Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Rozwiązania techniczne i technologiczne końcowego wyposażenia odwiertów z odcinkiem odchylonym i horyzontalnym w odwiertach na Niżu Polskim

Wolan Marian

Nafta-Gaz

|

2021

|

R. 77, nr 8

529--540

PL

W artykule przedstawiono problemy pojawiające się w trakcie realizacji projektów związanych z końcowym wyposażeniem odwiertów na Niżu Polskim. Opisano wyjątkowo trudne warunki złożowe występujące w trakcie realizacji ww. projektów. W artykule przedstawiono zadania, jakie spełnia zestaw wydobywczy, oraz elementy zastosowane w danym zestawie. Zaprezentowano kilka przykładowych zestawów wydobywczych używanych w odwiertach na Niżu Polskim. Przedstawiono krótką charakterystykę elementów końcowego wyposażenia, ich zadania i role, jakie spełniają w trakcie wyposażania odwiertów w zestaw wydobywczy, w trakcie eksploatacji odwiertu czy też rekonstrukcji lub likwidacji. Opisano zalety i możliwości poszczególnych zestawów w zależności od użytych elementów końcowego wyposażenia i ich rozmieszczenia w danym zestawie. Zasygnalizowano konieczność odpowiedniego doboru materiałów i uszczelnień w zależności od warunków złożowych. W artykule przedstawiono również krótką analizę naprężeń, jakie mogą występować w zestawie końcowego wyposażenia podczas eksploatacji oraz intensyfikacji, np. w czasie wykonywania kwasowania węglanowych skał zbiornikowych, zatłaczania czy też wywołania odwiertu. Opisano sprzęt niezbędny do prawidłowego wykonania końcowego wyposażenia odwiertu w zależności od warunków konstrukcyjno-otworowych. Podzielono odwierty na dwa rodzaje w zależności od krzywizny odwiertu – te do 30° i powyżej 30° – wpływającej na dobór stosowanych urządzeń i narzędzi do wykonywania operacji sterowania elementami końcowego wyposażenia odwiertów. Podkreślono, że dobór urządzeń do sterowania ww. elementami zależy od wielu czynników, opisanych w artykule. Przedstawiono zarys procedur, jakie muszą być wykonane przed oraz w trakcie końcowego wyposażania odwiertu eksploatacyjnego.

EN

The article covers typical problems during realization of completion projects in the Polish Lowlands. It also presents harsh reservoir conditions encountered at the time of completion. Very high pressure gradient (over 0.021 MPa/m), relatively small thickness of cap rock layer, small differences between hydrostatic pressure and fracture pressure and high concentrations of CO2 and H2S require experience and knowledge when completing the wells. The article discusses the main functions and most common elements of completion assembly. Only a few sample completion assemblies that are used in boreholes in the Polish Lowlands are presented. Each element is described with emphasis placed on its tasks and advantages during completion, production phase of the well, as well as during workover and abandonment operations in the well. Some completion schemes common in the Polish Lowlands are presented together with their advantages and capabilities depending on final equipment used for completion and its location in the completion assembly. Selection of materials and elastomers used in completion assembly is shown depending on reservoir conditions. The article also presents a brief analysis of stresses that can occur in completion assembly during stimulation treatments, e.g. during acidizing of carbonate reservoir rocks, killing the well, operation of the well. Tools and equipment necessary for completing the well, determined by well construction and well conditions are described. Wells have been divided into two types depending on the trajectory of the well, up to 30° and above 30°, which influences the selection of equipment used to perform the operations of controlling the elements of the final completion assembly of the wells. It was emphasized that the selection of equipment to control the above-mentioned elements also depends on other conditions, such as the parameters of the fluid in which these operations are performed or the depth. The article also outlines the procedures necessary before and during the installation of the completion assembly.

