Optymalizacja kosztów prac wiertniczych na złożach gazu z pokładów łupków – zarys koncepcji

• Autorzy: Byrska-Rąpała A. , Feliks J. , Karkula M. , Wiśniowski R.

Warianty tytułu

EN

Optimization of drilling costs on shale gas deposits – concept outline

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Polska w ostatniej dekadzie stała się jednym z najbardziej aktywnych rynków poszukiwania niekonwencjonalnych złóż węglowodorów. Obecnie na terenie kraju obowiązuje 20 koncesji na poszukiwanie i/lub rozpoznawanie złóż, w tym gazu z łupków. Powierzchnia objęta koncesjami poszukiwawczymi to 7,5% powierzchni kraju. W cyklu życia projektu zagospodarowania i eksploatacji gazu z zasobów łupkowych można wyróżnić cztery główne etapy: wybór i przygotowanie miejsca wykonania odwiertów, etap wiercenia i szczelinowania hydraulicznego, eksploatacja (produkcja) i marketing oraz „wygaszenie” eksploatacji i rekultywacja terenu. W artykule przedstawiono koncepcję analizy kosztów projektu inwestycyjnego związanego z poszukiwaniem i zagospodarowaniem złoża/obszaru gazu z łupków. Poddano analizie dwa pierwsze etapy dotyczące prac przygotowawczych, realizowanych na wybranym placu oraz prac wiertniczych i szczelinowania hydraulicznego. Ze względów ekonomicznych jedynym racjonalnym sposobem udostępnienia złóż gazu łupkowego jest stosowanie otworów poziomych, wykonywanych pojedynczo lub grupowo. Ilość padów wiertniczych, pokrywających obszar koncesji jest podstawowym determinantem kosztów zagospodarowania złoża. W artykule przedstawiono wyniki analizy kosztów różnego rodzaju sposobu rozwiercania złoża o powierzchni 25 000 000 m2 . Oszacowań kosztów dokonano dla dwóch wariantów: grupowego wiercenia dla trzech rodzajów padów wiertniczych − z trzema, pięcioma i siedmioma otworami oraz dla otworów wykonywanych pojedynczo. Wyniki analizy pokazują, że wraz ze wzrostem liczby odwiertów w padzie maleją sumaryczne koszty rozwiercania złoża o założonej powierzchni. Dla padów z trzema odwiertami są mniejsze w stosunku do wariantu drugiego o ponad 7%, przy pięciu są mniejsze o 11%, a przy siedmiu odwiertach realizowanych z jednego placu budowy są mniejsze w stosunku do wariantu drugiego o 11,5%. Autorzy poprzez zastosowaną metodykę wskazują kierunek oraz sposoby dalszych badań i analiz, które umożliwią optymalizację prac wiertniczych na złożach gazu z łupków.

EN

In the last decade, Poland has become one of the most active markets for unconventional hydrocarbon deposits exploration. At present, there are twenty concessions for the exploration and/or discovery of reserves, including shale gas. The area covered by exploration concessions constitutes ca. 7.5% of the country’s area. Four main stages can be distinguished In the shale gas development and exploitation project: the selection and preparation of the place of development of the wells, hydraulic drilling and fracturing, exploitation (production) and marketing, exploitation suppression and land reclamation. In the paper, the concept of cost analysis of an investment project related to the exploration and development of a shale gas field/area was presented. The first two stages related to the preparatory work, carried out on the selected site, as well as drilling and hydraulic fracturing were analyzed. For economic reasons, the only rational way to make shale gas reserves available is to use horizontal drilling, either singly or in groups. The number of drilling pads covering the concession area is a fundamental determinant of the development cost of the deposit. In the paper, the results of the cost analysis of various types of reaming method with an area of 25,000,000 m2 were presented. Cost estimates were prepared for two variants: group drilling for three types of drilling pads: with three, five and seven wells and for single wells. The results show that, as the number of horizontal wells increases, the total cost of the development of the deposit is reduced. For tree-wells pad, these costs are 7% lower than in the second variant, for five-well pads they are 11% lower, and for seven-well pads they are 11.5% smaller than in the second variant. Authors, using applied methodology, indicate the direction of further research that will enable the optimization of shale gas drilling operations.

Słowa kluczowe

PL

gaz łupkowy; pad wiertniczy; odwiert poziomy; optymalizacja prac wiertniczych; metody sieciowe

EN

shale gas; pad drilling; horizontal well; drilling optimization; network methods

• Wydawca: Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
• Czasopismo: Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
• Rocznik: 2017
• Tom: nr 100
• Strony: 21--35
• Opis fizyczny: Bibliogr. 12 poz., tab., wykr., zdj.

