Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Zagadnienia ekshalacji węglowodorów z otworów wierconych w formacjach geologicznych Fliszu Karpackiego i Miocenu Autochtonicznego w aspekcie potencjalnych możliwości izolacji stref dopływu gazu w fazie projektowania i realizacji wiercenia otworu. Cz. III

Witek Wiesław

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2024

|

R. 27, Nr 6 (304)

4-9

2

Analiza aktualnego stanu zasobów gazu ziemnego znajdujących się w złożach krajowych oraz prognoza krajowego wydobycia gazu do roku 2030

Piesik-Buś Wacława, Filar Bogdan

Nafta-Gaz

|

2021

|

R. 77, nr 6

376--382

PL

Gaz ziemny jest podstawowym paliwem energetycznym w gospodarce światowej. Zgodnie z informacją opublikowaną przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA w dokumencie Prezentacja Spółki – zużycie gazu w 2018 roku wyniosło 19,7 mld m3 . W związku z tym, że stopień czerpania krajowych złóż gazu ziemnego jest coraz większy, zapotrzebowanie na gaz ziemny będzie zaspokajane przez rosnący import. Bilansowanie krajowego zapotrzebowania na gaz będzie wymagało precyzyjnej znajomości wielkości krajowej produkcji gazu ziemnego. Z drugiej strony Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy co roku publikuje Bilans zasobów złóż kopalin w Polsce. Zgodnie z publikacją dotyczącą stanu zasobów na dzień 31.12.2018 r. w Polsce udokumentowano 298 złóż gazu ziemnego, na Bałtyku – 5, w Karpatach – 35, na przedgórzu Karpat (dalej: Przedgórze) – 105 oraz na Niżu Polskim (dalej: Niż) – 153. Bilans przedstawiony przez PIG – BIP za rok 2018 wykazał stan wydobywalnych zasobów gazu ziemnego w wielkości 139,93 mld m3 (łącznie zasoby bilansowe i pozabilansowe). Wielkość zasobów przemysłowych złóż gazu ziemnego na dzień 31.12.2018 r. wyniosła 66,64 mld m3 . Należy podkreślić, że wszystkie dane w Bilansie zasobów złóż i kopalin w Polsce podawane są w normalnych metrach sześciennych. W związku z tym dane publikowane przez PIG – BIP nie uwzględniają rzeczywistej kaloryczności gazu ziemnego wydobywanego z różnych złóż. Począwszy od roku 2014 w Polsce podstawową jednostką rozliczeniową jest jednostka energii (kWh). Wprowadzenie rozliczenia w jednostkach energii spowodowało, że wartość 1 m3 gazu zaazotowanego wydobywanego ze złóż znajdujących się na Niżu jest niższa od wartości gazu wydobywanego ze złóż Przedgórza i Karpat. Średnia kaloryczność gazu wydobywanego ze złóż Niżu wynosi około 8,0 kWh/m3 , natomiast ze złóż Przedgórza – 11,2 kWh/m3 . Głównym celem niniejszej pracy było wykonanie prognozy wydobycia gazu ze złóż krajowych na podstawie publikowanego przez PIG – BIP Bilansu zasobów złóż kopalin w Polsce. Prognozę wydobycia gazu z krajowych złóż przygotowano dla lat 2020–2030, dla każdego rejonu gazonośnego oddzielnie. W celu dostosowania wielkości raportowanych do obowiązujących jednostek energii prognoza wydobycia gazu wykonana dla złóż obszaru Niżu została przeliczona na wydobycie gazu wysokometanowego.

