Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Analiza rezultatów testów DST na złożu gazu ziemnego Lachowice – Stryszawa w Karpatach Zachodnich

Dubiel S., Rzyczniak M.

Przegląd Górniczy

|

2014

|

T. 70, nr 7

131--138

PL

W publikacji przedstawiono technikę i technologię testów DST złoża gazu ziemnego Lachowice-Stryszawa próbnikiem produkcji firmy Halliburton typu Ful-Flo. Podano charakterystykę techniczną tego próbnika oraz zasady kompletowania jego zestawu w zależności od planowanych rozwiązań technologicznych opróbowania i występujących warunków złożowych. Przeanalizowano stosowane w górnictwie naftowym rozwiązania technologiczne oraz rezultaty testów DST gazonośnych utworów dewonu na złożu Lachowice-Stryszawa w obszarze Karpat Zachodnich. Rezultaty tych testów interpretowano metodą Hornera oraz nowoczesną metodą log-log. Zestawiono tabelarycznie i szczegółowo omówiono wyniki interpretacji oraz wyniki obliczeń parametrów złożowych wszystkich udanych technicznie testów DST utworów dewonu, różniących się technologią, ze szczególnym uwzględnieniem przydatności uzyskanych informacji w procesie poszukiwań złóż węglowodorów i oceny ich produktywności.

EN

This paper presents the technique and technology of DST tests made in Lachowice-Stryszawa gas field with the use of Halliburton Ful-Flo equipment. The technical specification of the tester and way in which it can be composed, depending on the planned technological tests and reservoir conditions are given. Technological solutions applied in oil mining and DST results for gas-bearing Devonian strata in the Lachowice-Stryszawa gas field in the Western Carpathians are presented in this paper. The test results were interpreted with Horner method and modern log-log method. The results of the interpretation and calculations of all technically successful DST tests of Devonian strata performed in different technologies were tabularized and discussed in detail taking into account the usability of information in hydrocarbons prospecting and evaluation of their productivity.

2

Wykorzystanie testów DST w rozpoznaniu i udostępnianiu złóż węglowodorów na przykładzie utworów jury górnej–kredy dolnej zapadliska przedkarpackiego

Dubiel S., Uliasz-Misiak B.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2014

|

T. 30, z. 3

129--143

PL

W publikacji przedstawiono problemy wykorzystania wyników testów DST w pracach związanych z rozpoznaniem i udostępnianiem złóż węglowodorów. Możliwość zastosowania wyników testów do projektowania technologii badań DST w rozpoznawanych złożach oraz podejmowanie decyzji technologicznych w trakcie udostępniania złóż przedstawiono na przykładzie utworów jury górnej–kredy dolnej zapadliska przedkarpackiego. W projektowaniu technologii testów DST zaproponowano wykorzystanie: wyników badań geofizycznych, prognozowania statystycznego warunków złożowych i parametrów technologicznych, wyników kontroli technicznej testu, stosowanych metod interpretacji oraz przetwarzania uzyskanych rezultatów. Omówiono możliwość zastosowania informacji uzyskanych z interpretacji testów DST w rozpoznawaniu złóż węglowodorów. Umożliwiają one określenie podstawowych parametrów złożowych, a także dokonanie szczegółowej diagnostyki złożowej możliwe dzięki oparciu na analizie i interpretacji rezultatów testów DST tradycyjną metodą Hornera oraz nowoczesną metodą log-log w zależności od jakości uzyskanych wykresów ciśnienia. Na przykładzie utworów jury górnej–kredy dolnej zapadliska przedkarpackiego przedstawiono sposób wykorzystania danych statystycznych uzyskanych z testów DST w projektowaniu kolejnych testów. Na podstawie opracowanych schematów blokowych wykazano, że dogłębna analiza technologii testów DST może poprawić jakość i kompletność uzyskiwanych rezultatów oraz umożliwić podejmowanie efektywnych decyzji technologicznych w procesie udostępniania złóż oraz oceny produktywności badanych utworów.