Twórcy

autor

Byrska-Rąpała A.

• Wydział Zarządzania, Akademia Górniczo-Hutnicza, Kraków

autor

Feliks J.

• Wydział Zarządzania, Akademia Górniczo-Hutnicza, Kraków

autor

Karkula M.

• Wydział Zarządzania, Akademia Górniczo-Hutnicza, Kraków

autor

Wiśniowski R.

• Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Akademia Górniczo-Hutnicza, Kraków

Bibliografia

• 1. Bilans zasobów złóż kopalin w Polsce, wg stanu na 31 XII 2015 r., PIG, Warszawa 2016. [Online] Dostępne w: https://www.pgi.gov.pl/geologiczne-bazy-danych.html [Dostęp: 10.07.2016].
• 2. Bozarth, C. i Handfield, R.B. 2007. Wprowadzenie do zarządzania operacjami i łańcuchem dostaw. Gliwice: Wyd. Helion.
• 3. Budak, P. i Witek, W. 2011. Gaz łupkowy (Shale Gas) – strategia dla Polski do 2025 r. Nauka i Technika 7(159). [Online] Dostępne w: http://studioopinii.pl/wp-content/uploads/2013/12/gaz2025.pdf [Dostęp: 16.07.2017].
• 4. Klawiter i in. 2013 − Klawiter, M.M., Borek, G., Pasternak, P. i Mielniczuk, A. 2013. Działania samorządów województw: pomorskiego, kujawsko-pomorskiego, warmińsko-mazurskiego i lubelskiego, związane z poszukiwaniem i rozpoznaniem niekonwencjonalnych złóż węglowodorów. Przegląd Geologiczny t. 61, nr 6, s. 338–342.
• 5. Markus, U. 2015. Oil & Gas: The Business and Politics of Energy. Palgrave Macmillan, New York.
• 6. Państwowy Instytut Geologiczny 2012. Ocena Zasobów Wydobywalnych Gazu Ziemnego i Ropy Naftowej w Formacjach Łupkowych Dolnego Paleozoiku w Polsce (Basen Bałtycko-Podlasko-Lubelski), Raport Pierwszy. [Online] Dostępne w: http://www.pgi.gov.pl/pl/component/docman/doc_download/771-raport-pl.html [Dostęp: 20.07.2016].
• 7.Podhalańska, T. 2016. Blok artykułów – niekonwencjonalne systemy węglowodorowe basenów bałtycko-podlasko-lubelskiego oraz karbońskiego SW Polski. Przegląd Geologiczny t. 64, nr 12, s. 951–952.
• 8. Stankiewicz, P. 2013. Razem o łupkach: czyli jak prowadzić dialog publiczny przy poszukiwaniu i wydobyciu gazu z łupków. Przegląd Geologiczny t. 61, nr 6, s. 374–380.
• 9. Tokarz A. i in. 2014 – Tokarz, A., Burchart-Korol, D. i Nowak, D. 2014. Wybrane aspekty środowiskowe, ekonomiczne i społeczne produkcji gazu łupkowego – przegląd literatury. Przegląd Górniczy t. 70, nr 10, s. 137–146.
• 10. Witek, W. i Budak, P. 2011. Gaz łupkowy (Shale Gas) – strategia dla Polski do 2025 r. Wiadomości 7(159), s. 4–11.
• 11. Wróbel, G. i Lis, P. 2012. Gdzie uwięziony jest gaz łupkowy i czy łatwo go wydobyć. X Międzynarodowe Targi i Konferencja GEOLOGIA „GEO – ECO – TECH”, Państwowy Instytut Geologiczny–Państwowy Instytut Badawczy, Warszawa, 24 maja 2012 r. [Online] Dostępne w: https://www.pgi.gov.pl/docman-tree/aktualnosci -2012/targi-geologia/976-gdzie-uwieziony-jest-gaz-lupkowy-i-czy-latwo-go-wydobyc/file.html [Dostęp: 16.07.2017].
• 12. [Online] Dostępne w:http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/energy-economics/statistical-review-2016/bp-statis tical-review-of-world-energy-2016-full-report.pdf [Dostęp: 23.07.2017].

Uwagi

Opracowanie ze środków MNiSW w ramach umowy 812/P-DUN/2016 na działalność upowszechniającą naukę (zadania 2017).