2

Analysis of Distortion Mechanisms Used in Rotary Steerable Systems

Ivanova Tatyana N., Božek Pavol, Korshunov Aleksandr I., Koretskiy Vladimir

Multidisciplinary Aspects of Production Engineering

|

2020

|

Vol. 3, Iss. 1

331--346

EN

Drilling with a rotary steerable system, the mechanical drilling speed increases by two times compared to drilling with a screw bottom-hole motor, which provides significant savings drilling-time. The effective length of the horizontal elbow increases, which enables to increase the production rate more than twice. It is found that in comparison with the bottom hole motor, rotary steerable system provides drilling smoother barrel, which reduces the risk of accidents to come out. The dependence between the type of the bent housing and the most rational fields of its application is revealed, recommendations on the choice of the rotary steerable system for various issues of directional drilling are developed.

3

Zastosowanie jednostki CT przy realizacji prac w otworach horyzontalnych

Limanówka Maciej, Wolan Marian

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2019

|

R. 22, Nr 10 (252)

18--19

EN

The development of Coiled Tubing as we know it today dates back to the early 1960's, and it has become an integral component of many well service and workover applications. While the initial development of coiled tubing was spurred by the desire to work on live wellbores, speed and economy have emerged as key advantages for application of CT. In addition, the relatively small footprint and short rig-up time make CT even more attractive for drilling and workover applications. In addition, modern CT strings provide sufficient rigidity and strength to be pushed/pulled through highly deviated or horizontal wellbores. In April 2019, Exalo Drilling S.A. performed a job for PGNiG S.A. with cleanup of un-tubular section in one of the horizontal wells using a Coiled Tubing Unit equipped with a 1 ¾” CT pipe. That was a well with a final depth of 4800m MD (3583m TVD) and a horizontal section length of over 1000m, which is entirely located in the un-pipe section under the shoe of 7” pipes. Design works shown that the use of CT with 1 ¾” diameter in this case may prevent the achievement of the final depth. Due to such technical limitations, work began on the selection of appropriate technologies that would allow for the smooth implementation of this project. The first element to reduce the friction coefficient was the use of Friction Reducers for the fluid used during operation. This allowed both to reduce the frictional resistance at the contact between the CT and the walls of the extraction pipes in the well and significantly reduced the hydraulic resistance during the operation. An additional aspect to increase the possibilities of RIH to the bottom of the well in such a long horizontal section was the use of specialized downhole tools. In this case, the NOV Agitator™ was used, which significantly improved the possibilities when working in the horizontal section. This tool, causing the delicate vibrations of a set of downhole tools, reduces friction and significantly improves weight transfer and improves control over the front tool (milling cutter), reducing friction vibrations. This increased the possibilities associated with the reach, and prevented the coil from "getting stuck" in the hole. Properly selected technology for carrying out this job allowed for its smooth implementation using a CT string with 1 ¾” diameter.

4

Prosta metoda określania przepuszczalności węgli w warunkach in situ w poziomych odwiertach drenażowych

Szpunar T., Budak P., Dziadkiewicz M., Rogaliński M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

595--600

PL

W artykule zaproponowano sposób określania przepuszczalności skał calizny węgli w warunkach kopalnianych przy pomocy urządzenia o konstrukcji zbliżonej do konstrukcji sondy areometrycznej. Podano wyprowadzone wzory użytkowe, ograniczenia modelu oraz przyjęte warunki początkowe i brzegowe. Podano przykład obliczeniowy.

EN

The paper present the simple procedure for evaluation of permeability of hard coals in underground mine conditions using equipment presented in Figure 1. Presented is mathematical model, the initial and boundary conditions are formulated and equations are derived used for calculation of permeability basing on pressure vs. ln t relation. Provided are exemplary calculations.

