Temat: skała - Katalog OPAC zbiorów

Skocz do pozycji: 1.

Tytuł:: Zastosowanie metody magnetycznego rezonansu jądrowego do jakościowej oceny zwilżalności skał
Application of nuclear magnetic resonance method for qualitative assessment of rock wettability
Autorzy:: Klaja, Jolanta
Kulinowski, Piotr
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/31343909.pdf
Data publikacji:: 2023
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: skała hydrofilowa
skała hydrofobowa
zwilżalność mieszana
czas relaksacji podłużnej T1
przesunięcie czasu relaksacji
hydrophilic rock
hydrophobic rock
mixed wettability
longitudinal relaxation time T1
relaxation time shift
Opis:: Znajomość zwilżalności skał jest bardzo istotna, gdyż zjawisko to wpływa na ważne właściwości złoża, takie jak: nasycenie resztkowe ropą, względna przepuszczalność i ciśnienie kapilarne. Zrozumienie zwilżalności złoża ma kluczowe znaczenie dla określenia najbardziej efektywnych sposobów wydobycia ropy naftowej. W artykule przedstawiono metodę jakościowej oceny rodzaju zwilżalności skał, w której zasadniczą rolę odgrywają pomiary magnetycznego rezonansu jądrowego. Wykorzystuje się tutaj zróżnicowanie czasów relaksacji podłużnej T1, uwarunkowane rozkładem płynów w skale. Wykonanie badań wymagało użycia jednorodnego materiału skalnego. Badania zostały przeprowadzone na dwóch seriach próbek pobranych z dwóch bloków piaskowca: A (piaskowiec szydłowiecki biały) i B (piaskowiec szydłowiecki czerwony). Obydwa piaskowce charakteryzują się dużą jednorodnością, co potwierdzono pomiarami gęstości właściwej, gęstości objętościowej, porowatości helowej oraz badaniami na porozymetrze rtęciowym. Wykonano również standardowe pomiary czasów relaksacji poprzecznej T2 oraz wyznaczono skład mineralny dla reprezentatywnej próbki z piaskowca A i piaskowca B. Piaskowce te cechuje różny typ zwilżalności, co potwierdzono pomiarami współczynnika zwilżalności n standardową metodą elektryczną. W badaniach zastosowano dwa rodzaje płynów złożowych: solankę o mineralizacji 50 g/l oraz ropę naftową. W przypadku badania oddziaływania piaskowców z ropą naftową użyto dwóch rodzajów ropy o różnej lepkości dynamicznej: 7,43 mPa ·s i 1,12 mPa·s. Skały nasycone ropą były przechowywane przez kilka dni w temperaturze około 65°C celem doprowadzenia ich do stanu zwilżenia ropą. Pomiary czasu relaksacji podłużnej T1 wykonano zarówno dla obu serii próbek skał, jak też dla zastosowanych płynów złożowych. Skały badano w stanie pełnego nasycenia, w stanie resztkowego nasycenia oraz po nasiąkaniu (ang. imbibition). Wykonane badania wykazały, że dystrybucja czasów relaksacji podłużnej T1 dobrze obrazuje rozkłady wody i ropy w skałach i może być wykorzystana do jakościowego opisu rodzaju zwilżalności.
Knowledge of rock wettability is very important, as this phenomenon affects important reservoir properties such as residual oil saturation, relative permeability and capillary pressure. Understanding reservoir wettability is crucial for determining the most efficient ways to extract oil. This paper presents a method for qualitatively assessing the type of rock wettability in which nuclear magnetic resonance measurements play an essential role. The variation in longitudinal T1 relaxation times conditioned by the distribution of fluids in the rock was considered here. Performing the tests required the use of homogeneous rock material. The tests were carried out on two series of samples taken from two sandstone blocks: A (Szydłowiec white sandstone) and B (Szydłowiec red sandstone). Both sandstones are characterised by strong homogeneity, as confirmed by measurements of skeletal and bulk density, helium porosity and tests performed on a mercury porosimeter. Standard measurements of T2 transverse relaxation times were also made, and the mineral composition was determined for a representative sample from sandstone A and sandstone B. These sandstones have different types of wettability, as confirmed by measurements of the wettability coefficient n by the standard electrical method. Two types of reservoir fluids were used in the study: brine with 50 g/l mineralization and crude oil. Two types of oil with different dynamic viscosities, 7.43 and 1.12 mPa·s, were used to study the interaction of sandstones with crude oil. The oil-saturated rocks were stored for several days at a temperature of about 65ºC to bring them to a state of oil wetting. Longitudinal relaxation time T1 was measured for both series of rock samples and for the fluids used. The rocks were tested in the fully saturated state, in the residual saturated state and after imbibition. The performed tests showed that the distribution of T1 longitudinal relaxation times effectively illustrates the distributions of water and oil in rocks and can be used to qualitatively describe the type of wettability.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2023, 79, 5; 291-299
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 2.

Tytuł:: Porównanie adsorpcji azotu, argonu i metanu na wybranym materiale skalnym
Comparison of nitrogen, argon and methane adsorption on a selected shale rock sample
Autorzy:: Dudek, L.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1835449.pdf
Data publikacji:: 2017
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: adsorpcja
desorpcja
azot
argon
metan
skała łupkowa
adsorption
desorption
nitrogen
methane
shale rock
Opis:: W artykule przedstawiono teoretyczne podstawy adsorpcji, porównano izotermy adsorpcji azotu, argonu i metanu otrzymane dla materiału łupkowego złoża niekonwencjonalnego. Badania zostały wykonane za pomocą urządzenia TriStar II 3020 firmy Micromeritics w INiG – PIB (azot i argon) oraz 3Flex tej samej firmy w USA (metan). Przedstawiono wartości powierzchni właściwej obliczonej metodą BET dla azotu, argonu i metanu.
Presented are the theoretical basis of adsorption, compared are adsorption isotherms of nitrogen, argon and methane obtained for a shale sample derived from a non-conventional deposit. The tests were carried out using the Micromeritics Tristar II 3020 in the Oil and Gas Institute – National Research Institute (nitrogen and argon) and the Micromeritics 3Flex apparatus in USA (methane). Values of BET surface area obtained from sorption of nitrogen, argon and methane are given.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2017, 73, 6; 375-377
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 3.

