Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

A computer aided analysis and forecasting of gas reservoir production

Żygas Wojciech, Blicharski Jacek, Rybicki Czesław

Archives of Mining Sciences

|

2022

|

Vol. 67, no. 4

565--601

EN

The article presents a methodology for analysing historical gas production data and determining the gas reserves and the petrophysical parameters of a reservoir-aquifer system. These parameters are obtained from a fitting algorithm using production data sets. A forecast of the future field gas production can be created on the calibrated mathematical model basis. The developed method is based on the material balance assumptions and the widely used Fetkovich and van Everdingen-Hurst equations for calculating water influx. To conduct the calculations and analyse production data, the computer application was developed using Python programming language. A user-friendly graphical interface makes the proposed application convenient and intuitive to use. The software was calibrated based on the literature data from the gas field of known parameters and then validated using five case studies of the actual gas fields in the Polish Carpathian Foredeep. From the tests, very high compatibility between the computed and the real field values were obtained. An additional comparison with the commercial program MatBal confirmed the proper functioning of the application.

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

Investigation of the Process of Mud Filtrate Invasion from an Open Wellbore into a Fresh Water Formation

Mandryk Oleg M., Mishchuk Bohdan, Zelmanovych Andrii I., Tyrlych Volodymyr V., Tuts Oleg M., Poberezhna Liubov

Ecological Engineering & Environmental Technology

|

2021

|

Vol. 22, iss. 4

53--65

EN

While developing hydrocarbon (oil and gas) deposits, it is necessary to drill into shallow formations of fresh (drinking) water, and this causes the filtrate invasion from the open wellbore into these formations. A mathematical model of this process was created; an analysis of the influence of the identified by the process features filtration zones was performed, and it was shown that the zones of the mud crust and interstitial colmatation are dominant. The filtrate invasion can significantly impair the quality of fresh water and cause environmental damage.

4

Assessing the effects of water withdrawal for hydraulic fracturing on surface water and groundwater - a review

Saha Gopal Chandra, Quinn Michael

Meteorology Hydrology and Water Management. Research and Operational Applications

|

2020

|

Vol. 8, Iss. 2

52--59

EN

The interaction between groundwater and surface water plays an important role in the function of riparian ecosystems and sustainable water resource management. Hydraulic fracturing, an unconventional oil and gas well stimulation method, has increased dramatically in North America in an effort to exploit previously inaccessible shale oil and gas reserves. Hydraulic fracturing often requires several thousand cubic meters of water to fracture the source formations. Use of such a high volume of water has raised considerable public concern over the sustainability of this activity and the potential impacts on surface water and groundwater. This paper provides a review of the published literature addressing the effects of water withdrawal for hydraulic fracturing on surface water and groundwater. The potential effects of such withdrawal are: decreased volume of water in rivers, streams, lakes and aquifers; alteration of natural flow regimes; regional water shortages during periods of drought; creating conflicts with other water users in water-stressed regions; inadequate downstream water availability; reduced downstream water quality for human uses, due to less water availability for dilution; and degradation of habitat and aquatic ecosystem function, impacting local wildlife. This review demonstrates that relatively little attention has been paid to quantify and understand these interactions, and suggests that there is a significant need for further research in this area to address the currently limited availability of data.

5

Comparison of electricity generating from natural gas and from other sources in selected EU member states and in the USA — A review

Metelska K., Biały R., Cieślik T., Szurlej A.

Transactions of the Institute of Fluid-Flow Machinery

|

2017

|

nr 137

105--121

EN

The analyses scale of natural gas use for power generation in selected countries have been analyzed. In the USA natural gas has strengthened its position as fuel in the electricity generation sector, while in the EU member states opposite tendencies were observed. One of the main reasons for these differences are significantly higher prices of natural gas in EU member states in comparison to prices in the USA. The article examines the relationship between gross domestic product and natural gas consumption. Moreover, the costs of electricity obtained from different sources were compared, with particular emphasis on technologies based on natural gas.