5

Opracowanie receptur zaczynów cementowych do otworów o normalnym gradiencie ciśnienia i temperaturze dynamicznej powyżej 100°C

Kut Ł.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 5

283--289

PL

W ostatnich latach krajowe firmy naftowe prowadziły wiercenia, a obecnie planują wykonanie kolejnych otworów wiertniczych o dużych głębokościach, sięgających około 5000 metrów. Wiercone otwory posiadają trajektorię pionową oraz coraz częściej odchyloną od pionu aż do kierunku poziomego (horyzontalnego). Otwory takie wykonywane są ostatnio w celu poszukiwań gazu z formacji łupkowych. Na dnie tak głębokich otworów występują wysokie temperatury (powyżej 100°C) i ciśnienia (powyżej 60 MPa), co wymaga zastosowania zaczynów uszczelniających posiadających odpowiednie czasy gęstnienia (pozwalające na bezpieczne zatłoczenie do otworu) oraz właściwości reologiczne (niska lepkość, odpowiednia granica płynięcia). Również filtracja zaczynu powinna być jak najniższa, a odstój wody – zerowy. Celem badań laboratoryjnych było opracowanie zaczynów cementowych o gęstościach 1700÷1900 kg/m3 z dodatkiem różnych środków opóźniających czas wiązania, przeznaczonych do uszczelniania otworów wiertniczych, na których dnie panują warunki wysokiej temperatury i ciśnienia.

EN

In recent years national oil companies had carried out drilling and are presently planning to drill subsequent boreholes at greater depths, reaching up to 5000 meters. These kinds of wells have vertical trajectory and more often they are sloped from vertical as far as horizontal direction. These kinds of boreholes made recently are being used in the search for gas from shale formations. At the bottom of such deep boreholes, there are high temperatures (above 100°C) and pressures (above 60 MPa), which require slurries with appropriate thickening times (allowing for safe injection into the hole) and rheological properties (low viscosity, appropriateyield point). Slurry fluid loss should also be as low as possible and free water should be zero. The aim of laboratory tests was to develop cement slurries with densities of about 1700÷1900 kg/m3, with the addition of various retarders for sealing deep boreholes, where high temperatures and high pressures prevail at their bottoms.

6

Uwarunkowania geologiczno-złożowe, górnicze i środowiskowe przedeksploatacyjnego odzysku metanu z pokładów węgla kierunkowymi otworami powierzchniowymi w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym

Jureczka J.

Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN

|

2013

|

nr 85

129--141

PL

W polskich zagłębiach węglowych metan z pokładów węgla do tej pory nie był przedmiotem eksploatacji przemysłowej. Rozwój technologii wierceń horyzontalnych otwiera nowe perspektywy dla jego eksploatacji, zwłaszcza w GZW. W złożach eksploatowanych lub przewidzianych do eksploatacji istotne znaczenie ma wyprzedzające odmetanowanie pokładów węgla, które pozwoli na wcześniejsze ujęcie cennego surowca energetycznego, a następnie na eksploatację węgla w korzystniejszej sytuacji górniczej i ekonomicznej. Kluczowym zagadnieniem dla rozwoju eksploatacji/odzysku metanu jest rozpoznanie parametrów węgla, które określają jego własności zbiornikowe oraz wprowadzenie pomiarów zawartości metanu resztkowego i desorbowalnego. Zastosowanie amerykańskiej metody USBM pozwoli na dokładniejsze oszacowanie ilości metanu desorbowalnego, możliwego do pozyskania w procesie odmetanowania górotworu, w tym szczególnie do odzysku przedeksploatacyjnego.

EN

Coalbed methane in the Polish coal basins has never been the subject of commercial exploitation. Development of horizontal drilling technology opens new horizons for its production, especially in the Upper Silesian Coal Basin. Pre-mine methane drainage of coal deposits, both currently exploited and scheduled for future use, is vital since it allows for early recovery of this important energy resource as well as future exploitation of coal in more favorable mining and economic conditions. The key concern for the development of exploitation/recovery of methane is the understanding of coal characteristics, which determine its reservoir properties, along with the implementation of residual and desorbed gas measurements. Implementing the American USBM method will enable more accurate estimation of desorbed methane that could be recovered in the process of degasification of coal beds including pre-mine recovery of methane.