Tytuł:: Reductıon of thermal tensıons and temperatures formed ın the trıbonodes and surfaces of the equıpment and tools used ın well workover and restoratıon works
Zmniejszenie naprężeń termicznych i temperatur wytwarzanych w węzłach tarcia oraz powierzchniach urządzeń i narzędzi używanych do rekonstrukcji i renowacji odwiertów
Autorzy:: Mustafayev, Amir G.
Nasirov, Chingiz R.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/31348242.pdf
Data publikacji:: 2023
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: temperature
cutting tool
destructive tool
metal
rock
temperatura
narzędzie tnące
narzędzie niszczące
skała
Opis:: The maintenance of equipment and tools used in the workover of oil and gas wells depends on keeping them in good working condition, maintaining the reliability, strength, and temperature endurance of the tool. To restore wells after an accident and bring them back into operation, it is necessary to speed up the drilling and repair work by choosing the right repair equipment and following the existing rules and regulatory documents. The cutting elements of tools working under high pressure and loads are deformed, a tense situation is created in the cutting – a destruction zone and high temperatures (1000–1200°C) occur because of corrosion in the triboknots. The stress-deformation state in the cutting-destruction zone causes the formation of microcracks in the working area of the tool. Microcracks grow after a certain period. Cutting elements are quickly worn, in some cases break and fail quickly. Such cases affect the structural composition of the cutting elements, an increase in temperatures; as a result, riveting occurs. In order to keep the equipment and tools used in the repair in normal working condition, adjusting the mode parameters is one of the important requirements, in addition to taking special care of them. Optimum results obtained in repair and restoration depend on the efficiency of the cutting-destructive tool, longevity, material selection, construction manufacturing technologies, tools that meet modern requirements, dimensions, weight, and internal condition of the well being restored. It is necessary to keep the heat generated in the moving parts of the tool at the required level for the safe performance of restoration work. The thermal regime of cutting and rock-destroying tools depends on the physical-mechanical properties of the objects subjected to destruction, and the effect of thermomechanical stresses generated on the contact surfaces of the tool and the amount of heat released from the working surface. Studying the problems related to heat issues will ensure the temperature tolerance of not only the repair equipment, but also the equipment and tools used in other areas of the oil-field industry.
Utrzymanie urządzeń i narzędzi używanych w rekonstrukcjach odwiertów ropy i gazu zależy od zachowania ich w stanie gotowości do pracy, niezawodności, wytrzymałości oraz trwałości temperaturowej narzędzia. Aby przywrócić odpowiedni stan odwiertów po awarii oraz ponownie rozpocząć ich eksploatację trzeba przyspieszyć prace wiertnicze i naprawy poprzez wybranie właściwych urządzeń naprawczych oraz przestrzeganie istniejących przepisów i dokumentów regulacyjnych. Elementy tnące narzędzi pracujących pod wysokim ciśnieniem i obciążeniami ulegają deformacji, wytwarza się sytuacja naprężenia w strefie tnąco-niszczącej i występują wysokie temperatury (1000–1200°C) w wyniku korozji w węzłach tarcia. Stan naprężenie-odkształcenie w strefie tnąco- -niszczącej powoduje tworzenie mikropęknięć w obszarze roboczym narzędzia. Mikropęknięcia propagują po pewnym czasie. Elementy tnące szybko się zużywają, w niektórych przypadkach szybko pękają i ulegają awarii. Takie przypadki wpływają na skład strukturalny elementów tnących, wzrost temperatury i w rezultacie następuje unieruchomienie. Aby utrzymywać urządzenia i narzędzia używane przy naprawie w normalnych warunkach roboczych, jednym z najważniejszych wymogów jest dostosowanie parametrów trybu pracy, oprócz objęcia ich specjalną uwagą. Dobre wyniki uzyskane w robotach naprawczych i renowacyjnych zależą od sprawności narzędzia tnąco-niszczącego, trwałości, doboru materiałów, technologii produkcji konstrukcji, narzędzia spełniającego nowoczesne wymagania, jego wymiarów, wagi oraz stanu wewnętrznego odwiertu podlegającego renowacji. Dla bezpiecznego wykonania prac renowacyjnych konieczne jest utrzymanie ciepła generowanego w częściach ruchomych narzędzia na wymaganym poziomie. Reżim cieplny narzędzi tnących i niszczących skałę zależy od właściwości fizyko-mechanicznych obiektów podlegających niszczeniu i efektu naprężeń termomechanicznych generowanych na powierzchniach kontaktowych narzędzia oraz od ilości ciepła uwolnionej z powierzchni roboczej. Badanie problemów związanych z zagadnieniami ciepła pozwoli na zapewnienie tolerancji temperaturowej nie tylko urządzenia naprawczego, ale również urządzeń i narzędzi używanych w innych dziedzinach przemysłu złóż ropy.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2023, 79, 10; 661-669
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 4.