6

Analiza możliwości pozyskiwania pozabilansowych zasobów gazu ziemnego z nasyconych poziomów solankowych w procesach sekwestracji CO2

Warnecki M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 211

1--222

PL

W ciągu ostatnich kilku dekad wzrosła koncentracja gazów cieplarnianych w atmosferze, co wzbudziło zaniepokojenie z powodu zmian klimatycznych. Uważa się, że gazy cieplarniane zatrzymują ciepło emitowane z powierzchni Ziemi w dolnych warstwach atmosfery, czego skutkiem jest globalne ocieplenie. Emisja ditlenku węgla (CO2) odpowiada za około 2/3 obserwowanego procesu globalnego ocieplenia. W ciągu ostatnich 150 lat stężenie ditlenku węgla w atmosferze wzrosło z 280 ppm do około 400 ppm. Stało się tak głównie w wyniku spalania paliw kopalnych. Efektywne korzystanie z alternatywnych źródeł energii proponuje się jako pierwsze podejście do obniżenia poziomu CO2 w atmosferze. W minionym dziesięcioleciu geologiczne składowanie ditlenku węgla szczegółowo badano w kontekście nowego rozwiązania umożliwiającego ograniczenie koncentracji węgla w atmosferze. Idea ta polega na wychwytywaniu CO2 ze źródeł emisji, a następnie zatłaczaniu go do głębokich formacji geologicznych. Istnieją różne metody składowania: - zatłaczanie CO2 do wyeksploatowanych złóż ropy i gazu; - zatłaczanie CO2 do pokładów węgla; - zatłaczanie CO2 do głębokich solankowych poziomów wodonośnych. Poziomy wodonośne mają najwyższą szacowaną pojemność. Niejednokrotnie błędnie uważa się, że solankowe poziomy wodonośne cechuje niska wartość ekonomiczna. Jednak niektóre z nich mogą być istotnym źródłem energii, gdyż zawierają rozpuszczony w wodzie metan i/lub ciepło geotermalne. Pozyskanie tej energii może pomóc zrównoważyć koszty wychwytywania i składowania ditlenku węgla (CCS). W naszym kraju produkcja energii odbywa się głównie poprzez spalanie węgla – ok. 95%. W związku z tym technologie niskiej emisji CO2 z jego przechwytywaniem i bezpiecznym magazynowaniem są w Polsce wysoce pożądane. Głębokie solankowe poziomy wodonośne stanowią największy znany obecnie potencjał sekwestracyjny ditlenku węgla, lecz w przeciwieństwie do wgłębnych struktur naftowych stopień ich geologicznego rozpoznania jest znacznie mniejszy. W istniejących poziomach solankowych nasyconych gazem ziemnym szczelność (na przestrzeni czasu geologicznego) potwierdzona jest występowaniem niewielkich złóż gazu w lokalnych kumulacjach struktury. Typując przyszłe poziomy geologiczne do podziemnego składowania CO2 w Polsce, należy uwzględnić utwory permskie zalegające na obszarze Niżu Polskiego. Szczególną uwagę zwraca megastruktura niecki poznańskiej, wypełnionej utworami czerwonego spągowca rozciągającymi się na powierzchni ok. 5000 km2. Piaskowce te stanowią rozległy poziom solankowy nasycony gazem ziemnym. W lokalnych kulminacjach struktury powstały złoża gazu ziemnego. Jak wyliczono, megastruktura niecki poznańskiej w poziomach solankowych czerwonego spągowca może zawierać zasoby rozpuszczonego gazu ziemnego w ilości 120 mld Nm3, a więc na poziomie obecnie udokumentowanych zasobów gazu ziemnego w Polsce. Już w latach 70. rozważano różne metody pozyskania rozpuszczonego gazu. Jedną z ciekawszych propozycji jest prezentowana koncepcja składowania w tych poziomach CO2. Gaz ten cechuje dobra rozpuszczalność w wodach złożowych, znacznie większa (ok. 10-krotnie) od rozpuszczalności gazów