doi":"10.18668/ng.2023.06.03","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.06.03","url":null,"abstract":"Many wells of offshore fields in Azerbaijan are subject to sanding and plugging. This is especially observed in wells at a late stage of development. The process of plug formation in directional wells is known to be characterized by a variety of factors associated with both natural conditions and the parameters of their development and, most importantly, operation. The degree of influence of the factors varies, in addition to the fact that all of them (directly or indirectly) are interconnected. Sand production is often observed during completion (development) and operation of wells, especially when the productive reservoirs are represented by weakly cemented rocks. It is worth noting that in the case of sand plug formation, the permeability of which is 200 times greater than the per-meability of the productive formation, the oil production rate decreases by 34%. This sand contains up to 5% of oil and poses a problem upon its removal, as it results in environmental contamination. In addition, it deposits in pipelines, surface equipment, causing erosion. This kind of complication is almost universal. Sand removal is one of the main reasons for the formation of cavities and collapse of columns. This problem has acquired particular relevance with the development of thermal methods for the extraction of high-viscous oils: the viscosity of oil decreases, and its fluidity increases. In this case, some reservoirs lose their cementing binder - viscous oil. During planned and emergency shutdowns, when the coolant injection stops, the reverse flow of the coolant enters the injection wells and removes mechanical impurities. This also leads to the formation of sand plugs in the wells and prevents the normal injection of the coolant. The existing methods of operating wells affected by sanding can be divided into two groups: 1) operation of wells with the removal of sand from the reservoir; 2) prevention of sand production from the formation.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-06-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"86219439","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}
Siarka występuje w naturze w bogactwie form – jako siarka elementarna, siarczki, siarczany, organiczne związki siarki (OZS, ang. organic sulfur compounds, OSC). W pracy zbadano zależności pomiędzy występowaniem siarki w ropach i skałach macierzystych. Wydzielono siarkę pirytową, pierwiastkową, organiczną w kerogenie oraz OZS w bituminach. Do rozdzielenia siarki pirytowej pozostałej po izolacji kerogenu zastosowano metodę redukcji kwaśnym roztworem chlorku chromu (II) (ang. chromium reducible sulfur method, CRS), przeprowadzaną w inertnej atmosferze azotu w komorze rękawicowej. Zastosowanie CrCl2 w obecności HCl powoduje wydzielenie siarki pirytowej w postaci H2S. Siarkowodór jest następnie wprowadzany do roztworu AgNO3, gdzie zachodzi reakcja z wytrąceniem się czarnego osadu Ag2S. Ilość wytrąconej siarki była oznaczana wagowo, a kerogen i siarczek srebra (I) były poddawane badaniom izotopów siarki. Analiza elementarna badanego materiału przed usunięciem i po usunięciu siarki pirytowej oraz obliczenie stosunków atomowych H/C, O/C, N/C, S/C potwierdziły przydatność metody wykazanej w poprzednich badaniach i nie uwidoczniły istotnych zmian w badanym kerogenie. W pracy oddzielono siarkę pirytową od organicznej w kerogenie z wybranych próbek warstw menilitowych z zewnętrznych Karpat fliszowych oraz poddano obie formy tego pierwiastka badaniom izotopowym, a także skorelowano z danymi dotyczącymi innych form występowania siarki w skałach, bituminach i ropach. Co istotne, znaczną część siarki całkowitej w kerogenie stanowi siarka pirytowa, co implikuje konieczność rozdzielenia jej od siarki organicznej w celu sformułowania poprawnych wniosków dotyczących energii aktywacji kerogenu i tempa generacji węglowodorów. Badania izotopowe potwierdzają wcześniejsze interpretacje pochodzenia pirytu z procesu bakteryjnej redukcji siarczanów i euksynicznego środowiska depozycji oligoceńskich osadów w basenie Paratetydy.