EN

The problems related to the use of DST tests in works related to hydrocarbon deposits exploration and development are addressed in the paper. The possibility of using results of tests to designing DST technology in recognized deposits, and undertaking technological decisions in the development process are presented on the example of Upper Jurassic–Lower Cretaceous strata of the Carpathian Foredeep. At the stage of designing, the following elements were planned to be taken into account in the DST technology: results of well logs, statistical predictions of reservoir conditions and technological parameters as well as results of technological check-ups of the test itself, applied interpretation methods and processing of obtained results. The possibility of using information obtained from interpretation of DST tests for hydrocarbon deposits recognition was considered. On this basis the main technological parameters can be determined and detailed reservoir diagnostics made on the basis of analysis and interpretation of DST results with traditional Horner method and new log-log method, depending on the quality of the obtained pressure logs. A method of using statistical data from DST tests for designing successive tests was presented on the example of the Upper Jurassic–Lower Cretaceous strata in the Carpathian Foredeep. The analysis of the block diagrams revealed that a thorough study of the DST technology may increase the quality and completeness of the results and enable undertaking efficient technological decisions about the development of deposits and evaluating productivity of the analyzed strata.

3

Diamentowy jubileusz jasielskich poszukiwań

Sitek W.

Wiek Nafty : zeszyty naukowo-historyczne

|

2013

|

R. 22, nr 3

28--35

4

Application of DST interpretation results by log – log method in the pore space type estimation for the upper jurassic carbonate reservoir rocks of the carpathian foredeep basement

Dubiel S., Zubrzycki A., Rybicki C., Maruta M.

Archives of Mining Sciences

|

2012

|

Vol. 57, no. 2

413--424

EN

In the south part of the Carpathian Foredeep basement, between Bochnia and Ropczyce, the Upper Jurassic (Oxfordian, Kimmeridian and Tithonian) carbonate complex plays important role as a hydrocarbon bearing formation. It consists of shallow marine carbonates deposited in environments of the outer carbonate ramp as reef limestones (dolomites), microbial - sponge or coral biostromes and marly or micrite limestones as well. The inner pore space system of these rocks was affected by different diagenetic processes as calcite cementation, dissolution, dolomitization and most probably by tectonic fracturing as well. These phenomena have modified pore space systems within limestone / dolomite series forming more or less developed reservoir zones (horizons). According to the interpretation of DST results (analysis of pressure build up curves by log - log method) for 11 intervals (marked out previously by well logging due to porosity increase readings) within the Upper Jurassic formation 3 types of pore/fracture space systems were distinguished: - type I - fracture - vuggy porosity system in which fractures connecting voids and vugs within organogenic carbonates are of great importance for medium flow; - type II - vuggy - fracture porosity system where a pore space consists of weak connected voids and intergranular/intercrystalline pores with minor influence of fractures; - type III - cavern porosity system in which a secondary porosity is developed due to dolomitization and cement/grain dissolution processes.

PL

W pracy scharakteryzowano metodykę interpretacji testów odbudowy ciśnienia z użyciem krzywych diagnostycznych i specjalistycznych oraz przedstawiono wyniki interpretacji testów złożowych rurowymi próbnikami złoża (RPZ) wykonanych w latach 1995-1997 w 11 profilach serii węglanowych górnej jury (malmu) budujących podłoże zapadliska przedkarpackiego w strefie Bochnia - Ropczyce. Uzyskane wyniki oraz szczegółowa interpretacja krzywych odbudowy ciśnienia dennego w powiązaniu z rozpoznanym rozwojem litofacjalnym utworów górnej jury pozwoliła wstępnie wydzielić charakterystyczne typy wykształcenia przestrzeni porowej, występujące w obrębie interwałów wytypowanych badaniami geofizyki wiertniczej do testów RPZ. Są to: I - typ szczelinowato-porowy z dominującym wpływem systemu szczelin; II - typ porowo-szczelinowaty z minimalnym wpływem szczelin oraz typ III - kawernisty, w którym system wolnych przestrzeni tworzą mikrokawerny, pustki i przestrzenie międzykrystaliczne powstałe głównie wskutek epigenetycznych procesów dolomityzacji i rozpuszczania. Wydzielone systemy można wiązać z facjami skał węglanowych, głównie organogenicznych, występujących w obrębie utworów górnej jury podłoża zapadliska przedkarpackiego.