Tytuł:: Analiza porównawcza metod badania zawartości siarki w rdzeniach wiertniczych, węglu i ropach naftowych
Comparison of sulfur determination methods based on drilling cores, coal and petroleum samples
Autorzy:: Matyasik, Irena
Zapała, Marek
Kierat, Maria
Wciślak, Agnieszka
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1833907.pdf
Data publikacji:: 2020
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: siarka
skała
węgiel
ropa naftowa
analiza elementarna
kerogen
sulfur
rock
coal
crude oil
elemental analysis
Opis:: The purpose of the work was to select and validate the optimal method for analyzing sulfur content in drilling cores, including those from coal seams. In addition, research was done for petroleum. As part of the work, the results of sulfur content testing were compared by means of elemental analysis in 2 analyzers: in the EA 1108 elemental analyzer, which gives the possibility of burning samples at temperatures up to 1080°C, which is not always sufficient for geological samples, and in the Leco CR12 analyzer expanded with a module for determination of sulfur, which gives the opportunity to perform the analysis at 1350°C. In the course of elemental analysis, free and bound sulfur is transformed into sulfur dioxide SO2, the content of which is measured by means of various detectors: the thermal conductivity detector (TCD) in the EA 1108 analyzer, or the infrared detector in the Leco CR 12 analyzer. Before the comparative tests, the method of sulfur analysis in the Leco CR 12 analyzer was validated. Comparative studies were carried out for rock samples, for coals, for petroleum and for kerogen. As part of the work, elemental analyses of sulfur content were carried out for 23 coal samples, 22 rock samples, 5 kerogen samples separated from these rocks and for 9 petroleum samples. Tested coal and rock material samples came from drill cores from exploratory wells. The methods used for kerogen and for coals with sulfur content over 0.75 wt % have been shown to be compatible. For oils, compatibility was observed above 0.3% sulfur content. Much worse compliance was obtained for rock matter from drilling cores, characterized by dispersion of organic matter. For samples with low sulfur content, determinations in the EA 1108 analyzer provide more reliable results. For media with a high dispersion of organic matter, such as Istebna Beds, the results of determinations in the Leco CR12 analyzer are more reliable due to the size of the analytical sample.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2020, 76, 7; 449--456
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 5.

Tytuł:: Interakcja wodoru ze skałą zbiornikową
Interaction of hydrogen with reservoir rock
Autorzy:: Cicha-Szot, Renata
Leśniak, Grzegorz
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/31348148.pdf
Data publikacji:: 2022
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: magazynowanie wodoru
interakcja
skała
solanka
wodór
rozpuszczanie
minerał
hydrogen storage
rock
brine
hydrogen
interaction
dissolution
mineral
Opis:: Istnieje szereg metod magazynowania wodoru, do których zaliczyć można stosowanie zbiorników napowierzchniowych, wiązanie w wodorkach metali, nanorurkach węglowych, sieciach metaloorganicznych, ciekłych organicznych nośnikach wodoru czy adsorbentach. Jednak to podziemne magazynowanie wodoru w strukturach geologicznych (PMW) wydaje się kluczowe dla rozwiązania problemu długoterminowego magazynowania dużych ilości energii oraz zwiększenia stabilności sieci energetycznej i poprawy wydajności systemów energetycznych. Kryteria wyboru struktury do magazynowania wodoru obejmują szereg czynników technicznych, ekonomicznych, ekologicznych i społecznych. Jednym z najmniej rozpoznanych obszarów badawczych dotyczących PMW jest utrata wodoru in situ wywołana reakcjami geochemicznymi, które mogą wpływać na parametry petrofizyczne oraz wytrzymałość skał uszczelniających. W artykule przeanalizowano reakcje, jakie mogą wystąpić podczas magazynowania wodoru w strukturach geologicznych. Na podstawie studium literaturowego wskazano grupy minerałów, które mogą wpływać na zmiany pojemności magazynowej oraz na czystość gazu. Należą do nich w szczególności węglany, anhydryt, ankeryt i piryt, które stanowiąc skład matrycy skalnej lub cementu, mogą znacząco wpływać na potencjał magazynowy analizowanej struktury. Podczas kontaktu z wodorem minerały te ulegają rozpuszczeniu, w wyniku czego uwalniane są m.in. jony Fe²⁺, Mg²⁺, Ca²⁺, SO₄²⁻, HCO₃⁻, CO₃²⁻, HS⁻. Jony te wchodzą nie tylko w skład minerałów wtórnych, ale również na skutek dalszych reakcji z wodorem zanieczyszczają magazynowany nośnik energii domieszkami CH₄, H₂S i CO₂, co ogranicza możliwości dalszego wykorzystania wodoru. Zwrócono również uwagę na możliwość wystąpienia rozpuszczania kwarcu, którego szybkość zależy od stężenia jonów Na⁺ w solance złożowej oraz pH. Ponadto pH wpływa na reaktywność wodoru i zależy w dużej mierze od temperatury i ciśnienia, które w trakcie pracy magazynu będzie podlegało częstym cyklicznym zmianom. W artykule omówiono wpływ warunków termobarycznych na analizowany proces, co powinno stanowić podstawę do szczegółowej analizy oddziaływania skała–wodór– solanka dla potencjalnej podziemnej struktury magazynowej.
There are several hydrogen storage methods, including surface tanks, metal hydrides, carbon nanotubes, organometallic networks, liquid organic hydrogen carriers, or adsorbents. However, underground hydrogen storage (UHS) appears to be crucial in solving the problem of long-term storage of large amounts of energy, increasing the power grid's stability and improving energy systems' efficiency. The criteria for selecting a hydrogen storage structure include a number of technical, economic, ecological, and social factors. One of the least recognized research areas concerning UHS is the in situ loss of hydrogen caused by geochemical reactions that may affect sealing rocks' petrophysical parameters and strength. The article presents the reactions that may occur during hydrogen storage in geological structures. Based on a literature study, groups of minerals that may affect changes in storage capacity and gas purity have been indicated. These include, in particular, carbonates, anhydrite, ankerite, and pyrite in both the rock matrix and the cement. Upon contact with hydrogen, these minerals dissolve, releasing, among others, Fe²⁺, Mg²⁺, Ca²⁺, SO₄^2– , HCO₃^–, CO₃^2– , HS^– ions. These ions are not only components of secondary minerals but also, as a result of further reactions with hydrogen, pollute the stored energy carrier with admixtures of CH₄, H₂S and CO₂, which limits the possibilities of further hydrogen use. The possibility of quartz dissolution, the rate of which depends on the concentration of Na⁺ ions in the reservoir brine and the pH, was also noted. Moreover, pH influences the reactivity of hydrogen and depends mainly on temperature and pressure, which will be subject to frequent cyclical changes during the operation of the storage. This review paper discusses the influence of thermobaric conditions on the analyzed process, what should be a base for detailed analysis of the rock-hydrogen-brine interaction for the potential underground storage structure.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2022, 78, 8; 580-588
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 6.

