1. Przedstaw warunki uzyskania koncesji na eksploatację złoża węglowodorów Działalność w zakresie wydobywania kopalin ze złóż węglowodorów może być wykonywana po uzyskaniu koncesji. Koncesji na wydobywanie węglowodorów ze złóż oraz wydobywanie węglowodorów ze złóż znajdujących się w granicach obszarów morskich  udziela minister właściwy do spraw środowiska. We wniosku o udzielenie koncesji, poza wymaganiami przewidzianymi przepisami z zakresu ochrony środowiska i działalności gospodarczej, określa się również: - prawa wnioskodawcy do nieruchomości (przestrzeni), w granicach której ma być wykonana zamierzona działalność, - czas na jaki koncesja ma być udzielona, - terminu rozpoczęcia działalności, - środki, jakimi wnioskodawca , - obszary objęte ochroną przyrody oraz ochroną zabytków, - sposób przeciwdziałania ujemnym wpływom zamierzonej działalności na środowisko, - złoże kopaliny które ma być przedmiotem wydobycia, - wielkość i sposób zamierzonego wydobycia kopaliny (technologię), - projektowane położenie obszaru górniczego i terenu górniczego, - geologiczne i hydrogeologiczne warunki wydobycia, - prawa do korzystania z informacji geologicznej, - dołącza się projekt zagospodarowania złoża, określający wymagania w zakresie racjonalnej gospodarki złożem kopaliny, Informację o złożeniu wniosku przez zainteresowany podmiot organ koncesyjny niezwłocznie ogłasza na stronie Biuletynu Informacji Publicznej organu koncesyjnego oraz w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.	Udzielenie koncesji na eksploatację złoża węglowodorów poprzedza się przetargiem, chyba że ustawa stanowi inaczej. O zamiarze udzielenia koncesji z urzędu w drodze przetargu organ koncesyjny każdorazowo powiadamia, w drodze obwieszczenia precyzując jego warunki. Przetarg powinny mieć charakter niedyskryminujący i dawać pierwszeństwo najlepszym systemom wydobywania węglowodorów ze złóż oraz opierać się na kryteriach: 1) technicznych i finansowych możliwościach oferenta; 2) proponowanej technologii prowadzenia prac; 3) proponowanej wysokości wynagrodzenia z tytułu ustanowienia użytkowania górniczego. Organ koncesyjny udziela koncesji zwycięzcy przetargu i niezwłocznie po jej udzieleniu zawiera z nim umowę o ustanowienie użytkowania górniczego. Szczegółowe warunki użytkowania górniczego, w szczególności określenie przestrzeni, w której będzie wykonywana działalność, czasu jej trwania oraz wysokości i sposobu zapłaty wynagrodzenia z tytułu jego ustanowienia określa umowa zawierana przez przedsiębiorcę, który uzyskał koncesję, z organem koncesyjnym. Postępowania o udzielenie koncesji wszczęte na skutek złożenia wniosków przez oferentów innych niż zwycięzca przetargu, z mocy ustawy ulegają umorzeniu.	2. Omów zagospodarowanie złóż kopalin. Co to jest teren górniczy i obszar górniczy. Terenem górniczym: jest przestrzeń objęta przewidywanymi szkodliwymi wpływami robót górniczych zakładu górniczego Obszarem górniczym: jest przestrzeń, w granicach której przedsiębiorca jest uprawniony do wydobywania kopaliny oraz prowadzenia robót górniczych związanych z wykonywaniem koncesji Projekt zagospodarowania złoża powinien przedstawiać optymalny wariant wykorzystania zasobów złoża, z uwzględnieniem geologicznych warunków jego występowania, wymagań w zakresie ochrony środowiska, bezpieczeństwa powszechnego, bezpieczeństwa życia i zdrowia ludzkiego, technicznych możliwości oraz ekonomicznych uwarunkowań wydobywania kopaliny. W projekcie zagospodarowania złoża należy określić: 1) zasoby przemysłowe będące zasobami bilansowymi, a w szczególnie uzasadnionych przypadkach również zasobami pozabilansowymi złoża lub wydzielonej jego części przewidzianej do zagospodarowania, które mogą być przedmiotem eksploatacji uzasadnionej technicznie i ekonomicznie przy uwzględnieniu wymagań określonych w przepisach prawa, w tym dotyczących wymagań ochrony środowiska, 2) zasoby nieprzemysłowe będące częścią zasobów bilansowych złoża niezaliczoną do zasobów przemysłowych w obszarze przewidzianym do zagospodarowania, których eksploatacja może stać się uzasadniona w wyniku zmian technicznych, ekonomicznych lub zmian w przepisach prawa, w tym dotyczących wymagań ochrony środowiska,
3.Co należy rozumieć pod określeniem „ruch zakładu górniczego”. Przedstaw wymagania do planu ruchu. Ruch zakładu górniczego to działalność, którą prowadzi się w sposób zgodny z przepisami prawa, w szczególności na podstawie planu ruchu zakładu górniczego, a także zgodnie z zasadami techniki górniczej. Plan ruchu zakładu górniczego sporządza przedsiębiorca, odrębnie dla każdego zakładu górniczego, oraz sporządza, uzupełnia i aktualizuje dokumentację prowadzenia ruchu zakładu górniczego. Plan ruchu uwzględnia warunki określone w koncesji oraz projekcie zagospodarowania złoża. Przedsiębiorca opracowuje, przed rozpoczęciem prac, dla każdego zakładu górniczego dokument bezpieczeństwa i ochrony zdrowia pracowników, zwany „dokumentem bezpieczeństwa”. Plan ruchu zakładu górniczego określa: 1) strukturę organizacyjną zakładu górniczego, w szczególności przez wskazanie stanowisk osób kierownictwa i dozoru ruchu; 2) szczegółowe przedsięwzięcia niezbędne w celu zapewnienia: a) wykonywania działalności objętej koncesją, b) bezpieczeństwa powszechnego, c) bezpieczeństwa pożarowego, d) bezpieczeństwa osób przebywających w zakładzie górniczym, w szczególności dotyczące bezpieczeństwa i higieny pracy, e) racjonalnej gospodarki złożem, f) ochrony elementów środowiska, g) ochrony obiektów budowlanych, h) zapobiegania szkodom i ich naprawy.	Plan ruchu zakładu górniczego sporządza się na okres od 2 do 6 lat albo na cały planowany okres prowadzenia ruchu, jeżeli jest on krótszy. Wniosek o zatwierdzenie planu ruchu zakładu górniczego przedkłada się organowi nadzoru górniczego właściwemu dla miejsca wykonywania robót objętych planem. Wraz z wnioskiem o zatwierdzenie planu ruchu zakładu górniczego przekazuje się do wglądu odpis koncesji oraz projekt zagospodarowania złoża, a w przypadku robót geologicznych, których wykonywanie nie wymaga koncesji — projekt robót geologicznych. Ruch zakładu górniczego prowadzi się pod kierownictwem i dozorem osób posiadających wymagane kwalifikacje. Osoby wykonujące czynności w ruchu zakładu górniczego szkoli się w zakresie znajomości przepisów i zasad bezpieczeństwa i higieny pracy, w tym bezpiecznego wykonywania powierzonych im czynności. Osoby te nie mogą być dopuszczone do pracy w ruchu zakładu górniczego, jeżeli nie wykażą się dostateczną znajomością tych przepisów i zasad. Odstąpienie od zatwierdzonego planu ruchu zakładu górniczego jest dopuszczalne tylko w przypadku powstania zagrożenia bezpieczeństwa ruchu zakładu górniczego lub jego części, bezpieczeństwa powszechnego lub środowiska, a o tym fakcie przedsiębiorca niezwłocznie zawiadamia właściwy organ nadzoru górniczego. Szczegółowe wymagania dotyczące prowadzenia ruchu poszczególnych rodzajów zakładów górniczych Minister właściwy do spraw gospodarki w porozumieniu z ministrami właściwymi do spraw pracy, spraw wewnętrznych oraz środowiska określił w drodze rozporządzenia.	3) straty w zasobach będące częścią zasobów przemysłowych i nieprzemysłowych przewidzianą do pozostawienia w złożu, która na skutek zamierzonego sposobu eksploatacji nie da się wyeksploatować w przewidywalnej przyszłości, w sposób uzasadniony technicznie i ekonomicznie. Udostępnienie i wydobywanie zasobów złoża należy zaprojektować w sposób umożliwiający zagospodarowanie w przyszłości części złoża nieobjętej zagospodarowaniem i zagospodarowanie zasobów złóż występujących w jego sąsiedztwie. Projekt zagospodarowania złoża kopaliny sporządza się w formie opisowej, graficznej i tabelarycznej. W cześci opisowej projektu należy ująć: 1) informacje o położeniu i granicach złoża, wraz z charakterystyką uwarunkowań geograficznych, prawnych i ochrony środowiska wpływających na ograniczenie możliwości eksploatacji złoża lub jego części i na lokalizację obiektów zakładu górniczego, określenie lokalizacji obiektów zakładu górniczego ograniczających możliwość eksploatacji; 2) określenie granic projektowanego obszaru i terenu górniczego 3) przedstawienie miejsca i sposobu udostępnienia złoża, proponowanych systemów eksploatacji kopaliny głównej, kopalin towarzyszących z uwzględnieniem warunków hydrogeologicznych i geologiczno-inżynierskich 4) przedstawienie zagrożeń mogących wpłynąć na bezpieczeństwo eksploatacji i ochronę zasobów oraz sposobów przeciwdziałania tym zagrożeniom 5) przedstawienie przewidywanej wielkości wydobycia kopalin, 6) przedstawienie stanu środowiska i sposobu jego ochrony przed ujemnymi, bezpośrednimi i pośrednimi skutkami eksploatacji, sposobu postępowania Część graficzna projektu powinna zawierać: mapy z zaznaczeniem granic złoża, granic projektowanego obszaru i terenu górniczego przekroje geologiczno-górnicze.