5

Analiza właściwości zbiornikowych skał węglanowych na podstawie wyników testów RPZ i pomiarów geofizyki wiertniczej (górnojurajskie podłoże zapadliska przedkarpackiego)

Dubiel S., Zubrzycki A., Maruta M.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2012

|

Vol. 29, no. 1

127-134

PL

W artykule przedstawiono wyniki analizy statystycznej zależności przepuszczalności efektywnej (KDST) od porowatości Phi/geof.) w celu oceny zmian właściwości zbiornikowych górnojurajskich skał węglanowych, występujących w podłożu centralnej części zapadliska przedkarpackiego, w strefie Bochnia - Dębica - Mędrzechów. Analizę przeprowadzono wykorzystując wyselekcjonowane dane uzyskane z pomiarów geofizyki wiertniczej oraz wyników testów złożowych rurowymi próbnikami złoża (RPZ). Metodą analizy statystycznej wyznaczono odpowiednie równanie regresji w postaci: log KDST = -0,142 + 0,178 x Phi/geof. mogące być przydatne do prognozowania współczynnika przepuszczalności efektywnej na podstawie wielkości współczynnika porowatości dla węglanowych skał górnej jury podłoża zapadliska przedkarpackiego.

EN

In the paper reservoir properties - effective permeability (K/DST) and porosity Phi/geof.) of the Upper Jurassic carbonate reservoir rocks were analyzed. Data of the permeability from DST and porosity from well logging were used to determine the relationship between them by statistic methods. On the basis of analysis's results the equation as log K/DST = -0.142 + 0.178 x Phi/geof. was established for oil and gas bearing Upper Jurassic carbonate formation in central part of the Carpathian Foredeep basement (in the area: Bochnia - Dębica - Mędrzechów).

6

Zastosowanie rurowych próbników złoża firmy Halliburton typu Ful-Flo w poszukiwaniach naftowych

Dubiel S.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2011

|

T. 28, z. 3

617-628

PL

W artykule przedstawiono analizę możliwości technicznych i technologicznych stosowania rurowych próbników złoża produkcji firmy Halliburton typu Ful-Flo w poszukiwaniach naftowych. Podano charakterystykę techniczną tego próbnika oraz zasady kompletowania jego zestawu w zależności od planowanych rozwiązań technologicznych opróbowania. Opracowano przykład przemysłowy zastosowania próbnika typu Ful-Flo w otworze wiertniczym L-7, do opróbowania utworów dewonu w Karpatach Zachodnich.

EN

The technical and technological applicability of Halliburton drill stem testers of Ful-Flo type for oil prospecting has been analyzed in the paper. The technical characteristic of the device and principle of assembling the set up are given in view of the planned technological testing solutions. An exemplary industrial application of a DST Ful-Flo type in a well L-7 has been used for testing the Devonian strata in the Western Carpathians.

7

Analiza właściwości zbiornikowych utworów miocenu autochtonicznego zapadliska przedkarpackiego na podstawie wyników opróbowań złożowych i geofizyki wiertniczej

Dubiel S., Zubrzycki A.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2010

|

T. 27, z. 1--2

121-128

PL

W artykule przedstawiono wyniki analizy statystycznej zależności przepuszczalności efektywnej (K) od porowatości (Phi) w celu oceny zmian właściwości zbiornikowych utworów miocenu autochtonicznego zapadliska przedkarpackiego (ze szczególnym uwzględnieniem strefy Tarnów - Rzeszów oraz Wola Obszańska - Nowosielec), na podstawie danych uzyskanych pomiarami geofizyki wiertniczej oraz wyników testów złożowych rurowymi próbnikami złoża (RPZ), jak też porównawczo na podstawie wyników badań laboratoryjnych. Metodami analizy statystycznej wyznaczono odpowiednie równania regresji w postaci : log K = a + b x Phi nadające się do prognozowania współczynnika przepuszczalności efektywnej na podstawie współczynnika porowatości utworów miocenu autochtonicznego w zapadlisku przedkarpackim, w rozpatrywanych obszarach gazo- i wodonośnych.