Tytuł:: Badania laboratoryjne przyczepności stwardniałych zaczynów cementowych z dodatkiem nanotlenku glinu do wybranych formacji skalnych
Laboratory tests of adhesion of hardened cement slurries with an addition of aluminum nanoxide to various rock formation
Autorzy:: Rzepka, Marcin
Kędzierski, Miłosz
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/2143369.pdf
Data publikacji:: 2022
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: nanotlenek glinu
zaczyn cementowy
kamień cementowy
przyczepność
cement
skała
nano aluminum oxide
cement slurry
cement stone
formation
bonding
Opis:: Artykuł przedstawia wyniki badań laboratoryjnych przyczepności zaczynów cementowych do trzech formacji skalnych, tj. rdzeni powstałych z piaskowca, mułowca oraz węgla kamiennego. Przygotowane rdzenie skalne (przed zalaniem zaczynem cementowym) poddawane były procesowi przemywania w różnych cieczach (prowadzono też badania dla tzw. rdzeni suchych). Do badań przyczepności wytypowano recepturę zaczynu cementowego zawierającą 1% nanotlenku glinu (n-Al2O3) oraz recepturę konwencjonalną (porównawczą, tj. bez udziału nanokomponentu). Badane zaczyny cementowe miały dobre parametry technologiczne, umożliwiające ich zastosowanie do uszczelniania kolumn rur okładzinowych w otworach wiertniczych o temperaturze dynamicznej około 35°C oraz ciśnieniu około 15 MPa. Po wykonaniu szeregu badań laboratoryjnych stwierdzono, że zaczyn zawierający dodatek 1% n-Al2O3 w wyraźny sposób podnosił przyczepność kamienia cementowego do formacji skalnej. Uzyskane wartości przyczepności dla zaczynu z n-Al2O3 w porównaniu z wartościami otrzymanymi dla zaczynu konwencjonalnego są około 30–40% wyższe. Analizując przyczepność kamienia cementowego (z dodatkiem i bez dodatku nanokomponentu) do różnego rodzaju formacji skalnych, należy zaznaczyć, że: najwyższą przyczepność zanotowano w przypadku piaskowca, nieco niższą – mułowca (około 80–85% wartości przyczepności uzyskanej dla piaskowca), a najniższą – węgla (około 70–75% wartości przyczepności uzyskanej dla piaskowca). Zależność ta zachodzi w podobny sposób w przypadku rdzeni „suchych”, jak i przemytych płuczką, buforem oraz cieczą przemywającą. Należy podkreślić niezwykle istotną rolę odpowiedniego procesu przemywania otworu wiertniczego przed wykonaniem zabiegu cementowania rur okładzinowych. Zastosowanie samego buforu może okazać się niewystarczające. Dodatkowe użycie odpowiednio dobranej cieczy przemywającej pozwala skutecznie usunąć resztki osadu filtracyjnego pozostającego na powierzchni formacji skalnej po jej przewierceniu, co powinno znacznie poprawić stan zacementowania otworu wiertniczego.
The article presents the results of laboratory tests of adhesion of cement slurries to three rock formations, i.e. sandstone, mudstone and hard coal cores. The prepared rock cores (before being poured over with cement slurry) were washed in various fluids (tests were also conducted for the so-called “dry” cores). The adhesion tests were carried out for two selected cement slurries recipes: cement slurry containing 1% aluminum nanoxide (n-Al2O3) and conventional cement slurry (comparative, i.e. without the addition of nanocomponents). The tested cement slurries had good technological parameters, enabling their use for sealing casing columns in boreholes with a dynamic temperature of approx. 35°C and a pressure of approx. 15 MPa. After a series of laboratory tests, it was found that the slurry containing the addition of 1% n-Al2O3 significantly increased the adhesion of the cement stone to the rock formation. The obtained values of adhesion for the n-Al2O3 slurry, compared to the values obtained for the conventional slurry, are about 30–40% higher. When analyzing the results of adhesion of cement stone (with and without the addition of a nanocomponent) to various types of rock formations, it is stated that the highest values of adhesion was obtained for sandstone, slightly lower for mudstone (about 80–85% of the adhesion value obtained for sandstone) and the lowest for coal (about 70–75% of the adhesion value obtained for sandstone). This dependence is similar in the case of “dry” cores and those washed with mud, spacer fluid and washing fluid. It should be emphasized that the proper process of washing the borehole is very important prior to cementing the casing. The use of a spacer fluid alone may not be sufficient. The additional use of a properly selected washing liquid increases the mud-cake removal efficiency, which should significantly improve the quality of borehole cementing.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2022, 78, 1; 22-30
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 7.

Tytuł:: Metodyka kontrolowania związków aminowych i lateksów w płuczkach wiertniczych
Methodology of controlling amino compounds and latex in drilling muds
Autorzy:: Zima, Grzegorz
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/2146356.pdf
Data publikacji:: 2021
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: płuczka wiertnicza
poliamina
amina
lateks
skała ilasta
inhibitor hydratacji
drilling fluid
polyamine
amine
latex
clay rock
hydration inhibitors
Opis:: Obecnie w praktyce przemysłowej w składach płuczek wiertniczych coraz częściej są stosowane inhibitory hydratacji skał zaliczane do związków aminowych. Dla tego typu związków nie opracowano dotychczas metodyki oznaczania ich zawartości w płuczce wiertniczej, a prawidłowe serwisowanie tego rodzaju płuczek wymaga ciągłego kontrolowania ich zawartości celem zapewnienia odpowiednich właściwości inhibicyjnych. Podczas wiercenia związki aminowe adsorbują się na powierzchni skał i ich stężenie ulega zmniejszeniu, co skutkuje obniżeniem inhibicyjnych właściwości płuczki. Często stosowanym w składach płuczek dodatkiem jest lateks, którego oznaczanie jest niezbędne do zapewnienia stabilności parametrów płuczki. Związki tego typu zapewniają utrzymanie stateczności ścian otworu wiertniczego, a ich zawartość również ulega zmniejszeniu podczas głębienia otworu. Uzyskane w opisanych w artykule badaniach wyniki pozwoliły na zaproponowanie metod oznaczania związków aminowych i lateksów. Metody te mogą być wykorzystane w laboratorium polowym podczas serwisowania płuczek wiertniczych. W artykule przedstawiono metodykę oznaczania zawartości nowych rodzajów środków chemicznych stosowanych do płuczek wiertniczych, tj. inhibitorów hydratacji skał zaliczanych do związków aminowych oraz lateksów. Zaproponowane metody umożliwiają prawidłowe serwisowanie płuczek z dodatkiem tych środków, zapewniające utrzymanie odpowiednich właściwości płuczek. Metoda oznaczania związków aminowych polega na określeniu całkowitej zawartości azotu w filtracie płuczki wiertniczej. Rozcieńczenie filtratu pozwala na uzyskanie wyników w zakresie pomiarowym metody i obniżenie stężenia jonów chlorkowych, których ilość nie może przekraczać 10 000 mg/dm3 . Pierwsza z metod oznaczania lateksu polega na wagowym oznaczeniu suchej pozostałości po wydzieleniu lateksu z filtratu płuczkowego acetonem. Druga natomiast opiera się na pomiarach nefelometrycznych rozcieńczonego dziesięciokrotnie filtratu. Wynikiem pomiaru jest wartość NTU (ang. nephelometric turbidity unit – nefelometryczna jednostka mętności) zależna od zawartości lateksu w filtracie. Wszystkie z opracowanych metod wymagają sporządzenia krzywych wzorcowych, które stanowią podstawę do obliczania zawartości danego środka w płuczce.
In industrial practice, rock hydration inhibitors, classified as amine compounds, are being increasingly used in drilling mud compositions. There is no methodology for determining this type of compounds content in the drilling mud, and proper servicing of this type of muds requires constant monitoring of their content to ensure appropriate inhibitory properties. During drilling, amine compounds adsorb on the surface of rocks and their concentration decreases during drilling and reduces the inhibitory properties of the mud. A common additive used in the composition of drilling muds is latex, the determination of which is necessary to ensure the mud parameters stability. Compounds of this type ensure the stability of the borehole wall, while their content also decreases during drilling. The results obtained from the research presented in the article allowed to propose methods for the determination of amine compounds and latexes. These methods can be used in the field laboratory when servicing drilling muds. The article presents the methodology for determining the content of new types of chemicals used in drilling muds, i.e. rock hydration inhibitors classified as amine compounds and latexes. The proposed methods enable proper servicing of muds with the addition of the agents that ensure the maintenance of appropriate mud properties. The method for the determination of amine compounds consists in determining the total nitrogen in the drilling mud filtrate. Dilution of the filtrate provides the results within the measuring range of the method and reduces the concentration of chloride ions, the amount of which may not exceed 10 000 mg/dm3 . The first method of latex determination is weight determination of the dry residue after separation of the latex from the filtrate with acetone. The second one is based on nephelometric measurements of a tenfold diluted filtrate. The measurement result is the NTU (nephelometric turbidity unit) value depending on the latex content in the filtrate. All of the developed methods require the preparation of calibration curves, which are the basis for calculating the content of a given agent in the mud.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2021, 77, 3; 164-174
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 8.

Tytuł:: Ocena możliwości wykorzystania desorpcji termicznej do wyznaczania charakteru nasyceń w profilu odwiertu
Assessment of thermal desorption method application for determination of the saturation characteristics along borehole
Autorzy:: Matyasik, Irena
Zapała, Marek
Kierat, Maria
Kania, Małgorzata
Bieleń, Wojciech
Spunda, Karol
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1834974.pdf
Data publikacji:: 2019
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: skała macierzysta
desorpcja
węglowodory
Py-GC
piroliza
chromatografia gazowa
dolomit główny
source rock
desorption
hydrocarbons
pyrolysis
gas chromatography
Main Dolomite
Opis:: Celem niniejszej pracy jest przedstawienie szybkiej metody oceny typu wolnych węglowodorów, występujących w profilu otworu, wykorzystującej jako narzędzie pirolizę połączoną z chromatografią gazową (Py-GC). Metoda ta, jako alternatywa dla dotychczas stosowanych – pirolizy Rock-Eval i ekstrakcji rozpuszczalnikowej, mogłaby służyć do typowania poziomów do bardziej szczegółowych badań. W tym celu wykonano badania porównawcze rdzeni pochodzących ze strefy akumulacji ropy naftowej w utworach dolomitu głównego na Niżu Polskim. Wyniki eksperymentów Py-GC prowadzonych w 350°C z detekcją desorbowanych związków na detektorze płomieniowo-jonizacyjnym (Py-GC/FID) dowiodły pozytywnej korelacji z ilością wolnych węglowodorów (S1) uwalnianych w 300°C podczas pirolizy Rock-Eval oraz zawartością ekstrahowalnej substancji organicznej (ESO). Metoda Py-GC/FID ma jednak tę przewagę nad pozostałymi dwiema metodami, że otrzymany chromatogram pokazuje dystrybucję desorbowanych węglowodorów i umożliwia obliczenie niektórych wskaźników geochemicznych, co pozwala na wstępną charakterystykę akumulacji. Ocenę przydatności metody w aspekcie charakterystyki uwalnianych produktów przeprowadzono, wykonując dla kilku badanych rdzeni analizy chromatograficzne GC-FID frakcji nasyconej ekstraktu bitumicznego i obliczając na ich podstawie wskaźniki geochemiczne. Wyniki porównania wykazały generalnie podobieństwo dystrybucji węglowodorów, a dla niektórych próbek również zgodność obliczonych wskaźników. Na tej podstawie należy uznać, że dystrybucja produktów desorpcji Py-GC/FID skał w 350°C pozwala na uzyskanie części informacji dostarczanych przez analizę chromatograficzną GC-FID frakcji nasyconej ekstraktu bitumicznego bez konieczności wstępnej preparatyki chemicznej materiału rdzeniowego, co znacznie skraca czas i obniża koszty analizy. Dystrybucja desorbowanych węglowodorów w korelacji z wynikami pirolizy Rock-Eval może stanowić narzędzie typowania poziomów do szczegółowej charakterystyki geochemicznej. Procedura poszerza zakres badań geochemicznych o kolejną metodę wnoszącą wkład do rozpoznania basenów naftowych.
The purpose of this work was to present a quick method for assessing the type of free hydrocarbons occurring in the borehole profile, using pyrolysis combined with gas chromatography (Py-GC) as a tool. This method, as an alternative for the previously used – Rock Eval pyrolysis and solvent extraction – could be used to select levels for more detailed research. For this purpose, comparative tests were carried out of cores originating from the oil accumulation zone in the Main Dolomite formations in the Polish Lowlands. The results of Py-GC experiments carried out at 350ºC with the detection of desorbed compounds on the flame ionization detector (Py-GC/FID) showed a positive correlation with the amount of free hydrocarbons (S1) released at 300ºC during Rock-Eval pyrolysis and the content of extractable organic substance (ESO). However, the Py-GC/FID method has the advantage over the other two methods in that the resulting chromatogram shows the distribution of desorbed hydrocarbons and makes it possible to calculate some geochemical indicators, allowing the preliminary characterization of accumulation. The assessment of the method’s usefulness in terms of the characteristics of released products was carried out by performing GC-FID chromatographic analyses of the saturated fraction of bituminous extract for several tested cores and calculating the geochemical indices on their basis. The results of the comparison generally demonstrated a similarity of hydrocarbon distribution, and for some samples also compliance with the calculated indices. On this basis, it should be considered that the distribution of Py-GC/FID desorption products of rocks at 350ºC allows obtaining part of the information provided by GC-FID chromatographic analysis of the saturated fraction of the bituminous extract without the need for chemical pre-treatment of the core material, which significantly reduces the time and costs of analysis. The distribution of desorbed hydrocarbons in correlation with the results of Rock Eval pyrolysis can be a tool for selecting levels for detailed geochemical recognition. The procedure extends the scope of geochemical research with another method contributing to the recognition of oil basins.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2019, 75, 12; 731-742
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 9.

Tytuł:: Electrical model of Cambrian rocks from Volodymyrska area in Volyno-Podillia (Ukraine)
Elektryczny model skał kambryjskich z obszaru Volodymyrska na Vołyno-Podolu (Ukraina)
Autorzy:: Vyzhva, S.
Onyshchuk, V.
Onyshchuk, D.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1835413.pdf
Data publikacji:: 2017
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: reservoirs
porosity
permeability index
resistivity
formation resistivity factor
water saturation factor
resistivity increasing coefficient
sandstone
limestone
dolomite
skała zbiornikowa
badania elektryczne
Opis:: This paper focuses on the techniques and results of electrical research into complex terrigenous and carbonate reservoirs. Presented here, are the electric data and their relation to the capacity properties of Cambrian sandstones, limestones and dolomites originating from the Volodymyrska area in Volyno-Podillia (Ukraine). Their petroelectrical models are generated.
Artykuł skupia się na technikach i wynikach badań elektrycznych w złożonych zbiornikach terygenicznych i węglanowych. Prezentowane są tu dane elektryczne i ich związek z właściwościami pojemności kambryjskich piaskowców, wapieni i dolomitów pochodzących z obszaru Volodymyrska na Vołyno-Podolu (Ukraina). Ich petroelektryczne modele są generowane.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2017, 73, 2; 90-96
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 10.

Tytuł:: Research Project: “Design, environmental impact and performance of energized fluids for fracturing oil and gas reservoir rocks of Central Europe” (ENFLUID) – assumptions, evolution and results
Projekt badawczy: ”Projektowanie, wpływ na środowisko i skuteczność działania energetyzowanych cieczy do szczelinowania skał zbiornikowych ropy i gazu Europy Środkowej” (ENFLUID) – założenia, przebieg i rezultaty
Autorzy:: Lutyńska, S.
Turek, M.
Hamouda, A. A.
Cicha-Szot, R.
Leśniak, G.
Kasza, P.
Wilk, K.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1835237.pdf
Data publikacji:: 2018
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: hydraulic fracturing
unconventional gas reservoirs
flowback water
gas-rock-water interactions
szczelinowanie hydrauliczne
niekonwencjonalne złoża gazu
płyn zwrotny
interakcje woda-skała-gaz
Opis:: The main goal of the project, realized by the Silesian University of Technology (as the Project Promotor), Oil and Gas Institute – National Research Institute and University of Stavanger, was the development of energized fracturing fluids for use in oil and gas reservoir formations in Central Europe. Transferring the American or foreign experience was not the solution, and already known methods may require modification or development. This has become important in the case of European gas shales, reservoir potential of which were the subject of intensive diagnosis when the project was launched. Within the framework of the project, composition of energized fracturing fluid for work in different formations of Central Europe was designed, mutual interactions between the fluids and the fractured rock were defined, the effects of energized fluids application on the geochemistry of the formation in the short and in the long-term were determined and the methods of treatment and recycling of flowback water were proposed. The project was focused on innovative technology, allowing for an efficient development of conventional and unconventional gas reservoirs, combined with maximum reduction of the negative impact of this process on the natural environment. The project also facilitated the strengthening and sharing of knowledge based on the fields of research and technological topics and issues of unconventional shale reservoirs.
Głównym celem projektu „ENFLUID”, realizowanego przez Politechnikę Śląską (w roli Koordynatora), Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy oraz Uniwersytet Stavanger, było opracowanie optymalnego składu energetyzowanych cieczy szczelinujących, przydatnych do zastosowania w złożowych formacjach ropy i gazu Europy Środkowej. W tych specyficznych warunkach bezpośrednia adaptacja technologii i doświadczeń zagranicznych nie jest właściwym rozwiązaniem, a znane metody szczelinowania mogą wymagać modyfikacji lub rozwinięcia. Ma to szczególne znaczenie w przypadku łupków gazonośnych, których potencjał złożowy jest przedmiotem intensywnego rozpoznania. W ramach projektu opracowano skład energetyzowanych cieczy szczelinujących odpowiednich do zastosowania w różnych formacjach złożowych, zdefiniowano wzajemne interakcje pomiędzy cieczami a skałą poddawaną szczelinowaniu, określono jakie są skutki stosowania energetyzowanych cieczy szczelinujących na środowisko geochemiczne formacji w krótkim i długim okresie czasu oraz zaproponowano metody neutralizacji oraz recyklingu płynów zwrotnych ze szczelinowania. Realizacja projektu pozwoliła na stworzenie innowacyjnej technologii, ukierunkowanej na efektywne wykorzystanie konwencjonalnych i niekonwencjonalnych złóż gazu i ropy zamkniętych w formacjach złożowych Europy Środkowej, przy równoczesnej minimalizacji negatywnego wpływu tego procesu na środowisko naturalne.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2018, 74, 6; 479-483
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 11.

Tytuł:: System węglowodorowy z gazem ziemnym w centralnych strefach basenu – zastosowanie jako koncepcji poszukiwawczej w karbońskim basenie górnośląskim
Basin Centered Gas System – application as an exploration concept in the Carboniferous Upper Silesian Basin
Autorzy:: Poprawa, P.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1835154.pdf
Data publikacji:: 2018
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: zwięzła skała zbiornikowa
system z gazem w centrum basenu
basen górnośląski
seria paraliczna
tight reservoirs
Basin Centered Gas System
Upper Silesian Basin
Paralic Series
Opis:: System naftowy z gazem w centrum basenu (BCGS) ma charakter niekonwencjonalnych, regionalnych akumulacji gazu ziemnego. W systemie takim strefa głęboko zalegających zwięzłych skał zbiornikowych, nasyconych gazem, w górę powierzchni strukturalnych przechodzi stopniowo w strefę o konwencjonalnym wykształceniu, nasyconą wodami złożowymi. BCGS wymaga, by skała zbiornikowa nadścielała, lub przeławicała się z dojrzałymi skałami macierzystymi, zaś mechanizmem uszczelnienia jest niska przepuszczalność formacji zbiornikowej. Nie wymaga on obecności pułapek złożowych. Model ten jest tu użyty w odniesieniu do karbońskiego basenu górnośląskiego (BGŚ), który pozostaje globalnie unikalnym przykładem basenu nieomal niezbadanego pod kątem możliwości występowania złóż węglowodorów. Model ten nie może być obecnie bezpośrednio zweryfikowany z uwagi na brak odpowiednio głębokich otworów wiertniczych w kluczowej, centralnej części BGŚ (rejon Rybnik–Żory–Tychy–Mikołów). Zakłada on zwięzłe wykształcenie skał potencjalnie zbiornikowych na głębokościach 3500÷5000 m. Rolę skał zbiornikowych pełnić w tym przypadku mogą pakiety piaskowców serii paralicznej, a w mniejszym stopniu również górnośląskiej serii piaskowcowej, cechujące się dużą miąższością i znaczną regionalną rozciągłością. Utwory tych serii w centralnej części BGŚ zawierają ponadto pokłady węgla kamiennego oraz pakiety łupków węglowych, stanowiące efektywną skałę macierzystą dla gazu ziemnego. Główny czynnik ryzyka poszukiwawczego stanowi czas generowania węglowodorów: im starszy tym większe prawdopodobieństwo rozformowania akumulacji gazu ziemnego. W przypadku waryscyjskiego wieku generowania gazu ziemnego w BGŚ prawdopodobieństwo rozformowania jego akumulacji typu BCGS należy uznać za wysokie. Ponadto elementami ryzyka poszukiwawczego są możliwość przegrzania skał macierzystych, a także duży zakres niepewności co do wykształcenia własności petrofizycznych skał zbiornikowych. Możliwe, prognostyczne zasoby wydobywalne tego typu akumulacji w BGŚ wstępnie określono na około 100÷250 mld m3. Weryfikacja omawianego modelu oraz związanych z nim zasobów gazu zamkniętego warunkowana jest odwierceniem głębokich otworów poszukiwawczych.
Basin Centered Gas System (BCGS) is characteristic of numerous unconventional, pervasive tight gas accumulations, where deep gas-saturated tight reservoir passes up-section into its water-saturated conventional zone. In such a system tight reservoir overlies or interbeds with mature source rocks, while the sealing mechanism is the low permeability of the reservoir formation. The system does not require the presence of hydrocarbon traps. This model is applied here to the Carboniferous Upper Silesian Basin (USB), which is one of the few onshore sedimentary basins in the World which has not been explored for oil and gas. The concept cannot be currently verified due to the lack of deep boreholes in the central part of the USB (region: Rybnik–Żory–Tychy–Mikołów). It requires tight reservoir properties at depths of 3500÷5000 m. The reservoir formations are the sandstone of the Paralic Series, and to a lesser degree also of the Upper Silesian Sandstone Series, characterized by immense thickness and considerable lateral reach. Both Series at that depth interval contain also coal seams and coal shale, being effective gas source rock. The key exploration risk is the timing of gas generation: the older the generation, the higher the risk of gas release. In the case of the Variscan generation, recent preservation gas in the form of BCGS accumulations is unlikely. Other risk factors are possible source rocks overmaturation and uncertainty as for the reservoir’s petrophysical properties. Possible prospective resources of the BCGS accumulations in the USB were preliminarily estimated for approx. 100÷250 Bcm. Validation of the model of the BCGS being developed in the USB, as well as verification of the resources related to it, requires drilling new deep exploration wells.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2018, 74, 12; 871-883
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 12.