4.Omów kwalifikacje i uprawnienia wymagane od osób pełniących funkcje kierownika ruchu zakładu górniczego. Kierownik ruchu zakładu górniczego jest odpowiedzialny za: 1) prawidłową organizację i prowadzenie ruchu zakładu górniczego; 2) ustalenie zakresów działania poszczególnych działów ruchu oraz służb specjalistycznych zakładu górniczego; 3) właściwy oraz zgodny z przeznaczeniem dobór maszyn, urządzeń, materiałów, aby nie stwarzały zagrożenia dla bezpieczeństwa i zdrowia osób oraz środowiska. Osoby wykonujące czynności: 1) kierownika oraz zastępcy kierownika ruchu zakładu górniczego w zakładach górniczych wydobywających węglowodory otworami wiertniczymi, 2) w zakładach górniczych wydobywających otworami wiertniczymi kopaliny inne niż węglowodory, 3) w zakładach górniczych prowadzących podziemne bezzbiornikowe magazynowanie substancji, są obowiązane posiadać kwalifikacje określone ustawą. Wykonywanie czynności, kierownika i zastępcy kierownika ruchu zakładu górniczego wymaga posiadania kwalifikacji ogólnych i zawodowych.	Kwalifikacjami ogólnymi są: 1) znajomość: a) przepisów prawa geologicznego i górniczego oraz innych przepisów stosowanych w ruchu zakładu górniczego, b) zagadnień związanych z prowadzeniem ruchu określonego rodzaju zakładów górniczych i występujących w nich zagrożeń — w stopniu niezbędnym do wykonywania tych czynności; Kwalifikacjami zawodowymi są: 1) tytuły zawodowe lub dyplomy potwierdzające kwalifikacje zawodowe, ukończenie określonych w przepisach studiów wyższych lub studiów podyplomowych; 2) w przypadkach określonych w stosownych przepisach posiadanie odpowiednich kwalifikacji w zawodzie lub odpowiednich uprawnień zawodowych; 3) odbycie praktyki określonej w przepisach z ustalonym czasem jej trwania oraz rodzaje wykonywanych czynności Stwierdzenie kwalifikacji do wykonywania czynności: - kierownika ruchu oraz kierowników działów ruchu:	górniczego, geologicznego oraz ochrona środowiska, a także czynności w wyższym dozorze ruchu w specjalności: górniczej, geologicznej, budowlanej oraz ochrona środowiska — w zakładach górniczych wydobywających węglowodory otworami wiertniczymi, w zakładach górniczych wydobywających otworami wiertniczymi kopaliny inne niż węglowodory, w zakładach górniczych prowadzących podziemne bezzbiornikowe magazynowanie substancji albo w zakładach górniczych prowadzących podziemne składowanie odpadów metodą otworową, - kierownika ruchu oraz kierowników działów ruchu: wiertniczego, geofizyka i technika strzałowa, geologicznego oraz ochrona środowiska, a także czynności w wyższym dozorze ruchu w specjalności: wiertniczej, geofizyka i technika strzałowa, mierniczej, geologicznej, budowlanej oraz ochrona środowiska — w zakładach wykonujących roboty geologiczne metodą otworową — następuje w drodze świadectwa wydanego przez dyrektora okręgowego urzędu górniczego. Stwierdzenie kwalifikacji, następuje na wniosek osoby ubiegającej się o stwierdzenie kwalifikacji, zwanej dalej „kandydatem”, po przeprowadzeniu egzaminu. Organ właściwy do stwierdzenia kwalifikacji: 1) dopuszcza kandydata do egzaminu po ustaleniu, że kandydat spełnia wymagania dla określonej we wniosku kategorii kwalifikacji do wykonywania, dozorowania i kierowania pracami geologicznymi albo posiada wymagane kwalifikacje zawodowe, 2) odmawia, w drodze decyzji, dopuszczenia do egzaminu, w przypadku ustalenia, że kandydat nie spełnia wymagań dla określonej we wniosku kategorii kwalifikacji albo nie posiada kwalifikacji zawodowych. Organy właściwe do stwierdzenia kwalifikacji powołują komisje egzaminacyjne. Stwierdzenie kwalifikacji do wykonywania czynności: kierownika ruchu podziemnego zakładu górniczego — w podziemnych zakładach górniczych wydobywających węgiel kamienny, następuje w drodze świadectwa wydanego przez Prezesa Wyższego Urzędu Górniczego.
5. SYSTEMY ENERGETYCZNE ZŁÓŻ ROPY NAFTOWEJ Ze względu na źródło energii złożowej powodującej przepływ płynów do odwiertów, złoże może pracować z rożnymi systemami energetycznymi: -system ekspansyjny skał i cieczy -system rozpuszczonego gazu -system z czapą gazową -system wodno - naporowy -system drenażu grawitacyjnego -system złożony System ekspansyjny skał i cieczy - Dla ciśnień powyżej ciśnienia nasycenia jedynymi materiałami w złożu są węglowodory w fazie ciekłej, woda związana i skała. Ze spadkiem ciśnienia skała i płyny rozszerzają się zgodnie z ich indywidualnymi własnościami rozszerzalności. W miarę rozszerzania się ropa i woda są wypychane z przestrzeni porowej do odwiertu. Ze względu na niewielką ściśliwość cieczy i skały wydobycie płynów złożowych na drodze ekspansji powoduje duże spadki ciśnienia złożowego. Wykładnik gazowy utrzymuje się na stałym poziomie równym współczynnikowi rozpuszczalności gazu w ropie przy ciśnieniu nasycenia. System ten jest najmniej efektywnym źródłem energii złożowej.	System rozpuszczonego gazu. Źródłem ekspansji objętościowej (energii złożowej) jest tutaj gaz wydzielający się z roztworu ropy. Gdy ciśnienie spada poniżej ciśnienia nasycenia z ropy uwalniają się pęcherzyki gazu, które rozszerzając się wypychają ropę z przestrzeni porowej. Ze wzrostem nasycenia gazem wzrasta przepuszczalność względna dla gazu i pojawia się przepływ mieszaniny gazu i ropy (która wciąż zawiera rozpuszczony gaz) do odwiertu i na powierzchnię. Gwałtowny spadek ciśnienia złożowego. Nieznaczny spadek wykładnika gazowego do momentu osiągnięcia nasycenia krytycznego gazem. Gwałtowny wzrost wykładnika gazowego po przekroczeniu nasycenia krytycznego gazem. Po osiągnięciu maksimum, wykładnik gazowy zaczyna maleć. Współczynnik sczerpania złoża 5-30 %. System z czapą gazową. Ze spadkiem ciśnienia w złożu, czapa gazowa powiększa się wskutek ekspansji gazu oraz jego uwalniania się z ropy wypychając ropę. Kiedy gaz z czapy gazowej dociera do odwiertów wydobywczych w górnej części struktury, wówczas wykładnik gazowy w tych odwiertach znacząco wzrasta. Powolny spadek ciśnienia złożowego. Stopniowy wzrost wykładnika gazowego. Tempo spadku ciśnienia i wzrostu wykładnika gazowego zależne od wielkości czapy gazowej. Współczynnik sczerpania złoża 20-40%. System wodno naporowy. Złoże w kontakcie z wodą okalającą lub podścielającą (aquiferem). Ze spadkiem ciśnienia, skała i woda aquifera rozszerzają się stając się zewnętrznym źródłem dopływu wody, która wypełnia przestrzeń po płynach wydobytych ze złoża. Dopływająca do złoża woda jest jednocześnie źródłem podtrzymywania ciśnienia złożowego. Powolny, niewielki spadek ciśnienia złożowego. Stały, niski wykładnik gazowy. Stopniowy wzrost produkcji wody. Współczynnik sczerpania złoża 35-75%. Wpływ niejednorodności złoża.	System drenażu grawitacyjnego. Drenaż grawitacyjny odnosi się do separacji ropy i gazu spowodowanej siłą grawitacji. Jeśli wpływ siły grawitacji jest wystarczająco silny to faza gazowa wytworzona z gazu uwalniającego się z ropy oddziela się od fazy ropnej i tworzy własną wtórną czapę gazową. Czapa ta rozszerza się wypierając ropę. Nierównomierny spadek ciśnienia złożowego. Niski wykładnik gazowy. Niski poziom produkcji ropy. Współczynnik sczerpania zależy od: przepuszczalności pionowej, kąta nachylenia warstwy, wydatku ropy, lepkości ropy. System złożony. System rozpuszczonego gazu ze słabym dopływem wody. System rozpuszczonego gazu z małą czapą gazową oraz słabym dopływem wody. Wyraźny spadek ciśnienia złożowego. Wzrost wydobycia wody w odwiertach zlokalizowanych w dolnej części złoża. Przy czapie gazowej nieznaczny wzrost wykładnika gazowego. Współczynniki sczerpania złoża większe od systemu rozpuszczonego gazu, mniejsze od systemu wodno naporowego

6. PODZIAŁ TEKTONICZNY KARPAT Karpaty, jako najstarsza prowincja naftowa, dzielą się na: - Karpaty wewnętrzne ( Tatry, Niecka Podhalańska) - Karpaty zewnętrzne zwane fliszowymi oraz wraz z zapadliskiem przedkarpackim, o podłożu paleo - , mezozoicznym. Karpaty fliszowe zbudowane są ze sfałdowanych ku północy osadu fliszu basenu kredowo – paleogeńskiego o miąższości ok. 7 tys. M, w którym skałami zbiornikowymi jest większość warstw piaskowców fliszu: Piaskowce grodziskie, wierzchowskie i lgockie ( jednostka śląska: złoże Grabownica) Paskowce istebniańskie – górna kreda (jednostka podśląska: złoże Węglówka oraz jednostka śląska: magazyn gazu Strachocina) Piaskowce ciężkowickie (paleocen, eocen), stanowiące najbardziej produktywną serię skał zbiornikowych w Karpatach. (złoże ropne: Bóbrka – Rogi – jednostka śląska oraz złoża ropy naftowej Roztoki, Potok, Turaszówka (jednostka śląska) Piaskowce cergowskie i kliwskie występujące w obrębie w obrębie łupków menilitowych( złoże ropy naftowej Wańkowa – jednostka skolska, złoże ropy naftowej Folusz – jednostka dukielska)	Zapadlisko przedkarpackie, genetycznie związane z Karpatami fliszowymi, jest młodym basenem powstałym tuż przed i w czasie powstawania fałdowania i nasuwania się fliszu karpackiego w okresie miocenu. Jego osadu typu molass, wielki baden – sarmat dolny, pochodzące głównie z erozji fliszu, występują pod i przed frontem nasunięcia, ciągnąc się około 100km ku północy, jako wypełnienie rowu przedgórskiego. Miąższość utworów łupkowo (iłowcowo) – mułowcowo – piaskowcowych miocenu autochtonicznego zmienia się od kilkuset metrów na zachodzie do około 3 tys. metrów na wschodzie, w strefie Przemyśl - Lubaczów. Podłożem zapadliska przekarpackiego jest południowa cześć platformy epiwaryscyjskiej, obejmująca trzy baseny sedymentacyjne: Dewoński Dolno – karboński Mezozoiczny
8. Zmiana podstawowych parametrów eksploatacyjnych złoża (Q, WG, WW, P) w funkcji czasu w warunkach poszczególnych systemów energetycznych.  Ekspansyjny skał i cieczy – dla ciśnień powyżej ciśnienia nasycenia jedynymi materiałami w złożu są węglowodory w fazie ciekłej, woda związana i skała; ze spadkiem ciśnienia skała i płyny rozszerzają się zgodnie z ich indywidualnymi własnościami rozszerzalności; w miarę rozszerzania się ropa i woda wypychane są z przestrzeni porowej do odwiertu; ze względu na niewielką ściśliwość cieczy i skały wydobycie płynów złożowych na drodze ekspansji powoduje duże spadki ciśnienia złożowego; wykładnik gazowy utrzymuje się na stałym poziomie różnym współczynnikowi rozpuszczalności gazu w ropie przy ciśnieniu nasycenia; system ten jest najmniej efektywnym źródłem energii złożowej. Rozpuszczonego gazu - gwałtowny spadek ciśnienia złożowego, nieznaczny spadek wykładnika gazowego do momentu osiągnięcia nasycenia krytycznego gazem, gwałtowny wzrost wykładnika gazowego po przekroczeniu nasycenia krytycznego gazem, po osiągnięciu maksimum wykładnik gazowy zaczyna maleć, maksymalny współczynnik szczerpania złoża 5-30%	Z czapą gazową - złoż o tym systemie energetycznym charakteryzuje się spadkiem ciśnienia złożowego i wydobycia ropy w czasie eksploatacji. Charakterystyczny jest również stopniowy wzrost wykładnika gazowego WG w początkowej fazie eksploatacji złoża. Zjawisko to jest wynikiem dużej różnicy lepkości gazu i ropy, sprzyjającej prześlizgiwaniu się gazu przez ropę. W drugiej fazie okresu eksploatacji następuje zmniejszenie się wykładnika gazowego WG spowodowane odgazowaniem złoża Wodnonaporowy - jeżeli objętość płynu złożowego (ropy, gazu i ropy i wody) odbieranego z odwiertów eksploatacyjnych nie jest większa od objętości wody okalającej czy podścielającej wpływającej do strefy ropnej złoża, ciśnienie złożowe Pzł jest stałe w czasie trwania eksploatacji. Stałe jest również wydobycie płynów złożowych Q oraz wykładnik gazowy WG	System drenażu grawitacyjnego – nierównomierny spadek ciśnienia złożowego; niski wykładnik gazowy; niski poziom produkcji System złożony – wyraźny spadek ciśnienia złożowego; przy czapie gazowej nieznaczny wzrost wykładnika gazowego; współczynniki szczerpania złoża większe od systemu rozpuszczonego gazu, mniejsze od systemu wodno naporowego.

		9. Podać określenie systemu naftowego oraz wymienić jego elementy z krótką charakterystyką.  Energia złożowa jest sumą działania sił złożowych powodujących dopływ ropy ze złoża do odwiertu. Siły te działają równocześnie ale najczęściej jedna z nich odgrywa dominującą rolę w bilansie energii złożowej co decyduje o zaklasyfikowaniu złoża do jednego z systemów energetycznych złóż ropy. Energia złożowa- energia zgromadzona w złożu, umożliwiająca eksploatację, potrzebna na pokonanie oporów przepływu w złożu, wydźwignięcie ropy na powierzchnię. Siły działające w złożu: ciśnienie wody złożowej, ciśnienie gazu, sprężystość skał, siła ciężkości System naftowy integruje w ujęciu przestrzenno-czasowym wszystkie strukturalno-litofacjalne elementy basenu osadowego i procesy w nim zachodzące, niezbędne dla formowania się złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. Klasyfikację produktywności systemów naftowych oparto na trzech kryteriach funkcjonalności: Pokrywa skał uszczelniających migrację wewnątrzzbiornikową i potencjalne pułapki złożowe Wskaźnik ładunku naftowego (SPI) - jest to wskaźnik oznaczający ilość wygenerowanego ekwiwalentu naftowego, wyrażoną w tonach na km2 powierzchni basenu naftowego. Charakteryzuje ropo-gazonośny potencjał wszystkich pakietów skał macierzystych. Może być on określony jako wysoki, średni albo niski. Wskaźnik ładunku naftowego: przeładowany, normalnie naładowany, niedoładowany
10. Rodzaje filtrów studzonych Podział filtrów studziennych można dokonać z uwagi na: -rodzaj materiału, z którego wykonany jest szkielet filtru -rodzaj powierzchni filtracyjnej Materiałami konstrukcyjnymi dla szkieletów filtrów stosowanych w wiertnictwie studziennym są: -tworzywa sztuczne -kamionka -stal zwykła - stal nierdzewna -mosiądz -żeliwo - włókna szklane Ze względu na rodzaj powierzchni filtracyjnej, filtry możemy podzielić na: -filtry o jednowarstwowej powierzchni filtracyjnej, do których zaliczamy filtry o perforacji okrągłej i szczelinowej -filtry o dwuwarstwowej lub wielowarstwowej powierzchni filtracyjnej, do których można zaliczyć filtry siatkowe -filtry o konstrukcji specjalnej, które albo nie mają szkieletu z rur albo mają inne, uzupełniające elementy konstrukcyjne w postaci drucianych spiral, prętów, pierścieni, nasadek; należą tu: filtr żaluzjowy, segmentowy, prętowy -filtry żwirowe, do których zalicza się filtry zapuszczane z uprzednim zagęszczeniem żwiru oraz klejone na powierzchni i filtry sporządzone w strefie dennej z obsypką jednowarstwową, dwuwarstwową lub wielowarstwowe.	PRZYKŁADY FILTRÓW STOSOWANYCH W POLSKIM WIERTNICTWIE STUDZIENNYM: Podział ze względu na materiał konstrukcyjny: - filtr stalowy - filtr z tworzywa sztucznego Podział ze względu na rodzaj powierzchni filtracyjnej: - filtr żaluzjowy -filtr segmentowy -filtr prętowy -filtr siatkowy -filtr mostkowy -filtr koszykowy -filtr parasolowy Podział ze względu na rozmieszczenie perforacji: -filtry rurowe perforowane a) z perforacją okrągłą b) z perforacją szczelinową	Wskaźnik ładunku naftowego (SPI) - jest to wskaźnik oznaczający ilość wygenerowanego ekwiwalentu naftowego, wyrażoną w tonach na km2 powierzchni basenu naftowego. Charakteryzuje ropo-gazonośny potencjał wszystkich pakietów skał macierzystych. Może być on określony jako wysoki, średni albo niski. - Styl drenażu naftowego: wertykalny, lateralny, kombinowany - Stopień impedancji systemu migracji: wysoki, niski Pod względem funkcjonalnym zasadniczymi elementami systemu naftowego są: - Kuchnia generowania: ta część przestrzeni basenu, w której skały macierzyste osiągnęły głębokość intensywnego generowania ciekłej i/lub gazowej fazy węglowodorów - Strefa aktywnego drenażu wygenerowanych węglowodorów przez skały zbiornikowe - Pokrywa skał uszczelniających migrację wewnątrzzbiornikową i potencjalne pułapki złożowe - Basen naftowy - obniżony element litosfery, zbudowany z formacji osadowych, zawierających potencjalne skały macierzyste, zbiornikowe i uszczelniające, których stopień lityfikacji inspirował procesy generowania i migracji węglowodorów. System Naftowy składa się z : -Skała macierzysta – proces generowania węglowodorów (pr chemiczny) – proces migracji pierwotnej (proces fizyczny) -skała zbiornikowa -Proces migracji wtórnej (pr fizyczny) -skała uszczelniająca -proces powstania pułapki (pr geologiczny) -proces utworzenia się naturalnego nagromadzenia węglowodorów (akumulacja) -Proces migracji trzeciej (prowadzący do zniszczenia akumulacji złoża)