ziemnych. W trakcie procesu sekwestracji CO2 powinien zatem zachodzić proces wypierania rozpuszczonych w solankach rodzimych gazów ziemnych i ich migracja do wyżejległych kulminacji, które stanowią złoża gazu ziemnego. Następowałby więc proces naturalnego uzupełnienia zasobów uwolnionym gazem ziemnym z możliwością jego późniejszego wydobycia. Monografia składa się z 7 rozdziałów. Rozdział 1 to przegląd literaturowy dotyczący badanego zagadnienia. Zaprezentowano w nim wiele koncepcji i wynalazków mających na celu umożliwienie pozyskiwania gazu ziemnego zawartego w głębokich poziomach solankowych. Są to techniki polegające głównie na wydobyciu nasyconej solanki na powierzchnię, a następnie odseparowaniu z niej rozpuszczonego gazu. Opisano również kilka projektów badawczych prowadzonych w Polsce i za granicą. Rozdział 2 dotyczy geologii. Zawiera ogólną charakterystykę geologiczną polskiej części basenu czerwonego spągowca i struktury niecki poznańskiej – jako potencjalnego krajowego obiektu sekwestracyjnego. W rozdziale opisano proponowaną koncepcję pozyskiwania gazu ziemnego poprzez zatłaczanie CO2 bezpośrednio do nasyconych poziomów solankowych w procesie sekwestracji CO2. Rozdział 3 przedstawia opis i wyniki kompleksowych badań właściwości fazowych mieszanin powstałych podczas zatłaczania CO2 do solanek zawierających metanowy gaz ziemny. Badania prowadzono z użyciem aparatury PVT firm Chandler i Ruska w złożowych warunkach ciśnienia i temperatury. Opisano użytą aparaturę, przedstawiono metodykę badań, w końcu zaprezentowano uzyskane rezultaty testów PVT gazów rodzimych (Ujazd-15, Porażyn-2A), ditlenku węgla i ich mieszanin pośrednich. Rozdział 4 zawiera opis i wyniki badań dotyczących zjawiska pęcznienia solanki wskutek zatłaczania do niej CO2 (ang. swelling test). Przedstawiono również rezultaty badań rozpuszczalności gazów ziemnych i CO2 w solankach złożowych i wodzie destylowanej. Rozdział 5 przedstawia szczegółową charakterystykę i wyniki eksperymentów prowadzonych na fizycznych modelach złoża. Doświadczenia wykonywano w złożowych warunkach ciśnienia i temperatury. Pierwszy omówiony eksperyment przeprowadzono na fizycznym modelu złoża bez porowatości. Kolejne eksperymenty pozwoliły zbliżyć się do bardziej rzeczywistych warunków, tj. były wykonywane w ośrodku porowatym. Testy udowodniły, że możliwe jest pozyskanie dodatkowych ilości gazu ziemnego poprzez wyparcie ich ze środowiska wodnego. Rozdział 6 opisuje numeryczny geologiczny model złoża, którym posłużono się w symulacjach procesu desorpcji gazu ziemnego z głębokich poziomów wodonośnych i geologicznej sekwestracji CO2. Przedstawiono specyfikację modelu symulacyjnego łącznie z parametrami petrofizycznymi, właściwościami płynu złożowego i ich wzajemnym oddziaływaniem. Symulacje numeryczne wykorzystujące specjalistyczne oprogramowanie (Eclipse firmy Schlumberger) były ukierunkowane na oszacowanie ilości gazu ziemnego możliwego do pozyskania podczas zatłaczania CO2 w procesie sekwestracji. W rozdziale opisano wpływ zatłaczania CO2 na ilość wydobytego gazu ziemnego – rozważono i przedyskutowano kilka scenariuszy prowadzenia tego procesu. Rozdział 7 prezentuje podsumowanie uzyskanych wyników badań oraz wnioski końcowe. Przedyskutowano w nim pewne koncepcje i strategie pozyskiwania gazu ziemnego z poziomów solankowych. Przedstawiono zalecenia dotyczące przyszłych prac.

