Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "gaz ziemny" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-15 z 22
Tytuł:
An analysis of the effects of hydrogen addition to natural gas on the work of gas appliances
Analiza wpływu dodatku wodoru do gazu ziemnego na pracę urządzeń gazowych
Autorzy:
Wojtowicz, Robert
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835084.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
hydrogen
natural gas
Power to gas
wodór
gaz ziemny
Opis:
Investigation results of hydrogen addition to natural gas 2E on the work of selected gas appliances for both domestic (gas hob with burners equipped with adjustable combustion air aperture, gas-fired air heaters for space heating, air heater type balanced flue, gas fireplace) and commercial (gas stock pot range, gas-fired overhead luminous radiant heater) use have been presented in this paper. A brief description of gas appliances chosen for testing has been given. Gas burners and automation installed in the above mentioned appliances were prepared for natural gas combustion. The tests were carried out with three mixtures of natural gas with 10%, 15% and 23% of hydrogen. Approximate compositions of gases used in the tests and their energy parameters were provided. The following parameters were checked: combustion quality, ignition, cross lighting and flame stability, nominal heat input and thermal efficiency. The results obtained for each device, with consideration of all tested operational and safety parameters, were discussed. When analyzing the results, special attention was given to the matter of heat input of appliances, lowering with decreasing energy parameters of particular gases with hydrogen addition and to the effect of the above on thermal efficiency of the appliance tested. The results were presented on diagrams. The conclusions were formulated considering why, depending on the construction of a particular appliance, the decrease in heat input differently effected its thermal efficiency. By basing on the obtained results the following questions were answered: • Whether the safe and proper operation of domestic appliances might not be affected by hydrogen addition to natural gas; • What amount of hydrogen could be added to natural gas in order to ensure safe and not requiring any modification operation of appliances adapted to natural gas combustion.
W artykule przedstawiono wyniki badania wpływu dodatku wodoru do gazu ziemnego wysokometanowego 2E na pracę wybranych domowych urządzeń gazowych (płyta gazowa z palnikami wyposażonymi w regulowaną przysłonę powietrza do spalania, gazowa nagrzewnica powietrza do ogrzewania pomieszczeń, ogrzewacz powietrza typu balanced flue, kominek gazowy) oraz urządzeń do zastosowań komercyjnych (taboret gazowy oraz promiennik gazowy). W artykule podano krótką charakterystykę wytypowanych do badań urządzeń gazowych. Palniki gazowe oraz automatyka zainstalowane w wyżej wymienionych urządzeniach przystosowane były do spalania gazu ziemnego wysokometanowego. Badania przeprowadzono z wykorzystaniem trzech mieszanin gazu ziemnego wysokometanowego z wodorem o zawartości wodoru odpowiednio: 10%, 15% i 23%. Podano przybliżone składy gazów użytych w badaniach oraz ich parametry energetyczne. Na wybranych do badań urządzeniach sprawdzano takie parametry urządzeń jak: jakość spalania, zapalanie, przenoszenie i stabilność płomienia, znamionowe obciążenie cieplne oraz sprawność cieplna. Wyniki badań uzyskane dla każdego urządzenia omówiono odnosząc się do wszystkich sprawdzanych parametrów użytkowych i bezpieczeństwa. Analizując wyniki badań, szczegółowo poruszono kwestię obniżenia się obciążenia cieplnego urządzeń w miarę spadku parametrów energetycznych poszczególnych gazów z dodatkiem wodoru i wpływ tego zjawiska na uzyskiwaną sprawność cieplną przez badane urządzenia. Otrzymane wyniki badań zobrazowano na wykresach. Sformułowano także wnioski na temat tego, dlaczego w zależności od konstrukcji urządzenia spadek obciążenia cieplnego ma różny wpływ na osiąganą przez urządzenie sprawność cieplną. Na podstawie uzyskanych wyników udzielono odpowiedzi na pytania: • czy dodatek wodoru do gazu ziemnego nie wpłynie na prawidłową i bezpieczną pracę urządzeń gazowych użytku domowego; • jaką ilość wodoru można zatłoczyć do gazu ziemnego wysokometanowego, aby urządzenia przystosowane do spalania gazu ziemnego pracowały bezpiecznie bez potrzeby ich modyfikacji.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2019, 75, 8; 465-472
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
The impact of hydrogen addition on the methane number of natural gas
Autorzy:
Holewa-Rataj, Jadwiga
Kukulska-Zając, Ewa
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834041.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
liczba metanowa
gaz ziemny
wodór
methane number
natural gas
hydrogen
Opis:
The methane number is an important parameter characterizing motor fuels. The value of the methane number determines the fuel susceptibility to knocking combustion, and the higher its value, the greater the fuel resistance to knocking combustion. Natural gas belonging to the H group should have a minimum methane number above 65 (PN-EN 16726:2018). The dominant view in the literature is that the optimal value of the methane number for gases burned in CNG or LNG fueled car engines should be above 80 due to the efficiency of the engine operation and low emission of harmful substances. In the era of striving to reduce the consumption of fossil fuels and replace them with renewable energy sources (RES), it is important to check how significantly will the hydrogen addition impact the methane number value of natural gas. It is essential because hydrogen has been in the spotlight for several years now as an excellent energy carrier and the so-called clean fuel, and for zero methane number was assumed. The article discusses the effect of hydrogen addition to natural gas on the value of the methane number of the resulting mixture in relation to the minimum and optimal value of the methane number. Data on 19 different compositions of natural gas were used to perform the analysis. They characterized natural gas belonging to group E from the Polish distribution network. The results of the calculations carried out allow us to state that the addition of hydrogen to natural gas, in an amount allowing to maintain the physicochemical parameters of the gas specified in the relevant standards, causes a decrease in the value of the methane number of the resulting natural gas-hydrogen mixture by a maximum of 22.1%. However, in none of the analyzed cases the obtained methane number was lower than the minimum value of 65. With regard to the optimal methane number value for gaseous fuels, it can be concluded that the addition of hydrogen to natural gas (while maintaining the adopted assumptions regarding energy parameters and gas density) can increase the knocking properties of the resulting mixture and make it not an optimal fuel. The performed calculations and analyzes also showed that the change in the methane number value of the natural gas-hydrogen mixture is proportional to the amount of hydrogen introduced into natural gas.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 12; 945--950
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Opracowanie koncepcji uzyskiwania strumieni gazu o podwyższonej zawartości helu na membranach
Development of the concept of obtaining gas streams on membranes with increased helium content
Autorzy:
Janocha, Andrzej
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834061.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
separacja membranowa
hel
gaz ziemny
membrane separation
helium
natural gas
Opis:
