Ograniczanie wyników
Czasopisma help
Autorzy help
Lata help
Preferencje help
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników

Znaleziono wyników: 54

Liczba wyników na stronie
first rewind previous Strona / 3 next fast forward last
Wyniki wyszukiwania
Wyszukiwano:
w słowach kluczowych:  złoża niekonwencjonalne
help Sortuj według:

help Ogranicz wyniki do:
first rewind previous Strona / 3 next fast forward last
PL
W artykule przedstawiono tematykę związaną z uszkodzeniem powierzchni ściany szczeliny po wykonanym zabiegu hydraulicznego szczelinowania. Spowodowane jest to wgniataniem się ziaren materiału podsadzkowego (ang. proppant) w ścianę szczeliny (ang. embedment) oraz wyciskiem materiału skalnego na powierzchni ściany szczeliny. Zjawiska te mają negatywny wpływ na przepływ węglowodorów ze skały do szczeliny oraz utrzymanie rozwartości szczeliny po zaciśnięciu się górotworu, gdy ciśnienie obniży się poniżej ciśnienia szczelinowania. Opracowaną metodykę obrazowania wielkości zjawiska wgniatania ziaren podsadzki w skałę i wycisku materiału skalnego zweryfikowano testami laboratoryjnymi. Badania wykonano na skale piaskowcowej czerwonego spągowca typu zamkniętego pochodzącej ze złoża niekonwencjonalnego. Charakteryzowała się ona zawartością kwarcu rzędu 73,3%. Badano skałę wstępnie nasyconą płynem szczelinującym (sieciowany polimer naturalny). Do wypełnienia szczeliny użyto ceramicznego proppantu ISP 20/40 o granulacji ziaren od 0,850 mm do 0,425 mm i o koncentracji powierzchniowej rzędu 4,88 kg/m2 . Symulację zjawiska wgniatania ziaren podsadzki w skałę przeprowadzono przy naprężeniu ściskającym 86,5 MPa i w temperaturze 127°C. Na podstawie wykonanego obrazowania powierzchni czołowych rdzeni (ścian szczeliny) w wymiarze 3D oraz ich analiz uzyskano całkowitą głębokość wgnieceń podsadzki w ściany szczeliny – rzędu 0,091 mm oraz całkowitą wysokość wycisku materiału skalnego – rzędu 0,077 mm. Całkowite zmniejszenie rozwartości szczeliny z podsadzką, z uwzględnieniem badanych zjawisk, było równe 0,168 mm. Uszkodzenie ściany szczeliny przez ziarna podsadzki wynosiło 31,5%. Zastosowana procedura badawcza może stanowić jedną z metod oceny podatności skały złożowej na zjawisko wgniatania ziaren proppantu w skałę oraz zjawisko wycisku materiału skalnego na powierzchni ściany szczeliny. Może być też przydatna w prawidłowym doborze technologii szczelinowania, płynu szczelinującego i podsadzki w zabiegach szczelinowania złóż węglowodorów.
EN
This paper presents the issue of damage to the fracture wall surface, after hydraulic fracturing of the hydrocarbons reservoir. It is caused by proppant embedment into the fracture wall and the impression of rock material from the fracture wall surface. These phenomena have a negative effect on the flow of hydrocarbons from the rock to the fracture and on maintaining the width of fracture after the closing of the rock mass, when the pressure drops below the fracturing pressure. The developed methodology for imagining the size of the embedment phenomenon and the rock material impression was verified by laboratory tests. The tests were performed for Rotliegend sandstone (tight gas formation) from Polish unconventional reservoirs. It was characterized by a quartz content of 73.3%. The tests were conducted for an initially soaked rock (crosslinked natural polymer). The fracture was packed with proppant ceramics ISP 20/40 with grain size from 0.850 mm to 0.425 mm and the surface concentration of the proppant was 4.88 kg/m2 . The laboratory simulation of the embedment phenomenon was performed for compressive stress of 86.5 MPa for 6 hours at 127°C. Based on the imagining of the core faces (fracture walls) in 3D and their analyses, the total average depth of proppant embedment into the fracture walls was 0.091 mm and the total average height of the rock material squeezed out was 0.077 mm. The total decrease of the fracture width packed with proppant grains was 0.168 mm. The average damage of the fracture surface by the proppant grains was 31.5%. The test procedure applied might be used in the evaluation of the susceptibility of reservoir rock to the embedment phenomenon and the rock material squeezed out, as well as for the selection of frac fluid and proppant for fracturing of hydrocarbon reservoirs.