EN

In the past few decades, greenhouse gases concentration has increased in the atmosphere and aroused concerns about climate change. It is believed, that greenhouse gases trap the heat radiated from the Earth's surface and lower layers of the atmosphere, causing global warming, and that carbon dioxide (CO2) accounts for about two thirds of the observed global warming. In the past 150 years, the concentration of carbon dioxide in the atmosphere has surged from 280 ppm, to about 400 ppm. This was mainly as a result of burning fossil fuels. Increasing the efficiency and developing alternative energies, have been introduced as approaches, to reduce the level of carbon dioxide in the atmosphere. Geological storage of carbon dioxide has been studied comprehensively in the past decade, as a new solution, to reduce the carbon content in the atmosphere. This idea consists of capturing carbon dioxide from sources of emission and injecting it into deep geological formations. There are different methods of storage strategies: - injecting CO2 into depleted oil and gas reservoirs, - injecting CO2 in coal seams, - injecting CO2 into deep saline aquifers. Among these candidates, deep saline aquifers have the highest estimated storage capacity. On the other hand, it is erroneously believed, that deep saline aquifers have low economic value. Some aquifers contain sources of energy, such as dissolved methane or geothermal energy. Production of this energy can help offset the cost of Carbon Capture and Storage (CCS). Coal accounts for 95% of energy generation in Poland. Therefore, low carbon emitting technology with its capture and underground storage of CO2, is required in our country. Deep saline aquifers have the largest long-term storage potential of CO2, but there are many problems with their exploration and qualification, due to the lack of tightness confirmation. It is very important to reduce the cost of their exploration, done mainly by expensive drilling. In existing aquifers saturated by natural gases, tightness is confirmed by the presence of a lot of local gas accumulations, in their top structures. Special attention was focused on the Poznan Trough mega-aquifer, naturally saturated by native natural gases. This mega-structure represents a great potential for long-term underground CO2 storage in Poland, covering an area of 5000 km2. At present, these Rotliegend sandstones, represent a huge container of brine saturated with natural gas. Reservoirs of natural gas have been formed in its local culminations. As calculated, the Poznan Trough structure may contain dissolved natural gas resources, estimated as nearly 120 billion Nm3, and therefore, at the current documented level of natural gas reserves in Poland. Already in the 70's various ways of obtaining dissolved gas were considered. One of the most interesting proposals, seems to be the concept of storing CO2 in these layers. This gas has high solubility in reservoir water, much higher (ten times) than the solubility of natural gases. In the process of CO2 sequestration, the phenomenon of displacement of native natural gas (which originally saturates the underlying water) by CO2 injected into reservoir should occur. Such a displacement process, allows to replenish the gas cap by a volume, equivalent to methane gas dissolved in underlying water. This Monograph is organized into seven chapters. Chapter 1 contains the literature review related to this research. This chapter also describes many inventions and patents, regarding natural gas production from deep saline aquifers – conducted mainly by methane extraction from brine, in surface separation processes. It includes a description of some research and projects conducted both in Poland and abroad. Chapter 2 focuses on geology. It contains the geological characteristics of the Polish Rotliegend Basin and Poznan Trough mega-structure – the potential national sequestration object. The chapter introduces the proposed idea of obtaining natural gas resources, by injecting CO2 directly into the gas saturated saline aquifer, in the sequestration process. Chapter 3 deals with the comprehensive testing and analyses of the phase transitions/behavior of the mixtures, formed during the process of CO2 injection into saline aquifers saturated with natural gas. Studies were performed using the Chandler/Ruska PVT (Pressure-Volume-Temperature) systems at reservoir conditions. This chapter covers the PVT apparatus description, testing methodology and finally the results of the PVT study of native reservoir gases (Ujazd-15, Porażyn-2A), carbon dioxide and its mixtures with the native methane gases. Chapter 4 contains studies connected with the reservoir brine swelling process, during saturating it with CO2 – this is called the Swelling Test. The chapter also deals with a solubility study of native gases and carbon dioxide in reservoir brine and distilled water. Chapter 5 provides a detailed description and the results of my advanced experiments, performed on gas reservoir physical models with underlying water. These experiments were conducted at the reservoir (pressure and temperature) conditions. The first experiment was performed using a physical model having no porosity. Subsequent experiments allowed for the development of earlier studies, by using a more realistic model, with a porous rock matrix. These experiments have proven, that it is possible to achieve the additional natural gas volumes, by displacing it from saline aquifer. Chapter 6 describes a numerical model used to simulate the methane gas production, from deep saline aquifers and geologic storage of CO2. All of the specifications of the model, including petrophysical properties, fluid properties and rock-fluid properties, are explained in this chapter. Numerical simulations, performed using specialized software: Eclipse by Schlumberger company, were mainly focused on calculating the amount of gas possible to obtain during CO2 injection in the sequestration process. It describes the effect of injecting CO2 to methane gas recovery –various scenarios were simulated and discussed. Chapter 7 presents the summary of the results of the studies and conclusions. It also discusses the proposed ideas and strategies of obtaining methane gas from deep saline aquifers saturated with natural gas. Finally, some recommendations for future works are presented.

7

Podziemne zgazowanie węgla - główne kierunki, stan prac i techniczne aspekty realizacji

Mocek P., Jędrysik E., Stańczyk K.

Nowa Energia

|

2016

|

nr 3

48--52

PL

W artykule omówiono stopień zaawansowania prac nad podziemnym zgazowaniem węgla w kierunku wytwarzania gazu na potrzeby energetyczne lub jako surowiec służący do wytwarzania substytutu gazu ziemnego. Przedstawiono wybrane zagadnienia związane z wdrażaniem tej technologii w warunkach krajowych: jej rozwój technologiczny, ograniczenia techniczne, zagrożenia środowiskowe i główne uwarunkowania ekonomiczne. Aktualne prace techniczne skupiają się na realizacji technologii w skali demonstracyjnej.

8

The state policy for natural gas sector

Szurlej A.