11. Dopływ wody do studni zupełnej w ustalonych warunkach filtracji- poziom nieograniczony (wzory Dupuit’a) Dla filtracji ustalonej najbardziej znanym i powszechnie stosowanym, jest schemat Dupuita. Zakłada on istnienie studni dogłębionej, o małej średnicy, pracującej z niezmienną w czasie wydajnością i depresją. Warstwa wodonośna ma nieograniczone rozprzestrzenianie, stałą miąższość i wykazuje stałą wartość współczynnika filtracji. Zwierciadło wody przed rozpoczęciem pompowania studni zalega poziomo. Laminarny ruch wód podziemnych w kierunku otworu można traktować jako płasko-radialny. Wzory na wydatek pojedynczej studni w zależności na charakter zwierciadła :-dla poziomu wodonośnego o zwierciadle swobodnym. Q=$\frac{\mathbf{\text{πk}}\mathbf{(}\mathbf{H}^{\mathbf{2}}\mathbf{-}\mathbf{h}^{\mathbf{2}}\mathbf{)}}{\mathbf{\ln}\frac{\mathbf{R}}{\mathbf{r}}}$ -dla poziomu wodonośnego o zwierciadle napiętym. Q=$\frac{\mathbf{2\pi km}\mathbf{(}\mathbf{H}\mathbf{-}\mathbf{h}\mathbf{)}}{\mathbf{\ln}\frac{\mathbf{R}}{\mathbf{r}}}$ -dla poziomu wodonośnego o zwierciadle napiętym, gdy depresja w otworze zostaje obniżona poniżej spągu warstwy napinającej, warunki naporowo-swobodne. Q=$\frac{\mathbf{\text{πk}}\mathbf{\lbrack}\left( \mathbf{2H}\mathbf{-}\mathbf{m} \right)\mathbf{m}\mathbf{-}\mathbf{h}^{\mathbf{2}}\mathbf{\rbrack}}{\mathbf{\ln}\frac{\mathbf{R}}{\mathbf{r}}}$ H- wysokość statycznego zwierciadła wody ponad ponad nieprzepuszczalne podłoże [m] h- wysokość dynamicznego zwierciadła wody w studni eksploatacyjnej [m],Q- wydajność otworu studziennego[m^3/d] k- współczynnik filtracji [m/d] m- miąższość naporowej warstwy wodonośnej [m] R- promień leja depresyjnego [m] r- promień studni pompowej [m]	12. Wymienić elementy monitoringu stosowane w ochronie środowiska System MŚ składa się z trzech bloków: - jakości środowiska - emisji - oceny i prognozy Podstawowym blokiem jest jakość środowiska. Blok ten obejmuje działania związane z pozyskiwaniem, gromadzeniem, analizą i upowszechnianiem informacji o poziomach substancji i innych wskaźnikach charakteryzujących stan poszczególnych elementów przyrodniczych. Zgodnie z zapisem ustawowym, a także biorąc pod uwagę dotychczasowe rozwiązania, w bloku jakość środowiska przyjęto następującą strukturę podsystemów: 1. monitoring powietrza 2. monitoring śródlądowych wód powierzchniowych: - rzek - jezior - zbiorników zaporowych 3. monitoring wód podziemnych 4. monitoring Morza Bałtyckiego 5. monitoring gleby i ziemi 6. monitoring hałasu 7. monitoring pól elektromagnetycznych 8. monitoring promieniowania jonizującego 9. monitoring lasów 10. monitoring przyrody 11. zintegrowany monitoring środowiska przyrodniczego.	Monitoring jednolitych części wód powierzchniowych prowadzi się w formie programów obejmujących: 1) pomiary objętości i poziomu lub natężenia przepływu wód w zakresie stosownym dla stanu ekologicznego i chemicznego oraz potencjału ekologicznego; 2) monitorowanie: a) stanu ekologicznego jednolitych części wód powierzchniowych niewyznaczonych jako sztuczne lub silnie zmienione i trendów jego zmian, b) potencjału ekologicznego sztucznych i silnie zmienionych jednolitych części wód powierzchniowych i trendów jego zmian, c) stanu chemicznego jednolitych części wód powierzchniowych i trendów jego zmian, d) spełnienia dodatkowych wymagań określonych dla obszarów chronionych, o których mowa w art. 113 ust. 4 ustawy z dnia 18 lipca 2001 r. — Prawo wodne, zwanych dalej „obszarami chronionymi”, e) długoterminowych trendów zmian stężeń substancji priorytetowych, o których mowa w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 10 listopada 2011 r. w sprawie wykazu substancji priorytetowych w dziedzinie polityki wodnej (Dz. U. Nr 254, poz. 1528), i innych zanieczyszczeń ulegających bioakumulacji.
15. Anizotropia i niejednorodność górotworu oraz ich wpływ na eksploatację otworową Anizotropia – zmiany wielkości wektorowej z kierunkiem w jednym punkcie, zależność od kierunku, własności fizyczne : stała dielektryczna, własności magnetyczne, przepuszczalność, oporność, wytrzymałość skał, przewodność cieplna, prędkości rozchodzenia się fal akustycznych. Anizotropia powstaje podczas tworzenia się warstw oraz w trakcie przeobrażania się warstw. Anizotropia przepuszczalności wpływa na : · Projekt odwiertu, decyzja o kierunku odwiertu, pionowy, poziomy, kierunkowy · Projekt szczelinowania hydraulicznego · Wyposażenie odwiertu i sposób udostępnienia częściowe lub całkowite udostępnienie. · Sposób nawadniania, lokalizacja odwiertów chłonnych · Procesy związane z płynami o rożnej gęstości np. produkcja poniżej ciśnienia nasycenia, stożki wodne i gazowe, nawadnianie, zatłaczanie pary. Niejednorodność – zmiany wielkości skalarnej między co najmniej 2 punktami, zależność od położenia, własności fizyczne : gęstość, stała dielektryczna, własności magnetyczne, naturalne promieniowanie gamma, przepuszczalność, porowatość, oporność, wytrzymałość skał, nasycenie, prędkość rozchodzenia się fal akustycznych, zwilżalność	13.Efektywnośc systemów energetycznych złoża i wpływ na współczynnik szczerpania SYSTEM EKSPANSYJNY SKAŁ I CIECZY - -Ze względu na niewielką ściśliwość cieczy i skały wydobycie płynów złożowych na drodze ekspansji powoduje duże spadki ciśnienia złożowego. - Wykładnik gazowy utrzymuje się na stałym poziomie równym współczynnikowi rozpuszczalności gazu w ropie przy ciśnieniu nasycenia. - System ten jest najmniej efektywnym źródłem energii złożowej   SYSTEM ROZPUSZCZONEGO GAZU - gwałtowny spadek ciśnienia złożowego - Nieznaczny spadek wykładnika gazowego do momentu osiągnięcia nasycenia krytycznego gazem -Gwałtowny wzrost wykładnika gazowego po przekroczeniu nasycenia krytycznego gazem -Po osiągnięciu maksimum, wykładnik gazowy zaczyna maleć - Maksymalny współczynnik sczerpania złoża 5-30 %   SYSTEM Z CZAPĄ GAZOWĄ .-Powolny spadek ciśnienia złożowego -Stopniowy wzrost wykładnika gazowego -Tempo spadku ciśnienia i wzrostu wykładnika gazowego zależne od wielkości czapy gazowej - Maksymalny współczynnik sczerpania złoża 20-40%	SYSTEM WODNO NAPOROWY - Powolny, niewielki spadek ciśnienia złożowego -Stały, niski wykładnik gazowy  -Stopniowy wzrost produkcji wody - maksymalny współczynnik sczerpania złoża 35-75% -Wpływ niejednorodności złoża   SYSTEM DRENAŻU GRAWITACYJNEGO .-Nierównomierny spadek ciśnienia złożowego -Niski wykładnik gazowy -Niski poziom produkcji ropy -Współczynnik sczerpania zależy od: przepuszczalności pionowej, kąta nachylenia warstwy, wydatku ropy, lepkości ropy   SYSTEM ZŁOŻONY Wyraźny spadek ciśnienia złożowego. Wzrost wydobycia wody w odwiertach zlokalizowanych w dolnej części złoża Przy czapie gazowej nieznaczny wzrost wykładnika gazowego Współczynniki sczerpania złoża większe od systemu rozpuszczonego gazu, mniejsze od systemu wodno naporowego.

14. Przepuszczalność skały- definicja, rodzaje oraz metody określania. Przepuszczalność – zdolność skały porowatej do przepuszczania przez jej pory cieczy, gazów i mieszanin tych dwóch faz pod wpływem różnicy ciśnień. Przepuszczalność - rodzaje: - absolutna (k) – przepuszczalność dla danej fazy przy nasyceniu tą fazą. Warunkiem jest to, aby płyn był płynem jednorodnym oraz skała była jednorodna - efektywna(fazowa-kf) – jest to przepuszczalność dla danej fazy, jeżeli skała jest nasycona co najmniej dwoma fazami - względna(krf) –stosunek przepuszczalności fazowej przez przepuszczalność absolutną. Służy celom stabilizowania zależności przepuszczalności do nasycenia. Jednostką współczynnika przepuszczalności jest Darcy: 1 D w układzie SI 1m^2 1 D = 10^-12 m^2 1 mD = 10^-15 m^2 Metody oznaczania współczynnika przepuszczalności: 1. Metody laboratoryjne: – w oparciu o analizę uziarnienia skał okruchowych; – za pomocą przepuszczalnościomierzy z użyciem wody lub powietrza; 2. Metody polowe (oznaczanie współczynnika filtracji lub fluacji): – w oparciu o wyniki pompowań badawczych (krótko- lub długotrwałych); – na podstawie zalewania studni (otworów) wierconych, szybików itd. – na podstawie wzniosu wody podziemnej w studni; – w wyniku opróbowania otworu przy pomocy próbnika złoża. 3. Metody geofizyki wiertniczej: – ocena przepuszczalności skał na podstawie gradientu oporności; – ocena przepuszczalności skał w oparciu o wzory empiryczne, na podstawie znajomości wsp. n, Swi.	16. Prawo liniowej filtracji Darcy’ego Definicja Zastosowanie kryteria Prawo Darcy'ego - wzór opisujący zależność między prędkością filtracji płynu przepływającego w ośrodku porowatym u a występujacym gradientem ciśnienia gradP Sformułowanie skalarne odnosi się do jednowymiarowych przepływów w ośrodkach porowatych. Jego postać jest następująca: Prędkość filtracji płynu przepływającego w ośrodku porowatym u jest wprost proporcjonalna do spadku ciśnienia przypadającego na jednostkę miąższości ośrodka ∆P/Li odwrotnie proporcjonalna do lepkości przepływającego płynu μ , a współczynnik proporcjonalności, zwany przepuszczalnością K jest parametrem stałym, charakterystycznym dla danego ośrodka porowatego:	Znak ujemny w powyższym równaniu pochodzi stąd, że przepływ płynu odbywa się zgodnie ze spadkiem a nie ze wzrostem ciśnienia. Tak sformułowane prawo Darcy'ego wprowadza pojęcie przepuszczalności K jako ściśle określonego parametru materiałowego ośrodka porowatego. Tak sformułowane pojęcie niezupełnie pokrywa się z potocznym określeniem słowa przepuszczalność rozumianym jako zdolność ciała stałego do przeciekania przez niego płynów. Zauważmy, że prędkość filtracji płynu nie zależy od wartości ciśnienia, lecz od jego spadku, a ponadto nie zależy od porowatości ośrodka porowatego. Zastosowanie: związane z procesami eksploatacji płynów (wypływ płynu ze złoża do odwiertu, ale również wpływ płynu z odwiertu do złoża). Zastosowanie prawa Darcy’ego w obliczeniach natężenia dopływu wód podziemnych do: rowu odwadniającego, studni, wykopu fundamentalnego, do odwiertu, do złoża gazu, ropy Prawo Darcy traci swoją ważność, gdy poza tarciem laminarnym występują dodatkowe siły oporu (siły powierzchniowe, bezwładność, oraz tarcia burzliwego)
	17.Ciśnienie kapilarne w złożu ropy naftowej i efekty z nim związane Przy nawadnianiu złoża zachodzi proces wytłaczania ropy przez wodę i wypełnienie przez nią opróżnionych z ropy por kolektora. Ponieważ większość por ma wymiary kapilarne, siły kapilarne odgrywają ważną rolę w przebiegu nawadniania złożą. Rezultatem działania sił kapilarnych jest ciśnienie kapilarne (PK). Istnieje ono na powierzchni kontaktu dwóch nie mieszających się cieczy (w tym przypadku na kontakcie ropa – woda) znajdujących się w kapilarze. Wielkość ciśnienia kapilarnego określamy ze wzoru: $$P_{k} = \frac{2 \bullet \sigma_{\text{RW}} \bullet \text{cosϕ}}{r}\ \lbrack\text{Pa}\rbrack$$ ϕ − kat zwilzanosci r − promien kapilary [m] σRW − napiecie powierzchniowe na granicy ropa − woda [N/m] Schemat powierzchni rozdziału ropa-woda w kapilarze: W – woda, R – ropa, PT – ciśnienie tłoczenia, PK – ciśnienie kapilarne, F – kąt zwilżalności	Wielkość i znak ciśnienia kapilarnego zależy od rodzaju powierzchni kapilary. Dla powierzchni hydrofilnej (zwilżalnej) ciśnienie to ma znak dodatni i jest czynnikiem powodującym wypieranie ropy przez wodę nawet przy braku ciśnienia tłoczenia (rys. 1a). Działanie zewnętrznego ciśnienia tłoczenia powoduje deformację menisku i wzrost kąta F (rys. 1b). Przy dostatecznie dużym ciśnieniu tłoczenia nastąpi wzrost kąta F powyżej 90^o i menisk powierzchni kontaktu ropa – woda przybierze kształt charakterystyczny dla powierzchni hydrofobowej (niezwilżalnej), zaś ciśnienie kapilarne zmieni swój znak na ujemny i stanie się czynnikiem utrudniającym wypieranie ropy przez wodę (rys. 1c). Zjawisko to nosi nazwę inwersji zwilżalności. Jeżeli nawadnianie odbywa się w ośrodku o hydrofobowej powierzchni ziarn lub w ośrodku, w którym nastąpiła inwersja zwilżalności należy stosować duży gradient ciśnienia zatłaczania wody. Pozwala to na pokonanie ciśnienia kapilarnego i czyni kapilary drożnymi dla przepływu wody i ropy.