7

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

Kremieniewski M., Rzepka M.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2013

|

R. 16, Nr 9 (185)

4--9

PL

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

EN

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

8

Modelowanie numeryczne pracy otworu poziomego w pierwotnych i wtórnych metodach eksploatacji złoża gazu ziemnego

Machowski W., Ząbek G.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2013

|

R. 16, Nr 7 (183)

4--8

PL

Artykuł opisuje przykłady wykorzystania otworów horyzontalnych. W pierwszej części wskazano możliwości wykorzystania otworów poziomych w polskich warunkach złożowych. Następnie przedstawiono model statyczny oraz wynik symulacji przy pierwotnej eksploatacji i jej wspomaganiu CO2. Zastosowanie otworów horyzontalnych przynosi podwójne korzyści; służy do sekwestracji CO2, jednocześnie podnosząc współczynnik sczerpania złoża.

EN

The article describes examples of using horizontal wells. In the first part describes the possibilities of using of these wells in Polish conditions. In the next part describes numerical static model and the results of simulation in primary and secondary (CSEGR Carbon Sequestration & Enhanced Gas Recovery) exploitation. The use of this solution brings double benefits, is used for CO2 sequestration at the same time increase gas recovery factor.

9

Distribution Optimization Based on Feasible Direction Metod for Horizontal Well Perforation

Wang Y., Wu X., Wang R., Wu H., Yang Z.

Przegląd Elektrotechniczny

|

2013

|

R. 89, nr 1b

239--242

EN

The horizontal wellbore pressure and reservoir heterogeneity are major factors in the horizontal well uneven inflow. Given the situation, it is to establish balanced production of horizontal wells as the objective function, and holes dense as the optimization which is a typical constrained nonlinear optimization. By feasible direction method, it is to obtain distribution optimization results, in order to control the production pressure within horizontal section and to realize uniform advancing of flow profile in the horizontal segment.

PL

W artykule przedstawiono metodę optymalizacji rozmieszczenia i gęstości odwiertów oraz zbalansowania ilości studzien poziomych, co zapobiegnie nierównomiernym rozpływom cieczy. Dodatkowo pozwoli to na kontrolę ciśnienia przy wytwarzaniu poziomych sekcji oraz jednorodne przedłużanie profilu przepływu w poziomym segmencie.

10

Analysis of production data from hydraulically fractured horizontal wells in Marcellus Shale

Aminian K., Ameri S.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2013

|

Vol. 30, no. 1

37--46

EN

Unconventional reservoirs play an enormous role in hydrocarbon production in the United States. Marcellus Shale, a Devonian black shale found in the Appalachian Basin, has shown notable promise in the past few years. Shale is a complicated, naturally fractured reservoir with ultra-low matrix permeability. The gas is stored in the limited pore space of these rocks and a sizeable fraction of the gas in place may be adsorbed on the organic material. Shale gas reservoirs differ from conventional reservoirs in that massive stimulation treatments are requiredto achieve economic production. Horizontal wells are the most effective in providing access to the formation to perform multi-stage hydraulic fracturing treatments. The limited field experience with multiple hydraulic fractures in horizontal wells completed in Marcellus Shale indicates that significant increase in initial production can be achieved as the number of hydraulic fractures is increased. However, the production performance, particularly over longer time periods, is not well established. The objective of this study was to investigate the long term production performance of multiply fractured horizontal wells completed in Marcellus Shale. Historical production data and stimulation treatment information have been collected and analyzed for a number of horizontal wells both in West Virginia and Pennsylvania. A commercial reservoir simulator which accounts both for dual porosity behavior and the adsorbed gas was utilized to history match the production performance. Based on the results of the history matching, the long term production performances of the multiply fractured horizontal wells were predicted. The results were then utilized to investigate the production decline behavior of Marcellus Shale horizontal wells. A number of conventional as well as shale specific production decline models were considered in these investigations. The results indicated the presence of different flow periods. The hydraulic fractures appear to dominate the early production performance which is characterized by linear flow. Gas desorption appears to impact on production decline behavior during the intermediate period. The late production is influenced by the reservoir boundaries and is controlled by natural fracture properties. A single decline model often cannot predict the entire production behavior and conventional decline analysis based on the early production data can lead to significant over-prediction of the future production rates or reserves. The results of this study can be utilized as guideline to investigate the feasibility horizontal wells with multiple hydraulic fractures and optimize the production from the shale formation.