EN

Natural gas is the basic fossil fuel in the global economy. According to the information published by Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA in the document Company Presentation, gas consumption in 2018 amounted to 19.7 billion m3 . Due to the fact that the domestic reserves of natural gas are increasingly depleted, the demand for natural gas will be satisfied by growing imports. Balancing gas demand will require precise knowledge of the volume of domestic natural gas production. On the other hand, every year the Polish Geological Institute – National Research Institute (PIG – BIP) publishes Balance of mine resources in Poland. According to the publication on the state of resources as of December 31, 2018, 298 natural gas fields have been documented in Poland, 5 in the Baltic Sea region, 35 in Carpathians, 105 in Carpathian Foreland and 153 in Polish Lowland. The balance presented by PIG – BIP for 2018 showed the state of natural gas contingent resources in the amount of 139.93 billion m3 (total balance resources). The volume of industrial reserves of natural gas deposits as at December 31, 2018 was 66.64 billion m3 . It should be emphasized that all data published in the Balance of mine resources in Poland are given in normal cubic meters. Therefore, the data published by PIG – BIP do not take into account the actual calorific value of natural gas produced from various fields. Starting from 2014, the basic accounting unit in Poland is the energy unit (kWh). Due to the introduction of the settlement in energy units, the value of 1 m3 of nitrogen-rich gas produced from the fields located in the Lowland region is lower than the value of gas produced from the Carpathian Foreland fields and the Carpathians. The average calorific value of gas produced from the Lowland fields is about 8.0 kWh/m3 , while the average calorific value of gas produced from the rest of the Foreland is about 11.2 kWh/m3 . The main goal of this article was to make a forecast of gas production from domestic deposits based on the Balance of mine resources in Poland published by the Polish Geological Institute –National Research Institute. The forecast of gas extraction from domestic deposits was made for the years 2020–2030. The production forecast was prepared for each gas-bearing region separately. In order to adjust the reported volumes to the applicable energy units, the gas production forecast for the Lowland fields was converted into high-methane gas production.

3

W kopalnie na pełnym morzu

Czekaj Damian

Geodeta : magazyn geoinformacyjny

|

2021

|

nr 6

8--14

4

Pułapki złożowe zapadliska przedkarpackiego w czołowej strefie nasunięcia Karpat

Miziołek M., Filar B., Cierzniak M.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 8

551--557

PL

W południowej strefie zapadliska przedkarpackiego mającej bezpośredni kontakt z nasunięciem karpacko-stebnickim powstał szereg złóż gazu ziemnego o odmiennej genezie. Zasadniczy wpływ na utworzenie się tych pułapek miały różne procesy, najważniejsze z nich to: morfologia podłoża podmioceńskiego, środowisko i warunki sedymentacji oraz nasunięcie się płaszczowin karpackich na utwory miocenu autochtonicznego. Współoddziaływanie tych czynników doprowadziło w efekcie końcowym do powstania złóż gazu ziemnego w pułapkach o charakterze: litologicznym, tektonicznym, facjalnym i stratygraficznym. W warunkach kompresji tektonicznej wytworzyły się też w strefach szczytowych złoża gazu z wodą podścielającą, poniżej których stwierdzono ponownie strefy gazowe – co wydaje się być pozornie nielogiczne. W artykule zaprezentowano koncepcję przedstawiającą prawdopodobny proces i mechanizm tworzenia się takich pułapek oraz pułapek na izolowanych lub częściowo izolowanych grzbietach podłoża prekambryjskiego w warunkach sedymentacji na podmorskim stożku napływowym. Znajomość genezy tego typu pułapek jest bardzo istotna dla właściwej oceny zasobów oraz rozwiercania i eksploatacji złóż.

EN

A number of gas fields which are connected with various sedimentary conditions, have accumulated in the southern part of the Carpathian Foredeep contacting directly with the Carpathian-Stebnik overthrust. Various processes have an influence on the evolvement of reservoir traps but the most important ones are: the morphology of the under-Miocene substrate, sedimentary environment and the overlap of the Carpathian nappes on the autochthonous Miocene strata. The interaction of these factors have resulted in gas reservoirs formation in lithological, tectonic and stratigraphic traps. Under conditions of tectonic compression, gas reservoirs with underlying water have developed, where other gaseous areas in the same trap have been found. The article shows the conception describing probable mechanisms having an influence on the process of reservoir traps development in the area of isolated or partially isolated Precambrian ridges connected with submarine fan’s environment. Determining the origins of these types of traps is crucial for proper reservoir resources assessment and subsequent exploitation.