18. Definicja i zmiana w funkcji ciśnienia podstawowych własności płynów złożowych (Bo, Bg, Rs, μ, ρ). Współczynniki objętościowe: Bg - gazowy oraz Bo – ropny są stosowane do odnoszenia objętości jaką gaz lub ropa zajmują w warunkach złożowych do objętości jaką ta sama ilość gazu/ropy zajmowałyby w warunkach normalnych (p = 101325 [MPa], T = 273.15 [K]). Gazowy współczynnik objętościowy Bg , zdefiniowany jest jako iloraz objętości zajmowanej przez gaz w pewnych warunkach p, T do objętości zajmowanej przez tą samą ilość (masę) gazu w warunkach normalnych $$B_{g} = \frac{V_{p,T}}{V_{\text{sc}}}\ \left\lbrack \frac{m^{3}}{{m_{n}}^{3}} \right\rbrack$$ Vp, T − objetosc zajmowana przez gaz w warunkach p,  T (w szczegolnosci w warunkach zlozowych) Vsc −  objetosc zajmowana przez gaz w warunkach normalnych (standard conditions)  Ropny współczynnik objętościowy Bo , zdefiniowany jest jako iloraz objętości zajmowanej przez ropę w pewnych warunkach p, T do objętości zajmowanej przez tą samą ilość (masę) ropy w warunkach normalnych $$B_{o} = \frac{({V_{o})}_{p,T}}{({V_{o})}_{\text{sc}}}\ \left\lbrack \frac{m^{3}}{{m_{n}}^{3}} \right\rbrack$$ (Vo)p, T − objetosc zajmowana przez rope w warunkach p,  T (w szczegolnosci w warunkach zlozowych) (Vo)sc −  objetosc zajmowana przez rope w warunkach normalnych (standard conditions)  RS – współczynnik rozpuszczalności gazu w ropie – stosunek ilości gazu rozpuszczonego w jednostce objętości ropy [m^3n/m^3]	$$R_{s} = \frac{V_{G}}{V_{o}}$$ VG −  objetosc rozpuszczonego w ropie gazu Vo −  objetosc ropy μ – Lepkość dynamiczna  Lepkość to ogólnie właściwość płynów i plastycznych ciał stałych charakteryzująca ich opór wewnętrzny przeciw płynięciu. Lepkość dynamiczna wyraża stosunek naprężeń ścinających do szybkości ścinania: $$\mu = \frac{\tau}{\dot{\gamma}}$$ ρ – Gęstość masy - stosunek masy ciała do zajmowanej przez nie objętości w określonych temperaturze i ciśnieniu.	19.CZYNNIKI WPŁYWAJĄCE NA DOSKONAŁOŚC HYDRODYNAMICZNĄ ODWIERTÓW EKSPLOATACYJNYCH – Odwiert hydromechanicznie doskonały to taki w, którym kontakt odwiertu ze złożem odbywa się na całej pobocznicy walca, nie ma żadnych zaburzeń dopływu płynu ze złoża do odwiertu. W praktyce takie wykonanie odwiertu jest niemożliwe. Z tego względu w rzeczywistości mamy do czynienia z odwiertem hydromechanicznie niedoskonałym, gdzie kontakt odwiertu ze złożem jest silnie zaburzony. Dzieje się to na skutek: procesu wiercenia, gdzie następuje nie tylko skruszenie skały przez świder w samym odwiercie, ale również ciągłości warstwy jej struktury wokół odwiertu, podczas wiercenia używa się płuczki, płuczka tłoczona pod dużym ciśnieniem infiltruje do skały, cząstki iłu zawarte w płuczce zatykają pory, po wykonaniu odwiertu zapuszcza się rury okładzinowe, które są cementowane, a następnie wykonuje się perforację tzn. od kilku do nawet kilkudziesięciu małych otworów łączących odwiert ze skałą. Odwiert eksploatacyjny jest doskonały gdy przepływ płynu złożowego w strefie jego zasięgu odbywa się zgodnie z zasadami przepływu płasko – radialnego, jest to możliwe gdy: - odwiert przewierca całą miąższość warstwy ,  -  ściany odwiertu utworzone są  bezpośrednio  przez skałę zbiornikową, - dopływ odbywa się na całej pobocznicy walca.
20. Przyczyny zmian parametrów strefy przy odwiertowej Jednym z istotnych problemów związanych z zabiegami rekonstrukcji odwiertów ropnych i gazowych jest niebezpieczeństwo wnikania płuczki do strefy przyodwiertowej, co często powoduje nieodwracalne skutki w postaci zmniejszenia lub czasami zaniku dopływu gazu lub ropy do odwiertu. Istotne jest zatem dobre rozeznanie zjawiska filtracji płynów zabiegowych, takich jak: płuczka wiertnicza, woda, ciecze szczelinujące i kwasujące oraz inne do ośrodka porowatego. Stosowane płyny zabiegowe zarówno w procesie wiercenia jak też rekonstrukcji odwiertów zawierają fazę stałą w postaci cząsteczek, które mogą wnikać w strukturę porową złoża zmniejszając tym samym jego przepuszczalność. Stopień i intensywność wnikania cząstek stałych do skały oraz osadzania się ich na powierzchni skały (ściance odwiertu) zależy od struktury przestrzeni porowej skały, wymiarów porów, jak też wymiarów i kształtów wnikających cząstek. Na wielkość strefy objętej wnikaniem cząstek duży wpływ ma również stopień zeszczelinowania złoża, istnienie szczelin prowadzi bowiem często do głębokiej penetracji i skażenia dużej części skały złożowej wokół odwiertu. Zasadniczy wpływ na uszkodzenie strefy przyodwiertowej mają: właściwości skały złożowej, właściwości użytej płuczki, wielkość depresji ciśnienia, czas trwania zabiegu.	21. Skin EFFECT – definicja rodzaje i wpływ na eksploatację Pojęcie to powstało, ponieważ przy eksploatacji występowały różnice w rzeczywistej ilości wydobywanego płynu, a wielkościami analitycznymi. Współczynnik SE to inaczej poprawka na różne zjawiska zachodzącew strefie przyodwiertowej, które pogorszają lub polepszają przewodność hydrauliczną, a tym samym produktywność. Całkowity współczynnik SE dla danego odwiertu to suma algebraiczna poszczególnych składników reprezentujących różne przyczyny polepszania/pogorszanie przepuszczalności. Rodzaje: mechaniczny: zmniejszenie przepuszczalności spowodowane zwiercinami, płuczką, cementem zwiększenie przepuszczalności na skutek kwasowania lub szczelinowania turbulentny – zmiany fazowe płynu powodują zaburzenia w dopływie do odwiertu. Wynika on z oporów przepływu w zjawiskach turbulencji. Wyrażany jako iloczyn współczynnika nie-Darcy-owskiego przepływu oraz wydatku.

22. Wpływ perforacji na dopływ płynów do odwiertu Wpływ perforacji na dopływ płynów przejawia się poprzez Skin Effect, lecz gdy perforacja udostępnienia powyżej 75% miąższości złoża to wpływ na skin effect jest pomijalny. Perforacja musi być wykonana i wszystkie jej parametry techniczne muszą być odpowiednio dobrane, gdyż ma zasadniczy wpływ na dopływu płynów do odwiertu. Zła perforacja zaburza przepływ w układzie złoże – odwiert i zasadniczo wpływa na wydajność odwiertu. Dobrze przeprowadzona perforacja, która nie wpływa negatywnie na przepływ do odwiertu płynów powinna: przebijać na wylot kolumnę rur eksploatacyjnych; przebijać na wylot kamień cementowy; przebijać skałę zbiornikową( niekiedy częściowo skolmatowaną podczas wiercenia otworu) na kilka metrów i tworzyć w niej szczeliny o średnicy około 1 cm; być wykonana na całej miąższości złoża.	Zdarza się też, że przy źle wykonanych otworach perforacyjnych są one zapchane złomem z innych otworów lub okruchami z kamienia cementowego. Perforacja głównie ma za zadanie zmniejszenie negatywnego skin effectu. Głównymi przyczynami negatywnego wpływu źle przeprowadzonej perforacji na dopływ płynów do odwiertu jest: częściowo nie przebita kolumna rur eksploatacyjnych ( nie przebita na wylot); kolumna rur niesperforowana na całej miąższości złoża; nie przebity kamień cementowy; otwory perforacyjne zatkane są złomem lub okruchami kamienia cementowego. Uszkodzenie strefy przedwiertowej i wpływ perforacji może być przedstawiony za pomocą skumulowanego skin effectu. Perforację wykonuje się perforatorem.	23. Obliczenie ciśnienia dennego statycznego dla odwiertu ropno- gazowego. Wykres rozkładu ciśnienia. Dla odwiertów ropno-gazowych ciśnienie denne statyczne jest sumą: ciśnienia głowicowego, ciśnienia słupa gazu, ciśnienia słupa ropy w odwiercie. Ciśnienie denne statyczne w tym przypadku można obliczyć ze wzoru: $$P_{\text{ds}} = P_{\text{gs}}*e^{\frac{0,03415*s*h}{z*T}} + \left( H - h \right)*\gamma_{r}$$ $$P_{\text{ds}} = P_{\text{gs}}*e^{\frac{\frac{\gamma_{p}*\phi}{\text{MR}}*s*h}{z*T}} + \left( H - h \right)*\gamma_{r}$$ gdzie: $s = \frac{\gamma_{g}}{\gamma_{p}}$ gęstość względna gazu $\text{MR} = 8314,3\ \frac{J}{\text{kmol}*K}$ uniwersalna stała gazowa $$\phi = 22,4\frac{m^{3}}{\text{kmol}}$$ H− głębokość odwiertu [m] h− głębokość od powierzchni do poziomu ropy [m] γr−ciężar właściwy ropy [N/m^3] Pds−ciśnienie denne styczne [Pa] Pgs−ciśnienie głowicowe statyczne [Pa] z− współczynnik ściśliwości gazu [-]
24. Średnie ciśnienie złożowe i ciśnienie zredukowane - cel i metoda wyznaczania. Ciśnienie złożowe średnie - wartość średnia ciśnienia w danym obszarze złoża Fi - powierzchnia złoża zawarta między sąsiednimi izobarami Pi- średnie ciśnienie panujące w elemencie złoża ograniczonym dwoma sąsiednimi izobarami (średnia arytmetyczna) Zmiany średnie go ciśnienia złożowego są wskaźnikiem zmian zasobów energii złożowej i stanu energetycznego złoża Ciśnienie złożowe zredukowane – ciśnienie, które panowałoby w danym elemencie złoża gdyby znajdował się on w głębokości przyjętej za poziom odniesienia. Pzr1 = Pds1 + (hzr−h1) • γr Pzr2 = Pds2 − (h2−hzr) • γr Pzr3 = Pds3 − (h3−hrw) • γw − (hrw−hzr) • γr Gdzie: γr, w - ciężar właściwy ropy lub wody Pzr – ciśnienie zredukowane Pds – ciśnienie denne statyczne hzr – głębokość zredukowana h – głębokość odwiertów hrw – głębokość zalegania konturu ropa – woda	25. Zastosowanie analizy węzłowej do określania wydajności eksploatacyjnych otworów. Analiza węzłowa służy do optymalizacji parametrów instalacji napowierzchniowej oraz współpracy złoże odwiertu. W systemie produkcyjnym możemy wyróżnić kilka węzłów mogących podlegać analizie. Najwazniejszym wezłem dla systemu jest węzeł na dnie odwiertu. Parametry złożowe są trudne i kosztowne do zmiany dlatego też temu węzłowi poświęca się najwięcej uwagi. Do określenia pozostaje wydatek optymalny, który nie spowoduje zniszczenia złoża poprzez piaszczenie lub zawodnienie, a który jednocześnie jest ekonomicznie opłacalny. METODA GRAFICZNA Dla złoża w oparciu o formułę dwuczłonową możemy w układzie ciśnienie wydatek skonstruować tzw. krzywą wydajność złoża przy założeniu średniego ciśnienia złożowego. W oparciu o równanie przepustowości odwiertu możemy wykreślić krzywą przepustowości przy założeniu stałego ciśnienia głowicowego	Wykreślone obie krzywe przecinają się w pewnym punkcie odcięta odpowiada wydatkowi jaki jest możliwy z odwiertu q0 przy różnicy ciśnień między średnim ciśnieniem złożowym a ciśnieniem głowicowym ruchomym. Zatem przy ustaleniu wydatku dozwolonego należy ustalić odpowiednie ciśnienie denne ruchome. Ciśnienie głowicowe ruchome przy wykreśleniu krzywej VLP jest zakładane. METODA ANALITYCZNA Przepływ w złożu Przepływ w odwiercie Analiza węzłowa w przemyśle prowadzona jest w celu określenia wydatku dozwolonego. Wyznaczony w ten sposób wydatek jest wydatkiem możliwym do uzyskania z odwiertu przy różnicy ciśnień pomiędzy ciśnieniem średnim w złożu a ciśnieniem głowicowym ustalonym tak, aby krzywa przepustowości odwiertu przecięła się z krzywą IPR w żądanym punkcie. Z tak ustalonym wydatkiem rozpoczyna się eksploatacja i jest przeprowadzona przez okres po którym dokonujemy weryfikacji ciśnienia złożowego oraz parametrów odwiertu, na ogół 1 rok.