Tytuł:: Ocena jakościowa węglowodorów generowanych z różnego typu skał macierzystych oparta na wynikach badań PY-GC, Rock-Eval i Leco
Qualitative evaluation of hydrocarbons generated from different types of source rocks on the basis of PY-GC, Rock-Eval and Leco research results
Autorzy:: Matyasik, I.
Kania, M.
Kierat, M.
Brzuszek, P.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1835300.pdf
Data publikacji:: 2017
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: kerogen
skała macierzysta
potencjał generacyjny
PY-GC – piroliza wysokotemperaturowa połączona z chromatografią gazową
source rocks
generation potential
PY-GC – high temperature pyrolysis coupled with gas chromatography
Opis:: Artykuł prezentuje zastosowanie metody wysokotemperaturowej pirolizy połączonej z chromatografią gazową (PY-GC) do oceny składu molekularnego węglowodorów generowanych z różnego typu skał macierzystych. Określenie produktów generacji umożliwia predykcję ekspulsji i migracji, a tym samym przyjęcie odpowiednich założeń do modelowania przepływów w systemie naftowym. Podjęto również próbę korelacji różnych metod pirolitycznych stosowanych w analizach skał macierzystych. Eksperymenty prowadzono zarówno na materiale rdzeniowym, jak i na kerogenie wyizolowanym ze skał macierzystych. Do badań użyto próbek zasobnych w materię organiczną o niskim stopniu przeobrażenia termicznego, tj. o niesczerpanym potencjale generacyjnym. Reprezentowały one II i III typ kerogenu. Wieloetapowa PY-GC pozwoliła nie tylko wskazać różnice potencjału generacyjnego pomiędzy kerogenem II i III typu, ale również wyróżnić formacje, w których jest reprezentowany ten sam typ kerogenu. Ocena ilościowa produktów pirolizy pozwala ponadto na dobór optymalnych warunków analizy PY-GC. Porównanie produktów desorpcji i pirolizy otrzymanych metodą PY-GC może być zastosowane do korelacji rop/bituminów ze skałą macierzystą.
The article presents the method of high temperature pyrolysis combined with gas chromatography PY-GC to evaluate the characteristics of different types of source rocks in terms of diversity of the molecular composition of generated hydrocarbons. The qualification of the generated products enables the prediction of expulsion and migration, and therefore the adoption of appropriate assumptions in the modeling process of flows in the oil system. It also examines the correlation of different pyrolysis methods used in the analysis of source rocks. Experiments were carried out both on the core material and the kerogen isolated from the source rocks. Tests were performed on samples rich in organic matter on the low level of thermal transformation, and unexhausted generation potential. They represented the type II and type III kerogen. Multistage pyrolysis (PY-GC) allowed to point out not only the diversity of generation potential between II and III kerogen type, but also to differentiate formations, which are represented by the same type of kerogen. Quantitative assessment of the pyrolysis products gives information about the optimum PY-GC analysis conditions, bringing more information about the type of kerogen, which can be used in the geochemical interpretation. The comparison of PY-GC products after desorption and pyrolysis can be used in the correlation of oils/bitumens with source rock.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2017, 73, 10; 719-729
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Informacja

Wyszukujesz frazę "skała" wg kryterium: Temat

Źródło danych

Dostawca treści

Kolekcja

Rok wydania

Wydawca

Temat

Autor

Typ dokumentu

Język