5

Szacowanie ryzyka inwestycyjnego udostępniania złóż gazu w formacjach mułowcowych

Kwilosz T., Filar B.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2016

|

R. 19, Nr 2 (214)

4-8

PL

W niniejszej pracy zaprezentowano metodę szacowani ryzyka inwestycji udostępnienia i eksploatacji złoża gazu zlokalizowanych w partiach łupkowo-mułowcowych utworów miocenu. Jako miarę ryzyka inwestycyjnego przyjęto prawdopodobieństwo przekroczenia, z góry zadanej, maksymalnej rynkowej ceny gazu. Prognozowaną cenę gazu podano w postaci rozkładu prawdopodobieństwa zmiennej losowej zależnej od innych parametrów modelu. Wyniki, dla przykładowego zagadnienia prowadzenia inwestycji, uzyskano przy użyciu metody Monte Carlo.

EN

This paper presents a method of estimation of the risk related to Miocene mudstones gas reserves investment. The probability of exceedance of the maximum market natural gas price was a measure of investment risk. The projected price of gas was given in the form of a probability distribution of the random variable dependent on other parameters of the model. The results, for the sample investment project were obtained by using Monte Carlo simulation method.

6

Wykorzystanie symulacyjnego modelu złożowego do rozwiązywania zagadnień produkcyjnych i geologicznych na przykładzie złoża gazu ziemnego z wodą podścielającą w czerwonym spągowcu

Ruciński P., Kenar P., Pańko A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

809--810

7

Primenenie diagnosticeskih kriteriev dla analiza processa zavodnienia neftanyh mestorozdenij

Salavatov T., Gusejnova D., Al'-Rabbas D.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

371--375

RU

Одним из основных методов воздействия на нефтяную залежь является заводнение, как наиболее интенсивный и экономически эффективный способ разработки нефтяных месторождений. Проведение эффективной разработки нефтяных месторож¬дений с применением водного воздействия требует принятия обоснованных решений по регулированию комплекса технологических процессов нефтегазодобычи. Поэтому повышение эффективности процесса заводнения нефтегазовых месторождений зависит и от совершенствования методов анализа, контроля и регулирования водного воздействия. Для определения тенденций развития процесса разработки и своевременного принятия решений по управлению процессом нефтедобычи, разработан подход к анализу водного воздействия на основе коэффициента Джини. Сущность предложенного подхода заключается в совместном анализе динамики изменения коэффициента Джини и основных технологических показателей для оценки эффективности водного воздействия на залежь. Предложенный подход был применен для диагностирования текущего состояния процесса разработки и оценки водного воздействия на эксплуатационном объекте – горизонте S1A месторождения Heijah (Йемен). Показано, что применение коэффициента Джини, наряду с другими методами анализа водного воздействия нефтяных месторождений, позволяет принимать обоснованные решения по изменению стратегии доразработки в условиях недостаточности информации.

EN

Waterflood or pressure maintenance project is considered one of several methods of enhanced oil recovery which is widely being used in oil fields. Water injection efficiency analysis is very important for operation future plan and finds out, if any opportunity is available to improve project performance. The conventional methods beside nonparametric criteria have been applied in this research in order to evaluate water injection operation. Gini coefficient analysis has been used to illustrate the water injection impact in terms of oil and water production trends over the time of injection operation. The proposed approach has been applied to diagnose the current state of the development and evaluation of the impact of the water production on the whole project development of the Heijah S1A field (Yemen). The use of the Gini coefficient, along with other methods of analysis of the process of development of oil fields, you can make informed decisions to change the development strategy in the conditions of lack of information. This approach makes it possible to determine the trend of the development of reservoir, conduct diagnostics transient formation of the system and to take timely decisions on managing the process of oil production regulation modes of production and injection wells.