EN

In the paper reservoir properties - effective permeability (K) and porosity (Phi), of autochthonous Miocene deposits in the area of the Carpathian Foredeep were analyzed. Two zones were selected (first - southern in area of Tarnów - Rzeszów and north-eastern of Wola Obszańska-Nowosielec) both differ in structural position and thickness of Miocene profiles. Data of effective permeability from DST and porosity from well logging as well laboratory data were used to determine relationships between them by statistic methods. On the basis of analysis's results simple equations: log K = a + b x Phi were established for gas-bearing autochthonous Miocene formation in the area of Carpathian Foredeep.

8

Zastosowania nowoczesnego próbnika złoża typu Inflatable produkcji firmy Baker-Lynes w inżynierii otworowej i złożowej

Dubiel S., Złotkowski A.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2009

|

T. 26, z. 4

613-621

PL

Szeroki zakres zastosowań w inżynierii otworowej i złożowej mają nowoczesne, rurowe próbniki złoża typu Inflatable produkcji amerykańskiej firmy Baker-Lynes. W niniejszej publikacji przedstawiono technikę i technologię wykonywania testów złożowych, na podstawie doświadczeń przemysłowych uzyskanych przez Poszukiwania Nafty i Gazu Kraków, gdzie próbniki te są stosowane od 1992 roku. Podano także zasady doboru zestawu próbnikowego w zależności od warunków geologicznych oraz stanu technicznego otworu wiertniczego.

EN

Novel drill stem testers "Inflatable" by an American company Baker-Lynes are widely applicable to borehole and reservoir engineering. Testing techniques and technologies based on industrial experience (since 1992) of the Polish Oil and Gas Prospecting Company, Cracow are presented in the paper. The DST selection principles in view of geologic conditions and technical state of the borehole are also discussed.

9

Ropogazonośność niecki miechowskiej w świetle dotychczasowych badań geologicznych jednostki

Papiernik B., Łapinkiewicz A. P., Górecki W.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

2006

|

R. 45, nr 2

17-22

PL

Intensywna akcja poszukiwań naftowych na obszarze niecki miechowskiej [NM] pozostawiła bogate rozpoznanie złożowo-wiertnicze obejmujące dokumentacje 570 wierceń przebijających spąg kredy górnej, zdecydowanie mniej bogaty materiał sejsmiczny i współcześnie już bardzo ubogi materiał rdzeniowy. Oparta, głównie na materiale pochodzącym z odwiertów, klasyczna metodyka poszukiwawcza, po odkryciu kilku złóż ropy i gazu w jurajsko - cenomańskiej oraz stwierdzeniu słabych objawów i śladów występowania węglowodory w paleozoicznym podłożu niecki (bloku małopolskim) praktycznie wyczerpała możliwości dalszych odkryć. Celem prezentowanej pracy jest podsumowanie dotychczasowych wyników prac i omówienie w porządku stratygraficznym wszystkich objawów występowania węglowodorów oraz wykonanych dotychczas nowoczesnych modelowań potencjału węglowodorowego. Wyniki te odniesiono do przestrzennego układu stratygraficzno – strukturalnego obszaru. W rezultacie jako strefę podniesionej perspektywiczności wskazano południową strefę jednostki.

EN

Intensive petroleum exploration of the Miechów Trough (MT) region brought comprehensive diagnosis of its petroleum system. In geological archives we can find documentation of 570 wells piercing the base surface of Lower Cretaceous deposits, considerably poorer seismic materials, and very scarce cores. The classical prospecting methodology, based mainly on well data, practically exhausted its potential. The results were restricted to a few oil and gas discoveries in Upper Jurassic and Cenomanian deposits. Within the Palaeozoic substratum of the MT (Małopolska Block) the only results were weak shows and traces of hydrocarbon occurrence. The aim of this work is to collect and discuss all the hydrocarbon shows in relation to stratigraphic variability and to the results of modern modelling of generation. The results were referred to the structural and stratigraphic setting of the area. As a consequence, the southern sector of the unit was pointed as a zone of increased hydrocarbon prospectivity.