26. Klasyfikacja metod wydobycia ropy naftowej. W trakcie eksploatacji złoża ropy naftowej, na początku, wydobycie prowadzi się metodami pierwotnymi, w których produkcja zależy od naturalnej energii złoża. Po pewnym czasie naturalna energia złoża zostaje wyczerpana lub jest zbyt mała dla efektywnego wydobycia ropy naftowej, wtedy stosuje się metody wtórne. Umożliwiają one dostarczenie do złoża dodatkowej energii najczęściej pochodzącej z wtłaczanej do złoża wody lub gazu. Metodami pierwotnymi i wtórnymi można wydobyć około jedną trzecią ropy naftowej znajdującej się w złożach. W przypadku rop lekkich i średnich można uzyskać wydobycie na poziomie 25–35% zasobów geologicznych, dla rop ciężkich współczynnik ten jest mniejszy i wynosi około 10%. Gdy wydobycie metodami wtórnymi staje się nieefektywne ekonomicznie stosuje się metody trzecie. Obecnie stosowane trzecie metody wydobycia ropy naftowej można podzielić nacztery główne grupy : — termiczne (stymulacja parą, cykliczne zatłaczanie pary oraz pary lub gorącej wody, spalanie w złożu), — zatłaczanie gazów (mieszalne rozpuszczalniki, powietrze, azot i CO2), — chemiczne (zatłaczanie polimerów, ośrodków powierzchniowo-czynnych), -inne metody (mikrobiologiczne, mechaniczne i elektryczne). 1. Metody pierwszego rodzaju –współczynnik szczerpania złoża 12-15 %; wykorzystują naturalną energię złoża; ropa wydobywana jest na skutek naturalnych zjawisk zachodzących w złożu:-Naturalny dopływ wody-Ekspansja gazu-Rozpuszczony gaz -Siły grawitacji- Zmiany stanu naprężeń	2. Metody drugiego rodzaju – współczynnik szczerpania 15-20 % zasobów pierwotnych; zwiększenie oddziaływania naturalnych zjawisk przez działania zewnętrzne (dodatkowa energia dostarczona do złoża): - Zatłaczanie wody - Zatłaczanie gazu 3. Metody trzeciego rodzaju – współczynnik szczerpania 4-11%; wprowadzenie dodatkowych warunków umożliwiających przepływ płynów złożowych przy zastosowaniu nowych technologii; modyfikowanie właściwości fizycznych płynów w złożu: - Metody termiczne: Spalanie wewnątrz pokładowe; zatłaczanie gorącej wody; zatłaczanie pary wodnej. - Metody chemiczne: zatłaczanie środków powierzchniowo czynnych, polimerów, związków alkalicznych. - Zatłaczanie gazu - Metody mikrobiologiczne	RODZAJE METOD TERMICZNYCH: a)egzotermiczne reakcje chemiczne na dnie odwiertu, polega na przeprowadzeniu na dnie odwiertu reakcji egzotermicznych. Użyte reagenty powinny: wytwarzać dużą ilość ciepła, nie tworzyć produktów nie rozpuszczonych w wodzie, tanie b) wygrzewanie odwiertów, umieszczenie w odwiercie wgłębnego grzejnika elektrycznego: wygrzewanie ciągłe, wygrzewanie okresowe c) zatłaczanie nośnika ciepła, zatłaczamy parę wodną do odwiertu strefy przyodwiertowej złoża. Zatłoczona para skrapla się w porach skały oddając ciepło kondensacji. d) spalanie wewnątrz pokładowe, istotą metody jest wytwarzanie ciepła bezpośrednio w złożu, zmniejsza to straty cieplne i podnosi efektywność zabiegu, Wzrost temperatury powoduje odparowanie lekkich składników ropy, odparowanie wody złożowej, zmniejszenie lepkości płynów pozostających w fazie ciekłej

28. Urządzenia wydobywcze stosowane na złożach ropy naftowej – podstawowe kryteria zastosowania. Eksploatacje mechaniczne ropy naftowej czyli eksploatacje przy pomocy urządzeń wydobywczych możemy podzielić na: I. Eksploatacje przy pomocy pomp: 1) pompy z silnikiem na powierzchni: -pompy tłokowo- żerdziowe -pompy wibracyjne 2) pompy z silnikiem w odwiercie: - pompy elektryczne - pompy hydrauliczne II. Eksploatacje przy pomocy sprężonych gazów: 1) gazodźwigi 2) pompy wyporowe Ad I 1) Z silnikiem na powierzchni: - pompa żerdziowo-tłokowa –prosta budowa i łatwa eksploatacja. Stosowana w odwiertach o wydajności od kilkudziesięciu kilogramów do kilkudziesięciu ton ropy na dobę oraz głębokości od kilkudziesięciu do kilku tysięcy metrów. Pompa ta napędzana jest za pomocą przewodu pompowego zbudowanego z żerdzi, a ten poruszany jest za pomocą żurawia pompowego potocznie zwanego kiwakiem, który znajduje się na powierzchni. Do napędu stosuje się silniki elektrycne lub Radko spalinowe. Wadami pompy żerdziowo- tłokowej jest min.: -obecność gazu w ropie - max. krzywizna otworu 30 st duża waga żerdzi.. - pompa wibracyjna- przeznaczona jest do eksploatacji odwiertów płytkich i średnio głębokich, produkujących ropę o lepkości kilku do kilkunastu cP, przy czym dopuszczalne jest jej zanieczyszczenie piaskiem unoszonym ze złoża.	2) Z silnikiem w odwiercie: - hydrauliczna pompa wgłębna – jest agregatem wydobywczym składającym się z tłokowego silnika hydraulicznego i tłokowej pompy wgłębnej zapuszczanych do odwiertu oraz urządzeń napowierzchniowych. Nośnikiem energii jest ciecz robocza tłoczona z powierzchni do silnika hydraulicznego. Zaletami tej pompy są: duża wydajność; wysoka efektywność; łatwość instalacji w odwiercie nie wymaga żerdzi. Wady to: wrażliwa na cząstki stałe i gaz. -elektryczna pompa wgłębna – jest to urządzenie składające się z agregatu, który składa się z: elektrycznego silnika napędowego, protektora i wielostopniowej pompy odśrodkowej. Przystosowana jest do lekkich rop. Zalety tej pompy to: duża wydajność; zastosowanie przy dużej krzywiźnie otworu; odporna na korozje. Wadą jest to że łatwo tą pompę uszkodzić piaskiem. II. a) Gazodźwigi dzielimy : ze względu na ich konstrukcje: -jednokierunkowe -dwukierunkowe ze względu na sposób doprowadzenia medium roboczego czyli gazu: -centralne -pierścieniowe b) Pompa wyporowa: -pracuje cyklicznie, pracę wydźwignięcia płynu wykonuje energia rozprężającego gazu Cykl pracy pompy : -okres napełniania komory -okres wytłaczania -okres wyrównywania ciśnień	30. Pomiar gęstości i zawartości wody w płynie złożowym wydobywanym z odwiertu eksploatacyjnego ( przyrządy, zasady interpretacji, zastosowanie) GĘSTOŚĆ: 1. Piknometr- jest to przyrząd służący do pomiarów gęstości ciał stałych i cieczy za pomocą serii ważeń. Głównym elementem piknometru jest małe naczynko szklanego pojemności od 1 do 100 ml z doszlifowanym korkiem. Korek wyposażony jest w rurkę kapilarną wraz z termometrem. Zasada interpretacji: Ważymy próżny piknometr( musi być suchy i czysty), po wyjęciu korka napełniamy piknometr badaną cieczą i ponownie osadzamy korek. 2. Areometr- gęstościomierz, przyrząd służący do pomiaru gęstości cieczy metodą .Ma formę zatopionej rurki szklanej obciążonej w najniższej części rtęcią lub śrutem, w celu nadania mu pozycji pionowej i zapewnienia odpowiedniego stopnia zanurzenia. Zasada działania areometru oparta jest na prawie Archimedesa. Zasada interpretacji: czysty cylinder pomiarowy napełniamy badaną cieczą, a następnie wkładamy czysty i suchy areometr z termometrem. Odczytujemy górny menisk cieczy, a potem temperaturę. 3. Waga Mohra- to aparat umożliwiający wykonywanie pomiarów gęstości cieczy za pomocą prawa Archimedesa. Mierzoną wielkością jest siła wyporu cieczy. Waga Mohra to waga dwuramienna. Jedna z belek podzielona jest na 10 działek o równej długości . Na końcu ramienia zawieszony jest szklany pływak, wewnątrz którego zamontowany jest termometr . W zagłębieniach przy podziałce umieszcza się specjalnie przygotowane ciężarki, o masach w stosunku 1:0,1:0,01, tzn. jeśli najcięższy ciężarek. Zasada interpretacji: cieczy, wlewamy do cylindra pomiarowego a następnie zanurzamy w niej wypornik. W skutek działania siły wyporu równowaga zostaje zachwiana i pływak wzniesie się ku górze tym wyżej, im wyższy jest ciężar właściwy badanej cieczy.
29. Tłokowa żerdziowa pompa wgłębna Skład (budowa): 1. metalowy walec z gniazdem i zaworem kulkowym na końcu pompy (dnie). 2. nurnik zawierający drugi zawór kulkowy z gniazdem (zawór ruchomy). Zasada działania: Cykl roboczy TŻPW składa się z okresów ssania i tłoczenia. W okresie ssania tłok pompy porusza się od dolnego martwego punktu (DMP) do górnego martwego punktu (GMP), zaś w okresie tłoczenia w kierunku przeciwnym. Drogę przebytą przez tłok pompy od DMP do GMP nazywamy skokiem tłoka S. Ruch tłoka powoduje nieustanną zmianę ciśnienia w cylindrze pompy. Ciśnienie, przy którym następuje otwarcie zaworu ssącego i rozpoczęcie dopływu do cylindra pompy nazywamy ciśnieniem ssania PS. Ciśnienie, przy którym następuje otwarcie zaworów tłoczących i wypływ ropy z cylindra pompy do rur pompowych nazywamy ciśnieniem tłoczenia PT. Zalety i wady:	Warianty modernizacji pompy żerdziowej: 2. Pompy o wydłużonej lasce pompowej (silnik elektryczny napędza, taśmę która w wierzy napędza laskę pompową) 3.Niskie jednostki (napęd przenoszony przez korbę, taśmę, wysięgnik a nie kiwon. Urządzenie ma stałą wysokość)	Zastosowanie: Określenie własności wody Do pomiaru zawartości wody służą: 1. Wirówka - urządzenie do rozdziału małej ilości badanego preparatu na składniki o różnych gęstościach pod wpływem działania siły odśrodkowej. Jej stałe przyspieszenie znacznie przekracza przyspieszenie ziemskie, wielokrotnie zwiększając szybkość sedymentacji. 2. Metoda destylacyjna- w tej metodzie oprócz wody i płynu złożowego wykorzystujemy trzecią substancję, którą jest rozpuszczalnik spełniający funkcję transportową wody. Metoda ta jest bardzo skuteczna, ponieważ rozdziela wodę nawet z ciężkich rop. Zasada interpretacji: Odnosimy się do wyników to znaczy jeśli zawartość wody jest do 1% to jest to dopuszczalne, natomiast powyżej niedopuszczalne. Bierzemy również pod uwagę gęstość rop ciężkich, jeśli jest ona powyżej 860kg/m^3 wówczas takie ropy posiadają większe zawodnienie, czyli mają więcej wody. Zastosowanie: Stosujemy do sprawdzenia występowania ryzyka zawodnienia odwiertu( czy nie podchodzi woda do odwiertu)