8

Osobennosti plastovyh davlenij v nedrah Zapadnoukraiskogo neftegazonosnogo regiona

Karpenko M., Omel'cenko V.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

669

RU

Качественное раскрытие продуктивных горизонтов зависит от информации о пластовых давлениях. Западноукраинский нефтегазоносный регион отличается наличием аномальных пластовых давлений. В докладе рассматривается информация о распределении пластовых давлений, что качественно влияет на эффективность поисково-разведочного бурения.

EN

Quality opening productive horizons depends on information about reservoir pressures. West Ukrainian oil and gas region is characterized by the presence of abnormal reservoir pressures. The report considered information on the distribution of reservoir pressures, which qualitatively affects the efficiency of exploration drilling.

9

Opracowanie technologii zabiegów selektywnego kwasowania dla złóż ropno-gazowych usytuowanych w utworach dolomitu głównego

Czupski M., Kociński P., Leśniak Ł.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

779--782

PL

W referacie przedstawiono badania laboratoryjne, na podstawie których przygotowano technologię stymulacji złoża ropno-gazowego usytuowanego w utworach dolomitu głównego. Celem tych prac było opracowanie technologii, która umożliwiłaby wykonywanie zabiegów kwasowania w odwiertach ropnych, bez jednoczesnego wzrostu produkcji wody. Pożądanymi właściwościami charakteryzowały się ciecze kwasujące, sporządzane na bazie surfaktanta wrażliwego na kontakt z ropą złożową. Zastosowanie tego rodzaju cieczy stwarza możliwość efektywniejszej obróbki stref ropnych niż wodnych. Oprócz tego, dzięki zwiększonej lepkości cieczy, można wyrównać profil kwasowania w interwałach o zróżnicowanej przepuszczalności. Na podstawie przeprowadzonych badań przygotowano rekomendacje technologiczne niezbędne do zaprojektowania zabiegów kwasowania matrycowego. Pierwsze pilotażowe zabiegi potwierdziły skuteczność opracowanej technologii.

EN

The paper presents laboratory studies that have been done in order to prepare stimulation technology for oil and gas field located in the Main Dolomite deposition. The aim of this work was to develop technology that would allow to perform the acidizing treatments in oil wellbores without water cut increase. Acidizing liquids based on VES (viscoelastic surfactant) sensitive to crude oil had suitable properties. By utilizing this sensitivity, the liquid may more effectively stimulate oil saturated zones and temporarily block water saturated sublayers. In addition, thanks to an increased liquid viscosity it is possible to get uniform zone coverage. Based on the test results recommendations required for design of matrix acidizing treatments were prepared. The first pilot treatments confirmed the effectiveness of developed technology.

10

Novel reservoir conformance control method in gas fields: fundamentals and field studies

Lakatos L., Lakatos-Szabo J., Szentes G., Jobbik A., Vago A., Karaffa Z.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

71--75

EN

The primary aim of the research project was to develop an efficient technology to control excessive water production in gas wells. As a novelty, water sensitive organic-based solutions were developed, which spontaneously form extremely high viscosity barrier under reservoir condition when contacting with water. In 2012, the technology was deemed to be matured for pilots in gas field locating above a depleted oil reservoir. Until now, 18 active wells were treated with the self-conforming microemulsions including several repeated jobs. Analyzing the production history of wells, the detrimental water production was the primary factor selecting the target wells to be treated. The water production in some wells dropped significantly; meanwhile the gas production increased. Surprisingly, all treated wells, never producing liquid hydrocarbons earlier, started to produce substantial amount of oil (between 10 and 75% oil in net fluid rate). These positive results could be attributed to three different reasons: effective barrier formation against water influx, reducing skin factor caused by formation damage, and opening new flow paths from entrapped oil bodies exiting below the gas cap. Thus, the treatments were qualified as “multifunctional well stimulation” in contrast to the original term of “water shutoff treatment”. Based on the encouraging field results the technology became one of the strategic projects of the company in the coming years until 2020.