Archives of Mining Sciences

|

2013

|

Vol. 58, no. 3

925--940

EN

This article reviews the state policy for natural gas sector. A particular attention has been given to how the assumptions of gas demand, import volumes and gas production from domestic reserves have developed in strategic documents. The restructuring of natural gas sector has been brought closer on the example of PGNiG S.A. (Polish Oil and Gas Company), and changes in the domestic gas market resulting from the implementation of EU law have been discussed as well. Major changes in the domestic gas market in the period of 1990-2011 have been presented along with the cooperation between Poland and Russia regarding the natural gas supply for the Polish market.

PL

W artykule dokonano przeglądu polityki państwa wobec sektora gazu ziemnego. W sposób szczególny przeanalizowano jak kształtowały się w dokumentach strategicznych prognozy w zakresie zapotrzebowania na gaz, wielkości importu i wydobycia gazu ze złóż krajowych. Przybliżono także restrukturyzację sektora gazu ziemnego na przykładzie PGNiG oraz zmiany na krajowym rynku gazu wynikające z implementacji prawa UE. Wskazano najważniejsze zmiany na krajowym rynku gazu ziemnego w latach 1990-2011 oraz scharakteryzowano współpracę polsko - rosyjską w zakresie dostaw gazu do Polski.

9

Problemy ograniczania dopływu wody do odwiertów wydobywczych gazowych i ropnych

Falkowicz S., Dubiel S., Cicha-Szot R.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2012

|

T. 28, z. 1

125-136

PL

W publikacji przedstawiono wybrane wyniki badań laboratoryjnych dotyczące ograniczania dopływu wody złożowej do odwiertów wydobywczych gazu i ropy. Przeanalizowano wpływ nasycenia wodą gazonośnych utworów miocenu z rejonu zapadliska przedkarpackiego na ich przepuszczalność względną dla gazu. Dokonano przeglądu literatury pod kątem oceny rezultatów uzyskanych w zabiegach zmniejszania przepuszczalności względnej skał gazonośnych i roponośnych dla wody. Na podstawie testów laboratoryjnych dokonano próby oceny skuteczności zmian przepuszczalności względnej dla solanki i azotu próbek piaskowca szydłowieckiego pod wpływem oddziaływania czterech wyselekcjonownych produktów chemicznych w postaci polimerów oraz mikrożeli. Badania laboratoryjne wykazały, że trend zmian przepuszczalności jest również silnie powiązany z zastosowanym produktem - modyfikatorem przepuszczalności względnej (RPM). Ponadto, skuteczność działania cieczy zabiegowej zależy od prędkości przepływu (wydatku przepływu) solanki przez testowaną próbkę skały - skuteczność działania testowanego preparatu jest tym większa, im wydatek przepływu solanki jest mniejszy. Wyniki testów wykazały selektywne działanie badanych produktów. W przypadku produktu nr 1 uzyskano średnie spadki przepuszczalności na poziomie 60% dla solanki oraz 18% dla gazu. W przypadku zastosowania produktu nr 2 opartego na technologii mikrożeli zaobserwowano znaczące obniżenie względnej przepuszczalności skały dla wody, z małym wpływem na przepuszczalność dla węglowodorów. Zmiany przepuszczalności dla solanki testowanych próbek piaskowca zawierały się w przedziale od 65 do 90%, a dla gazu wynosiły około 50%.

EN

In this study some of the experimental results of water shut-off treatments in oil and gas production wells were presented. The effect of water saturation of Miocene rocks of the Carpathian Foredeep on the relative permeability to gas was analyzed. Also, wide review of the worldwide publications from the point of view of the results obtained in water shut-off treatments in oil and gas formation was presented. Based on experimental results efficiency of relative permeability modification of sandstone from Szydłowiec to brine and nitrogen by four selected chemicals polymers and microgels was evaluated. Experimental results indicated that trend changes of permeability modification strongly depends on the fluid used in the RPM treatment. Moreover, efficiency of permeability modification to brine depends on flow rate of brine through the core - the lower brine flow rate the higher efficiency of the RPM treatment. RPM product number 1 caused significant loss of permeability to brine ca. 60% and slight permeability modification to gas ca. 18%. This permeability change to brine and gas was obtained by modification of formation wettability what affects well productivity. In the case of product number 2 which is based on microgels technology, also significant modification of selective permeability to brine was observed. Loss of permeability to brine was in the range of 65 to 90% while to gas ca. 50%.

10

Dobór wgłębnych filtrów przeciwpiaskowych w odwiertach gazowych

Szpunar T., Budak P.