Due to the constantly rising helium prices, resulting from the shrinking supply, reserves of helium from niche sources, including those of low quality, will become attractive. Conventional helium production technologies are energy-consuming and were designed for large streams to process (recover) helium from natural gas. Alternative technologies, e.g. using membrane separation, are being more and more often explored because of the economic benefits they can potentially have over the conventional approach. This article reviews the literature on the technologies used for membrane separation of helium from natural gas. The project was developed and a test stand was created for separation tests on membrane modules of gas mixtures with different helium content. Several series of studies were carried out with interpretation of the results of experimental dependence of the effects of helium permeate enrichment on stage cut. Simulations and calculations of the size of streams were carried out in a multi-stage helium separation system from natural gas as a function of stage cuts with retentate streams being recycled to earlier stages of separation. The concept of obtaining natural gas containing 0.3% helium gas stream with high helium content – over 90% – using membrane technology was developed. The tests were carried out on a commercially available polyimide membrane. The subsequent stages of enrichment of the gas stream in helium, 1.3, 8, 37 and over 93% helium in the final concentrate were obtained. In the high-pressure retentate stream, a helium-free product (<0.02%) was obtained which was also a gas with increased calorific value with a reduced content of carbon dioxide and nitrogen. During the experiments, a lot of effort was put into making the results broadly useful in process calculations. The general simulation problem of flow shaping (stream sizes) for a four-stage gas enrichment system on membranes has been solved. The calculation results can serve many variants depending on the flow and on stage cut Ѳ. The influence of permeate throttling pressure on separation effects was determined and the optimal range of this pressure was determined taking into account the need to compress this stream. The engineering calculations carried out for one of the variants showed the effectiveness and the possibility of its implementation. After each separation stage (degree), the permeate must be compressed again, which entails specific operating expenses related to the energy costs for compressing and cooling individual gas streams. The required power for compressing and cooling these streams was calculated.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 10; 719-727
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Prognozowanie zapotrzebowania na gaz metodami sztucznej inteligencji
Forecasting gas demand using artificial intelligence methods
Autorzy:
Paliński, Andrzej
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834986.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
prognozowanie
sztuczna inteligencja
zapotrzebowanie
gaz ziemny
forecasting
artificial intelligence
demand
natural gas
Opis:
W artykule zaprezentowano współczesne tendencje dotyczące metod sztucznej inteligencji i uczenia maszynowego, do których zalicza się między innymi sztuczne sieci neuronowe, drzewa decyzyjne, systemy oparte na logice rozmytej i inne. Metody inteligencji obliczeniowej stanowią część obszaru badań nad sztuczną inteligencją. Wybrane metody inteligencji obliczeniowej zostały wykorzystane do budowy średnioterminowych miesięcznych prognoz zapotrzebowania na gaz dla Polski. Porównana została trafność prognoz uzyskanych za pomocą sztucznej sieci neuronowej i drzewa decyzyjnego z klasyczną regresją liniową z wykorzystaniem danych historycznych z okresu dziesięciu lat. Jako zmienne objaśniające zastosowano: zużycie gazu w innych krajach UE, średnią miesięczną temperaturę, produkcję prze- mysłową, wynagrodzenie w gospodarce i cenę gazu. Prognozowanie przeprowadzono w pięciu etapach różniących się doborem próby uczącej i testowej, zastosowaniem wstępnego przygotowania danych oraz eliminacją niektórych zmiennych. W przypadku danych nieprzygotowanych i losowego zbioru uczącego najwyższą trafność osiągnęła regresja liniowa. W przypadku danych uzupełnionych i losowego zbioru uczącego najwyższą trafność uzyskano za pomocą drzewa decyzyjnego. Prognoza zbudowana na podstawie pierwszych ośmiu lat i testowana na dwóch ostatnich została najtrafniej utworzona za pomocą regresji, ale tylko nieznacznie lepiej niż przy wykorzystaniu drzewa decyzyjnego lub sieci neuronowej, niezależnie od normalizacji danych i eliminacji współliniowych zmiennych. Metody uczenia maszynowego wykazały się dobrą trafnością prognoz miesięcznego zużycia gazu, niemniej jednak nieznacznie ustąpiły klasycznej regresji liniowej ze względu na zbyt wąski zbiór zmiennych objaśniających. Metody uczenia maszynowego będą mogły wykazać się wyższą skutecznością wraz ze wzrostem liczby danych oraz rozszerzeniem zbioru potencjalnych zmiennych objaśniających. W morzu danych metody uczenia maszynowego są w stanie skuteczniej tworzyć modele prognostyczne bez konieczności żmudnej ingerencji analityka w przygotowanie danych i wieloetapową analizę. Pozwolą także na dowolnie częstą aktualizację postaci modeli prognostycznych, nawet po każdym uzupełnieniu zbioru danych.
The paper presents contemporary trends in artificial intelligence and machine learning methods, which include, among others, artificial neural networks, decision trees, fuzzy logic systems and others. Computational intelligence methods are part of the field of research on artificial intelligence. Selected methods of computational intelligence were used to build medium-term monthly forecasts of natural gas demand for Poland. The accuracy of forecasts obtained using the artificial neural network and the decision tree with classical linear regression was compared based on historical data from a ten-year period. The explanatory variables were: gas consumption in other EU countries, average monthly temperature, industrial production, wages in the economy and the price of natural gas. Forecasting was carried out in five stages differing in the selection of the learning and testing sample, the use of data preprocessing and the elimination of some variables. For raw data and a random training set, the highest accuracy was achieved by linear regression. For the preprocessed data and the random learning set, the decision tree was the most accurate. The forecast obtained on the basis of the first eight years and tested on the last two was most accurately created by regression, but only slightly better than with the decision tree or neural network, regardless of data normalization and elimination of collinear variables. Machine learning methods showed good accuracy of monthly gas consumption forecasts, but nevertheless slightly gave way to classical linear regression, due to too narrow set of explanatory variables. Machine learning methods will be able to show higher effectiveness as the number of data increases and the set of potential explanatory variables is expanded. In the sea of data, machine learning methods are able to create prognostic models more effectively, without the analyst’s laborious involvement in data preparation and multi-stage analysis. They will also allow for the frequent updating of the form of prognostic models even after each addition of new data into the database.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2019, 75, 2; 111-117
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analiza możliwości zasilania certyfikowanych urządzeń gazowych uzdatnionym biogazem rolniczym
Analysis of the possibility of supplying certified gas devices with treated agricultural biogas
Autorzy:
Wojtowicz, Robert
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31348164.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
biogaz
biogaz rolniczy
mieszanina
gaz ziemny
gaz LNG
biogas
agricultural biogas
mixture
natural gas
LNG
Opis:
Głównym celem prowadzonych analiz było sprawdzenie, czy dostępne na rynku certyfikowane urządzenia gazowe użytku domowego i komercyjnego (urządzenia wykorzystywane w zakładach gastronomicznych) można zasilać częściowo oczyszczonym biogazem rolniczym lub mieszaniną takiego biogazu z gazem ziemnym wysokometanowym grupy E lub gazem z regazyfikacji LNG. Aby odpowiedzieć na to pytanie, rozważono sytuację, w której biogaz rolniczy zostanie wstępnie oczyszczony z najbardziej niepożądanych zanieczyszczeń i docelowo będzie gazem składającym się z metanu (CH4), dwutlenku węgla (CO2) i tlenu (O2). Rozpatrywano cztery różne składy biogazu rolniczego, w których zawartość CH4 zmieniała się od 70% do 85%, natomiast CO2 – od 14,8% do 29,8%. Obliczone parametry energetyczne, a w zasadzie liczbę Wobbego tych biogazów, porównywano następnie z wartościami nominalnej liczby Wobbego gazów ziemnych grup Ln, Ls i Lw, podanymi w polskich przepisach prawnych. Innym rozpatrywanym wariantem było mieszanie częściowo oczyszczonego biogazu rolniczego z gazem ziemnym wysokometanowym grupy E lub gazem z regazyfikacji LNG w takich proporcjach, aby powstałe mieszaniny osiągnęły minimalne wymagania energetyczne dla gazów ziemnych grup Ls, Lw i E oraz minimalne i maksymalne wymagania energetyczne dla gazu ziemnego grupy S (gaz zawierający w swoim składzie CO2 rozprowadzany na Węgrzech). Określono proporcje mieszania tych gazów, podano potencjalne składy powstałych mieszanin, ich parametry energetyczne oraz ciśnienia zasilania urządzeń końcowych spalających te mieszaniny. Na podstawie przeprowadzonych obliczeń podano, które kategorie urządzeń można potencjalnie wykorzystać do zasilania ich bądź to częściowo oczyszczonym biogazem, bądź też jego mieszaninami z gazem ziemnym wysokometanowym grupy E lub gazem z regazyfikacji LNG. Opisano również, jakie ewentualne zmiany będą konieczne w takich urządzeniach, aby można je było bezpiecznie użytkować po zmianie gazu.