11

Mikrostrukturnaa smacivaemost’ kollektorov nefti i gaza

Mihajlov N. N., Motorova K. A., Secina L. S.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

149--155

RU

Экспериментально и теоретически обоснован новый механизм формирования смачиваемости коллекторов нефти и газа, учитывающий геологические и физико-химические взаимодействия в системе порода – вода – нефть (газ). Сформулированы физико-геологические критерии проявления микроструктурной смачиваемости в коллекторах различного типа.

EN

Experimentally and theoretically justified a new mechanism of forming of the wettability of oil and gas reservoirs taking into account geological and physicochemical interaction in rock – water – oil (gas) system. Formulated physical geological criteria of microsrtuctural wettability occurrence in the different types of reservoirs.

12

Laboratornye issledovania vliania kislotnoj obrabotki produktivnogo plasta na ego fizyko-mehaniceskie svosjtva i pronicaemost’

Mihajlov N., Plotnikov V., Popov S.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

773--777

RU

При разработке нефтяных и газовых месторождений повсеместно используется метод интенсификации притока в виде кислотной обработки пласта. По мнению широко круга специалистов, подобные технологические мероприятия должны привести к увеличению проницаемости околоскважинной зоны пласта и уменьшить упругие и прочностные свойства данной области, что позволит повысить эффективность производства гидроразрыва пласта. В связи с вышесказанным в рамках данной работы приводится разработанная авторами методика исследования изменения проницаемости, упругих и прочностных свойств терригенных образцов керна под воздействием кислотного состава. Приведены результаты определения данных характеристик на примере некоторых исследований. Выявлены закономерности варьирования проницаемости образцов в процессе фильтрации кислотного состава. Показано изменение физико-механических свойств пород-коллекторов при нагнетании кислоты. Определены корреляционные зависимости между количеством прокачанных поровых объемов кислотного состава, упругими и прочностными свойствами, определенными динамическим и статическим методами до и после обработки реагентом.

EN

: In development of the oil and gas fields commonly is used the method of stimulation in the form of acidizing. According to the wide range of specialists, such technological measures must lead to an increase in the permeability in the bottomhole zone of the wells and reduce the elastic and strength properties of this region, which will increase the production efficiency of hydraulic fracturing. In connection with above, in this work there is introduced the method of studying the changes in permeability, elastic and strength properties of the sandstones core samples under the influence of acidizing, developed by the authors of this paper. The results of determining of these characteristics of the sandstones core samples are presented. The variations of permeability changes of the core samples in the process of filtering the acid composition are shown. The changes of elastic and strength properties of reservoir rock under the acidizing was presented. The correlation relationships between the amount pumped pore volumes of acid composition, elastic and strength properties, determined by the dynamic and static methods before and after the acidizing, were obtained.

13

Diagnostika geneticeskogo profila poputnyh vod gazovyh mestorozdenij (na primere promyslovyh ob’ekotov severa Zapadnoj Sibiri)

Abukova L. A., Abramova O. P., Varagova E. P.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

137--141

RU

Активное внедрение пластовых вод, выпадение больших объемов конденсационных вод в пласте при разработке месторождений углеводородов (УВ) не только снижает эффективность добычи УВ, но и способствует геохимическому поражению пород коллекторов. Идея прогнозирования масштабов и времени обводнения нефтегазопромысловых объектов по изменению химического состава попутных вод не нова. На некоторых промыслах такой анализ проводится на постоянной основе, однако этот метод мониторинга эксплуатации месторождений УВ, несомненно, заслуживает более широкого внедрения в силу того, что он является весьма информативным, экономически выгодным и простым в исполнении. В данной работе анализируется результативность гидрохимических исследований при разработке месторождений УВ. Рассматриваются особенности диагностики вод различного генезиса в условиях низкоминерализованных пластовых вод. Предлагаются критерии определения доли конденсационных, технических и пластовых вод в составе попутных флюидов даже в условиях равенства минерализации вод различного генезиса. Рассматриваются вопросы взаимодействия конденсационных вод в минералообразующими компонентами коллекторов. На примере газовых месторождений Западной Сибири показаны возможности ранней диагностики притока пластовой воды, а также анализа качества ремонта эксплуатационных скважин.