Nafta-Gaz

|

2011

|

R. 67, nr 2

107-112

PL

Jednym ze sposobów zapobiegania wynoszeniu piasku z odwiertu wraz z eksploatowaną ropą i gazem oraz związanych z tym szkód (konieczność rekonstrukcji odwiertów, naprawy uszkodzonego sprzętu wgłębnego i powierzchniowego) jest instalowanie wgłębnych filtrów przeciwpiaskowych. Najbardziej popularne z nich są filtry siatkowe i szczelinowe. W otworach nieorurowanych filtry siatkowe należy stosować ostrożnie - z uwagi na ich tendencję do zatykania oraz na to, że w przypadku filtrów wielosiatkowych, w których wykorzystywane są powłoki siatek o rozmaitej wielkości oczek, mogą występować trudności z ustaleniem wymiaru cząsteczek piasku zatrzymywanych na danym filtrze (w przypadku przesunięcia się siatek filtra względem siebie). W przypadku uszkodzenia takiego filtra następuje zmiana jego parametrów fabrycznych, co nie ma miejsca w przypadku filtrów szczelinowych. W większości przypadków filtry te zapewniają najlepszą kontrolę piaszczenia - z uwagi m.in. na ich trwałość i odporność na uszkodzenia mechaniczne oraz zatrzymywanie cząsteczek piasku - i równoczesne umożliwienie przemieszczania się bardzo drobnych cząsteczek oraz iłów, niewielkie straty ciśnienia na filtrze i mniejszą skłonność do zatykania przez cząsteczki fazy stałej. Stosowane w praktyce zasady doboru wielkości oczek filtrów siatkowych i szczelinowych do granulacji piasku z horyzontu złożowego mają charakter prostych zależności empirycznych. W Instytucie Nafty i Gazu opracowano metodykę doboru szerokości szczeliny filtra do granulacji piasku, wykorzystującą wyniki analiz granulometrycznych (wymiary fraktalne rozkładu wielkości cząsteczek piasku) oraz elementy statystyki matematycznej. Metodyka ta pozwala na określenie optymalnej szerokości szczeliny filtra, ustalanej na podstawie obliczonych wielkości szczeliny: - największej jaką można przyjąć w przypadku częstego zatykania filtra, - najmniejszej, przyjmowanej gdy nie obserwuje się zatykania filtra, - największej, przyjmowanej gdy wynoszenie piasku nie jest spodziewane, - najmniejszej, przyjmowanej gdy spodziewane jest ciągłe wynoszenie piasku. Na bazie powyższego modelu zbudowano program komputerowy. W artykule przedstawiono algorytm obliczeń.

EN

Several billions of dollars are spend each year on control of sand production from oil and gas wells, including costs of workover operations and costs of repairs of downhole and surface equipment. The use of downhole sand screens is the most popular method of sand control. The downhole sand screens include the mesh screens and slotted liners which are considered as the most effective in sand control. The multilayered sand screens should be used with caution in uncased wells because of tendency for plugging with sand. The multilayered sand screens with various mesh size may retain sand particles which dimension is difficult to predict if the steel mesh layers were damaged in hole. The slotted liners are believed to be the most effective in sand control because of its high impact strength, sand retaining characteristic, low pressure drop and permeability for fines and silts. Actually, simple empirical rules are used for selection of screen size and for fitting this size for granulation of sand particles. The theoretical model developed in Oil and Gas Institute allows us to calculate optimal width of filter slot versus sand granulation. The paper presents the calculation procedure based on this model.

11

Podziemne magazynowanie gazu jako element stabilizujący system eksploatacji złóż gazu ziemnego

Stopa J., Rychlicki S.

Bezpieczeństwo Pracy i Ochrona Środowiska w Górnictwie

|

2011

|

nr 8

3-11

PL

W pracy przedstawiono rolę podziemnego magazynowania gazu (PMG) na liberalizującym się rynku gazu w Europie w kontekście ostatnich uregulowań prawnych, a zwłaszcza trzeciego pakietu liberalizacyjnego. Szczególny nacisk położono na analizę związku PMG z górnictwem gazu ziemnego. Wskazano na mało znany, ale istotny problem wykorzystania podziemnych magazynów gazu do regulacji wydobycia gazu ze złóż. W celu wykazania wpływu magazynowania na sposób prowadzenia eksploatacji przeprowadzono analizę porównawczą eksploatacji złóż, które mogą podlegać regulacji z wykorzystaniem PMG oraz grupy złóż, które ze względu na brak możliwości technicznych nie podlegały takiej regulacji. Uwzględniono również wpływ importu gazu oraz zmiennego zapotrzebowania na gaz, co umożliwiło oszacowanie pojemności magazynowej niezbędnej do regulacji wydobycia z własnych złóż.