10

Polityka poszukiwawcza za ropą naftową i gazem ziemnym na świecie po kryzysie naftowym

Łucki Z., Załęcki S.

Polityka Energetyczna

|

2000

|

T. 3, z. 1

27-100

PL

Górnictwo naftowe zwykle ujmowane jest w opracowaniach statystycznych z punktu widzenia ilości udokumentowanych zasobów i wielkości wydobycia ropy i gazu, a więc od strony efektów. Niniejsza praca poświęcona jest natomiast analizie światowego górnictwa naftowego od strony nakładów, a mówiąc dokładniej - analizie ilości i trafności wierceń naftowych realizowanych w poszczególnych krajach i kontynentach w latach 1983-1998 z nawiązaniem do całego okresu po drugiej wojnie światowej. Analiza ta jest jak najbardziej celowa, gdyż trendy działalności wiertniczej (poszukiwawczej) zachowują się zupełnie inaczej niż trendy ilości udokumentowanych zasobów węglowodorów i wielkości ich wydobycia. Trendy zasobów i wydobycia odznaczają się bardzo dużą stabilnością, a w przypadku trendów światowych stałym wzrostem i przedmiotem dociekań ekonometrycznych może być jedynie kształt trendu (przejście z trendu wykładniczego do liniowego). Przy analizie trendów działalności wiertniczej napotyka się natomiast na bardzo silne wahania koniunkturalne, związane głównie z aktualną ceną ropy naftowej oraz dostępnością i ceną kapitału. W efekcie istnienia cykli koniunkturalnych, historię działalności poszukiwawczej za ropą naftową i gazem ziemnym na świecie w drugiej połowie XX wieku można podzielić na cztery oddzielne okresy: - okres powojenny (1946-1957) - budowy narodowych przemysłów naftowych w krajach rozwiniętych gospodarczo, potrzebujących dużych ilości paliw i energii; cechą charakterystyczną tego okresu jest boom wiertniczy w tych krajach i słaby jeszcze rozwój poszukiwań naftowych w krajach trzeciego świata, - okres przedkryzysowy (1958-1973) - industrializacji i otwarcia gospodarki przy taniej ropie naftowej; cechą charakterystyczną tego okresu jest gwałtowny zanik górniczych inwestycji naftowych w krajach rozwiniętych i wzrost roli krajów eksportujących ropę naftową, dysponujących złożami o dużej wydajności nie wymagającymi dużej ilości wierceń, - okres kryzysowy (1974-1982) - dwukrotnej drastycznej podwyżki cen ropy naftowej, czego efektem było gwałtowne ożywienie działalności wiertniczej na całej kuli ziemskiej zarówno w rejonach dużego zapotrzebowania na ropę i gaz, jak i w krajach eksportujących ropę, - okres pokryzysowy (1983-1998) - spadku cen ropy i dochodów firm naftowych, co doprowadziło do drastycznego spadku nakładów na górnictwo naftowe mimo rekordowego wzrostu wydobycia i zużycia ropy naftowej i gazu ziemnego; cechą charakterystyczną tego okresu są wielkie zmiany w zarządzaniu przemysłem naftowym, ukierunkowane na utrzymanie się na rynku i skuteczną walkę z konkurencją.