EN

Active formation water intrusion and loss of large amounts of condensate water in reservoir not only reduces the hydrocarbons (HC) recovery efficiency but also contributes to reservoir rock’s geochemical defeat during HC development. Forecasting idea of scale and water encroachment time of oil-and-gas production facilities on the chemical composition change of formation water is not new. Such analysis is carried out on a constant basis on-site. However this monitoring method of HC field exploitation deserves a wider implementation inasmuch as it is very informative, cost-effective and easy to implement. In this article an efficiency of the hydro-chemical researches is analyzed during HC field’s exploration. The features of the different genesis waters diagnostic in conditions of low-mineralized formation waters are considered. The quantity criteria of condensate technical and formation waters in the formation fluid composition even in conditions of different genesis water mineralization are proposed. The questions of the condensate waters interaction with mineral-formation reservoir rock’s components are considered. As exemplified by the West Siberia gas fields the possibility of early diagnostic of the formation waters inflow are showed as well as the quality of well repair work analysis.

14

Zastosowanie metody bilansu masy w eksploatacji połączonych złóż gazu

Blicharski J., Rybicki C.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2014

|

R. 17, Nr 2 (190)

4--8

EN

The method of the mass-balance is one of basic tools of the reservoir engineering permitting the analysis and forecasting of the reservoir work at the relatively little of data from the production process. In case of natural gas reservoir the use of this method moves often to the test of the variability of the rate p/z in the function of the cumulative production of gas Gp. For volumetric reservoir being characterized with the constant pore volume and good petro physical properties of the rock this reltionship has a linear character, a source of energy is expansion of gas. In turn of the nonlinearity of the diagram p/z vs Gp is bounded with the existence of the external source of energy in reservoir. Most often the maintenance of the reservoir pressure follows in consequence of the water supply from behind the contour. This aspect is vexed in the literature with the use of different mathematical models describing the preservation of the water-bearing zone. The nevertheless similar effect can take place in case of the inflow of gas to produced reservoir ( the main reservoir) from other reservoir so called the neighbouring reservoir called in the further part of the article feeding reservoir, being in contact with the main reservoir across the zone with the low permeability. Then such system of reservoirs is called compartmented reservoirs. The paper presents some results of application the mass balance method to the chosen reservoir from the Carpathian zone.

15

Zaczyny typu Gas-Stop przeznaczone do uszczelniania otworów kierunkowych i horyzontalnych

Kremieniewski M., Rzepka M.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2013

|

R. 16, Nr 9 (185)

4--9

PL

W artykule przedstawione zostały zagadnienia dotyczące uszczelniania otworów kierunkowych i horyzontalnych. Na wstępie omówione zostały podstawowe wymagania dotyczące zaczynów cementowych przeznaczonych do uszczelniania kolumn rur w otworach kierunkowych i horyzontalnych. W kolejnej części zaprezentowane zostały receptury zaczynu lekkiego i zaczynu o „normalnym” ciężarze, które mogą być wykorzystane w celu uszczelniania niekonwencjonalnych złóż gazu. Opracowane receptury płynnych i stwardniałych zaczynów cementowych charakteryzują się bardzo dobrymi parametrami technologicznymi.

EN

The article presents the issues of sealing directional and horizontal wells. At the introduction were discussed basic requirements for cement slurries for sealing casing in directional and horizontal wells. In the next part presents recipes light slurry and cement slurry with a “normal” weight, which can be used for sealingseal unconventional gas deposits. Prepared liquid and hardened cement slurry recipes were characterized by very good technological parameters.

16

Gospodarka odpadami – poszukiwanie gazu z łupków

Starzycka A.