PL
Zabiegi hydraulicznego szczelinowania od bardzo wielu lat stanowią podstawową metodę stymulacji wydobycia ze złóż węglowodorów. Pierwsze eksperymentalne próby przeprowadzenia szczelinowania miały miejsce ponad 70 lat temu w Stanach Zjednoczonych. Pierwsze polskie próby szczelinowania odbyły się w latach 50. ubiegłego stulecia na złożach Przedgórza Karpat. Od tego czasu metoda ta jest coraz częściej stosowana w przemyśle naftowym. Jej głównym celem jest zwiększenie tempa i stopnia sczerpania udostępnionych zasobów węglowodorów. Przez wiele lat technika ta była doskonalona i wykorzystywana do stymulacji złóż konwencjonalnych. Ogromna rola w doskonaleniu technologii zabiegów hydraulicznego szczelinowania przypadła Instytutowi Naftowemu. Jego pracownicy uczestniczyli w tych działaniach od samego początku. Pierwsze krajowe ciecze technologiczne do szczelinowania opracowane zostały przy współudziale Instytutu. W tym czasie technologia szczelinowania zmieniała się diametralnie. Wchodziły do użycia nowe techniki i materiały. Prawdziwy przełom i bardzo dynamiczny rozwój techniki i technologii szczelinowania jest związany z odkryciem oraz próbami udostępniania i wydobycia węglowodorów ze złóż niekonwencjonalnych. Po latach doświadczeń okazało się, że właśnie hydrauliczne szczelinowanie jest kluczem do uruchomienia tych zasobów. Od tego momentu zmiany w światowej technice i technologii szczelinowania następowały bardzo szybko. Poszukiwano coraz lepszych i doskonalszych sposobów udostępniania złóż w piaskowcach niskoprzepuszczalnych, formacjach łupkowych i pokładach węgla. Zdobyte doświadczenia potwierdziły, że w tych formacjach należy wykonywać dużo większe zabiegi szczelinowania oraz w sposób znaczący modyfikować i odpowiednio dobierać technologię do warunków złożowych. Znaczny postęp nastąpił w dziedzinie dodatków chemicznych do cieczy szczelinujących, a także materiałów podsadzkowych (Liang et al. 2015). Ogromne znaczenie w osiągnięciu sukcesów w złożach niekonwencjonalnych miała też szeroko pojęta analiza danych i diagnostyka (Shahkarami et al. 2016). Pojawiły się nowoczesne metody analizy zabiegów szczelinowania w znaczący sposób poprawiające ich efektywność. Wykorzystano też nowe narzędzia, jak choćby mikrosejsmikę, do analizy skomplikowanych geometrii szczelin, wytwarzanych w trakcie szczelinowania złóż niekonwencjonalnych, a w szczególności łupków i węgli. W monografii tej przedstawiono wybrane informacje na temat zabiegów hydraulicznego szczelinowania, historii i rozwoju tej technologii, w oparciu o najnowsze zdobycze techniki. Przedstawiono kluczową rolę szczelinowania w udostępnianiu złóż niekonwencjonalnych. Ponadto zaprezentowano nowoczesny sposób analizy zabiegów na wybranym przykładzie szczelinowania formacji łupkowej. W rozdziale pierwszym dokonano ogólnej charakterystyki zabiegów szczelinowania. Podano podstawowe informacje na temat niekonwencjonalnych akumulacji węglowodorów i metod ich udostępniania poprzez szczelinowanie. Wskazano najlepsze metody stymulacji tych złóż oraz najważniejsze elementy zapewniające efektywność takich działań. Wskazano też istotne różnice pomiędzy formacjami złożowymi i wynikające z tego różnice technologii ich efektywnego szczelinowania. Drugi rozdział obejmuje opis cieczy szczelinujących i materiałów podsadzkowych. Podano w nim podstawowe cechy charakterystyczne, zadania i wymagania, jakie stawiane są cieczom szczelinującym. Dokonano także charakterystyki typowych dodatków chemicznych do cieczy oraz opisano cel, w jakim są stosowane. Omówiono też wykorzystywane materiały podsadzkowe, sposób ich badań i doboru do szczelinowania w różnych warunkach złożowych. Rozdział trzeci stanowi zasadniczą część pracy. Jest on oparty na doświadczeniach badawczych i zawodowych autora i został poświęcony analizie wykonanych testów i zabiegów szczelinowania w otworach udostępniających złoże gazu ziemnego w formacji łupkowej. Analizy te powstały na podstawie rzeczywistych danych z przeprowadzonych szczelinowań. W pierwszej części zaprezentowano sposób przygotowania danych do wykonania projektu technicznego zabiegu. Dzięki niemu możliwe jest zaplanowanie prac stymulacyjnych w otworze. W drugiej części przedstawiono wyniki testów w małej skali – minifrac – służących do diagnostyki otworu i złoża bezpośrednio przed szczelinowaniem. Celem tych operacji jest weryfikacja przyjętych założeń projektowych oraz przygotowanie ostatecznego projektu szczelinowania. Pokazano ponadto sposoby analizy testów minifrac oraz najważniejsze informacje otrzymywane na ich podstawie. W ostatniej części rozdziału zaprezentowano przykłady wyników szczelinowania poszczególnych sekcji otworu poziomego w dwóch wariantach. Pierwszy wariant dotyczył fazy projektowania zabiegów szczelinowania. Przygotowany projekt zmodyfikowano po wykonanych testach minifrac i na tej podstawie przygotowano plan szczelinowania. Drugi wariant opracowano na podstawie danych zarejestrowanych w trakcie szczelinowania. Pozwala to na porównanie i analizę celów planowanych i faktycznie zrealizowanych. W rozdziale czwartym dokonano podsumowania oraz zaprezentowano wnioski wynikające z wykonanych analiz. Na ich podstawie stwierdzono rozbieżność założonych parametrów geomechanicznych w porównaniu do danych uzyskanych z testów minifrac. W niektórych analizowanych przykładach potwierdzono słabą skuteczność udostępnienia złoża poprzez perforację. Potwierdzono też różnice w przyjętych i rzeczywistych parametrach złożowych, co może prowadzić do trudności w wykonaniu szczelinowania. Dzięki tym analizom potwierdzono przydatność testów minifrac do diagnostyki złoża przed szczelinowaniem przez co mogą one znaleźć zastosowanie przy projektowaniu i ocenie skuteczności zabiegów szczelinowania złóż niekonwencjonalnych.