EN

The paper presents the role of the underground gas storage (UGS) in liberizing gas market in Europe in the context of recentlegislation, particularlythethird liberalization package. A special em-phasis has been put on the relationship between the analysis of UGS and natural gas mining. Too little known, however, important problem of the use of underground gas storage facilities to regulate the extraction of gas from deposits, was presented. In order to demonstrate the impact of storage on the way of carrying out the exploitation, the comparative analysis of deposits exploitation, which may be regulated with the use of PMG and a group of deposits not being the subject of such regulation because of lack of technical capabilities, was car-ried out. The impact of gas import and varying gas demand was included, which made it possible to estimate the storage capacity needed to regulate the exploitation of their own deposits.

12

Strategia poszukiwań złóż gazu ziemnego w łupkach

Hadro J.

Przegląd Geologiczny

|

2010

|

Vol. 58, nr 3

250-258

EN

Unconventional gas by definition is economically less profitable and more difficult to extract then conventional gas. However, gradual depletion of conventional gas fields as well as large resources of unconventional gas make the latter an attractive target. Coalbed methane (CBM), tight gas and shale gas have been successfully developed in the US over the past two decades. Shale gas production has grown at the fastest pace in recent years and reached over 2 tcf in 2008, which is 6-fold increase since 1998. Key to success of unconventional gas development was Noncoventional Fuels Tax Credit introduced by the US government in 1980. This initial production growth of unconventional gas and shale gas in particular, was later sustained by the development of horizontal drilling and fracture stimulation technologies, economy of scale and increasing gas prices. Economics of producing shale gas is marked by bigger resource potential and, at the same time, lower production rates and higher drilling costs as compared to conventional gas, which entails adopting cautious investment strategies. Shale gas exploration strategies are also different from those of conventional gas and, initially, require an extensive source rock analysis and a big land position to identify "sweet spots". Shale gas exploration in Poland is in its infancy, being focused on the Silurian-Ordovician shale formation which is poorly explored and thus poses a significant exploration risk. Therefore, exploration companies have used a cautious approach which is reflected in planning of the concession activities divided in a few phases, with each successive phase contingent on the positive results of the preceding one. These phases include: existing data analysis, seismic, drilling an exploratory well with extensive core analyses prior to a pilot testing program using horizontal wells. On a technical level of shale gas exploration, the integration of many disciplines is required for commercial success. Potential barriers to shale gas exploration in Poland have been identified such as: regulations which are in favor of the domestic service companies impeding competition, changeable and unclear environmental protection regulations, as well as insufficient liberalization of the domestic gas market.

13

Zasita oborudovania gazokondensatnyh mestorozdenij ot korrozii i gidratoobrazovania kompleksnym inhibitorom na osnove bisofita OV-07

Dmitrenko V. N., Zezekalo I. G., Ivankiv O. A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

911--915

EN

This article presents the рrоblem of inhibition protection of the gas production equipment with the help of the соmрlех reagent based bischofite OV-07. The technology of inhibitor preparation on the mining wells is proposed and the possibility of its chemical and thermal regeneration is showed. The use of reagent OV-07 in two technological schemes is recommended: the closed and semiclosed cycles.

14

Co-fermentation of sewage sludge and waste from oil production

Bernat K., Białowiec A., Wojnowska-Baryła I.

Archives of Environmental Protection

|

2008

|

Vol. 34, no. 3

103-114

EN

The paper presents the results of anaerobic digestion and co-digestion under mesophilic conditions in the OxiTop system and in lab-scale fermentors. The goal of the study was to determine the effect of reaction-based oil waste on biogas production in co-fermentation with sewage sludge (mixture of thickened primary and excess sludge). The average water content in sewage sludge was 97 %, with 70 % of total volatile solids concentration (TVS) in total solids. Weight content of oil waste in the mixture of sewage sludge ranged from 15 to 45 % (w/w) and the increase in TVS to 83.7 % was observed. The primary investigations of gas productivity by manometric method (OxiTop) showed that biogas production increased with increasing content of oil waste in the mixture with sewage sludge. The rate constant of the first-order kinetics for biogas production was determined. To determine the yield parameters of co-fermentation, the experiment was performed in four continuously stirred anaerobic reactors with a working, volume of 10 dm3. Organic loading rate (OLR) changed from 0.9 to 3.1 kg TVS/m^3d. High correlation between biogas flow rate and OLR was observed. Volumetric biogas production rate and the average methane content in the biogas increased from 0.79 to 1.98 m3/m3-d and from 52.3 to 62.3 %, respectively, as OLR increased. The results obtained in lab-scale fermentors are promising and open the possibilities of the implementation of co-fermentation of sewage sludge and oil waste.