The main goal of the analyzes was to check whether the certified gas appliances available on the market for domestic and commercial use (catering equipment) can be supplied with partially purified agricultural biogas or mixture of such biogas in combination with group E high-methane natural gas or gas form LNG regasification. To answer this question, a situation in which the agricultural biogas would be pre-treated to remove the most undesirable pollutants and would ultimately be a gas consisting of methane (CH4), carbon dioxide (CO2) and oxygen (O2) was considered. Four different compositions of agricultural biogas were considered in which content of methane varied from 70% to 85% and carbon dioxide from 14.8% to 29.8%. The calculated energy parameters (Wobbe index) of these biogases were then compared with the nominal Wobbe index for natural gases of Ln, Ls and Lw groups set out in Polish legislation. Another option considered was to mix partially purified agricultural biogas with group E high-methane natural gas or gas from LNG regasification, in such proportions that the resulting mixtures would meet the minimum energy requirements for natural gases from the Ls, Lw and E groups as well as the minimum and maximum energy requirements for natural gas S group (a gas containing carbon dioxide distributed in Hungary). The mixing proportions of these gases were determined, the potential compositions of the resulting mixtures, their energy parameters and the supply pressures of the end devices burning these mixtures were given. Based on the calculations performed, the categories of devices that could potentially be supplied with either partially purified biogas or its mixtures with group E high-methane natural gas or gas from LNG regasification were indicated. The article also describes what, if any, modifications will be necessary to such devices to make them safe to use after the gas change.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 8; 608-617
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Separacja siarkowodoru z gazu ziemnego w kaskadowych układach technologii membranowej
Separation of hydrogen sulphide from natural gas in cascade systems of membrane technology
Autorzy:
Janocha, Andrzej
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1833995.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
moduły membranowe
separacja gazowa
siarkowodór
gaz ziemny
membrane modules
gas separation
hydrogen sulphide
natural gas
Opis:
Under the new economic conditions, the exploitation of sour gas deposits reduces profits when using the conventional processes used to prepare gas for transport. Adding an inexpensive membrane unit as a preliminary technology before the classic quite energyconsuming amine absorption process (hybridization) can significantly reduce the cost of removing acidic components from natural gas. The article is a continuation of the author’s previous publications related to the research on the separation of several CH4–H2S mixtures. Gaseous separation tests were carried out on modules with polyimide membranes in a wide range of pressures. The scope of the conducted separation tests was extended to concentrations of 22% H2S in the gas mixture. Based on the experimental results, data for simulations and forecasts necessary for the evaluation and comparison of two-module cascade systems were obtained. The influence of the pressure of the gas flowing through the membrane (permeate) on the separation effects was determined. Increasing the pressure of the permeate flux reduces the concentration of hydrogen sulphide in it and increases the loss of methane. It was found that the ratio of the inlet gas pressure to the permeate pressure is of greater importance than the pressure difference. Single-stage membrane systems are sufficient for gas containing more than 12% H2S, for less sulfurized gases a two-stage cascade system is suggested. In the case of low concentrations of H2S in the gas, the methane losses in the one-stage system are too high. The article compares two variants of two-module cascade membrane systems. The paper presents comparative results of hydrogen sulphide content in simulation calculations for inlet gas with a concentration of 7.73% for both systems with a compressor before and after the second separation stage. The calculations showed that for the variant with the compressor before the second modulus, the H2S concentrations in the product streams are more favourable. H2S removal rates from the inlet gas were calculated for both systems. The influence of the permeate composition on the phase phenomena related to their condensation and compression for injection into the bed together with the acid gas from the amine part of the hybrid installation was considered.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 12; 935--943
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Badania separacji siarkowodoru z gazu zasiarczonego przy różnych konfiguracjach modułów membranowych
Investigation of hydrogen sulphide separation from sour gas at various configurations of membrane modules
Autorzy:
Janocha, Andrzej
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835016.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
moduły membranowe
separacja gazowa
siarkowodór
gaz ziemny
membrane modules
gas separation
hydrogen sulphide
natural gas
Opis:
W artykule zawarto studium przypadku zastosowania dwustopniowych układów membranowych w technologii separacji siarkowodoru z gazu. Zaprojektowano laboratoryjną instalację ciśnieniową, dostosowując ją do prowadzenia testów z dwoma modułami membranowym. Testy wykonano na mieszance wzorcowej o stężeniu 7,73% H2S w metanie przy różnych stosunkach przepływu permeatu do nadawy dla różnych konfiguracji modułów membranowych. Testy prowadzono w układzie jednomodułowym i w układach dwumodułowych w konfiguracji szeregowej i kaskadowej. Przedstawiono równania bilansowe charakteryzujące poszczególne układy modułowe. Obliczono i zbilansowano stężenia i przepływy strumieni pośrednich oraz produktowych w zależności od przepływu i współczynnika podziału. Stwierdzono, że moduły różnią się przepuszczalnością i selektywnością. Symulowano zawracanie sprężonych części strumieni produktowych o stężeniu równym nadawie w warunkach pomiarowych badanych modułów dla układu szeregowego i kaskadowego. W konfiguracji szeregowej dla ciśnienia 60 bar współczynniki podziału wynosiły odpowiednio: Ѳ1 = 0,15; Ѳ2 = 0,52. W konfiguracji kaskadowej ciśnienia wlotowe na moduły wynosiły 76 bar i 16 bar, a współczynnik podziału Ѳ1 = 0,11; Ѳ2 = 0,37. Stopień usunięcia H2S ze strumienia gazu wlotowego w układzie szeregowym jest wyższy (74%) niż w układzie kaskadowym (25%). Straty metanu w układzie szeregowym wynoszą 23% i są znacznie wyższe niż w układzie kaskadowym, w którym ubytek metanu wynosił 2,2%. Wypracowana metoda symulacji i prognoz na podstawie testów eksperymentalnych na membranach mieszanin CH4 – H2S umożliwi uzyskanie danych niezbędnych do praktycznego zastosowania technologii membranowej, w tym w hybrydowych procesach odsiarczania gazu ziemnego. Praca wykazała możliwość wykorzystania technologii membranowej do odsiarczania gazu ziemnego. Wyniki testów wykazały możliwość znaczących zmian w składach strumieni produktowych w prowadzonym procesie separacji membranowej.