EN
Hydraulic fracturing treatments for many years has been the basic method of stimulating the production from hydrocarbon deposits. The first experimental fracturing tests took place more than 70 years ago in the United States. The first Polish experiences in fracturing took place in the 50’s of the last century in the fields of the Carpathian Foreland. Since then, this method has been increasingly used in the oil and gas industry. Its main goal is to increase the rate and the volume of recovery factor of the available hydrocarbon resources. For many years, this technique has been improved and used to stimulate conventional reservoirs. The Oil and Gas Institute – National Research Institute has been participating in these activities from the very beginning, and has played a key role in improving the technology of hydraulic fracturing operations in Poland. The first technological fluids for fracturing of Polish deposits were developed by specialists from the Institute.Over the next few decades, several generations of engineers have been continuing cooperation between industry and science, which is being carried on to this day. During these several decades, the World’s fracturing technology has changed dramatically. New techniques and materials have been introduced. The real breakthrough and very dynamic development of fracturing technology is related to the discovery, completion and production of hydrocarbons from unconventional reservoirs. After years of experience, it turned out that hydraulic fracturing is the key to the development of unconventional resources. From that moment onwards the progress of fracturing technology has been rapid. Improved methods to complete the tight gas sandstones, shale formations and coal seams have been designed. Numerous experiments have confirmed, that in these formations much massive fracturing operations should be performed, and the technology should be significantly modified and adapted to the reservoir conditions. Considerable progress has also been made in the field of chemical additives for fracturing fluids and proppants. Better data analysis and diagnostics were also of great importance in achieving successes in unconventional reservoirs. Modern methods of analysing fracturing treatments have significantly improved their efficiency. New tools were also used, such as micro-seismic analysis to study the complex geometries of fractures generated during unconventional deposits fracturing, in particular in shales and coals. This work presents fundamental information on hydraulic fracturing treatments as well as the history of its development. The key role of fracturing in unconventional reservoirs completion was underlined, and the modern techniques of analysing treatments, on the example of fracturing in shale formation were presented. The first chapter contains the characteristics of fracturing operations. The basic information on unconventional accumulation of hydrocarbons and methods of their completion was given. The most effective methods of stimulating these deposits and key elements ensuring the effectiveness of these activities were indicated. Significant differences between these formations and the resulting differences in the technology of their fracturing were also indicated. The second chapter includes the description of fracturing fluids and proppants, their characteristics, tasks and requirements. Specification of typical chemical additives for fluids, and the purpose for which they were used, as well as the proppants used for fracturing, method of their examination and selection for fracturing in various reservoir conditions were discussed. The third chapter is the most extensive part of the work. It is dedicated to the analysis of the performed tests and fracturing treatments in the shale gas wells. These analyses were made on the basis of real, field data from fracturing. The first part presents the method of preparing data for the technical design of the project procedure. Based on this design it is possible to plan the stimulation treatments in a certain well. The second part of the chapter, presents the results of minifrac tests, used to diagnose the well and formation just before fracturing. The purpose of these operations is to confirm or modify the design assumptions and to prepare the final fracturing design. The method of analysing the minifrac tests, and the most important information obtained from them, are shown. The last part presents the results of fracturing of individual sections of the horizontal example well in two variants. The first treatments designed for execution and the second treatments that were actually performed. The fourth chapter summarizes the collected information and presents the conclusions resulting from the performed analyses. Based on these analyses differences between parameters of the geomechanical model and the data obtained from minifrac were identified. In some of the analyzed cases, the tests confirmed low efficiency of reservoir completion by perforation. Also confirmed were the differences between assumed and actual reservoir parameters which may lead to difficulties during fracturing. The analysis performed, proved that the minifrac tests before the main treatment are useful in the proper planning of the main fracturing operation. It was found that they can be used in the design and evaluation of the effectiveness of fracturing operations in unconventional reservoirs.
PL
W pracy przedstawiono kompletną procedurę określania niepewności wyników dynamicznych symulacji złożowych spowodowanej brakiem lub ograniczoną informacją o dokładnych danych wejściowych (parametrów) modelu złożowego użytego do symulacji. W szczególności opisano metodę zbioru (ansamblu) równorzędnych wariantów modelu odpowiadających zmiennym wartościom jego parametrów o znanych zakresach tych zmienności oraz prawdopodobieństwach ich rozkładów. Zaprezentowana procedura obejmuje: (i) wybór funkcji celu (wyników symulacji), której niepewność będzie określana; (ii) wybór pełnej listy parametrów modelu (danych wejściowych) o wartościach nieokreślonych lub obarczonych błędami (będących źródłem niepewności wyników symulacji złożowych); (iii) analizę czułości funkcji celu ze względu na niepewność danych wejściowych; (iv) określenie danych wejściowych mających największy wpływ na oszacowanie funkcji celu; (v) próbkowanie przestrzeni danych wejściowych dla zdefiniowania ansamblu modeli symulacyjnych; (vi) wielokrotne symulacje dla znalezienia funkcji celu na ansamblu modeli; (vii) statystyczną analizę uzyskanych wyników. W powyższej procedurze zastosowano statystyczną metodę losowania typu Monte Carlo, a w szczególności metodę próbkowania Latin hypercube sampling. Rezultaty analizy niepewności wyników symulacji są nieodzowne dla ewentualnego wykorzystania modelu złoża do zaawansowanych zastosowań, takich jak optymalizacja procesu sczerpania zasobów złoża ze względu na dobór warunków eksploatacyjnych. Analiza niepewności jest szczególnie ważna w przypadku złóż niekonwencjonalnych, dla których wiele charakterystyk opisujących ich właściwości jest trudnych lub wręcz niemożliwych do uzyskania. Opisaną procedurę zastosowano do realnego przykładu takiego złoża. W jej rezultacie uzyskano niepewność (rozrzut) wyników symulacji uniemożliwiającą wykorzystanie modelu złoża w wymienionej powyżej procedurze optymalizacji. Jednocześnie zastosowana procedura analizy niepewności wskazuje na te parametry modelu, które wymagają uściślenia lub uzupełnienia po to, aby skonstruowany model złożowy nabrał cech niezbędnych do jego pełnego wykorzystania.
EN
The paper presents a complete procedure for determining the uncertainty of the results of dynamic reservoir simulations caused by lack of or limited information about the exact input data (parameters) of the reservoir model used for simulations. In particular, the method of the collection (ensemble) of the equivalent model variants corresponding to the varying values of its parameters with the known ranges of these variations and the probabilities of their distributions are described. The procedure includes: (i) selection of the target function (simulation results) whose uncertainty will be analyzed; (ii) selection of the complete list of model parameters (input data) of uncertain or undefined values; (iii) sensitivity analysis for the target function with respect to the uncertain input data; (iv) determination of the input data that affects the target function to the highest degree; (v) sampling of the input data space to define effective ensemble of the model variants; (vi) multiple simulations of the model ensemble for the target function evaluation; (vii) statistical analysis of the simulation results. The procedure employs the Monte Carlo statistical method to generate the model ensemble and, in particular, Latin Hypercube Sampling. The uncertainty analysis of simulation results is indispensable for the possible application of the reservoir model to more advanced projects such as reservoir production optimization with respect to exploitation system characterization. The uncertainty analysis is especially significant for unconventional reservoir modelling where many model parameters are difficult or even impossible to be determined. The proposed procedure was applied to a realistic example of such a reservoir. The high uncertainty of the basic simulation results, as shown in the paper, makes it impossible to effectively use the model in an optimization procedure. On the other hand, it is worth noting that the proposed procedure indicates, which model parameters are required to be more precisely determined, in order for the it to be accurate enough for reliable applications.