11

Metodika opredelenia optimalnoj traektorii stvola gorizontal’noj skvaziny v laste s ispol’zovaniem trehmernoj geologo-gidrodinamiceskoj modeli : algoritmy i programmno-tehniceskaa realizacia

Grisanenko V. P., Gorbunov A. V.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

739--744

EN

The report presents the algorithms and software methodology for determining the optimal trajectory of the horizontal well in the reservoir using three-dimensional geological and hydrodynamic model. The implementation and use this methodology allows to determine the optimal zone for efficient formation of horizontal wells in the automated mode, using the results of hydrodynamic modeling. The algorithms involve the conversion of primary data for a given function, and after the conversion, the data is returned to the modeling software for visualization and further use. The software is designed as a stand-alone windows application that does not require installation of additional virtual environments. The utility is based on the Eclipse software data format, which can be considered standard and is compatible with most similar systems.

12

Experimental study of hydraulic sweeps in horizontal wells

Nguyen T. N., Miska S. Z., Yu M., Takach N. E., Ahmed R.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2010

|

T. 27, z. 1--2

307-331

EN

Drilling fluid sweeps are commonly run in the field to help clean the borehole of cuttings that have not been removed with normal drilling fluid circulation, especially in high angle or extended reach wells where efficient hole cleaning is more difficult to maintain. This study focuses on the use of "conventional" and "enhanced" sweeps in horizontal well bores. Not much information pertaining to the use of drilling fluid sweeps is available in the literature. Furthermore, there has been a lack of agreement as to which types of sweep fluids are most effective. Conventional sweeps most often include high viscosity fluids, high density fluids or a combination of both. In addition to conventional sweep fluids, an attempt was made to use enhanced sweep fluids, in which surfactants are used to attach cuttings to oil droplets that are intentionally introduced to the drilling fluid system. Because of their low density, oil droplets can have the ability to keep cuttings particles in suspension. The use of oil droplets is a new concept in cleaning horizontal and deviated wellbores. This work focuses on experimental analysis of sweep fluids with the goal of quantifying the sweep "efficiency". A small-scale sweep loop (SSL) was mainly used to conduct sweep experiments. Moreover, some experiments were carried out in a field-scale flow loop that operates at low-pressure ambient temperature (LPAT) conditions. Results show that pipe rotation plays a very important role in improving hole cleaning. Particularly, the improvement is substantial with high-viscosity fluids. The rotation of pipe has agitation effect that forces the cuttings particles into the main flow and facilitates the removal process. As anticipated, increasing the flow rate enhances the sweep efficiency or cuttings removal regardless of the drillpipe rotation. Furthermore, the study suggests that with a more rigorous evaluation of sweep efficiency, one can objectively determine the type and frequency of drilling sweep. The results of this study are useful for selection of the optimal sweep fluid.

PL

Płuczki czyszczące są powszechnie stosowane do oczyszczania otworów z pozostałości zwiercin, których nie udało się wynieść na powierzchnię za pomocą tradycyjnych płynów płuczkowych, głównie w przypadku otworów kierunkowych i rozgałęzionych, gdzie możliwość oczyszczenia jest ograniczona. Badania skoncentrowały się na wykorzystaniu konwencjonalnych i ulepszonych systemów czyszczących w otworach kierunkowych. W literaturze niezbyt wiele można znaleźć informacji na ten temat. Co więcej, brak jest zgody co do tego, która płuczka czyszcząca jest najskuteczniejsza. Tradycyjne płuczki czyszczące często zawierają płyny o wysokiej lepkości i/lub gęstości. Ponadto podjęto próbę stworzenia ulepszonych płuczek czyszczących, w których zastosowane surfaktanty mają powodować przyklejanie się zwiercin do drobin oleju, który celowo wprowadzono do systemu płuczkowego. Ze względu na niską gęstość, krople oleju utrzymują zwierciny w zawieszeniu. Zastosowanie kropli oleju to nowa koncepcja oczyszczania otworów horyzontalnych. W artykule skoncentrowano się na przeanalizowaniu płuczek czyszczących mających na celu zwiększenie skuteczności oczyszczania. Do badań z reguły stosowano mały obieg czyszczący SSL (small-scale sweep loop). Niektóre eksperymenty prowadzono na złożu w warunkach niskiego ciśnienia i temperatury otoczenia. Wyniki pokazują, że ruch rur odgrywa istotną rolę w zwiększeniu skuteczności oczyszczania otworu. Służy temu również zastosowanie wysoko lepkich płuczek. Rotacja rur podrywa zwierciny doprowadzając je do głównego strumienia, wspomagając proces oczyszczania. Jak przewidywano, ruch w otworze wzmaga wydajność oczyszczania lub wynoszenia zwiercin, niezależnie od rotacji rur. Z badań wynika, że szacując bardziej rygorystycznie zdolności czyszczące, można obiektywnie określić rodzaj i częstotliwość oczyszczania. Wyniki badań pozwalają na stosowny wybór optymalnego środka czyszczącego.