31. Pomiar lepkości płynów złożowych wydobywanych z odwiertu eksploatacyjnego ( przyrządy, zasady interpretacji, zastosowanie) Lepkość płynów złożowych: 1.Współczynnik lepkości dynamicznej – miara tarcia wewnętrznego cząsteczek cieczy w czasie jej ruchu [Pas] 2.Współczynnik lepkości kinematycznej – stosunek współczynnika lepkości dynamicznej cieczy do jej gęstości [m^2/s] 3.Współczynnik lepkości względnej – stosunek współczynnika lepkości dynamicznej danej ropy do współczynnika lepkości dynamicznej wody w temp. 20 C. Przyrządy służące do pomiaru lepkości to Wiskozymetry: Pomiar współczynnika lepkości kinematycznej wiskozymetrem Vogel-Ossage Za pomocą wiskozymetru Vogel – Ossage możemy dokonać pomiaru, a następnie obliczyć współczynnik lepkości kinematycznej cieczy. Mierzymy czas przepływu (opadania) swobodnie ściekającej cieczy od górnej do dolnej kreski kapilary. Współczynnik lepkości kinematycznej obliczamy ze wzoru: v=10^-6*k*t k – stała kapilary, [m^2/s^2], t- czas wypływu badanej cieczy, [s].	Współczynnik lepkości dynamicznej η obliczamy ze wzoru: η = v * ρ ρ- gęstość cieczy w temperaturze pomiaru, [kg/m3] Pomiar współczynnika lepkości względnej ropy wiskozymetrem Engler’a. Wiskozymetr Engler’a służy do określania lepkości względnej cieczy, wyrażanej w stopniach Engler’a. Współczynnik lepkości względnej wyraża się stosunkiem współczynnika lepkości dynamicznej wody w temperaturze 20[C]. Pomiar współczynnika lepkości cieczy wiskozymetrem Engler’a odbywa się przy założeniu laminarnego przepływu cieczy przez rurkę kapilarną. Mierzymy stoperem czas wypływu odpowiedniej objętości cieczy do kolby miarowej. Współczynnik lepkości względnej w temperaturze pomiaru (t) obliczamy ze wzoru: Et =tc/tw [^oE] ^oE – współczynnik lepkości względnej w stopniach Engler’a tc - czas wypływu badanej cieczy [s] tw- czas wypływu wody (stała kapilary) [s] Natomiast współczynnik lepkości kinematycznej obliczamy ze wzoru: ν= = [m^2/s] Dla obliczenia współczynnika lepkości dynamicznej (η) cieczy należy zmierzyć ciężar właściwy badanej cieczy w zadanej temperaturze: η = ν ⋅ ρ [Ns/m^2]	Pomiar współczynnika lepkości dynamicznej wiskozymetrem Hopplera. Polega na pomiarze czasu opadania kulki pomiarowej o średnicy 15,634 [mm]. w kalibrowanej rurze szklanej od górnej miarki (M1) do dolnej (M2). Obliczamy współczynnik lepkości dynamicznej na podstawie wzoru: η- współczynnik lepkości dynamicznej [Ns/m^2] t- czas opadania kulki [s] γk - ciężar właściwy kulki [N/m3] γc - ciężar właściwy badanej cieczy[N/m3] (w naszym przypadku ropa naftowa) K - stała kulki Współczynnik lepkości kinematycznej ν na podstawie wzoru:
32.Metody intensyfikacji (stymulacji) wydobycia. Zasady doboru metody w zależności od warunków złożowych Wydobycie można zwiększyć stosując jedną z metod intensyfikacji, a w następnej kolejności stosując wtórne bądź tzw. trzecie metody eksploatacji. Szacuje się, że światowe zasoby ropy naftowej, które można wyeksploatować stosując metody wtórne lub trzecie, wynoszą 2,5 biliona baryłek. Celem metod wtórnych i trzecich jest zwiększenie współczynnika odropienia złoża przez powiększenie zasobów energii złożowej. Złoże, na którym stosowana jest jedna z metod wtórnych lub trzecich powinno odpowiadać następującym warunkom: być możliwie jednorodne, szczególnie niewskazane są duże różnice przepuszczalności zarówno wzdłuż rozciągłości złoża jak i jego miąższości, posiadać możliwie regularną budowę geologiczną, posiadać możliwie duże nasycenie por skalnych ropą naftową w momencie rozpoczynania stosowania metody wtórnej, powinno ono wynosić co najmniej 50% objętości por, lepkość ropy powinna być jak najmniejsza, zwłaszcza przy stosowaniu metody nagazowania złoża. Stosowane metody intensyfikacji: Metody wtórne:	- wtłaczanie wody. Przy nawadnianiu złoża zachodzi proces wytłaczania ropy przez wodę i wypełnienie przez nią opróżnionych z ropy por kolektora. Największy wpływ na ilość odebranej ze złoża ropy ma stosunek lepkości ropy do lepkości zatłaczanej wody. Im większy jest współczynnik lepkości ropy w stosunku do lepkości wody tym mniejszy jest tzw. współczynnik odropienia złoża. Nawadnianie złoża może być przeprowadzone metodą: pozakonturową (odwierty zasilające zlokalizowane są poza konturem ropa – woda, w strefie wody okalającej) oraz wewnątrzkonturową (otwory zasilające zlokalizowane są wewnątrz konturu ropa – woda). - wtłaczanie gazów. Przy nagazowaniu złoża gaz wytłacza ropę i wypełnia opróżnione z ropy pory kolektora. Zachodzi tu zjawisko rozpuszczania gazu w ropie. Ilość rozpuszczonego gazu zależy od ciśnienia i temperatury w złożu. Rozpuszczony w ropie gaz ma wpływ na jej lepkość. Im więcej rozpuszczonego w ropie gazu tym lepkość jest mniejsza. Ta zależność zwiększa współczynnik odropienia złoża. Metoda ta jest często stosowana na złożach produkujących w warunkach gazociśnieniowych lub rozpuszczonego gazu. W warunkach gazociśnieniowych odwierty zasilające powinny być lokalizowane na obszarze występowania czapy gazowej lub w jej pobliżu.	Metody trzecie (EOR): - chemiczne Polega ona na wykorzystaniu piasku (dwutlenku krzemu) do odzyskania ze złoża ropy naftowej. Technologia ta bazuje na różnej reakcji wody, gruntu i ropy na obcą substancję rozpyloną w złożu. Środek ten jest zmielonym piaskiem z dodatkiem środków o własnościach „odpychania” wody i jednoczesnym „przyciąganiu” ropy. Materiał ten pozwala na zwiększenie wydobycia ropy o 30 do 50% ze złóż uznawanych za wyeksploatowane - termiczne Zatłaczanie do złoża nośnika ciepła przeciwdziała spadkowi ciśnienia złożowego (działanie podobne jak przy nawadnianiu złoża) a także zmniejsza lepkość ropy, co jest dodatkowym czynnikiem powodującym zwiększenie współczynnika odropienia złoża. Jako nośnik ciepła można stosować gorącą wodę, gorący gaz lub przegrzaną parę wodną. Przegrzana para wodna jest w stanie dostarczyć do złoża największą ilość ciepła. - wtłaczanie gazów np. dwutlenku węgla, mieszalnych rozpuszczalników i gazów obojętnych - inne (mikrobiologiczne, elektryczne, mechaniczne) Podstawową sprawą dla osiągnięcia sukcesu w stosowaniu technologii mikrobiologicznej jest posiadanie odpowiednich mikroorganizmów. Mogą one wpływać na odzysk ropy poprzez: produkcję gazów, które zwiększają ciśnienie złożowe i zmniejszają lepkość ropy (np. CO2, CH4, H2) oraz b) produkcję kwasów, które rozpuszczają skałę zbiornikową zwiększając tym samym całkowitą przepuszczalność (np. wydzielany CO2 w reakcji z wodą tworzy kwas węglowy).

	33. Główne parametry technologiczne zabiegu szczelinowania hydraulicznego Zabieg polega na wytworzeniu jednej lub kilku szczelin w zasięgu odwiertu. Szczeliny mogą powstać poziome (równoległe do uławicenia) lub pionowe (prostopadłe do uławicenia). Szczelinę wytwarzamy przez zatłoczenie cieczy nośnej o bardzo dużej lepkości (cieczy szczelinującej), tak aby skały złożowe były praktycznie nieprzepuszczalne dla niej. Ciśnienie szczelinowania na drodze teoretycznej jest bardzo trudne do określenia (trzeba przyjąć pewne założenia upraszczające, np., że mamy do czynienia z ośrodkiem jednorodnym , który w praktyce nie występuje). W literaturze spotykamy różne wzory do określenia ciśnienia szczelinowania: (Wzór upraszczający) PS = 98066,5(0,15-0,25) H[Pa] , gdzie : H – głębokość zalegania pokładu szczelinowego w [m]. Aby przeprowadzić zabieg szczelinowania hydraulicznego należy zapoznać się z dokumentacją odwiertu, w razie potrzeby należy wykonać potrzebne pomiary. Ważna jest bowiem znajomość konstrukcji odwiertu (orurowania , zacementowania), głębokości, miąższości złoża, przepuszczalności i porowatości skał złożowych oraz ich rodzaj i ciśnienie złożowe, wydobycie ropy, gazu i wody z odwiertu. Etapy zabiegu szczelinowania: wytworzenie szczeliny w caliźnie skały; podparcie wytworzonej szczeliny (piasek); usunięcie cieczy szczelinującej i nośnika piasku ze szczeliny.	Ciśnienie tłoczenia na powierzchni - PT = PS – PH +PTR [Pa], gdzie: PH – ciśnienie hydrostatyczne słupa cieczy szczelinującej, PTR – ciśnienie potrzebne na pokonanie oporów tarcia cieczy szczelinującej w czasie tłoczenia. Ciecz szczelinująca winna mieć następujące własności: - posiadać dużą lepkość, tak by jej filtracja w pory skał złożowych praktycznie nie istniała, - posiadać zdolność utrzymywania piasku w formie zawiesiny, - być możliwie tania. Ciecze szczelinujące dzielimy na dwie grupy: ciecze szczelinujące na bazie olejowej RBM (ropa bezparafinowa – około 63% objętości cieczy, olej bunkrowy – około 28%, roztwór wodny mydeł naftenowych – około 9% ). ciecze szczelinujące na bazie wodnej RWM (ropa bezparafinowa – około 91,5% objętości cieczy, woda około 7%, roztwór wodny mydeł naftenowych – około 1,5%).
34. Modele geometrii szczeliny stosowane w projektowaniu zabiegu szczelinowania hydraulicznego 2D: PKN – Perkins-Kern-Nordgen:zakłada się stałą wysokość szczeliny;szerokość zmienia się w funkcji długości i wysokości szczeliny KGD – Khristianovic-Geertsma-de Klerk:stała wysokość szczeliny;szerokość odwrotnie proporcjonalna do długości (im większa długość tym mniejsza szerokość),szerokość niezmienna w wysokości Radialny:szerokość wprost powiązana z długością 3D: P3D – pseudo 3D 3D • elementy modelu:rozkład naprężeń 3D,przepływ cieczy szczelinującej,transport podsadzki,wymiana ciepła o filtracja do matrycy skalnej • -równania w modelu o równanie bilansu naprężeń o równanie bilansu energii o równanie przepływu cieczy i podsadzki w szczelinie o równanie filtracji do matrycy skalnej Model szczelinowania w płycie poddanej daleko przyłożonym obciążeniom – w rozwiązaniu wykorzystano model liniowo sprężystej mechaniki pęknięć określanej skrótem LEFM (ang. linear elastic fracture mechanic). Gdy ciśnienie Pw osiągnie wartość taką, że wytworzone zostanie naprężenie rozciągające w ściance otworu wytworzy się szczelina, której kierunek będzie równoległy do kierunku naprężenia Sh. Ciecz szczelinująca ma zdolność penetrowania szczeliny i ma w niej ciśnienie Pa.	35. Charakterystyka cieczy szczelinujących 1. Hydrauliczne szczelinowanie skał: szczelinowanie przy użyciu cieczy szczelinujących, szczelinowanie przy użyciu cieczy kwasujących. Celem hydraulicznego szczelinowania skał jest zwiększenie przepuszczalności skał przez wytworzenie jednej lub kilku szczelin w strefie zasięgu odwiertu. Metodą tą otrzymujemy szczeliny o dużym zasięgu, nawet do kilkudziesięciu metrów. Powstanie szczeliny następuje w wyniku wytworzenia w caliźnie skały naprężeń rozrywających większych od granicy wytrzymałości skały. Naprężenia te są skutkiem działania ciśnienia cieczy zwanej „cieczą szczelinującą”. Zabieg hydraulicznego szczelinowania jest procesem oddziaływania na złoże w celu wytworzenia szczeliny lub kilku szczelin i późniejszego podparcia ich materiałem podsadzkowym. Powstanie szczeliny następuje w wyniku wytworzenia w caliźnie skały złożowej naprężeń rozrywających większych od granicy wytrzymałości skały na rozrywanie. Naprężenia te powstają w skutek działania ciśnienia cieczy roboczej wtłaczanej do odwiertu. Ciśnienie to nosi nazwę ciśnienia szczelinowania, a ciecz robocza nosi nazwę ciecz szczelinująca. Lepkość cieczy szczelinującej musi być na tyle duża, aby skały złożowe były dla niej praktycznie nieprzepuszczalne.	Ciecz szczelinująca jest czynnikiem wywierającym na skały złożowe ciśnienie, którego efektem jest powstanie szczeliny. Jednocześnie ciecz ta transportuje do powstałej szczeliny materiał podsadzkowy zwany propantem. Jego zadaniem jest zabezpieczyć szczelinę przed zamknięciem jej przez ciśnienie górotworu oraz umożliwienie ropie naftowej przepływ powstałą szczeliną do odwiertu z odpowiednio dużą wydajnością. Ciecze stosowane do zabiegów hydraulicznego szczelinowania możemy podzielić na cztery grupy: Żele – są to ciecze, których duża lepkość uzyskiwana jest w wyniku dodania do wody środka żelującego (polimer naturalny), Polimery sieciowe – są to ciecze, które uzyskują bardzo wysoką lepkość w wyniku sieciowania żeli (sieciowanie jest to proces tworzenia wiązań poprzecznych pomiędzy łańcuchami polimerów przy użyciu boru, tytanu lub cyrkonu), Emulsje – to ciecze powstające w wyniku zmieszania wody z węglowodorami płynnymi (np.1/3 wody i 2/3 ropy), Piany – powstają w wyniku aeryzacji żeli (70–80% gazu). Dobrej jakości ciecz szczelinująca powinna charakteryzować się: - niskimi oporami przepływu w rurach, - stabilną lepkością, - wytrzymałością strukturalną, - małą filtracją w ściany szczeliny, - dobrymi własnościami transportowymi materiału podsadzkowego. Powinna również: - nie uszkadzać podsadzki, - być tania, - być bezpieczna. Z uwagi na posiadane właściwości, obecnie najczęściej stosuje się wodne roztwory polimerów naturalnych sieciowane jonami boru.