Czysta Energia

|

2013

|

Nr 2

38--39

17

Povysenie effektivnosti ekspluatacii mestorozdenij gaza na pozdnej stadii razrabotki

Buzinov S. N., Geres G. M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

867--870

18

Podziemny Magazyn Gazu Wierzchowice - rozbudowa do pojemności 1,2 mld m[n^3]

Gałek G., Belczyk M.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 1

14-26

PL

PMG Wierzchowice to największy działający obecnie w Polsce magazyn gazu ziemnego wysokometanowego. Został utworzony w wyeksploatowanym złożu gazu zaazotowanego, a jego pojemność czynna wynosi 575 mln m[n^3]. W 2007 roku PGNiG S.A. rozpoczęło prace związane z rozbudową PMG Wierzchowice do 1,2 mld m[n^3] pojemności czynnej. Rozbudowa tego magazynu nie tylko powiększa dostępne pojemności magazynowe w Polsce, ale także wpływa pośrednio na wzrost bezpieczeństwa energetycznego wszystkich krajów członkowskich Unii Europejskiej. Rozbudowa PMG Wierzchowice jest również jedną z inwestycji towarzyszących budowie terminalu LNG w Świnoujściu. Celem artykułu jest przedstawienie tego projektu inwestycyjnego . jednego z największych realizowanych obecnie przez PGNiG S.A. W tekście znalazły się informacje o historii PMG Wierzchowice oraz o parametrach technicznych, które obiekt ma osiągnąć po zakończeniu obecnego etapu rozbudowy. Zaprezentowane zostały również informacje o współfinansowaniu tej inwestycji PGNiG S.A. ze środków Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego.

EN

UGS Wierzchowice is now the biggest underground storage for high-methane gas in Poland. It was established in 1995 in a depleted low-methane gas field and has an operating capacity of 575 mln m[n^3]. In 2007 PGNiG S.A. began the process of extention UGS Wierzchowice to 1,2 mld m[n^3] working capacity. The investment not only increases the total storage capacity available in Poland but also has a positive impact on energy safety of all EU-members states. The modernization of UGS Wierzchowice is one of the investments strictly connected with the construction of the LNG terminal in Świnoujście. The aim of this article is to present the investment project of UGS Wierzchowice - one of the biggest investments currently being undertaken by PGNiG S.A. In the text there are also a lot of information about the history and technical parameters of the modernized UGS Wierzchowice. The article also contains data of financial support obtained from the European Regional Development Fund for the investment project.

19

Zabiegi hydraulicznego szczelinowania w formacjach łupkowych

Kasza P.

Nafta-Gaz

|

2011

|

R. 67, nr 12

874-883

PL

W artykule ogólnie przedstawiono techniczne i technologiczne aspekty prowadzenia prac stymulacyjnych w otworach udostępniających złoża gazu ziemnego w łupkach. Dokonano charakterystyki hydraulicznego szczelinowania łupków, jako jedynej skutecznej metody umożliwiającej efektywną eksploatację gazu ziemnego z tych formacji skalnych. Zaprezentowano i omówiono niezbędne dane do przygotowania, zaprojektowania i wykonania zabiegu szczelinowania, uwzględniając specyfikę pokładów łupkowych. Znaczną część publikacji poświęcono na wskazanie różnic pomiędzy zabiegami szczelinowania w złożach konwencjonalnych, a szczelinowaniem łupków. Pierwszym omówionym zagadnieniem jest dobór miejsc inicjacji szczeliny. Następnie scharakteryzowano ciecze technologiczne do szczelinowania i stosowane materiały podsadzkowe. Zaprezentowano też zagadnienia związane z projektowaniem szczelinowania oraz omówiono charakterystyczne parametry tego zabiegu. Przedstawiono techniki prowadzenia zabiegów szczelinowania w celu uzyskania wyższych wydajności odwiertów i lepszego współczynnika sczerpania. Dokonano ogólnej charaktery-styki geometrii tworzonego, skomplikowanego systemu szczelin. W zakończeniu artykułu krótko scharakteryzowano proces oczyszczania złoża i szczelin po wykonanym zabiegu hydraulicznego szczelinowania.

EN

The article presents general technical and technological aspects of the stimulation treatment of the gas reservoirs in the shales formation. Characteristics of hydraulic fracturing has been made as the only effective method that allows efficient completion and production of natural gas from shale. Presented and discussed the necessary data to prepare, design and complete of fracturing treatment in this specific reservoir rock. A significant part of the publication devoted to identify differences between fracturing treatments in the conventional reservoirs and shales. The first issue discussed is the selection of the place of fracture initiation. Then characterized fracturing fluids technology and proppant used in this treatment. Presented are also issues related to fracturing design. Discusses the characteristic parameters of fracturing process. Techniques for conducting such operations in order to achieve higher wells productivity and get a better reservoir drainage ratio was describ described. General characteristics of the created a complex geometry system of fractures was presented. In conclusion, the article briefly characterizes the process of cleaning reservoir and fracures after hydraulic fracturing treatment.

20

Analiza warunków hydrodynamicznych dla akumulacji węglowodorów w utworach czerwonego spągowca na złożach gazowych monokliny przedsudeckiej

Piesik-Buś W.

Nafta-Gaz

|

2011

|

R. 67, nr 12

884-891

PL

Z analizy ciśnień złożowych oraz zmian mineralizacji i chemizmu wód wgłębnych w utworach czerwonego spągowca monokliny przedsudeckiej wynika, że kierunki przepływu wód podziemnych są odśrodkowe. Wody te płyną od centralnej części basenu dolnopermskiego w kierunku jego brzeżnych partii, tj. z północnego-wschodu na południowy-zachód, napotykając na przeszkodę w postaci wyniesienia wolsztyńskiego, stanowiącego na drodze ich przepływu barierę hydrauliczną i mającego istotny wpływ na rozmieszczenie złóż węglowodorów w utworach czerwonego spągowca. Złoża węglowodorów występują w strefach stagnacji wód złożowych (w strefach o obniżonej prędkości filtracji tych wód), tj.: przed wyniesieniem wolsztyńskim - w niecce poznańskiej, i za nim - w niecce zielonogórskiej. Na tle hydrodynamicznej klasyfikacji basenów naftowych, dolnopermski basen monokliny przedsudeckiej jest basenem odśrodkowym (młodym) i należy do obszarów bardzo perspektywicznych. Pułapki złożowe związane są ze strefami o podwyższonej mineralizacji wód wgłębnych oraz obniżonej prędkości filtracji tych wód. Zasadniczy wpływ na rozmieszczenie złóż węglowodorów ma wyniesienie wolsztyńskie.

EN

The analysis of reservoir pressures and changes in mineralization and chemistry of deep waters in the Rotliegendes of the Fore-Sudetic Monocline reveals that the groundwaters flow centrifugally. Groundwaters run from the central part of the Lower Permian Basin outwardly to the edge parts, i.e. from north-east to the south-west fading an obstacle in the form of the Wolsztyn elevation. The Wolsztyn elevation is a hydraulic barrier for the waters, which significantly influences the distribution of hydrocarbons in the Rotliegendes strata. Hydrocarbon deposits are encountered in the zones of reservoir waters stagnation (in the zones of their lowered filtration rates), i.e. before the Wolsztyn elevation in the Poznań trough, and after the Wolsztyn elevation in the Zielona Góra trough. As compared to the hydrodynamic classification of oil basins presented in this paper, the Lower Permian basin of the Fore-Sudetic Monocline is a centrifugal (juvenile) basin, belonging to highly perspective areas. Reservoir traps are connected with zones of increased mineralization of groundwaters and lowered filtration rate of these waters. The Wolsztyn elevation has a basic influence on the distribution of hydrocarbon deposits.