{"title":"Ilościowa ocena i wydzielenie różnych form siarki w próbkach geologicznych wraz z zastosowaniem do badań pochodzenia związków siarki w systemach naftowych","authors":"Kinga Wencel, W. Bieleń","doi":"10.18668/ng.2023.06.01","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.06.01","url":null,"abstract":"Siarka występuje w naturze w bogactwie form – jako siarka elementarna, siarczki, siarczany, organiczne związki siarki (OZS, ang. organic sulfur compounds, OSC). W pracy zbadano zależności pomiędzy występowaniem siarki w ropach i skałach macierzystych. Wydzielono siarkę pirytową, pierwiastkową, organiczną w kerogenie oraz OZS w bituminach. Do rozdzielenia siarki pirytowej pozostałej po izolacji kerogenu zastosowano metodę redukcji kwaśnym roztworem chlorku chromu (II) (ang. chromium reducible sulfur method, CRS), przeprowadzaną w inertnej atmosferze azotu w komorze rękawicowej. Zastosowanie CrCl2 w obecności HCl powoduje wydzielenie siarki pirytowej w postaci H2S. Siarkowodór jest następnie wprowadzany do roztworu AgNO3, gdzie zachodzi reakcja z wytrąceniem się czarnego osadu Ag2S. Ilość wytrąconej siarki była oznaczana wagowo, a kerogen i siarczek srebra (I) były poddawane badaniom izotopów siarki. Analiza elementarna badanego materiału przed usunięciem i po usunięciu siarki pirytowej oraz obliczenie stosunków atomowych H/C, O/C, N/C, S/C potwierdziły przydatność metody wykazanej w poprzednich badaniach i nie uwidoczniły istotnych zmian w badanym kerogenie. W pracy oddzielono siarkę pirytową od organicznej w kerogenie z wybranych próbek warstw menilitowych z zewnętrznych Karpat fliszowych oraz poddano obie formy tego pierwiastka badaniom izotopowym, a także skorelowano z danymi dotyczącymi innych form występowania siarki w skałach, bituminach i ropach. Co istotne, znaczną część siarki całkowitej w kerogenie stanowi siarka pirytowa, co implikuje konieczność rozdzielenia jej od siarki organicznej w celu sformułowania poprawnych wniosków dotyczących energii aktywacji kerogenu i tempa generacji węglowodorów. Badania izotopowe potwierdzają wcześniejsze interpretacje pochodzenia pirytu z procesu bakteryjnej redukcji siarczanów i euksynicznego środowiska depozycji oligoceńskich osadów w basenie Paratetydy.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-06-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"81081004","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 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.
{"title":"Badania wpływu środków pieniących na skuteczność wynoszenia wody złożowej z odwiertu","authors":"D. Kluk, T. Steliga, D. Bęben","doi":"10.18668/ng.2023.06.06","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.06.06","url":null,"abstract":"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.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-06-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"83418506","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}
Numerous laboratory studies have shown that the change in physical and chemical properties and the geological conditions of the occurrence of hydrocarbons depend on depth. It should be noted that the change in oil properties with depth and the identification of the properties of such oils are poorly understood. In this research work, an attempt is made to study the filtration properties of anomalous oils, taking into account compressibility in reservoir conditions. The work carried out shows that the density, dynamic viscosity and the content of resins, sulfur, paraffin and asphaltene of different oil reservoirs are mainly depth dependent. The filtration characteristics of such oils that manifest themselves at a given pressure have been established. The results of modeling the filtration processes leading to the emergence of zones of increased oil compressibility, forming deep hydrocarbon fields, were used to discuss the regularities obtained. This makes it possible to determine filtration characteristics of anomalous liquid, taking into account the compressibility, which determine their higher quality indicators. The analysis shows that in the development of oil fields with anomalous properties of hydrocarbons, when recalculating the volumetric flow rate of individual wells in reservoir conditions it is necessary to use the value of the volumetric oil coefficient, taking into account its non-Newtonian properties. This technique will enable future works to study the effect of hydrodynamic imperfection of wells and the effect of formation permeability violation in their bottomhole zone on the reservoir pressure redistribution characteristics and well test results.
{"title":"Filtration of compressible viscous-plastic oil in a porous medium","authors":"M. Dadash-zade, Inglab N. Aliyev","doi":"10.18668/ng.2023.06.04","DOIUrl":"https://doi.org/10.18668/ng.2023.06.04","url":null,"abstract":"Numerous laboratory studies have shown that the change in physical and chemical properties and the geological conditions of the occurrence of hydrocarbons depend on depth. It should be noted that the change in oil properties with depth and the identification of the properties of such oils are poorly understood. In this research work, an attempt is made to study the filtration properties of anomalous oils, taking into account compressibility in reservoir conditions. The work carried out shows that the density, dynamic viscosity and the content of resins, sulfur, paraffin and asphaltene of different oil reservoirs are mainly depth dependent. The filtration characteristics of such oils that manifest themselves at a given pressure have been established. The results of modeling the filtration processes leading to the emergence of zones of increased oil compressibility, forming deep hydrocarbon fields, were used to discuss the regularities obtained. This makes it possible to determine filtration characteristics of anomalous liquid, taking into account the compressibility, which determine their higher quality indicators. The analysis shows that in the development of oil fields with anomalous properties of hydrocarbons, when recalculating the volumetric flow rate of individual wells in reservoir conditions it is necessary to use the value of the volumetric oil coefficient, taking into account its non-Newtonian properties. This technique will enable future works to study the effect of hydrodynamic imperfection of wells and the effect of formation permeability violation in their bottomhole zone on the reservoir pressure redistribution characteristics and well test results.","PeriodicalId":45266,"journal":{"name":"Nafta-Gaz","volume":null,"pages":null},"PeriodicalIF":0.5,"publicationDate":"2023-06-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"82991279","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：