27. Warunek istnienia samoczynnego wypływu ropy z odwiertu. Samoczynny wypływ ropy naftowej z odwiertu na powierzchnię może mieć miejsce wówczas, gdy ilość energii zawartej w określonej ilości ropy znajdującej się na dnie odwiertu jest większa od ilości energii potrzebnej do wykonania pracy wyniesienia tej ropy na powierzchnię. Ropa może wydostawać się samoczynnie na powierzchnię na wiele sposobów. Niekiedy ciśnienie wody znajdującej się pod złożem ropy jest na tyle duże, że ta jest wtłaczana do odwiertu i sama przepływa do góry. Bywa, że ropę wypycha na powierzchnię ciśnienie znajdującego się nad nią gazu. Warunkiem koniecznym do samowypływu ropy z odwiertu jest to, że ciśnienie denne musi być większe niż ciśnienie głowicowe tak więc musi być depresja ciśnienia i ciśnienie denne musi być większe niż opory przepływu w rurach wydobywczych. Musi być spełniony warunek: Pdr ≥ Pgł + PH + PR gdzie Pdr – ciśnienie denne ruchowe, Pgł – ciśnienie głowicowe, PH – ciśnienie hydrostatyczne, PR – opory przepływu.	36. Podstawowe parametry technologii kwasowanie odwiertów. Rodzaje cieczy kwasujących Jako ciecz kwasującą stosuje się kwas solny (HCL) o stężeniu od 7% do 15% z dodatkiem szeregu związków chemicznych zapewniających prawidłowy przebieg zabiegu. Wykonywany jest również zabieg kwasowania przy użyciu mieszanki kwasu fluorowodorowego (HF) i solnego. Stężenie użytego do zabiegu kwasu oraz jego ilość zależna jest od współczynnika przepuszczalności skał złożowych oraz od ciśnienia złożowego. I tak: a) przy niskim ciśnieniu i dużym współczynniku stosuje się ciecz kwasującą o stężeniu od 7% do 12% HCl, a ilość cieczy wynosi od 1,0 m^3 do 1,5 m^3 na 1 m miąższości złoża, b) przy wysokim ciśnieniu i małej przepuszczalności stosuje się ciecz kwasującą o stężeniu od 12% do 15% HCl, a ilość cieczy wynosi od 0,4 m^3 do 0,8 m^3 na 1 m miąższości złoża. Zabieg kwasowania może odbywać się przy: a) małym ciśnieniu tłoczenia w jednorodnych skałach węglanowych, Celem tej obróbki jest zwiększenie przepuszczalności skał zalegających bezpośrednio w strefie przyodwiertowej. Ilość rozpuszczonych węglanów zależy od odległości porów od ścian odwiertu, ponieważ zdolność rozpuszczania kwasu zmniejsza się w miarę jego przenikania w skałę.	Promień strefy działania niezużytego kwasu w skałach czysto węglanowych można określić wzorem: gdzie: rx – promień zasięgu działania kwasu [m], Q – natężenie tłoczenia kwasu [m3/s], t – czas zupełnego przereagowania kwasu [s], ro – promień odwiertu [m], h – miąższość poziomu produktywnego [m], ф– współczynnik porowatości skały. b) ciśnieniu tłoczenia niższym od ciśnienia szczelinowania, Ten sposób kwasowania stosuje się do obróbki warstw złożowych o naturalnej szczelinowatości wówczas, gdy konieczne jest usunięcie ze szczelin utworzonych tam wytrąceń oraz cząstek rozkruszonej skały, a także poszerzenie szczelin przez działanie kwasu.Ciśnienie tłoczenia nie może przekroczyć ciśnienia szczelinowania. c) ciśnieniu większym od ciśnienia szczelinowania. W celu osiągnięcia lepszych efektów stosuje się często kwasowanie połączone z hydraulicznym szczelinowaniem. Ciecz kwasująca działa wtedy również jak ciecz szczelinująca.
37. Ocena efektywności zabiegów intensyfikacji wydobycia ropy naftowej Zabiegi intensyfikacji wydobycia wpływają znacząco na własności fizyczne strefy przyodwiertowej, zwiększając przez to produktywność odwiertu. Efektywność takich zabiegów ocenić można przez analizę podstawowych parametrów eksploatacyjnych oraz porównanie zdolności produkcyjnej przed i po zbiegu. Podstawowym parametrem służącym do oceny produktywności odwiertu jest indeks produkcji: gdzie: q – wydatek, P0 – ciśnienie denne statyczne, Pdr – ciśnienie denne ruchowe. Można oddziaływać przez zabiegi intensyfikacyjne na wartość „skin efektu”. Jego wartość może być zredukowana przez kwasowanie strefy przyodwiertowej lub szczelinowanie. Dysponując danymi eksploatacyjnymi umożliwiającymi wyznaczenie indeksu produkcji przed i po zabiegu, można określić efektywność zabiegu	. W takim przypadku wartość ta wyznaczona może być z zależności: Wyznaczona w ten sposób wartość nie pozwala jednak określić efektu zabiegu w dłuższym przedziale czasu, gdyż wykorzystane do obliczeń wartości wydajności i depresji w odwiercie zazwyczaj są wartościami chwilowymi, zmierzonymi bezpośrednio przed i po zabiegu. Podczas eksploatacji w odwiercie poddanym zabiegowi intensyfikacji zazwyczaj obserwuje się obniżanie się produktywności w czasie w skutek zmian zachodzących w złożu. Ocenę efektywności zabiegu w oparciu o historię eksploatacji zarejestrowaną w dłuższym czasie przeprowadzić można przez porównanie wielkości wydobycia z odwiertu z przewidywanym wydobyciem w tym samym okresie bez przeprowadzenia zabiegu intensyfikacji. Dzięki szczelinowaniu hydraulicznemu obserwuje się znaczny przyrost wydobycia Gp w porównaniu z możliwym wydobyciem z odwiertu zarówno bez	przeprowadzonego zabiegu, jak i w stosunku do rezultatów kwasowania. Można określić efektywność zabiegu, rozumianą jako procentowy przyrost wydobycia w analizowanym czasie uzyskany dzięki operacji intensyfikacji wydobycia. Parametr ten określić można za pomocą następującej zależności Przydatnym narzędziem w ocenie efektywności zabiegów intensyfikacji wydobycia jest również analiza zmian ciśnienia zarówno podczas testów hydrodynamicznych, jak i podczas długiego okresu eksploatacji. Jednakże ze względu na koszty przeprowadzenia testów, dane takie nie zawsze są dostępne. W celu dokonania szczegółowej analizy efektywności zabiegów intensyfikacji wydobycia konieczne są szczegółowe dane zarówno z przebiegu eksploatacji, jak i testów hydrodynamicznych wykonanych przed i po zabiegu. Nawet przy małym zbiorze danych możliwe jest przybliżone oszacowanie efektu zabiegu. Zabiegi intensyfikacyjne dają bardzo dobre rezultaty znacząco podnosząc produktywność odwiertów. Analiza wykonana w oparciu o przebieg eksploatacji wydaje się bardziej miarodajna i dająca podstawy do oceny efektywności ekonomicznej zabiegów.

38. Oczyszczanie ropy naftowej i gazu ziemnego: odwadnianie, odsalanie, demulgacja i deparafinacja ropy naftowej, usuwanie siarkowodoru z ropy naftowej i gazu ziemnego. I) Odwadnianie i odsalanie ropy naftowej Odgazowana ropa na pierwszym stopniu separacji przepływa do wymiennika ciepła, gdzie ogrzana jest do 323 K. Do ropy pompą jest wprowadzana woda z elektrodehydratora wraz z demulgatorem. Podgrzana i obrobiona emulsja ropna ulega rozwarstwieniu w odstojniku na wodę i ropę. Ropa zbiera się w górnej części odstojnika i przepływa do elektrodehydratora natomiast oddzielona słona woda odpływa z dolnej części zbiornika do instalacji oczyszczania ścieków. W elektrodehydratorze emulsja ropna ulega rozbiciu pod wpływem silnego pola elektrycznego. Oddzielona woda przepływa do zbiornika pośredniego, z którego tłoczona jest pompą do strumienia ropy przed odstojnikiem. Ropa z elektrodehydratora odpływa do zbiornika pośredniego, z którego przetłaczana jest pompą poprzez piec do ogrzewania.	Ogrzana ropa przepływa przez wymienniki ciepła do zbiorników magazynowych. Jedną z nowoczesnych metod odwadniania jest zastosowanie układu hydrocyklonów powierzchniowych. Trójstopniowy układ rozdziela wydobywaną mieszaninę ropy, wody, gazu i cząstek stałych na strumień do dalszego oczyszczenia. Emulsja z głowicy odwiertu przepływa do separatora, w którym następuje oddzielenie wolnego gazu. Następnie płyn tłoczony jest do odmulacza hydrocyklonu oddzielającego cząstki stałe. Trzeci stopień stanowią dwa hydrocyklony połączone szeregowo. Wymagane jest w nich ciśnienie wynoszące przynajmniej 965 kPa. Jeżeli ciśnienie obniży się poniżej tego minimum, automatycznie otwiera się zawór, którym odpływa czysta woda z powrotem do odmulacza. Oddzielona w nich woda przepływa do studni zbiorczej, a pozostałość wraz z cząstkami stałymi z odmulacza – do dalszej przeróbki. Hydrocyklony mogą mieć zastosowanie do separacji dwufazowej, do oddzielenia par gazów z mieszaniny płynów, cząstek stałych, lub dwóch nie mieszających się ze sobą płynów o różnych gęstościach. Strumień wydobytych płynów spływa do hydrocyklonu, gdzie następuje jego ruch okrężny wymuszony kształtem urządzenia. Płyn płynący w kierunku stożkowego końca hydrocyklonu zwiększa swoją prędkość wskutek zmniejszającej się średnicy hydrocyklonu. Następuje wzrost siły odśrodkowej, pod działaniem której odbywa się separacja cząstek lżejszych i płynów, które pod wpływem różnicy ciężarów właściwych płyną ku górnej części hydrocyklonu, skąd następuje ich odpływ. Oddzielona w ten sposób woda przepływa z dolnej części urządzenia do dalszej obróbki.	II) Demulgacja ropy naftowej. 1. Metody mechaniczne: Odwirowanie- w wysokoobrotowych wirówkach podczas odwirowania woda i inne zanieczyszczenia oddzielają się od ropy, na wskutek działania siły odśrodkowej. Zastosowanie wirówek jest dość kosztowne Filtrowanie- polega na przepuszczaniu emulsji przez filtry, np. piasek Odstawanie- stosuje się w przypadku emulsji niestabilnych zdolnych do rozwarstwienia na ropę i wodę ze względu na różnicę gęstości, w wyniku czego woda opada niżej a ropa znajduje się nad wodą 2. Metoda termiczna- polega na podgrzaniu emulsji do temp 40-80 °C, co powoduje zmniejszenie lepkości i sprzyja łączeniu się małych cząsteczek wody w większe krople, które opadają na wskutek działania siły ciężkości. Metoda tą stosuje się z inną gdyż sama jest mało efektywna. 3. Metoda chemiczna- polega na dodaniu związków chemicznych (demulgatorów). Są to związki chemiczne, które rozpuszczają się w obu fazach, a przez to zmniejszają napięcie powierzchniowe na granicy dwóch faz, następuje zmniejszenie trwałości powierzchni granicznej i ułatwia to łączenie się cząstek w większe krople a następnie ich grawitacyjny rozdział. Takie własności posiadają związki organiczne posiadające w sobie grupę sulfonową.
Demulgator powinien mieć następujące własności: 1. działać skutecznie przy najmniejszej ilości w stosunku do oczyszczanej emulsji 2. być tani i łatwy do nabycia 3. rozpuszczać się w obu cieczach lub w nich dyspergować 4. mieć odczyn obojętny by nie powodować korodowania rur i zbiorników. 5. by nie pogarszał jakości demulgowanej ropy. 4. Metoda elektryczna- oparte są na wykorzystaniu obecności ładunków elektrostatycznych występujących na kroplach wody dla przyciągania ich do jednej z elektrod. Kropelko wody znajdujące się w polu elektrycznym prądu zmiennego lub pulsującego tracąc własny ładunek zbliżają się do siebie a następnie łączą się w większe krople, które pod wpływem sił ciężkości opadają na dno zbiornika. 5. Termochemiczna- połączenie metody termicznej z chemiczną.	III) Proces odparafinowania produktów naftowych – deparafinacja: W celu podniesienia jakości destylatów naftowych, a zarazem wyodrębnienia stałych węglowodorów naftowych, destylaty poddaje się przeróbce, zwanej odparafinowaniem. Jest to proces usuwania z frakcji naftowych węglowodorów stałych, krystalizujących z roztworu wskutek obniżenia temperatury. Do węglowodorów tych należą wysoko-cząsteczkowe węglowodory parafinowe, naftenowe, naftenowo- aromatyczne i aromatyczne zawierające długie łańcuchy alkilowe o budowie normalnej i słabo rozgałęzionej. Ogólna zawartość węglowodorów krystalizujących zwiększa się ze wzrostem temperatury wrzenia frakcji naftowych. Fizykochemizm procesu. Odparafinowanie prowadzi się przez krystalizację i filtrację w niskich temperaturach. Otrzymywany w wyniku tych procesów gacz parafinowy, czyli tzw. petrolatum, stanowi półprodukt do dalszej przeróbki (odolejenia i rafinacji) na różnego rodzaju parafiny i produkty cerezynopodobne o temperaturze krzepnięcia do około . Parafinę z lekkich destylatów olejowych wyodrębnia się przez krystalizację bez użycia rozpuszczalników (metoda bezrozpuszczalnikowego odparafinowania), ze średnich i ciężkich destylatów - przy użyciu rozpuszczalników (metoda rozpuszczalnikowego odparafinowania).	Metody odparafinowania frakcji naftowych. W praktyce rafineryjnej oleje odparafinuje się stosując następujące metody: -Krystalizacji bez użycia rozpuszczalników (destylaty lekkie) - metoda oziębiania -Odparafinowanie olejów metodą oziębiania polega na wykrystalizowaniu parafiny przez ochłodzenie i oddzielenie oleju od parafiny przez odfiltrowanie, odstanie lub odwirowanie. -Odparafinowanie olejów metodą oziębiania stosowane jest jeszcze w starych zakładach rafineryjnych. Jej wadą jest przede wszystkim konieczność stosowania jako surowca wąskich frakcji oleju zawierających przeważnie tylko węglowodory n - parafinowe. Metodą tą nie można uzyskać parafin i cerezyn z wysokowrzących frakcji ropy naftowej.