4
PL
Autor przedstawił laboratoryjną symulację oraz obrazowanie wielkości zjawiska wgniatania ziaren materiału podsadzkowego w ścianę szczeliny (ang. embedment). Zjawisko embedment występuje po wykonanym zabiegu hydraulicznego szczelinowania złoża (po zaciśnięciu się górotworu). W artykule przedstawiono tematykę związaną z uszkodzeniem powierzchni szczeliny spowodowanym wgniataniem ziaren materiału podsadzkowego w jej ścianę. Ma ono negatywny wpływ na przepływ węglowodorów ze skały do podsadzonej podsadzką szczeliny oraz na utrzymanie jej rozwartości po zaciśnięciu się górotworu. Opracowaną metodykę obrazowania wielkości zjawiska wgniatania podsadzki zweryfikowano testami laboratoryjnymi. Badania wykonano dla lekkiej podsadzki ceramicznej 30/50 o rozmiarze ziaren rzędu 0,600–0,300 mm oraz płynu szczelinującego na bazie naturalnego polimeru liniowego o koncentracji 3,6 kg/m3 . Technologia ta stosowana jest często do szczelinowania złóż niekonwencjonalnych typu łupkowego shale gas oraz piaskowców typu tight gas. Badania wykonano dla wstępnie nasyconej płynem szczelinującym skały pochodzącej ze złoża niekonwencjonalnego, charakteryzującej się podwyższoną zawartością minerałów ilasto-mułowcowych. Podsadzka była umieszczona pomiędzy dwoma kształtkami skalnymi, a jej koncentracja powierzchniowa wynosiła 2,44 kg/m2 . Do badań przyjęto temperaturę 70°C oraz naprężenie ściskające 48,3 MPa. Czas zadanego oddziaływania naprężenia ściskającego na warstwę podsadzki wynosił 6 godz. Wyznaczono całkowitą średnią głębokość wgnieceń podsadzki w ściany szczeliny, która wynosiła 0,1028 mm, a całkowita średnia szerokość wgnieceń ziaren podsadzki w ściany szczeliny wynosiła 0,3056 mm. Całkowite procentowe uszkodzenie powierzchni ściany szczeliny przez ziarna podsadzki było rzędu 38,7%. Wynik laboratoryjnego obrazowania wielkości wgniatania ziaren materiału podsadzkowego w ścianę szczeliny (zjawisko embedment) może stanowić wstępną ocenę efektywności podsadzenia szczeliny w zabiegach hydraulicznego szczelinowania na etapie ich projektowania.
EN
The author presented a laboratory simulation and imaging of the size of the phenomenon of embedding the grains of proppant into the fracture wall (embedment). The appearance of the embedment occurs after the hydraulic fracturing of the hydrocarbons reservoir (after closing of the rock mass). The article presents the subject matter related to the damage of the fracture wall surface caused by the embedding of grains of backfilling material into the fracture wall. It has a negative effect on the flow of hydrocarbons from the rock to the proppant-packed fracture and to maintain the width openness after the closing of the rock mass. The developed methodology for imaging the size of the embedment phenomenon was verified by laboratory tests. The tests were performed for a lightweight ceramic 30/50 with a grain size of 0.600–0.300 mm and a fracturing fluid linear polymer 30 # (guar) with a concentration of 3.6 kg/m3 . This technology is often used for fracturing unconventional shale gas deposits and tight gas sandstones. The tests were conducted for initially soaked rock coming from an unconventional deposit with fracturing fluid, characterized by an increased content of clay-mud minerals. The proppant was placed between two cylindrical rock cores. The surface concentration of the proppant was 2.44 kg/m2 . The time of exposure of proppant grains to compressive stress of a value 48.3 MPa for 6 hours at 70°C. The total average depth of embedding the proppant grains into the fracture wall was 0.1028 mm. The total average width of embedding the proppant grain into the fracture wall was 0.3056 mm. The total percentage damage of the fracture wall surface by the proppant grains was 38.7%. The result of the laboratory imaging of embedding the proppant grains into the fracture wall (phenomenal embedment) may be one of the preliminary assessments of the effectiveness of hydraulic fracturing at the design stage.
EN
The determination of production well spacing is one of the basic problems of hydrocarbon reservoirs' development optimisation that is particularly important in the situation of unconventional reservoirs, such as shale formations, for which the process of drainage is of the transient type throughout the entire period of production. The analysis of the size and effectiveness of the recovery of wells' drainage areas in such reservoirs, is a very complex issue and cannot only rely on the measurement data, which is necessarily limited in domestic practice. In the studies presented in this chapter we applied simulation reservoir models that ensure the possibility of analysing a broad spectrum of both reservoir conditions (geological parameters) and of completion methods for unconventional reservoirs. First, we constructed and calibrated simulation models of a selected, representative shale formation. Then we defined a set of simulation models for synthetic formations with variable parameters of both types. To determine the size of the drainage zone for a single production well, we proposed a practical definition of such a zone and found multivariate correlations of this size, with geological parameters and parameters of formation completion. Based on the correlations obtained from numerous scenarios simulations of gas production from the shale formations, we worked out a numerical algorithm using these correlations and implemented the algorithm in a software tool. The program was thoroughly tested and its effectiveness was discussed in detail. Finally, a general optimization procedure for the production well spacing in shale formations using the generated software was devised and presented as a conclusion of the studies reported in this chapter.
EN
The type of reservoir fluid is a factor which determines many decisions concerning discovered reservoirs. It should already be defined at the phase of initial development as it has an impact on the techniques for predicting oil and gas reserves, depletion plan, and the selection of the enhanced recovery method. The goal of the task was sampling and description of the type and chemical composition of reservoir fluids originating from shale formations of Lower Paleozoic of Baltic-Podlasie-Lublin Basin. The samples were taken from successful wells performed in Lower Paleozoic (Ordovician, Silurian period). A series of lab tests and simulations were performed using a specialist software to determine the phase properties and PVT parameters of tested reservoir fluids. In the six category group of reservoir fluids; dry gas, wet gas, retrograde gas, volatile oil, black oil-type and heavy oils, the presence of wet gases, retrograde gases and black oils were found, both unsaturated and saturated. A typical example of wet gas obtained from one of the wells was sulphur free gas with a high content of hydrocarbons, low content of nitrogen and carbon dioxide. Retrograde gas has high ethane and heavy hydrocarbon content. Black oil has a high content of "heptanes plus" fraction- above 20%, an indication of a large quantity of heavy hydrocarbons. To describes the PT conditions of hydrates formation, an innovative technique, so-called method of “collapse pressure" was used.
