The history of UGS Strachocina investment as an example of success achieved by cooperation between a western company and Polish oil and gas companies

• Autorzy: Filar Bogdan , Miziołek Mariusz , Kawecki Mieczysław , Piaskowy Marek

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2021.11.06

Warianty tytułu

PL

Historia inwestycji PMG Strachocina jako przykład sukcesu współpracy firmy zachodniej z polskimi przedsiębiorstwami z sektora ropy naftowej i gazu ziemnego

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

In 2006 Oil and Gas Institute, Underground Gas Storage Department was given the task of designing the UGS Strachocina working volume, production and injection rates enlargement. Gas storage Strachocina is located in the south eastern part of Poland, near Sanok. The UGS Department ran some analysis before that date, which gave us the answer that the old vertical well technology would not be enough to achieve investment success. We knew that we needed to use horizontal well technology in which we had no experience at all. At that time there were only a few horizontal wells drilled in Poland. We decided to start cooperation with the company Baker Hughes, and asked them to help us to design the drilling technology and well completions. We knew that we needed to drill 8 horizontal wells in difficult reservoir conditions. Based on Baker Hughes’ recommendations, the EXALO Polish drilling company’s experience and the Institute’s knowledge of storage reservoir geology, the trajectories of 8 new wells were designed. Working with Baker Hughes, we designed the well completion based on expandable filters, the second time this type of completion technology had been used in the world at that time. During drilling, we were prepared for drilling fluid losses because of the extensive Strachocina reservoir’s natural fracture system. The investment was in doubt during the drilling of the first two horizontal wells because of huge drilling fluid losses and the inability of drilling the horizontal section length as designed. We lost 4000 cubic metres of drilling fluid in a one single well. During the drilling of the 2 nd well, we asked Baker Hughes to help us to improve the drilling technology. Our partners from Baker Hughes prepared the solution in 3 weeks, and so we were able to use this new technology on the 3rd well drilled. It turned out that we could drill a longer horizontal section with less drilling fluid loss. The paper will show the idea of the project, the team building process, the project problems solved by the team, decisions made during the UGS Strachocina investment and the results. It will show how combining “western” technology and experience with “eastern” knowledge created a success story for all partners.

PL

W 2006 roku Instytutowi Nafty i Gazu, Zakładowi Podziemnego Magazynowania Gazu, powierzono zadanie zaprojektowania rozbudowy PMG Strachocina poprzez powiększenie pojemności czynnej i zwiększenie mocy zatłaczania oraz odbioru gazu. Magazyn gazu Strachocina zlokalizowany jest w południowo-wschodniej Polsce, niedaleko Sanoka. Zakład Podziemnego Magazynowania Gazu przeprowadził analizę eksploatacji PMG Strachocina do roku 2006. Wykonana analiza dała odpowiedź, że stara technologia odwiertów pionowych nie wystarczy do osiągnięcia sukcesu inwestycyjnego, polegającego na rozbudowie magazynu Strachocina. Zakład PMG wiedział, że musi skorzystać z technologii odwiertów poziomych, w której nie posiadał żadnego doświadczenia. W tym czasie wykonano w Polsce tylko kilka odwiertów poziomych. Postanowiliśmy nawiązać współpracę z firmą Baker Hughes i poprosiliśmy ją o pomoc w zaprojektowaniu technologii wiercenia i wykonania odwiertów. Zespół Zakładu PMG obliczył, że musi zostać odwierconych 8 otworów horyzontalnych, w trudnych warunkach geologicznych. Na podstawie zaleceń Baker Hughes, doświadczeń polskiej firmy wiertniczej Exalo oraz wiedzy Instytutu z zakresu geologii PMG Strachocina zaprojektowano trajektorię 8 nowych odwiertów. Współpracując z Baker Hughes, wspólnie zaprojektowaliśmy udostępnienie horyzontów magazynowych z wykorzystaniem technologii filtrów poszerzalnych. W tamtym czasie technologia ta została zastosowana na świecie po raz drugi. Podczas wiercenia byliśmy przygotowani na ucieczki płynów wiertniczych ze względu na rozległy system naturalnych spękań występujących w horyzontach magazynu Strachocina. Osiągnięcie parametrów inwestycyjnych było zagrożone podczas wiercenia dwóch pierwszych odwiertów poziomych ze względu na duże straty płuczki wiertniczej oraz niemożność odwiercenia projektowanej długości odcinka poziomego. W jednym odwiercie straciliśmy 4000 metrów sześciennych płuczki wiertniczej. Podczas wiercenia drugiego odwiertu poprosiliśmy firmę Baker Hughes o pomoc w udoskonaleniu technologii wiercenia. Nasi partnerzy z Baker Hughes przygotowali rozwiązanie w 3 tygodnie. W związku z tym udoskonalona technologia została zastosowana podczas wiercenia trzeciego odwiertu. Okazało się, że możemy wywiercić dłuższy odcinek poziomy z mniejszymi stratami płynu wiertniczego. W artykule przedstawiona została idea projektu, proces budowania zespołu, problemy projektowe rozwiązane przez zespół, decyzje podjęte w trakcie realizacji rozbudowy PMG Strachocina oraz ich rezultaty. Głównym celem publikacji jest pokazanie, jak połączenie „zachodniej” technologii i doświadczenia ze „wschodnią” wiedzą tworzy historię sukcesu wszystkich partnerów.

Słowa kluczowe

EN

UGS Strachocina; horizontal well; natural gas; gas storage; UGS; expansion

PL

PMG Strachocina; odwiert horyzontalny; gaz ziemny; magazynowanie gazu; rozbudowa; PMG

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2021
• Tom: R. 77, nr 11
• Strony: 760--764
• Opis fizyczny: Bibliogr. 7 poz., rys.

Twórcy

autor

Filar Bogdan

• Oil and Gas Institute – National Research Institute

autor

Miziołek Mariusz

• Oil and Gas Institute – National Research Institute

autor

Kawecki Mieczysław

• Polish Oil and Gas Company SA

autor

Piaskowy Marek

• 3Drill-Supp

Bibliografia

• Filar B., 2005. Ocena ekonomiczna zastosowania odwiertów horyzontalnych i multilateralnych w PMG. Unpublished report. Archive of the INiG – PIB, Kraków.
• Filar B., Miziołek M., Dusza R., 2000. Ocena aktualnego stanu geologiczno-złożowego i technologicznego PMG Strachocina pod kątem etapowej jego rozbudowy. Unpublished report. Archive of the INiG – PIB, Kraków.
• Filar B., Miziołek M., 2006. Studium wykonalności rozbudowy PMG Strachocina. Unpublished report. Archive of the INiG – PIB, Kraków.
• Filar B., Miziołek M., Hoszowski A., 2011. Parametry PMG osiągnięte w pierwszym cyklu eksploatacji magazynu, po rozbudowie pojemności czynnej zakończonej w 2011 r. Nafta-Gaz, 12: 993–998.
• Miziołek M., 2002. Analiza warunków techniczno-petrograficznych PMG Strachocina pod kątem przeprowadzenia zabiegów intensyfikacji wydobycia na odwiertach eksploatacyjnych. Unpublished report. Archive of the INiG – PIB, Kraków.
• Miziolek M., Zamojcin J., 2012. Mapa geologiczna faldu Strachociny. Nowe dane na starej mapie. Nafta-Gaz, 12: 999–1011.
• Miziołek M., Pojnar M., Ziobro R., 2010. Odwierty horyzontalne na PMG Strachocina – geologia i technika. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu, 170: 307–313.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2021).