The article contains a case study of the use of two-stage membrane systems in the technology of hydrogen sulphide separation from gas. A laboratory pressure system was designed to be used for testing with two membrane modules. The tests were carried out on a standard mixture with a concentration of 7.73% H2S in methane, at different permeate flow rates for feed for various membrane modules configurations. The tests were carried out in a one-module system and in two-module systems in a serial and cascade configuration. The concentrations and flows of intermediate and product streams were calculated and balanced, depending on the flow and stage cut. It was found, that the modules differ in their permeability and selectivity. The recycle of compressed parts of product streams at a concentration equal to the feed in the measurement conditions of the tested modules for the serial and cascade systems was simulated. Balance equations characteristic for individual modular systems were presented. Concentrations and flows of streams (intermediate and products) were calculated and balanced depending on the flow and partition coefficient. It was found that the tested modules displayed differences in their permeability and selectivity. The recycle of compressed parts of product streams at a concentration equal to the feed were simulated. Simulations were done for the measurement conditions of the tested modules and for the serial and cascade systems. In the serial configuration, for 60 bar inlet pressure, the value of partition coefficients Ѳ1 and Ѳ2 were 0.15 and 0.52 respectively. In the cascade configuration (inlet pressure for module 1st was 76 bar and for 2nd 16 bar) the partition coefficients were equal Ѳ1 = 0.11, Ѳ2 = 0.37. The degree of H2S removal from the feed gas stream in the serial system was higher (74%) than in the cascade system (25%). Methane loss in the serial system was 23%, and it was much higher than in the cascade system (2.2%). The developed method of simulations and forecasts based on experimental tests on CH4 – H2S mixtures membranes will enable obtaining data necessary for the practical application of membrane technology, including hybrid processes of natural gas desulfurization. The work showed the possibility of using membrane technology for natural gas desulfurization. The test results showed the possibility of significant changes in the composition of product streams the membrane separation process.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2019, 75, 4; 222-229
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Bilans stanu zasobów gazu ziemnego na przykładzie złóż Niżu Polskiego
The balance of the state of natural gas resources on the example of the south-western Polish deposits
Autorzy:
Piesik-Buś, W.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835250.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
bilans zasobów
złoże gazu ziemnego
gaz ziemny
balance of resources
natural gas resources
natural gas
Opis:
Głównym regionem występowania złóż gazu ziemnego w naszym kraju jest Niż Polski. Złoża tego surowca są znane z przedgórza Karpat, jak również z Karpat i polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku, gdzie niewielkie zasoby gazu występują w małych złożach. Około 75% zasobów gazu znajduje się w utworach miocenu i czerwonego spągowca, a pozostałe w utworach kambru, dewonu, karbonu, cechsztynu, jury i kredy. Monoklina przedsudecka jest megastrukturą zbudowaną z kilku kompleksów strukturalnych: kaledońskiego, waryscyjskiego, laramijskiego oraz pokrywy polaramijskiej. Z punktu widzenia rozpoznania warunków akumulacji interesujące są kompleksy waryscyjski oraz laramijski. Kompleks waryscyjski, stanowiący podłoże dla utworów permu, zbudowany jest w swej najwyższej części z utworów karbońskich, wykazujących wysoki stopień zaangażowania tektonicznego. Utwory te uległy silnym procesom erozyjno-denudacyjnym, w wyniku których ukształtowała się ich powierzchnia morfologiczna. W 2015 roku stan wydobywalnych zasobów gazu ziemnego w Polsce wynosił 125,04 mld m3 (zasoby bilansowe i pozabilansowe) i w porównaniu z rokiem poprzednim zasoby te zmniejszyły się o 4,7 mld m3 . Ubytek powstał głównie w wyniku wydobycia. W 2015 roku udokumentowano złoże Sieraków (udokumentowano zasoby wydobywalne – 93,91 mln m3 ). Zasoby wydobywalne zagospodarowanych złóż gazu ziemnego wynoszą 102,34 mld m3 , co stanowi 82% ogólnej ilości zasobów wydobywalnych. Zasoby przemysłowe w 2015 roku wynosiły 54,91 mld m3 . Biorąc pod uwagę poszczególne regiony geologiczne Polski zasobne w gaz ziemny, przeprowadzono analizę wielkości zasobów wydobywalnych, przemysłowych i wydobycia na przestrzeni lat 2007–2015.