PL
Wykorzystanie metod sztucznej inteligencji w przemyśle naftowo-gazowniczym sięga lat siedemdziesiątych XX w. Szczególne miejsce pośród stosowanych technik zajmują sztuczne sieci neuronowe, których konstrukcja, w dużym uproszczeniu, odpowiada budowie ludzkiego mózgu. Modele zastępcze, stanowią inteligentne modele "quasi numeryczne" umożliwiające odtworzenie parametrów o dużej dokładności w czasie rzeczywistym. Przedstawiono metodykę budowy modelu inteligentnego dla eksploatacji gazu ze złoża niekonwencjonalnego w skałach łupkowych do wyznaczania szacunkowych zasobów wydobywalnych oraz przebiegu eksploatacji odwiertu. Przedstawiono także dyskusję szacowania niepewności wyznaczanych parametrów eksploatacyjnych.
EN
A methodol. for building a model of intelligent extn. of gas from shale deposits in the area of the drain was developed to det. the estd. recoverable resources and the course of operating the well. The effect of estn. of uncertainty input parameters on the tech. recoverable reserves was discussed. The ultra-fast app. based on artificial neural network was constructed.
EN
Unconventional reservoirs require a new approach at every level of the operation on the object, starting from exploration of reservoir formation, through well and drilling design and ending with well completion including reservoir development. Due to the specific nature of unconventional reservoir properties, the hydrocarbons bearing formation requires stimulation treatments like hydraulic fracturing, aiming to improve the pores connectivity and enabling the free flow of the gas into the well bore, which in the end brings production rates to economic levels. In the paper a geomechanical model of the synthetic object, allowing the analysis of many processes accompanying real hydrocarbons exploitation was presented. Special attention was paid to the demonstration of changes in the state of stress in the geological formation, due to the exploitation of hydrocarbons and the influence of the initial horizontal stresses relationship (σH/σh), on the effectiveness of stimulation treatments in unconventional formations.
PL
Formacje złożowe o charakterze niekonwencjonalnym do poprawy właściwości transportowych i uzyskania eksploatacji na poziomie uzasadnionym ekonomicznie wymagają stymulacji poprzez szczelinowanie hydrauliczne, którego efektywność uzależniona jest od panujących warunków mechanicznych, m.in. właściwości sprężystych szczelinowanego ośrodka i oddziałującego pola naprężeń. W pracy przedstawiono i omówiono wyniki modelowania geomechanicznego obiektu syntetycznego, pozwalającego na analizę wielu procesów towarzyszących wydobyciu węglowodorów. Specjalną uwagę poświęcono zmianom w rozkładzie naprężeń w górotworze będących skutkiem eksploatacji oraz wpływowi początkowego układu naprężeń poziomych na efektywność zabiegów udostępnienia niekonwencjonalnej formacji złożowej.
PL
W artykule przedstawiono tematykę związaną z technologią tworzenia szczelin, uszkodzeniem pierwotnej przewodności warstwy materiału podsadzkowego oraz odbudową jej pierwotnej przewodności po zabiegu hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Zagadnienie to dotyczy oczyszczania warstwy podsadzki przez przepływający gaz z pozostałości po płynie szczelinującym. Przedstawiono również metodykę badania wielkości oczyszczenia szczeliny z płynu zabiegowego przez przepływający gaz. Badania wykonano dla lekkiej podsadzki ceramicznej oraz płynu szczelinującego na bazie naturalnego polimeru liniowego (guar) o koncentracji 3,6 kg/m3 (tj. 30 lb/1000 gal). Technologia ta stosowana jest często do szczelinowania złóż niekonwencjonalnych typu łupkowego shale gas oraz piaskowców typu tight gas. Podsadzka była umieszczona pomiędzy dwoma kształtkami skalnymi. Koncentracja powierzchniowa podsadzki wynosiła 9,76 kg/m2 (tj. 2 lb/ft2). Do badań przyjęto temperaturę 80°C oraz naprężenie ściskające 41,4 MPa (tj. 6000 psi). Czas zadanego oddziaływania naprężenia ściskającego na warstwę podsadzki wynosił 36 godz. Dla wstępnego dwugodzinnego oczyszczania uszkodzonej warstwy podsadzki jej przewodność dla zawilgoconego gazu (azotu) wynosiła 425,54 · 10-15m2 · m po upływie 36 godzin oddziaływania zadanego naprężenia ściskającego. Wstępne oczyszczanie szczeliny z polimeru przez gaz odbywało się przy przepływie 2 l/min. Pierwotna przewodność tej szczeliny, bez uszkodzenia płynem szczelinującym, wynosiła 651,17 · 10-15 m2 · m. Tym samym po wstępnym oczyszczaniu szczeliny z płynu uzyskano 65,4% odbudowy jej pierwotnej przewodności dla zawilgoconego gazu (azotu). Wielkość uszkodzenia pierwotnej przewodności warstwy podsadzki przez polimer liniowy wynosiła 34,6%.
EN
This article presents the issues of technology used to create the rock fractures, process of damage to original proppant pack conductivity and the reconstruction of its original conductivity after hydraulic fracturing in unconventional deposits. It is connected to the removal of the remains of the fracturing fluid from the proppant pack, by the wet gas (nitrogen). The tests were performed for the light ceramic proppant and the fracturing a fluid based on a linear polymer (guar) with a concentration of up to 3.6 kg/m3 (30 lb/1000 gal). This technology is often used for the hydraulic fracturing of unconventional reservoirs including fracturing in shales and tight gas sandstone. Proppant was placed between two Ohio sandstone’s slabs. The concentration of proppant amounted to 9.76 kg/m2 (2 lb/ft2). The studies were performed at 80°C, and the compressive stress 41.4 MPa (6000 psi). The compressive stress was applied to the proppant pack for 36 hours. After 2-hour pre-cleaning of the proppant pack damaged by the fracturing fluid, the conductivity for wet gas (nitrogen) after 36 hours, amounted to 425.54 · 10-15 m2 · m. Pre-cleaning of the proppant pack by gas was performed at the flow rate of 2 l/min. The original conductivity of proppant pack for the wet gas (nitrogen) before the damage to the fluid was 651.17 · 10-15 m2 · m. Thus after the pre-treatment of the damaged proppant pack 65.4% recovery of its original conductivity was obtained for the wet gas (nitrogen). The damage to the original conductivity of the proppant pack by a linear polymer was 34.6%.