15

Problemy przemieszczania się wody złożowej w czasie eksploatacji złóż gazu ziemnego i Podziemnych Magazynów Gazu

Rybicki C., Blicharski J.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2007

|

T. 24, z. 1

435-441

PL

Artykuł dotyczy zagadnień związanych z eksploatacją złóż gazu ziemnego pracujących w warunkach wodnonaporowych. Przedstawione zostały metody oceny warunków energetycznych złóż gazu ziemnego oraz metody określania intensywności dopływu wody do złóż węglowodorów. W oparciu o przedstawiony model matematyczny wykonano obliczenia dla przykładowego złoża gazu pracującego w warunkach ruchomej wody złożowej.

EN

This paper concerns some problems of exploitation of water drive gas reservoirs. There are presented methods for defining drive mechanism of gas reservoirs and methods for estimation of intensity of water influx from adjacent aquifer. On the basis of presented mathematical model authors has made calculation for a chosen gas reservoir working in natural water influx conditions.

16

Sposoby prognozirovania otbora gaza na etapah dorazrabotki mestorozdenij s uslovnym (nevyrazitel'nym) vydeleniem v produktivnom razreze ekspluatacionnyh ob'ektov

Vojcickij I., Isenko O., Ceban O.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2006

|

nr 137

795-799

EN

In the paper, as the proposal to discussion, the ways of forecasting of indicators of gas production at final stages of the development are estimated. Objects of study are 3 gas fields of the West-Ukrainian gas region. In the course of long exploitation, recovering culling more than 80% of reserves, in this field are produced essential variations of technological mining methods. 3 ways are offered: a statistical way of forecasting, way with use of bulks of drainage of residual reserves and combined way.

17

Żołynia - Leżajsk : stare złoże, nowe zasoby

Myśliwiec M.

Nafta-Gaz

|

2006

|

R. 62, nr 3

97-105

PL

W artykule przedstawiono historię odkrycia i charakterystykę złoża gazu ziemnego Żołynia – Leżajsk. Gaz ziemny z części złoża odkrytej w latach 60. i 70. jest już wyeksploatowany. W ostatnich latach w oparciu o wyniki interpretacji anomalii sejsmicznych odkryto nowe, głębiej zalegające horyzonty gazonośne. Pozwoli to na utrzymanie wydobycia gazu ze złoża.

EN

The history and characteristic of basic parameters of the Żołynia – Leżajsk gas field were presented in the paper. The gas production from the part of the gas field discovered in 60th and 70th is nearly to ended. The deeper gas horizons were discovered on the base of the seismic anomalies interpretation in the latest few years. New discoveries will allow continuing the gas production during next few years.

18

Optymalna lokalizacja odwiertów na złożu gazowym ze względu na uzyskanie maksymalnego wydobycia gazu

Kwilosz T., Szott W.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2003

|

R. 20/1

129-137

PL

Wśród zagadnień możliwych do rozwiązania przy wsparciu metod matematycznego modelowania złóż oraz przeprowadzenia efektywnych symulacji przepływów płynów (węglowodorów) przez ośrodek porowaty jest rozwiązanie problemu optymalnej lokalizacji odwiertów w rozwiercanym złożu gazowym, ze względu na uzyskanie optymalnych warunków eksploatacji złoża. W opracowaniu zaproponowaną metodę optymalnej lokalizacji odwiertów na złożu gazowym ze względu na ilościową ocenę wydajności odbioru gazu. W związku z rozwiązaniem tego zagadnienia zdefiniowano postać funkcji celu wyrażającą sumaryczne wydobycie gazu ze złoża w zadanym czasie oraz sposób efektywnego wyliczenia jej wartości przy pomocy symulatora złożowego BOAST. Do wyznaczenia optymalnej wartości funkcji celu użyto metody optymalizacyjnej Simulated Annealing.

EN

The problem of optimum location of wells on a gas field, in optimum gas production conditions can be solved with the use of mathematical modelling methods and efficient simulations of the fluid (hydrocarbon) flow in a porous medium stands out. A method for optimum location of wells on a gas field in view of a quantitative evaluation of gas reception is proposed in the paper. When solving this problem, the form of the function of purpose, expressed by a summaric gas production in a given time and efficiency of its calculation with a reservoir simulator BOAST, was defined. To determine the optimum value of the function of purpose, the simulated annealing optimization method was used.