The main region of occurrence of natural gas deposits in our country is Niż Polski. These deposits are known from the Carpathian Foreland as well as from the Carpathians and the Polish Baltic Sea Region, where inconsiderable gas resources are found in small deposits. Approximately 75% of the gas resources are found in the Miocene and red spade, and the remaining in Cambrian, Devonian, Carboniferous, Zeissstein, Jurassic and Cretaceous. The Fore-Sudon Monoclinic is a megastructure built of several structural complexes: Caledonian, Variscan, Laramie and the Polar Cap. From the point of view of the recognition of the conditions of accumulation, of interest are the Variscan and Larameric complexes. The Vicar Scale, which forms the backbone of the Permian Formations, is built in the highest part of the Carboniferous, with a high degree of tectonic involvement. These works underwent strong erosion-denuding processes as a result of their morphological surface. In 2015, the state of extraction of natural gas resources amounted to 125.04 billion m3 (balance sheet and off-balance sheet resources) and decreased by 4.7 billion m3 as compared to the previous year. The depletion of resources was mainly due to extraction. In 2015, the Sieraków deposit was documented (93.91 million m3 was documented). The extracted resources of the developed natural gas fields are 102.34 billion m3 , which accounts for 82% of the total amount of extracted resources. Industrial production in 2015 was 54.91 billion m3 . Taking into account the various geological regions of Poland, which are rich in natural gas, an analysis of the volume of recoverable, industrial and extracted natural resources from 2007 to 2015 was done.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2018, 74, 7; 543-551
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Badania możliwości zmian składu mieszanek metanowo-wodorowych na membranach
Research on the possibility of changing the composition of methane-hydrogen blends on membranes
Autorzy:
Janocha, Andrzej
Jakubowicz, Piotr
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31348289.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
moduły membranowe
poliimidy
CNG
HCNG
wodór
metan
gaz ziemny
membrane modules
polyimides
hydrogen
methane
natural gas
Opis:
W związku z poszukiwaniem źródeł energii alternatywnych do gazu ziemnego można przyjąć, że w najbliższych latach pojawią się odcinki gazociągów, którymi transportowana będzie mieszanka gazu ziemnego z wodorem (HCNG). Gaz ten lokalnie może być częściowo stosowany jako paliwo do silników spalinowych, np. w pojazdach samochodowych. Wykorzystanie paliw alternatywnych, w tym także wodoru i jego mieszanin z gazem ziemnym, jest widocznym trendem szczególnie w zasilaniu pojazdów komunikacji miejskiej. W artykule opisano paliwo CNG (sprężony gaz ziemny) stosowane już w pojazdach spalinowych w Polsce oraz dokonano analizy opisu nowego paliwa gazowego HCNG (sprężone mieszanki wodoru i gazu ziemnego). Paliwo HCNG całkowicie eliminuje z produktów spalania sadze i cząstki stałe oraz obniża emisję CO2, CO i NOx. W artykule podjęto badania zmian zawartości wodoru w mieszankach z metanem z wykorzystaniem technologii membranowej. Omówiono właściwości membran do separacji gazów i opracowano projekt instalacji. Utworzono stanowisko badawcze membranowego rozdziału mieszanki wodoru z gazem ziemnym, na którym przeprowadzono badania zależności przepływu mieszaniny 15% wodoru w metanie przez moduł z kapilarnymi membranami poliimidowymi. Gaz wpływał do modułu do przestrzeni międzykapilarnej w układzie przeciwprądowym. Przeprowadzono serie testów separacji wodoru i metanu w funkcji ciśnień i wydajności uzyskiwanych produktów. Dla ciśnienia wlotowego 60 bar i ciśnienia permeatu na poziomie 1 bar i 4 bar określano składy permeatu i retentatu. Uzyskano bardzo wyraźny rozdział składników gazowych (H2 i CH4) w poszczególnych produktach. Zawartość wodoru z 15% w gazie wlotowym – wzrasta kilkukrotnie w strumieniu permeatu i obniża się w wysokociśnieniowym strumieniu retentatu. Wyniki niniejszej pracy mogą służyć do opracowania wytycznych do projektu uniwersalnego punktu (stacji) tankowania HCNG (lub innych zastosowań) o dowolnie wymaganej zawartości H2 w metanie w zakresie od 2% do 70% wodoru.
It can be assumed that in the coming years there will be sections of gas pipelines where blends of natural gas and hydrogen (HCNG) will be transported. This gas can be partially used locally as a fuel for internal combustion engines, e.g. motor vehicles. The use of alternative drives, including those powered by hydrogen and its blends with natural gas, is a visible trend, especially in public transport vehicles. The already used CNG fuel (compressed natural gas) in vehicles in Poland was described and the description of the new HCNG gas fuel (compressed hydrogen and natural gas mixtures – hytane) was analyzed. The fuel (HCNG) completely eliminates soot and particulate matter from combustion products and lowers CO2, CO and NOx emissions. In this article, studies of changes in the content with the use of membrane technology were made. Gas separation membranes are discussed and a plant design has been developed. A test stand for the membrane separation of a mixture of hydrogen and natural gas was established. The research was carried out on the dependence of the flow of a mixture of 15% hydrogen in methane through a module with capillary polyimide membranes. The gas flowed into the module into the intercapillary space in a countercurrent system. A series of tests on the separation of hydrogen and methane as a function of pressure and efficiency of the obtained products was carried out. The permeate and retentate compositions were determined for an inlet pressure of 60 bar and a permeate pressure of 4 bar and 1 bar. A very clear separation of gaseous components (H2 and CH4) in individual products was obtained. The hydrogen content of 15% in the feed gas increases several fold in the permeate stream and decreases in the high pressure retentate stream. The results of this work can be used to develop guidelines for the design of a universal HCNG refuelling point (station) (or other applications) with any required H2 content in methane in the range from 2 to 70% hydrogen.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 12; 786-795
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Studies reducing the H2S from natural gas of using polyimide membrane
Określenie możliwości separacji siarkowodoru ze strumienia gazów na membranach poliimidowych
Autorzy:
Janocha, A.
Wojtowicz, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835249.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
membrane modules
gas separation
polyimides
hydrogen sulphide
natural gas
moduły membranowe
separacja gazów
poliimidy
siarkowodór
gaz ziemny
Opis:
A laboratory pressure system with a membrane module was set up allowing to perform flow measurements and separation of gases and vapors. At the membrane polyimide module permeability test was conducted four mixes CH4–H2S concentrations ranging from 0.28% to 17.9% H2S, with different ratios of the permeate flow to the retentate inlet pressures in the range of 10÷96 bar. It has been found that with increasing H2S content in the inlet gas, methane losses decrease. Tests were carried out for different inlet gas flows at breakdown coefficients in the range of 0.08÷0.45.The study was conducted in a high pressure, aggressive environment for highly toxic gases. The article shows the possibility of changing the composition of product streams in the conducted membrane separation process. Three times the hydrogen sulfide content in the permeate was increased. The degree of H2S removal from the inlet gas was up to 90%. It has been found that membrane techniques can be successfully used in the preliminary stage of the natural gas sweetening process.