IV) Oczyszczanie płynów złożowych z siarkowodoru – metody oczyszczania. Podstawowy wpływ na wybór metod i środków oczyszczania ropy naftowej i gazu ziemnego z siarkowodoru ma jego koncentracja. Metody fizyczne nie są związane z użyciem chemicznych reagentów. Głównymi metodami fizycznymi są: a) separacja – najprostsza metoda, oczyszczanie przeprowadza się poprzez: - zmniejszenie liczby stopni separacji - obniżenie ciśnienia separacji poniżej ciśnienia atmosferycznego - zwiększenie temperatury procesu - dodanie do ropy niezasiarczonego gazu Wymienione uprzednio sposoby usunięcia siarkowodoru nie zapewniają jej wymaganego oczyszczania rop naftowych o wysokiej i anomalnie wysokiej koncentracji siarkow.. w takich przypadkach należy stosować rektyfikację i przedmuch gazem niezasiarczonym. b) rektyfikacja – pozwala osiągnąć duży odbiór z ropy gazowych komponentów, w tym siarkowodoru, który wydziela się w kolumnie rektyfikacyjnej po nagrzaniu ropy do 393 – 553K w zależności od ciśnienia procesu; metoda pozwala na oczyszczenie ropy przekraczające 95%; wady: - wysokotemperaturowy reżim procesu, - duże zużycie materiału na osprzęt do wymiany ciepła, - złożoność kolumny rektyfikayjnej. c) metoda przedmuchiwania ropy gazem niezasiarczony, w temperaturze 313-323K w kolumnie desorpcyjnej pod ciśnieniem 100-600kPa, przy użyciu gazu 5-10 nm3/m3 ropy. Wady: - niepełne wydzielenie metanu i etanu podczas stabilizacji, - mniejszy w porównaniu z rektyfikacją uzysk ropy. Metody chemiczne: a) przy pomocy pieców reakcyjnych Clausa – Chance`a – proces niecałkowitego spalania H2S, możliwość otrzymania siarki o czystości 99,9% z wydajnością 90% w stosunku do potencjału. podczas procesu przebiegają następujące reakcje: H2S +3/2 O2 = SO2 + H2O + 124 kJ/mol 2 H2S + SO2 = 3S + H2O + 25 kJ/mol	Usuwanie siarkowodoru z gazu ziemnego. Metody usuwania siarkowodoru z gazu ziemnego dzieli się na absorpcyjne , zwane mokrymi i adsorpcyjne , zwane suchymi. Adsorpcyjne metody oczyszczania z siarkowodoru stosuje się w przypadku, gdy jego stężenie nie jest duże max. do 12g/m^3. Metody absorpcyjne stosuje się wówczas, gdy stężenie to jest większe(20-40g/m^3). Najbardziej popularną jest metoda absorpcji w wodnych roztworach alkanoloamin, są to najczęściej monoetanoloamina: HOCH2CH2NH2 (MEA); dwuetanoloamina (dietanoloamina): (HOCH2CH2)2NH (DEA); diglikoloamina: HO(CH2)2O(CH2)2NH2 .(DGA). Gaz zawierający siarkowodór wprowadza się do dolnej części absorbera. Płynie on następnie ku górze, spotykając się przeciwprądowo z wodnym roztworem etanoloaminy(absorbentem) (zawierającym 15-30% MEA) spływającym z góry na doł. Siarkowodór zawarty w gazie jest wiązany w siarczek monoetanoloaminy (CO2 w węglan). Oczyszczony gaz odprowadza się ze szczytu absorbera, a nasycony siarkowodorem roztwór MEA zbiera się w jego dolnej części, skąd spływa do zbiornika odgazowania. Roztwór ten następnie przepływa przez wymiennik(ogrzewanie) do desorbera, który jest podobnie jak absorber, kolumną półkową lub kolumną z wypełnieniem. Proces ten odbywa się bardzo podobnie w przypadku MEA, DEA i DGA. Sumarycznie reakcje MEA ( i analogicznie innych amin); 2HO-C2H4-NH2+H2S↔(HO-C2H4-NH3)2S. Procesowi usuwania siarkowodoru często towarzyszy proces usuwania CO2.
39. Magazynowanie ropy naftowej i gazoliny w zbiornikach. Ropę naftową i produkty naftowe, z wyjątkiem gazu płynnego, w zależności od temperatury zapłonu zalicza się do następujących klas: 1) do I klasy - ropę naftową i produkty naftowe o temperaturze zapłonu do 21 °C; 2) do II klasy - produkty naftowe o temperaturze zapłonu od 21 °C do 55 °C; 3) do III klasy - produkty naftowe o temperaturze zapłonu od 55 °C do 100 °C. Bazy paliw płynnych przeznaczone do magazynowania i przeładunku ropy naftowej mogą być budowane wyłącznie ze zbiornikami naziemnymi o osi pionowej z dachem pływającym w których dzięki wyeliminowaniu przestrzeni parowo-powietrznej pomiędzy zwierciadłem produktu naftowego i dachem zapobiega się stratom parowania. Bazy paliw płynnych przeznaczone do magazynowania, przeładunku i dystrybucji produktów naftowych mogą być budowane ze zbiornikami naziemnymi lub podziemnymi. W bazie paliw płynnych dopuszcza się magazynowanie ropy naftowej i produktów naftowych w odpowiednio przystosowanych podziemnych wyrobiskach górniczych w których dzięki izolującemu działaniu gruntu nawet w okresie największych upałów jedynie nieznacznie nagrzewa się i podnosi swoje ciśnienie.Bazy paliw płynnych, których zbiorniki są zamiennie wykorzystywane do magazynowania produktów naftowych I i II klasy, powinny spełniać wymagania techniczne takie jak dla produktów naftowych I klasy. Najczęściej stosowanymi zbiornikami magazynowymi są zbiorniki o pojemności 100 oraz 125 tys metrów sześciennych.	Najczęstsze kombinacje i warianty naziemnych zbiorników magazynowych:  w awaryjnej wannie stalowej  ze stałym dachem stalowym  z pływającym dachem stalowym  ze stałym dachem stalowym oraz pontonem stalowym  ze stałym dachem aluminiowym oraz pontonem aluminiowym  z podwójnym dnem oraz próżniowym systemem indykacj Produkty naftowe mogą być magazynowane w kawernach solnych których zaletami są: Niewielki stosunek gazu buforowego do całkowitej pojemności magazynu Bardzo duża moc zatłaczania i odbioru (o wiele większa niż w przypadku magazynów w wyeksploatowanych złożach i warstwach wodonośnych) Zdolność do wykonywania wielu cykli napełniania i odbioru w ciągu roku, co pozwala na równoważenie mniejszych wahań popytu i podaży gazu zimnego (np. dobowych). Niskie ryzyko nieszczelności magazynu.	Produkty naftowe wszystkich klas przechowywane w opakowaniach jednostkowych, w szczególności takich jak: bębny, pojemniki lub kanistry, mogą być składowane w wydzielonych pomieszczeniach magazynowych, a produkty naftowe III klasy - także pod wiatami lub na otwartych placach składowych. Bazy paliw płynnych powinny być wyposażone w instalacje, urządzenia lub systemy przeznaczone do: 1) zabezpieczania przed przenikaniem produktów naftowych do gruntu, wód powierzchniowych i gruntowych oraz emisją par tych produktów do powietrza atmosferycznego w procesach ich przeładunku i magazynowania; 2) pomiaru i monitorowania stanu magazynowanych produktów naftowych oraz sygnalizacji przecieków tych produktów do gruntu, wód powierzchniowych i gruntowych; 3) hermetycznego magazynowania, napełniania i opróżniania produktami naftowymi I klasy, ograniczające roczne straty tych produktów naftowych w instalacji magazynowej bazy paliw płynnych do wartości poniżej 0,01 % ich wydajności. Zbiorniki przeznaczone do magazynowania ropy naftowej, produktów naftowych oraz gazoliny poddaje się badaniom technicznym i próbom szczelności .

40. Definicja gradientu funkcji skalarnej i jego zastosowanie w inżynierii naftowej Gradientem funkcji skalarnej f w dowolnym układzie odniesienia jest taka funkcja wektorowa, która pomnożona skalarnie przez dl daje w wyniku df W układzie współrzędnych walcowych różniczka zupełna funkcji f(r, φ, z) wyrażona jest wzorem: wyrażenie na gradient we współrzędnych cylindrycznych ma postać	Prawo Darcy - zależność między prędkością filtracji płynu przepływającego w ośrodku porowatym u a występujacym gradientem ciśnienia gradP. Sformułowanie skalarne Sformułowanie skalarne odnosi się do jednowymiarowych przepływów w ośrodkach porowatych. Jego postać jest następująca: Prędkość filtracji płynu przepływającego w ośrodku porowatym u jest wprost proporcjonalna do spadku ciśnienia przypadającego na jednostkę miąższości ośrodka ∆P/Li i odwrotnie proporcjonalna do lepkości przepływającego płynu μ, a współczynnik proporcjonalności, zwany przepuszczalnością K jest parametrem stałym, charakterystycznym dla danego ośrodka porowatego: Znak ujemny w powyższym równaniu pochodzi stąd, że przepływ płynu odbywa się zgodnie ze spadkiem a nie ze wzrostem ciśnienia. Tak sformułowane prawo Darcy'ego wprowadza pojęcie przepuszczalności K jako ściśle określonego parametru materiałowego ośrodka porowatego. Tak sformułowane pojęcie niezupełnie pokrywa się z potocznym określeniem słowa przepuszczalność rozumianym jako zdolność ciała stałego do przeciekania przez niego płynów. Zauważmy, że prędkość filtracji płynu nie zależy od wartości ciśnienia, lecz od jego spadku, a ponadto nie zależy od porowatości ośrodka porowatego.
7.PODAĆ OKREŚLENIE SKAŁY MACIERZYSTEJ ORAZ WYMIENIĆ ELEMENTY WPŁYWAJĄCE NA JEJ EFEKTYWNOŚĆ Skałami macierzystymi są takie rodzaje skał osadowych, w których może Przebiegać proces powstawania (petroleum or hydrocarbonformation) oraz wydostania się z nich węglowodorów (hydro carbon expulsion) . Wyróżnia się dwa typy skał macierzystych: - typ skał klastycznych - bardzo drobnoziarnistych, stanowiących ponad 60% rozpoznanych poziomów macierzystych, i reprezentowanych przez brązowe do czarnych iłowce i łupki; - typ skał węglanowych, reprezentowanych przez wapienie rafowe i wapienie biohermowe, glonowe często dolomityczne oraz ciemne, laminowane wapienie mikrytowe. W zbiornikach sedymentacyjnych w ciągu milionów lat następowała depozycja osadów, których typ litologiczno-facjalny uzależniony był od warunków klimatycznych (szerokość geograficzna), warunków środowiska depozycji oraz rodzaju erodowanych skał na lądzie. Duże miąższości osadów mogły powstawać dzięki zjawisku subsydencji (obniżania się) dna zbiornika sedymentacyjnego i migracji środowisk depozycyjnych. Pod wpływem obciążenia nadległymi osadami następowała ich kompakcja, stopniowe pogrążanie oraz diageneza prowadząca do przemiany skał sypkich w zwięzłe. Warstwy mułów z nagromadzoną MO, zachowaną dzięki istnieniu warunków redukcyjnych, zmieniły się w warstwy ciemnych lub czarnych łupków o blaszkowatej oddzielności, z rozproszoną MO różnego pochodzenia. Frakcję klasyczną takich skał tworzą ziarna o średnicy < 0,004 mm (4 μm).	Skład mineralogiczny łupków jest bardzo zróżnicowany: 50 - 80% stanowią ziarna kwarcu o średnicy 3 -2, μm, 5 -8% ziarna skaleni, 5 -25% cząstki ilaste (smektyt, kaolinit, illit) o średniej wielkości 0,1 μm 4-50% cząstki węglanów (dolomit, kalcyt). Skały takie są zazwyczaj kruche, co sprzyja powstawaniu spękań - mikroszczelin przy lokalnych wzrostach ciśnień i należą do typu macierzystych skał klastycznych. Przez długi czas skały węglanowe nie były brane pod uwagę, jako skały macierzyste. Jednak liczne akumulacje ropy naftowej i gazu ziemnego występujące w seriach organogenicznych skał węglanowych oraz badania geochemii naftowej wykazały, że skały te posiadały materię organiczną, która w procesie generacyjnym wytworzyła węglowodory. Powstające węglowodory są efektem procesu metamorfizmu organicznego, wchodzącego w skład ogólnego procesu przemian diagenetycznych, którym ulega zarówno materiał skalny jak i materiał organiczny. Tak, więc czynnikami mającymi wpływ na proces generowania węglowodorów są: temperatura ciśnienie czas W uproszczeniu ten proces można zapisać w następujący sposób: Materia organiczna występująca w skale macierzystej (MO) ↓Kerogen ↓Bituminy ↓Ropa naftowa kondensat ↓Gaz ziemny głównie metan ↓Residuum (grafit)