Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

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

Filar Bogdan, Miziołek Mariusz, Kawecki Mieczysław, Piaskowy Marek

Nafta-Gaz

|

2021

|

R. 77, nr 11

760--764

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.

2

A comparison of the efficiency of riverbank filtration treatments in different types of wells

Górski J., Dragon K., Kruć R.

Geologos

|

2018

|

Vol. 24, No. 3

245--251

EN

In the paper, a comparison of the efficiency of riverbank treatments is outlined for the Krajkowo well field, where different methods of water abstraction are used. The water is extracted from 29 vertical wells that are located at a distance of 60–80 m from the channel of the River Warta and from a horizontal well with radial drains located 5 m below the bottom of the river. The results of a two-year water-quality investigation indicate that the water quality in both types of abstraction system is influenced by the quality of river water. The water quality observed in the horizontal well is closely similar to that of the river water, with similar concentrations of sulphates, nitrates and micropollutants, but a reduction in bacteriological contamination and plankton is clearly seen. The reduction in contaminants is mainly the result of physical processes, such as mechanical entrapment of suspended material and colloids as well as bacteria and plankton. In the vertical wells, the influence of contamination from river water is also visible, but the reduction in contamination is more significant, especially in cases of bacteria, plankton, micropollutants and nitrates, and is determined by both physical and chemical processes, such as sorption, dissolution, red-ox processes and denitrification. The present research shows that river water treatment is more effective in the case of vertical wells. The most favourable distance of a well from the channel of the river, from the perspective of water quality, is 150–200 m, which corresponds to a residence time of about six months.

3

The nonlinear oil–water two-phase flow behavior for a horizontal well in triple media carbonate reservoir

Wang Y., Tao Z., Chen L., Ma X.

Acta Geophysica

|

2017

|

Vol. 65, no. 5

977--989

EN

Carbonate reservoir is one of the important reservoirs in the world. Because of the characteristics of carbonate reservoir, horizontal well has become a key technology for efficiently developing carbonate reservoir. Establishing corresponding mathematical models and analyzing transient pressure behaviors of this type of well-reservoir configuration can provide a better understanding of fluid flow patterns in formation as well as estimations of important parameters. A mathematical model for a oil-water two-phase flow horizontal well in triple media carbonate reservoir by conceptualizing vugs as spherical shapes are presented in this article. A semi-analytical solution is obtained in the Laplace domain using source function theory, Laplace transformation, and superposition principle. Analysis of transient pressure responses indicates that seven characteristic flow periods of horizontal well in triple media carbonate reservoir can be identified. Parametric analysis shows that water saturation of matrix, vug and fracture system, horizontal section length, and horizontal well position can significantly influence the transient pressure responses of horizontal well in triple media carbonate reservoir. The model presented in this article can be applied to obtain important parameters pertinent to reservoir by type curve matching.

4

Zastosowanie odwiertów horyzontalnych w eksploatacji złóż i PMG

Kwilosz T.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 12

926--931

PL

Opracowanie zawiera wyniki obserwacji i analiz związanych z wykorzystaniem odwiertów horyzontalnych w eksploatacji konwencjonalnych złóż ropy i gazu oraz podziemnych magazynów gazu. Wskazano główne obszary zastosowania technologii odwiertów horyzontalnych i przedstawiono wyniki oceny ich efektywności w porównaniu z odwiertami pionowymi. Posłużono się rezultatami analiz opracowanymi głównie przez ośrodki badawcze w USA, dotyczącymi obszaru USA i Kanady.

EN

The study contains the results of observations and analyzes associated with the usage of horizontal wells in conventional production from oil and gas fields and underground gas storage. The article shows the main areas of the application of horizontal drilling technology and the results of the assessment of their effectiveness in comparison with vertical well technology. Results of analyzes developed, mainly by research centers from the USA, relating to the territory of the United States of America and Canada were used.

5

Pomiary w odwiercie W-2

Tokarz S.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2003

|

R. 6, Nr 4-5 (60-61)

43-47