Zestawiono laboratoryjną instalację ciśnieniową z modułem membranowym pozwalającą wykonywać pomiary przepływu i separacji gazów i par. Na module z membranami poliimidowymi przeprowadzono badania przepuszczalności czterech mieszanek CH4–H2S o stężeniach od 0,28 % do 17,9% H2S, przy różnych stosunkach przepływu permeatu do retentatu dla ciśnień wlotowych w zakresie 10÷96 bar. Stwierdzono, że ze wzrostem zawartości H2S w gazie wlotowym, maleją straty metanu. Testy prowadzone były dla różnych przepływów gazu wlotowego przy współczynnikach podziału na strumienie w zakresie 0,08÷0,45. Badania prowadzono w wysokociśnieniowym, agresywnym środowisku dla gazów wysokotoksycznych. W artykule wykazano możliwość zmiany składu strumieni produktowych w prowadzonym procesie separacji membranowej. Uzyskano trzykrotny wzrost zawartości siarkowodoru w permeacie. Stopień usunięcia H2S z gazu wlotowego dochodził do 90%. Stwierdzono, że techniki membranowe mogą z powodzeniem być zastosowane we wstępnym etapie procesu odsiarczania gazu ziemnego.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2018, 74, 7; 511-517
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Lądowe i pływające terminale do odbioru LNG w krajach UE
Onshore and floating terminals for receiving LNG in EU Countries
Autorzy:
Ciechanowska, Maria
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31348264.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
skroplony gaz ziemny
terminal pływający
LNG
FSRU
usługi komercyjne
liquefied natural gas
floating terminal
LNG terminal
commercial services
Opis:
W artykule omówiono zaawansowanie prac w krajach UE związanych z planowaniem i budową nowych terminali pływających do odbioru skroplonego gazu ziemnego (LNG) – FSRU (ang. floating storage and regasification unit). Wdrażanie na coraz to większą skalę technologii polegającej na produkcji LNG bezpośrednio na małych wyspecjalizowanych platformach i statkach pływających na morzu umożliwia w zdecydowanie większym zakresie dywersyfikację kierunków dostaw gazu, jak i zwiększenie zdolności do jego przetransportowania tankowcami do dowolnych miejsc docelowych. W obecnej sytuacji geopolitycznej i kryzysu energetycznego działania te mają podstawowe znaczenie dla Europy. Przedstawiono charakterystykę terminali importowych LNG w krajach UE (według danych na październik 2022 r.) z uwzględnieniem ich statusu (operacyjne, w budowie, planowane) i typu (lądowe, FSRU). Aż 11 krajów członkowskich UE zamierza w okresie najbliższych 3 lat wybudować łącznie 19 nowych jednostek FSRU o rocznej przepustowości gazu po regazyfikacji większej od 0,7 mld m3, co świadczy o dużym potencjale rozwojowym tej technologii. Zaprezentowano dodatkowe usługi komercyjne oferowane przez terminale, związane między innymi z bunkrowaniem statków morskich, z przeładunkiem LNG do cystern kriogenicznych w celu dalszej dystrybucji gazu na lądzie, na obszarach nieobjętych przez sieć przesyłową. Zwrócono uwagę na działania Polski związane z budową pierwszego w kraju terminalu FSRU, w rejonie Gdańska. Projekt ten, ujęty w Strategii Bezpieczeństwa Narodowego RP, uzyskał na obecnym etapie dofinansowanie UE na opracowanie specyfikacji technicznej i na prace projektowe. Oddanie tej inwestycji przewiduje się na lata 2027/2028. Przedstawiono też działania Polski wspomagające proces dywersyfikacji zaopatrzenia w LNG poprzez zakup 8 jednostek pływających, które oprócz obsługi długoterminowego kontraktu na dostawę LNG z USA do Polski będą miały możliwość transportu LNG na innych szlakach żeglugowych.
The article discusses the progress of work in EU countries related to the planning and construction of new floating LNG terminals – the Floating Storage Regasification Units (FSRU).The increasingly large-scale implementation of technology involving the production of LNG directly on small specialized platforms and ships floating at sea allows for a much greater diversification of gas supply directions and an increase in the ability to transport it by tankers to any destinations. Given the current geopolitical situation and energy crisis, these actions are crucial for Europe. The article presents a characterization of import LNG terminals in EU countries (as of October 2022), including their status (operational, under construction, planned) and type (land-based, FSRU). As many as 11 EU member states plan to build 20 new FSRUs with an annual regasification capacity greater than 0.7 billion cubic meters of gas within the next 3 years, indicating a high potential for the development of this technology. Additional commercial services offered by the terminals are presented, including bunkering of ships and transshipment of LNG to cryogenic tanks for further distribution in areas not covered by the transmission network. The article also highlights Poland's efforts to build its first FSRU in the Gdansk area. This project, included in the National Security Strategy of Poland, has received EU funding for technical specification development and design work. The completion of this investment is planned for 2027/2028. Poland's actions supporting the process of diversifying LNG supply by purchasing 8 floating units are also presented. These units, in addition to servicing a long-term contract for the supply of LNG from the USA to Poland, will have the ability to transport LNG on other shipping routes.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 11; 722-729
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analiza aktualnego stanu zasobów gazu ziemnego znajdujących się w złożach krajowych oraz prognoza krajowego wydobycia gazu do roku 2030
Analysis of the current state of natural gas resources in domestic deposits and a forecast of domestic gas production until 2030
Autorzy:
Piesik-Buś, Wacława
Filar, Bogdan
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143638.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
gaz ziemny
wydobycie gazu
zasoby gazu
prognoza
złoża gazu
natural gas
gas production
natural gas reserves
forecast
gas fields
Opis:
Gaz ziemny jest podstawowym paliwem energetycznym w gospodarce światowej. Zgodnie z informacją opublikowaną przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA w dokumencie Prezentacja Spółki – zużycie gazu w 2018 roku wyniosło 19,7 mld m3 . W związku z tym, że stopień czerpania krajowych złóż gazu ziemnego jest coraz większy, zapotrzebowanie na gaz ziemny będzie zaspokajane przez rosnący import. Bilansowanie krajowego zapotrzebowania na gaz będzie wymagało precyzyjnej znajomości wielkości krajowej produkcji gazu ziemnego. Z drugiej strony Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy co roku publikuje Bilans zasobów złóż kopalin w Polsce. Zgodnie z publikacją dotyczącą stanu zasobów na dzień 31.12.2018 r. w Polsce udokumentowano 298 złóż gazu ziemnego, na Bałtyku – 5, w Karpatach – 35, na przedgórzu Karpat (dalej: Przedgórze) – 105 oraz na Niżu Polskim (dalej: Niż) – 153. Bilans przedstawiony przez PIG – BIP za rok 2018 wykazał stan wydobywalnych zasobów gazu ziemnego w wielkości 139,93 mld m3 (łącznie zasoby bilansowe i pozabilansowe). Wielkość zasobów przemysłowych złóż gazu ziemnego na dzień 31.12.2018 r. wyniosła 66,64 mld m3 . Należy podkreślić, że wszystkie dane w Bilansie zasobów złóż i kopalin w Polsce podawane są w normalnych metrach sześciennych. W związku z tym dane publikowane przez PIG – BIP nie uwzględniają rzeczywistej kaloryczności gazu ziemnego wydobywanego z różnych złóż. Począwszy od roku 2014 w Polsce podstawową jednostką rozliczeniową jest jednostka energii (kWh). Wprowadzenie rozliczenia w jednostkach energii spowodowało, że wartość 1 m3 gazu zaazotowanego wydobywanego ze złóż znajdujących się na Niżu jest niższa od wartości gazu wydobywanego ze złóż Przedgórza i Karpat. Średnia kaloryczność gazu wydobywanego ze złóż Niżu wynosi około 8,0 kWh/m3 , natomiast ze złóż Przedgórza – 11,2 kWh/m3 . Głównym celem niniejszej pracy było wykonanie prognozy wydobycia gazu ze złóż krajowych na podstawie publikowanego przez PIG – BIP Bilansu zasobów złóż kopalin w Polsce. Prognozę wydobycia gazu z krajowych złóż przygotowano dla lat 2020–2030, dla każdego rejonu gazonośnego oddzielnie. W celu dostosowania wielkości raportowanych do obowiązujących jednostek energii prognoza wydobycia gazu wykonana dla złóż obszaru Niżu została przeliczona na wydobycie gazu wysokometanowego.