PL
Praca przedstawia wykorzystanie metodyki szacowania zasobów złóż niekonwencjonalnych zaproponowaną przez United States Geological Survey na przykładzie wybranych obszarów basenu pomorskiego i lubelskiego. Metoda ta pokazuje podejście probabilistyczne do oszacowania zasobów i bazując na analizie Monte Carlo, pozwala na oszacowanie zasobów technicznie wydobywalnych. Jako dane wejściowe wykorzystane zostały rozkłady takich parametrów, jak miąższość netto, powierzchnia obszaru produktywnego, całkowita zawartość węgla organicznego, refleksyjność witrynitu, typ kerogenu, rodzaj węglowodorów. Zasoby oszacowane dla basenu pomorskiego to 4 036 t ropy/km2 oraz 31 mln m3 gazu/km2, dla basenu lubelskiego przy założeniu TOC > 1,5% – 20 000 t ropy/km2 oraz 17,4 mln m3 gazu/km2.
EN
The paper presents the application of USGS methodology for assessing unconventional continuous resources on the example of the Paleozoic strata in Pomerania and Lublin Basin. The aim of this methodology is to estimate the volumes of technically recoverable oil and gas resources from a continuous accumulation using probabilistic methods such as Monte Carlo simulation. Key assumption of this methodology is that the resource assessment is fundamentally based on geology and combines geological hypothesis and uncertainties. Assessed resources for Baltic Basin amounted 4 036 tonnes of oil /km2 and 31 mln m3 of natural gas/km2. For Lublin Basin with TOC > 1,5% – 20 000 tonnes of oil/km2 and 17,4 mln m3 of natural gas/km2.
PL
W centralnej części basenu lubelskiego opracowano trójwymiarowy model utworów syluru, ordowiku i kambru. Model strukturalny obejmuje kompleksy pridolu – ludlowu, wenloku, landoweru, aszgilu, karadoku, lanwirnu, arenigu, tremadoku oraz kambru. Model strukturalny dowiązano do 76 odwiertów, a do jego opracowania wykorzystano archiwalne mapy miąższości i strukturalne oraz interpretację sejsmiki. W przestrzeni 3D wymodelowano zmienność refleksyjności witrynitu, co pozwoliło określić zasięg strefy okna gazowego, kondensatowego i ropnego. Modele zawartości węgla organicznego – współczesnej i pierwotnej, gęstości RHOB, oraz potencjału generacyjnego wyrażonego jako indeks wodorowy HI, pozwoliły oszacować bazowy model zasobów perspektywicznych z wykorzystaniem zmodyfikowanej metody Schmokera.
EN
In the presented study of central part of Lublin Basin 2D seismic, well data, laboratory measurements, well logs and results of 1D modelling in BasinMod were used as quantitative input for further Petrel based 3D modeling and resources assessment. Structural framework of the model comprises 9 surfaces (from the top of Silurian to the top of Cambrian), adjusted to stratigraphy of 76 wells. Modeled parameters involve vitrinite reflectance (Ro), present and original TOC, shale and brittle minerals volumes, RockEval S1 + S2 and HI parameters, bulk density (RHOB), porosity (PHI) and water saturation model. Models are based on laboratory data and well logs interpretation in 15 wells. Using reflectivity model oil, liquid and gas windows were established, and applying modified Schmoker method equations preliminary resources assessment for each window was completed.
PL
W ramach projektu ShaleFore podjęto badania mające na celu udokumentowanie możliwości występowania niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego w utworach ilasto-mułowcowych miocenu autochtonicznego. W celu zintegrowania danych geologicznych, geofizycznych i złożowych przystąpiono do opracowania modeli strukturalno-parametrycznych w skali od regionalnej po lokalną. Wykonane modele będą wykorzystane do analiz geologicznych, hierarchizacji złożowej, do modelowań generacyjnych, jak również do przeprowadzenia lokalnych symulacji złożowych.
EN
One of the main goal of the ShaleFore project is to establish and document the presence of unconventional hydrocarbons resources amid the autochthonous Miocene clay-mudstone formation. In order to integrate geological data, geophysical and reservoir properties, it is planned to perform and develop set of structural and parametrical models in scale from regional to local. Created models will be then used for the geological analysis, petroleum system ranking, generation modeling as well as for carrying out the local reservoir simulation.
13
Content available remote Unconventional hydrocarbons deposits of Ukraine
EN
The results of analysis of the state of exploration, prospecting and extraction of hydrocarbons of unconventional type are quoted: shale gas, tight gas, coalbed methane, slate oil, gas hydrates and hydrocarbons of impact structures in Ukraine. Based on analysis of numerous dates and personal analytical research, regional prognostic assessment of Ukraine for unconventional hydrocarbon deposits was made. Prospective rock complexes and areas for shale gas and oil, and tight gas search were selected. The following parameters and indicators of potentially gas-bearing strata of perspective areas were determined: quantity, thickness and depth of productive horizons, Сорг content, ТОС, Ro. The potential of unconventional hydrocarbon resources are estimated.
PL
Praca zawiera analizę rozpoznania i udostępniania węglowodorów ze złóż niekonwencjonalnych, takich typów jak złoża gazu i ropy z łupków, złoża gazu zamkniętego, jak również zasoby metanu w hydratach. Regionalna prognoza dla niekonwencjonalnych złóż Ukrainy została wykonana na podstawie numerycznej analizy posiadanych danych. Wydzielono perspektywne kompleksy dla gazu i ropy ze skał łupkowych, jak również dla gazu zamkniętego. Określono takie parametry i wskaźniki dla potencjalnych wydzieleń, jak: miąższość, głębokości zalegania horyzontów produkcyjnych, zawartość węgla organicznego TOCoraz Ro. Oszacowano potencjał analizowanych złóż.