13

Factors affecting the water coning behavior in vertical and horizontal wells

Salavatov T. Sh., Suleymanov A. A., Ghareeb A., Mamedova Y. V.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

845--849

EN

Production from the well would create pressure gradients that tend to lower the gas-oil contact and elevate the water-oil contact in the immediate vicinity of the well. Counterbalancing these flow gradients is the tendency of the gas to remain above the oil zone because of its lower density and of the water to remain below the oil zone because of its higher density. These counterbalancing forces tend to deform the gas—oil and water—oil contacts into a bell shape forming what is called coning. Delaying the encroachment and production of gas and water are essentially the controlling factors in maximizing the field's ultimate oil recovery. Since coning can have an important influence on operations, recovery, and economics, it is the objective of this paper to develop a computer program for calculating the critical oil rate to avoid coning of unwanted fluids into production wells and to predict the behavior of water coning in vertical and horizontal wells. The effect of various reservoir and fluid parameters (horizontal permeability, vertical permeability, drainage radius, oil column thickness, oil viscosity, porosity, oil rate, etc.) on the coning behavior in vertical and horizontal wells was investigated extensively by varying the base case data.

14

Eksperimental’nye issledovania po izuceniu vzaimodejstvia gorizontal’nyh skvazin na Novo-Serebranskom neftanom mestorozdenii Kaliningradskoj oblasti

Kul'pin L. G., Obmoroseva L. B., Panfilova T. A., Skacko V. P.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

775--781

EN

Research data are given in this article for the purpose of horizontal well interference studying in process of development on the New-Serebrjansky oilfield of the Kaliningrad region. Resource base content is 520 thousand tons. In the course of developing 30% are extracted. The sheet oil рооl is accompanied by bottom water on whole oi1 producing area. 5 horizontal wells and 2 vertical were drilled. Length of horizontal parts are 50-130 m. All of them are situated at the top part of productive zone. Hydrodynamic research of most wells was made on steady and pseudo-steady state. It has allowed to solve a number of practical and methodological questions on management of developing oilfield.

15

Nowe technologie udostępniania złóż węglowodorów w otworach kierunkowych i poziomych

Kasza P.

Nafta-Gaz

|

2009

|

R. 65, nr 4

317--321

PL

W ostatnich latach odwierty poziome i multilateralne odgrywają coraz ważniejszą rolę w udostępnianiu i wydobyciu węglowodorów. Przy konstrukcji i wierceniu takich otworów zaangażowane są najnowsze zdobycze techniczne i technologiczne. Pociąga to za sobą także konieczność stosowania nowoczesnych technologii przy ich zbrojeniu, stymulacji i eksploatacji. W artykule przedstawiono kilka najnowszych rozwiązań technologicznych w tym zakresie, opracowanych specjalnie dla odwiertów poziomych i multilateralnych.

EN

Horizontal and multilateral wells play very important role in production from oil and gas reservoir. It is necessary to use top techniques and technologies for designing and drilling this kind of wells. On the other hand novel techniques are necessary to realize completion, stimulation and production process. Few new completion and stimulation technologies for horizontal and multilateral wells are presented in this paper.

16

Wykorzystanie wyników symulacji komputerowej do oceny efektywności udostępnienia złoża ropy naftowej za pomocą otworów horyzontalnych

Stopa J., Wojnarowski P., Rychlicki S.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2008

|

T. 25, z. 2

679-688

PL

Obecnie otwory horyzontalne są stosowane na całym świecie, zarówno dla nowych otworów, jak i w przypadku rekonstrukcji już istniejących. W porównaniu z otworami pionowymi oferują szereg możliwości optymalizacji wyników ekonomicznych i technicznych. Najczęściej potencjalne zyski z ich zastosowania można podzielić na dwie kategorie. Pierwsza to możliwość zwiększenia rezerw i/lub przyśpieszenia produkcji. Druga to możliwość zmniejszenia kosztów ponoszonych w trakcie realizacji projektu wydobywczego. Znane z literatury przykłady zastosowań dotyczą głównie złóż o dobrych parametrach zbiornikowych, które pozwalają na osiągnięcie bardzo dużych wydajności. W niniejszym artykule przedstawiono wyniki porównawcze szeregu symulacji komputerowych przeprowadzonych dla jednego ze złóż w Polsce, charakteryzującego się małą przepuszczalnością. Przedstawione wyniki w postaci prognoz zmian wydajności w czasie mogą być podstawą do oceny opłacalności instalacji takich otworów na małych złożach o słabych właściwościach zbiornikowych.

EN

Presently horizontal wells are used worldwide both for new wells and for reconstructing the already existing ones. As compared to the vertical wells, horizontal wells offer a number of optimization possibilities as far as economic and technological parameters are concerned. The potential benefits and their utilization commonly fall into two categories. The first one creates possibilities of increasing reserves and/or enhanced production. The other one enables lowering the cost of the production process. Literature examples of application mainly refer to reservoirs having good reservoir parameters, and enabling obtaining very high yields. The results presented in this paper are comparative results of a number of computer simulations made for one of the low-permeability Polish fields. The results, presented in the form of yield forecasts in time, may be the basis of evaluation of profitability of such wells in small fields with weak reservoir parameters.

17

Model of drag and torque for casing running in extended reach and horizontal wells

Miska S., Mengjiao Y., Zhang Y., Miska W.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2008

|

T. 25, z. 2

523-535

EN

Application of extended reach and horizontal wells for offshore and onshore exploration and production purposes has been continuously increasing over the last decade. To reach the desired targets many of these wells are planed to have there dimensional complex well trajectories. Field experience indicate that running casing into wells with high horizontal departure and complex trajectories is frequently associated with many problems resulting in high cost of operations. In some instances the high pushing force resulted in casing buckling and the casing has not reach the planned depth. To reduce the pushing force one can rotate casing but that requires application of a sufficiently high torque. In any case accurate calculations of drag forces and torque are needed to evaluate casing mechanical integrity and technical feasibility of the casing running operation during planning and drilling stage of well development. In this paper we show the development of an improved characterization of wellbore trajectory by including the wellbore torsion in addition to the traditional wellbore curvature (dogleg severity). We also show the development of 3D drag and torque model that makes allowance for wellbore curvature, torsion, pipe bending stiffness and its weight in fluid. Finally, the paper is furnished with practical examples that show the application of the developed mathematical model. The proposed model is useful for practical design applications such as optimization of a well trajectory, calculating loads on casing and better understanding of field records and observations.

PL

W ostatnich latach ciągle wzrasta ilość odwiertów morskich i lądowych, o dużym kącie odchylenia i poziomych, mających bardzo złożone trajektorie. Doświadczenia polowe wskazują, że przy rurowaniu takich odwiertów, występują bardzo często komplikacje, zwiększające znacznie koszty tej operacji. Występujące przy tym siły tarcia mogą spowodować wyboczenie kolumny rur okładzinowych i zaklinowanie odwiertu. Aby zredukować siły nacisku, można podczas rurowania obracać kolumną rur okładzinowych, ale wymagane są przy tym wystarczająco wysokie momenty obrotowe. Dokładne obliczenie występujących wtedy sił rozciągających i skręcających oraz momentów obrotowych, pozwala określić techniczną wykonywalność operacji rurowania, w planowanym stadium wiercenia odwiertu. W artykule przedstawiony jest trójwymiarowy model zapuszczania rur okładzinowych z obrotem, uwzględniający poprawkę na krzywiznę odwiertu, skręcenie, sztywność kolumny rur okładzinowych i jej ciężar w płuczce. Przedstawionych jest też kilka przykładów praktycznego zastosowania proponowanego modelu matematycznego. Reasumując można stwierdzić, że proponowany model jest przydatny w praktycznych zastosowaniach projektowych, takich jak optymalizacja trajektorii otworu i obliczanie sił działających na rury okładzinowe, oraz pozwala on lepiej zrozumieć zachodzące w praktyce zjawiska.

18

Zastosowanie odwiertów horyzontalnych w eksploatacji PMG

Filar B., Ziobro R.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

1035--1038

PL

W referacie przedstawiono możliwości stosowania odwiertów horyzontalnych do eksploatacji podziemnych magazynów gazu. Poprawa mocy wydobywczych magazynów gazu jest głównym celem wiercenia tego typu odwiertów w strukturach magazynowych. Referat zawiera również ocenę efektywności wiercenia odwiertów poziomych w różnych skałach złożowych wraz z analizą kosztów w porównaniu do odwiertów pionowych.

EN

This article presents possibility of horizontal wells usage in UGS operations. The main aim of horizontal well drilling in gas storage is deliverability improvement. The article presents as well production and economic benefits of usage of horizontal well in storage operation.

19

Uwarunkowania geologiczne determinujące zaprojektowanie i wykonanie otworów horyzontalnych na PMG Strachocina

Miziołek M., Dusza R., Kozłowski W.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

1025--1027

PL

W związku z rozbudową PMG Strachocina do pojemności 330 mln m3 oraz koniecznością odwiercenia 8 otworów horyzontalnych, autorzy przedstawiają zasadnicze aspekty geologiczne, które wywarły decydujący wpływ na wybór typu otworów i ich projekty geologiczne.

EN

Because of planned USG Strachocina working volume growth to 330 millions cubic meters and necessity to drill 8 new horizontal wells, authors present general geological aspects which have decided about well type choice and their geological designs.

20

Techniki hydraulicznego szczelinowania w odwiertach poziomych

Kasza P., Czupski M.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

841--845

PL

W wykorzystaniu zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego coraz większe znaczenie odgrywają odwierty kierunkowe i poziome. Takie przedsięwzięcia wymagają zastosowania zaawansowanej techniki i technologii. Dlatego już od etapu projektowania wiercenia wszystkie aspekty wiertnicze, pomiarowe, eksploatacyjne, stymulacyjne i inne powinny być przemyślane i odpowiednio zaplanowane. Jest to konieczne, by mieć możliwość pełnej kontroli takich odwiertów, możliwość efektywnej ich eksploatacji oraz wykonania różnych prac w odwiertach, z zabiegami intensyfikacji wydobycia włącznie. Projektując odwiert poziomy należy przewidzieć wszystkie możliwe sytuacje. Dotyczy to w szczególności zabiegów stymulacji. Konstrukcja odwiertu poziomego i jego uzbrojenie musi umożliwiać interwencje z zastosowaniem Coiled Tubingu (CT). W referacie przedstawiono nowe techniki wykonywania zabiegów stymulacyjnych w odwiertach poziomych i multilateralnych.

EN

Horizontal and multilateral wells play very important role in more efficent oil and gas production. Drilling, completion and production could be more effective using advanced technics and technologies. It is very important to have a knowledge about future works in the well (stimulation, production tests, measurements, etc.) on the project stage. Based on this knowledge it is possible to prepare proper drilling and completion process. As concern stimulation in horizontal and multiulateral wells it is obvious that well completion should allow to do treatments with Coiled Tubing (CT) and use different types of tools for CT. Some new techniques and technologies' use for hydraulic fracturing in horizontal and multilateral wells were presented in this paper.