Natural gas is the basic fossil fuel in the global economy. According to the information published by Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA in the document Company Presentation, gas consumption in 2018 amounted to 19.7 billion m3 . Due to the fact that the domestic reserves of natural gas are increasingly depleted, the demand for natural gas will be satisfied by growing imports. Balancing gas demand will require precise knowledge of the volume of domestic natural gas production. On the other hand, every year the Polish Geological Institute – National Research Institute (PIG – BIP) publishes Balance of mine resources in Poland. According to the publication on the state of resources as of December 31, 2018, 298 natural gas fields have been documented in Poland, 5 in the Baltic Sea region, 35 in Carpathians, 105 in Carpathian Foreland and 153 in Polish Lowland. The balance presented by PIG – BIP for 2018 showed the state of natural gas contingent resources in the amount of 139.93 billion m3 (total balance resources). The volume of industrial reserves of natural gas deposits as at December 31, 2018 was 66.64 billion m3 . It should be emphasized that all data published in the Balance of mine resources in Poland are given in normal cubic meters. Therefore, the data published by PIG – BIP do not take into account the actual calorific value of natural gas produced from various fields. Starting from 2014, the basic accounting unit in Poland is the energy unit (kWh). Due to the introduction of the settlement in energy units, the value of 1 m3 of nitrogen-rich gas produced from the fields located in the Lowland region is lower than the value of gas produced from the Carpathian Foreland fields and the Carpathians. The average calorific value of gas produced from the Lowland fields is about 8.0 kWh/m3 , while the average calorific value of gas produced from the rest of the Foreland is about 11.2 kWh/m3 . The main goal of this article was to make a forecast of gas production from domestic deposits based on the Balance of mine resources in Poland published by the Polish Geological Institute –National Research Institute. The forecast of gas extraction from domestic deposits was made for the years 2020–2030. The production forecast was prepared for each gas-bearing region separately. In order to adjust the reported volumes to the applicable energy units, the gas production forecast for the Lowland fields was converted into high-methane gas production.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2021, 77, 6; 376-382
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Możliwości komplementarnego wykorzystania gazu ziemnego i odnawialnych źródeł energii
The possibility of complementary use of natural gas and renewable energy sources
Autorzy:
Piskowska-Wasiak, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835203.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
odnawialne źródła energii
gaz ziemny
energia wiatrowa
energia słoneczna
komplementarność
synergia
renewables
natural gas
solar power
wind power
complementarity
synergy
Opis:
Przedmiotem artykułu jest określenie możliwości stosowania gazu ziemnego jako nośnika energetycznego, uzupełniającego wykorzystanie odnawialnych źródeł energii. Przedstawiono światowe tendencje w zakresie rozwoju niestabilnych źródeł energii odnawialnej. Omówiono rozwiązania zapewniające komplementarność gazu ziemnego z odnawialnymi źródłami energii i uwarunkowania współpracy systemów elektroenergetycznego oraz gazowego. Poddano analizie perspektywy wdrożenia komplementarnych technologii wykorzystujących gaz ziemny i OZE w Polsce w aspekcie obowiązujących, a także prawdopodobnych przyszłych regulacji prawnych.
The subject of the article is to present the possibility of using natural gas as an energy carrier supplementing the use of renewable energy sources. The world trends in the development of unstable renewable energy sources are presented. Solutions to ensure the complementarity of natural gas with renewables and conditions for the cooperation of the electricity and gas systems are discussed. An analysis was made of the prospects for the implementation of complementary technologies using natural gas and RES in Poland in terms of present and probable future legal regulations.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2018, 74, 4; 290-297
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
The history of UGS Strachocina investment as an example of success achieved by cooperation between a western company and Polish oil and gas companies
Historia inwestycji PMG Strachocina jako przykład sukcesu współpracy firmy zachodniej z polskimi przedsiębiorstwami z sektora ropy naftowej i gazu ziemnego
Autorzy:
Filar, Bogdan
Miziołek, Mariusz
Kawecki, Mieczysław
Piaskowy, Marek
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143424.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
UGS Strachocina
horizontal well
natural gas
gas storage
UGS
expansion
PMG Strachocina
odwiert horyzontalny
gaz ziemny
magazynowanie gazu
rozbudowa
PMG
Opis:
In 2006 Oil and Gas Institute, Underground Gas Storage Department was given the task of designing the UGS Strachocina working volume, production and injection rates enlargement. Gas storage Strachocina is located in the south eastern part of Poland, near Sanok. The UGS Department ran some analysis before that date, which gave us the answer that the old vertical well technology would not be enough to achieve investment success. We knew that we needed to use horizontal well technology in which we had no experience at all. At that time there were only a few horizontal wells drilled in Poland. We decided to start cooperation with the company Baker Hughes, and asked them to help us to design the drilling technology and well completions. We knew that we needed to drill 8 horizontal wells in difficult reservoir conditions. Based on Baker Hughes’ recommendations, the EXALO Polish drilling company’s experience and the Institute’s knowledge of storage reservoir geology, the trajectories of 8 new wells were designed. Working with Baker Hughes, we designed the well completion based on expandable filters, the second time this type of completion technology had been used in the world at that time. During drilling, we were prepared for drilling fluid losses because of the extensive Strachocina reservoir’s natural fracture system. The investment was in doubt during the drilling of the first two horizontal wells because of huge drilling fluid losses and the inability of drilling the horizontal section length as designed. We lost 4000 cubic metres of drilling fluid in a one single well. During the drilling of the 2 nd well, we asked Baker Hughes to help us to improve the drilling technology. Our partners from Baker Hughes prepared the solution in 3 weeks, and so we were able to use this new technology on the 3rd well drilled. It turned out that we could drill a longer horizontal section with less drilling fluid loss. The paper will show the idea of the project, the team building process, the project problems solved by the team, decisions made during the UGS Strachocina investment and the results. It will show how combining “western” technology and experience with “eastern” knowledge created a success story for all partners.