EN
Potential unconventional gas volume in Ukraine is huge. There are coal bed methane, shale and tight gas types of reservoirs. The paper contain review of prospecting such types of reservoirs. Additionally, forecasting of gas production level and geological resources as well as necessary steps in evaluation of discovered reservoirs is presented.
RU
Украина имеет значительный ресурсный потенциал нетрадиционного газа в виде метана угольных пластов, сланцевого газа и газа плотных коллекторов. В статье представлена информация о текущем состоянии основных этапов развития нетрадиционных газовых ресурсов в Украине. Также сформулирован прогноз начального уровня добычи и необходимых шагов для интенсификации разработки ресурсов газа.
15
Content available remote Specyfika udostępniania złóż niekonwencjonalnych w Polsce
PL
Zasoby węglowodorów w złożach niekonwencjonalnych zaczynają odgrywać coraz większą rolę w globalnym bilansie energetycznym. Ich pozyskanie staje się wiodącym celem wielu firm naftowych z całego świata. Polski przemysł ma już pewne doświadczenia w tym obszarze poszukiwań. W minionych latach toczyły się prace nad uzyskaniem komercyjnej produkcji węglowodorów z łupków gazonośnych. Jednocześnie krajowe firmy wykazują coraz większe zainteresowanie również innymi, niekonwencjonalnymi akumulacjami gazu (np. tight gas). Działania te mają doprowadzić do wypracowania efektywnej metody udostępniania tych formacji, a w konsekwencji do osiągnięcia sukcesu komercyjnego.
EN
The hydrocarbon resources in unconventional reservoirs are beginning to play an increasingly important role in the global energy balance. Their completion is becoming a leading target for many oil companies all over the world. Polish industry has already had some experience in this area of exploration. In recent years a lot of projects has been done to obtain commercial production of hydrocarbons from shale. Meanwhile, national companies are more and more interested in other unconventional gas accumulations. These activities will lead to the development of effective completion methods in terms of these formations and consequently to the commercial success.
16
PL
Niekonwencjonalne złoża ropy i gazu stanowią wyzwanie interpretacyjne dla petrofizyków. Dobór właściwych metod badawczych jest kluczem do szczegółowej i poprawnej interpretacji przestrzeni porowej skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. W pracy zaprezentowano wstępne wyniki rentgenowskiej nanotomografii komputerowej. Realizowany projekt ma także na celu stworzenie specjalistycznego programu do interpretacji petrofizycznej i geologicznej obrazów tomograficznych skał ze złóż niekonwencjonalnych. Opracowana metodyka znajduje także zastosowanie w analizie skał konwencjonalnych.
EN
Unconventional oil and gas reservoirs are challenge for petrophysicists regarding qualitative and quantitative interpretation. Selection of appropriate research methods is the key in detailed and correct analysis of the pore space in this type of rocks. Preliminary results of rese arch are presented in the paper which comprises of the X-ray computer nanotomography results. Research also aims to create special software to interpret petrophysical and geological parameters from tomographic rock images of unconventional reservoirs. The developed methodology is also used in the analysis of conventional reservoirs.
RU
В нефтегазовой отрасли одной из актуальных задач является разработка месторождений нетрадиционных нефти и газа. Нефтегазовым компаниям необходимо получить рентабельную добычу углеводородов путем применения методов интенсификации флюидоизвлечения из продуктивных пластов, которые без знания структуры фильтрационно-емкостного пространства и учета фильтрационно-емкостных свойств, имеют, как правило, низкую эффективность. Однако в случае нетрадиционных источников, к которым можно отнести нефтематеринские глинистые породы и уголь, чаще всего невозможно проводить лабораторные эксперименты из-за их разрушенного состояния. В связи с этим, встает необходимость применения новых технологий, позволяющих изучать структуру фильтрационно-емкостного пространства и проводить оценку емкостных свойств подобных пород. Одним их таких методов на данный момент является рентгеновская томография. Использование данного метода позволяет визуализировать фильтрационно-емкостное пространство исследуемого образца, оценить значение его пористости. В работе демонстрируются возможности рентгеновской томографии на примере нетрадиционных источников углеводородов (нефтематеринских пород хадумской свиты и угля) и даются рекомендации по применению полученной информации.
EN
In the oil and gas industry one of the most urgent tasks is the development of deposits of unconventional oil and gas. Oil and gas companies need to get the cost-effective production of hydrocarbons by applying methods for oil and gas intensification of productive formations, which without the knowledge of the structure of pore space and consideration of reservoir properties have usually low efficiency. However, in the case of unconventional sources, which include the oil source rocks of shales and coal, it is often impossible to carry out laboratory experiments because of their ruined state. In this regard, there is a necessity of application of new technologies to study the structure of pore space and evaluate reservoir properties of these rocks. One of these methods is currently the X-ray tomography. This method allows visualization of pore space of the test sample, to obtain its quantitative characterization of: the number and size of pores in it, their specific surface area and many other parameters that need to be considered in the development of hydrocarbon deposits. The paper demonstrates the possibility of X-ray tomography as an example of unconventional hydrocarbon sources – source rock Khadum suites and coal.
18
EN
The oil and gas industry is somewhat in a state of flux at the present time, driven by a variety of economic factors beyond the control of many companies. However as we also know there is no real shortage of oil or gas from either conventional or unconventional sources. Exploration activity in the US has slowed dramatically. So what are the prospects for the future? Opportunities for the future abound in many different areas, both conventional and unconventional oil and gas. This paper will review and discuss major advances in exploitation of these resources and areas that are suitable for collaborative research efforts between groups in Poland and the US. One area that will be discussed is the integration of various geochemical concepts into sequence stratigraphic models. This is particularly important in prospects were horizontal drilling is being used. It provides information of the facies that will be most productive and also an understanding on the origin of these facies that can be extrapolated to other parts of the basin or prospects. So the presentation will focus on topics such as those as well as an evaluation of other areas that should be investigated in the future that will be useful in exploration activity.
PL
Przemysł poszukiwań ropy i gazu przeżywa obecnie stan zawahania spowodowany szeregiem czynników ekonomicznych niekontrolowanych przez firmy naftowe. Jednak jak wiadomo, obecnie nie występują niedobory rynkowe ropy i gazu ze źródeł konwencjonalnych oraz niekonwencjonalnych. Działalność poszukiwawcza w Stanach Zjednoczonych uległa obecnie znacznemu zahamowaniu. Jaka jest więc perspektywa na przyszłość? Szans jest wiele, zarówno w rejonach poszukiwań konwencjonalnych, jak i niekonwencjonalnych złóż ropy i gazu. W niniejszej pracy dokonano przeglądu i dyskusji nad głównymi postępami w zakresie eksploatacji tych złóż oraz tematów dogodnych do wzajemnej współpracy naukowej grup badawczych z Polski oraz ze Stanów Zjednoczonych. Jednym z nich będzie możliwość integracji różnych koncepcji geochemicznych z modelami stratygrafii sekwencji. Jest to szczególnie znaczące na obszarach, gdzie stosowana jest technika wierceń horyzontalnych. Technika ta dostarcza informacji nt. rozprzestrzenienia najbardziej produktywnych facji oraz zrozumienia genezy ich powstania, która ma doprowadzić do ekstrapolacji ich występowania na inne strefy basenu lub obszaru poszukiwawczego. Prezentacja skupi się na wyżej wspomnianych tematach oraz na ocenie innych zagadnień, które powinny zostać w przyszłości przebadane, co będzie przydatne w trakcie prac poszukiwawczych.
PL
Pomiary porowatości skał ze złóż niekonwencjonalnych stanowią wyzwanie ze względu na bardzo niską przepuszczalność, niewielkie rozmiary porów, wysoką zawartość substancji organicznej, jak i minerałów ilastych. Przedstawiona praca ma na celu przystosowanie metodyki pomiaru porowatości helowej do badań skał mikroporowych. Wykonane badania wykazały, że warunki pomiaru mają tutaj duże znaczenie, dotyczy to zarówno ciśnienia pomiaru i rozmiaru ziaren. Najwyższe wartości porowatości uzyskano dla pomiarów wykonanych na próbkach pokruszonych do frakcji < 0,5 mm.
EN
Porosity measurements of rocks from unconventional reservoirs are a challenge because of their extremely low permeability, small dimensions of pores, high content of organic substance and clay minerals. The goal of the presented work was to adapt the helium porosity measurements to investigation of microporous rocks. The obtained results revealed the importance of such measurement conditions as pressure and grain size. The highest porosity values were obtained for measurements conducted on samples crushed to grain size < 0.5 mm.
20
Content available remote Specyfika udostępniania złóż niekonwencjonalnych w Polsce
PL
Zasoby węglowodorów w złożach niekonwencjonalnych zaczynają odgrywać coraz większą rolę w globalnym bilansie energetycznym. Ich pozyskanie staje się wiodącym celem wielu firm naftowych z całego świata. Polski przemysł ma już pewne doświadczenia w tym obszarze poszukiwań. W minionych latach prowadzono prace nad uzyskaniem komercyjnej produkcji węglowodorów z łupków gazonośnych. Polskie firmy udostępniły formacje łupkowe znaczną liczbą odwiertów. Wiele z prac nad udostępnianiem tych formacji miało charakter eksperymentalny. Ich celem było znalezienie efektywnej techniki i technologii pozyskiwania gazu z łupków. Firma ORLEN Upstream wykonała interesujące prace stymulacyjne w odwiercie Stoczek-OU1K. Zabiegi szczelinowania zostały przeprowadzone z wykorzystaniem różnych technologii płynowych, a opróbowanie odwiertu odbywało się w sposób selektywny. Jednocześnie krajowe firmy wykazują coraz większe zainteresowanie również innymi, niekonwencjonalnymi akumulacjami gazu (np. tight gas). W Polsce istnieją potwierdzone zasoby gazu w niskoprzepuszczalnych piaskowcach, natomiast sposoby ich udostępniania dotychczas nie zawsze okazywały się efektywne. Intensywny rozwój w obszarze dodatków chemicznych, jak również ciekawe koncepcje w zakresie technologii zabiegowych pozwalają z optymizmem patrzeć na przyszłe wyzwania związane ze stymulacją złóż typu tight. Interesującym obszarem poszukiwań nowych zasobów gazu ziemnego w Polsce jest też metan zakumulowany w pokładach węgla. Po pierwszych, niezbyt udanych eksperymentach w latach dziewięćdziesiątych ubiegłego stulecia, mając na względzie postęp techniczny i technologiczny, jaki się od tego czasu dokonał, można ponownie przystąpić do realizacji projektów w tym obszarze, z nadzieją na większą efektywność. Wspomniane działania i aktywność krajowych firm w poszukiwaniu węglowodorów w niekonwencjonalnych akumulacjach mogą doprowadzić do wypracowania efektywnej metody udostępniania tych formacji, a w konsekwencji do osiągnięcia sukcesu komercyjnego.
EN
The hydrocarbon resources in unconventional reservoirs are beginning to play an increasingly important role in the global energy mix. Their completion is becoming a leading target for many oil companies all over the world. Polish industry has already had some experience in this area of exploration. In recent years, lots of projects have been conducted to obtain commercial production of hydrocarbons from shale. Polish companies have drilled significant amount of wells, to shale gas formation. Much of the work to make available these formations has been experimental. Their goal, was to find effective techniques and technologies for the production of shale gas. The company ORLEN Upstream, has done some interesting stimulation work in the Stoczek-OU1K well. Fracturing treatments were performed in different wellbore technologies and testing was performed in a selective manner. Meanwhile, national companies are more and more interested in other unconventional gas accumulations. In Poland there are proven reserves of tight gas in low permeability sandstones, and methods of their stimulation have not always been effective. Intensive development in the area of chemical additives as well as interesting ideas in treatment technology, allow to be optimistic for the future challenges in the field of stimulation of tight gas reservoirs. An interesting area of exploration of new natural gas resources in Poland is also methane accumulated in coal seams. After previous unsuccessful experiments in the past years, new projects in this area can be realized with greater efficiency, having regard to the technical and technological progress which has been made These activities will lead to the development of effective completion methods in terms of these formations and consequently to commercial success.
first rewind previous Strona / 3 next fast forward last
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.