EN

Upstream activities of the petroleum industry are generally presented in categories of proved reserves and volume of crude oil and natural gas produced. This paper analyzes the upstream activities from the point of view of capital outlays. Number of wells drilled and success ratio in individual countries and continents for the period 1983-1998 is analyzed with the reference to the whole post-war period. Such the analysis is worthwhile as trends of drilling (exploration) activities are completely different from the trends of hydrocarbon proved reserves and oil and gas production. Trends of reserves and production are highly stable and world-wide trends increase, thus their econometric study may deal only with a shape of the trend (change from exponential to linear one). Drilling activity trends have, on the contrary, very strong cyclical fluctuations caused mainly by changes in crude oil prices and capital price and availability. The policy determined for the post-crises period is related in each case to the published results obtained for the previous periods. The detailed results are presented for 25 countries and regions. In Germany, Austria and France the decrease in drilling activity occurred to the never before observed level. The chaotic policy of investors has been found at average success ratio about 60% what means that new oil and gas fields were searched. Italy drilled more wells than its neighbors, with the similar success ratio. Decrease in upstream investments was observed also in the Netherlands where lower risk was taken (average success ratio 69%). A high increase in drilling expenditures occurred in countries operating on the North Sea (United Kingdom, Denmark and Norway). The investors used the opportunities - cost advantage and political events (collapse of Soviet Union and Persian Gulf War) - to strengthen their positions on oil and gas markets. The drilling activity in these countries concentrated on development of existing oil and gas fields (high success ratio) while search for new fields and long-term goals were neglected. The study of West-European exploration policy showed that upstream petroleum industry in this region "has aged" and is now similar to the exploration industry in USA and South America: shift to abnormal policy, high increase in success ratio, and low reserves to production ratio. The recession in the US upstream petroleum industry is discussed in detail. Old, low-productive and high-cost American oil and gas fields were eliminated from the market what caused the number of wells drilled annually to drop in the analyzed period from about 80 thousand to about 30 thousand, flow of capital outside USA and bankruptcy of many companies. The success ratio reached historical level of 75% and the proved reserves decreased. The new situation caused, however, the positive economic changes to occur: restructurization of the industry, mergers of companies, cutting costs, lowering employment etc. Opposite changes occurred in Canadian petroleum industry in the post-crisis period: the number of wells drilled and success ratio amounted to the never reported levels. In Mexico, the decrease in number of wells drilled and increase in success ratio were observed. Drop in drilling activity and success ratio increase occurred also in Venezuela and Brazil while in Argentina the post-crisis period has brought the highest historical level of upstream investing activity what placed the country on the third place in the free-market world - after USA and Canada - as regards number of wells drilled. African countries were not involved strongly in search of new oil and gas fields and their activity was concentrated rather on development of existing fields (average success ratio 75%). Low-cost hydrocarbon deposits enabled them to increase sales volume of oil and gas without substantial investments. Bigger changes occurred in exploration policy of Middle East countries where number of wells drilled amounted to the historical level at average success ratio of 87%. As this region produces oil at the lowest cost (2-3 dollars per barrel, while in Africa, South America, and Far East the cost is 6-7 dollars, and at least 10 dollars in Europe and USA), it was very attractive for the investors, to say nothing about low geological risk. The historical level of drilling activity was observed also in Indonesia at average success ratio of 81%. The only country highly interested in the search of new oil and gas fields and ready to take the high geological risk was Australia where the average success ratio for the post-crises period was only 51%. Intensive drilling activity was carried out also in India, Thailand and Malaysia, but their main goal was to develop existing fields. Summarizing the changes occurred in the post-crisis period, the increase in number of wells drilled was reported in oil exporting countries while number of wells decreased in countries of old oil industry and in oil importing countries. In total, the post-crisis period has brought the drop in upstream investments - the increase in number of wells drilled occurred only in 16 areas while strong decrease in 20 countries of 50 being analyzed in this paper. The total average success ratio for free-market countries was 73.5%. The substantial changes in world upstream petroleum industry that took place in post-crisis period are more evident if the period is split into two eight-year subperiods. In the first subperiod (1983-1990), 506 thousand of wells were drilled in the free-market world while in the second subperiod (1991-1998) only 335 thousand. The total average success ratio in the first subperiod was 70.9% while in the second subperiod amounted to 77.1%. The first change was caused by the shift of capital investment from upstream to down- stream activities, due to higher requirements in the field of environment protection and low profitability of drilling investments. The increase in success ratio was caused by high progress in exploration technology and by change in petroleum companies strategy. The low oil and gas prices and competitive market caused companies to abandon long-range planning of new discoveries and to start a low-cost exploitation of proved hydrocarbon reserves. The change in strategy caused that for the most of countries studied in this paper the chaotic exploration policy has been revealed and that econometric models used successfully for the previous periods are rather not significant for post-crisis period.