W 2006 roku Instytutowi Nafty i Gazu, Zakładowi Podziemnego Magazynowania Gazu, powierzono zadanie zaprojektowania rozbudowy PMG Strachocina poprzez powiększenie pojemności czynnej i zwiększenie mocy zatłaczania oraz odbioru gazu. Magazyn gazu Strachocina zlokalizowany jest w południowo-wschodniej Polsce, niedaleko Sanoka. Zakład Podziemnego Magazynowania Gazu przeprowadził analizę eksploatacji PMG Strachocina do roku 2006. Wykonana analiza dała odpowiedź, że stara technologia odwiertów pionowych nie wystarczy do osiągnięcia sukcesu inwestycyjnego, polegającego na rozbudowie magazynu Strachocina. Zakład PMG wiedział, że musi skorzystać z technologii odwiertów poziomych, w której nie posiadał żadnego doświadczenia. W tym czasie wykonano w Polsce tylko kilka odwiertów poziomych. Postanowiliśmy nawiązać współpracę z firmą Baker Hughes i poprosiliśmy ją o pomoc w zaprojektowaniu technologii wiercenia i wykonania odwiertów. Zespół Zakładu PMG obliczył, że musi zostać odwierconych 8 otworów horyzontalnych, w trudnych warunkach geologicznych. Na podstawie zaleceń Baker Hughes, doświadczeń polskiej firmy wiertniczej Exalo oraz wiedzy Instytutu z zakresu geologii PMG Strachocina zaprojektowano trajektorię 8 nowych odwiertów. Współpracując z Baker Hughes, wspólnie zaprojektowaliśmy udostępnienie horyzontów magazynowych z wykorzystaniem technologii filtrów poszerzalnych. W tamtym czasie technologia ta została zastosowana na świecie po raz drugi. Podczas wiercenia byliśmy przygotowani na ucieczki płynów wiertniczych ze względu na rozległy system naturalnych spękań występujących w horyzontach magazynu Strachocina. Osiągnięcie parametrów inwestycyjnych było zagrożone podczas wiercenia dwóch pierwszych odwiertów poziomych ze względu na duże straty płuczki wiertniczej oraz niemożność odwiercenia projektowanej długości odcinka poziomego. W jednym odwiercie straciliśmy 4000 metrów sześciennych płuczki wiertniczej. Podczas wiercenia drugiego odwiertu poprosiliśmy firmę Baker Hughes o pomoc w udoskonaleniu technologii wiercenia. Nasi partnerzy z Baker Hughes przygotowali rozwiązanie w 3 tygodnie. W związku z tym udoskonalona technologia została zastosowana podczas wiercenia trzeciego odwiertu. Okazało się, że możemy wywiercić dłuższy odcinek poziomy z mniejszymi stratami płynu wiertniczego. W artykule przedstawiona została idea projektu, proces budowania zespołu, problemy projektowe rozwiązane przez zespół, decyzje podjęte w trakcie realizacji rozbudowy PMG Strachocina oraz ich rezultaty. Głównym celem publikacji jest pokazanie, jak połączenie „zachodniej” technologii i doświadczenia ze „wschodnią” wiedzą tworzy historię sukcesu wszystkich partnerów.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2021, 77, 11; 760-764
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Zatrucia tlenkiem węgla(II) jako jedno z zagrożeń związanych z użytkowaniem gazu ziemnego
Carbon monoxide poisoning as one of the hazards associated with the use of natural gas
Autorzy:
Rataj, Mateusz
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834950.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
tlenek węgla(II)
zatrucia tlenkiem węgla(II)
gaz ziemny
domowe urządzenia gazowe
carbon monoxide
carbon monoxide poisoning
natural gas
domestic gas appliances
Opis:
W okresie grzewczym na terenie całego kraju dochodzi do coraz częstszych przypadków zatruć tlenkiem węgla(II). O dużej istotności problemu, jakim są zatrucia inhalacyjne wywołane kontaktem z tlenkiem węgla(II), świadczy fakt, że są one częstszą przyczyną śmierci w Europie niż HIV/AIDS czy rak skóry i tylko nieznacznie rzadszą niż nadużywanie alkoholu. Tlenek węgla(II) należy również do najczęstszych przyczyn zatruć inhalacyjnych na świecie, ze wskaźnikiem śmiertelności wynoszącym 2,24 na 100 000 osób. W niniejszym artykule przedstawiono zagadnienia związane z występowaniem zatruć tlenkiem węgla(II) w kontekście użytkowania gazu ziemnego. Wskazano źródła emisji tlenku węgla(II) do atmosfery, a także źródła będące najczęstszą przyczyną wystąpienia zatruć tą substancją z uwzględnieniem różnego typu źródeł i stosowanych paliw. Scharakteryzowano objawy zatruć tlenkiem węgla(II) oraz wyjaśniono mechanizm powstania zatrucia. Artykuł obejmujee swoim zakresem również zasady udzielania pierwszej pomocy przedmedycznej w przypadku wystąpienia zatruć inhalacyjnych tą substancją. W artykule przedstawiono także statystyki dotyczące zatruć tlenkiem węgla(II) pochodzącym nie tylko z domowych urządzeń gazowych, ale też z innych źródeł. W analizowanych statystykach uwzględniono dane dotyczące zatruć z Polski, Europy oraz kilku państw spoza Europy. Najistotniejszym zagadnieniem poruszonym w artykule jest charakterystyka działań na rzecz poprawy bezpieczeństwa użytkowników gazu ziemnego. W artykule wskazano m.in. działania w zakresie technicznym i edukacyjnym. Wśród najistotniejszych działań na rzecz poprawy bezpieczeństwa użytkowników urządzeń gazowych wymieniane są między innymi programy skutecznej konserwacji, stosowanie czujników tlenku węgla(II) lub dymu, montaż okiennych nawiewników powietrza oraz akcje informacyjne i edukacyjne. Opisano również, jakie znaczenie dla poprawy bezpieczeństwa ma właściwa konserwacja i użytkowanie domowych urządzeń gazowych. W końcowej części artykułu wskazano jakie, zdaniem autora, działania prawne należy podjąć w celu poprawy bezpieczeństwa użytkowników, w szczególności w kierunku instalacji w budynkach mieszkalnych urządzeń z zamkniętą komorą spalania, co pozwala na wyeliminowanie napływu tlenku węgla(II) do pomieszczenia w trakcie procesu spalania gazu.
During the heating season, cases of carbon monoxide poisoning occur more frequently throughout the country. The high significance of the problem posed by inhalation poisoning caused by contact with carbon monoxide is evidenced by the fact that poisoning with this gas is a more frequent cause of death in Europe than HIV/AIDS or skin cancer and only slightly less frequent than alcohol abuse. Carbon monoxide is also the most common cause of inhalation poisoning in the world, with a mortality rate of 2.24 per 100 000 people. The article presents issues related to carbon monoxide poisoning in the context of the usage of natural gas. The sources of emission of carbon monoxide to the atmosphere, as well as sources being the most common cause of occurrence of poisoning with this substance are indicated, taking into account different types of sources and fuels. The symptoms of poisoning with carbon monoxide were characterized and the mechanism of poisoning was explained. The article also covered the principles of first aid in the event of poisoning with this substance. The article also presents statistics on poisoning with carbon monoxide originating not only from domestic gas appliances, but also from other sources in the analyzed statistics, data on poisonings from Poland, Europe and several countries from outside Europe were taken into account. The most important issue raised in the article was the characterization of measures to improve the safety of natural gas users. Among those listed in the article there are activities in the technical and educational field. The most important activities to improve the safety of gas equipment users include, among others, effective maintenance programs, the use of carbon monoxide detectors or smoke detectors, the installation of window air diffusers, and information and education campaigns. The article describes the importance of proper maintenance and use of domestic gas appliances to improve safety. The final part of the article indicates what legal actions in the author’s opinion, should be taken, to improve the safety of users, in particular towards installation of residential appliances with a closed combustion chamber, which eliminates the inflow of carbon monoxide to the room during the gas combustion process.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2019, 75, 1; 56-62
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Wyświetlanie 1-15 z 22

Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies