Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Wpływ niepewności wybranych parametrów geologicznych i błędów pomiarowych na wyznaczanie wydobywalnych zasobów gazu w krajowych formacjach łupkowych metodą krzywych spadku wydajności

Szott W., Gołąbek A.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 9

696--703

PL

W artykule przedstawiono analizę dokładności wyznaczania wydobywalnych zasobów krajowych formacji łupkowych przy pomocy krzywych spadku wydajności. Obejmowała ona wybór krzywej spadku, długość analizowanego okresu eksploatacji oraz obecność błędów pomiarowych w danych eksploatacyjnych. W pracy przetestowano cztery typy modeli krzywych spadku wydajności: klasyczny model krzywej hiperbolicznej, model krzywej „wykładniczej rozciągniętej” (stretched exponential), model krzywej Duonga i model krzywej logistycznej (logistc growth). Procedurę dopasowania krzywych spadku wydajności do danych eksploatacyjnych przeprowadzono dla czterech różnych okresów uwzględniających spadkową fazę wydajności wydobycia i odpowiadających efektywnej długości 1 roku, 2, 3 i 4 lat eksploatacji. Dane eksploatacyjne wygenerowano, wykorzystując symulacyjne modele złożowe formacji o parametrach geologicznych i charakterystykach udostępnień typowych dla dotychczas nawierconych i testowanych krajowych formacji łupkowych. Wpływ błędów pomiarowych na wyniki procedury uwzględniono poprzez zaburzenie danych eksploatacyjnych błędem o rozkładzie normalnym z różnym odchyleniem standardowym (o wartości: 1%, 3%, 5% i 10% wartości danych). Zastosowana procedura dopasowania krzywych spadku wydajności, o charakterze regresji nieliniowej, pozwoliła wyznaczyć jednoznacznie komplet parametrów opisujących krzywe spadku, a w konsekwencji określić sumaryczne wydobycie traktowane jako zasoby wydobywalne analizowanej strefy drenażu. Porównanie tej wielkości z analogicznymi wynikami symulacji modelu złożowego stanowi miarę błędu szacowania zasobów wydobywalnych metodą krzywych spadku wydajności. Sformułowano następujące wnioski odnośnie dokładności szacowania wydobywalnych zasobów formacji łupkowych przy pomocy analizowanej metody na podstawie dużej liczby alternatywnych wariantów modeli formacji. Statystycznie najdokładniejsze szacowanie zasobów, w porównaniu z innymi analizowanymi modelami, zapewnia krzywa Duonga. Bardziej szczegółowa analiza wpływu wartości poszczególnych parametrów geologicznych formacji na dokładność szacowania zasobów pokazuje, że błąd szacowania zasobów jest tym większy, im bardziej przepływy w eksploatowanej formacji odbiegają od przepływów stacjonarnych (semistacjonarnych). Względny błąd wyznaczenia zasobów na poziomie 10% wymaga minimum 3-letniego okresu analizy. Dla krótszego czasu błąd ten jest co najmniej rzędu 20% – w przypadku 2 lat i 50% dla okresu rocznego. Błędy pomiarowe w danych eksploatacyjnych zwiększają niepewność szacowania zasobów wydobywalnych, gdy pozostałe czynniki pozwalają na względnie dokładne wyznaczenie zasobów (≤ 10%) oraz praktycznie nie wpływają na błąd ich szacowania w przypadkach dużych rozbieżności (> 20%) spowodowanych tymi czynnikami.

EN

The paper presents investigations of assessment accuracy for recoverable resources of Polish shale gas formations using rate-decline analysis. The investigations include selection of different decline curves, production data period available for analysis and production data errors. Four rate-decline models were tested: hyperbolic model, stretched exponential model, Duong’s model and logistic growth model. The analysis was performed for four different periods of production taking into account various phases of rate behavior and corresponding to effective time of 1, 2, 3, and 4 years. Production data were generated with the simulations of reservoir models constructed for shale formations of geological and completion characteristics typical for formations drilled and tested in Poland. The influence of production data errors upon the results of the investigated method was examined by the deformation of the production data with errors of standard distribution and various standard deviations (1%, 3%, 5% and 10% of original data). The procedure of rate-decline curve fitting to the production data, employed nonlinear regression technique and resulted in the precise determination of decline curve parameters, and consequently, in the estimation of total production, that under the appropriate abandonment conditions becomes the value of recoverable resources. This value, in comparison to the analogous results of reservoir simulations, defines the uncertainty of recoverable resources estimated by the rate-decline analysis. Based on a large set of alternative models of the shale formations, the following conclusions were drawn. On average, the most precise estimation of the recoverable resources is provided by the Duong model. Detailed analysis of the influence of various geological parameters upon the estimation results, shows that the larger deviation of reservoir flow from that of conventional reservoirs, implies the larger estimation error. To obtain an error in the order of 10% requires at least a 3-year’s period of production data analysis. For shorter periods the error is typically larger than 20% and 50% for 2-year’s and 1-year’s period, respectively. Production data errors cause the resource estimation uncertainty to increase if the other factors provide relatively precise estimation (≤ 10%) and practically do not affect the uncertainty if those factors result in small estimation precision (> 20%).

2

Skojarzona eksploatacja gazu i ciepła z łupków

Ostaficzuk S.

Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN

|

2012

|

nr 82

47-56

PL

Eenergia geotermiczna jest ciągle perspektywicznym źródłem ciepła w użytkowaniu na dużą skalę. Przeszkodą w przejściu z perspektyw do powszechnego wykorzystania są wysokie nakłady inwestycyjne - wykonanie otworów wiertniczych oraz szczelinowanie górotworu, konieczne do uzyskania zadawalającej wydajności energetycznej ujęć ciepła. Te nakłady można obniżyć przy okazji poszukiwania i udostępniania gazu łupkowego w Polsce przez zainicjowanie przekształcania głębokich otworów "gazowych" (>3,5 km) po szczelinowaniu - "suchych" oraz wyeksploatowanych, w produkcyjne i chłonne otwory geotermalne. Jeden km3 szczelinowanych łupków zawiera gaz niskokaloryczny (14,5 MJ/m3) w wydobywalnej ilości około ok. 1,5 do ok. 3,0 Gm3, co w przeliczeniu odpowiada od ok. 22 PJ (PJ = Peta Joule = 1015 Joule) do ok. 44 PJ energii. Natomiast jeden km3 skał na głębokości od około 3,5 km do około 4,5 km zawiera 2,6 PJ/K ciepła. To oznacza, że przy spadku temperatury o 2 stopnie Celsjusza zostanie wydzielone 5,2 PJ energii cieplnej. Pobieranie ciepła z łupków gazonośnych zwiększy opłacalność operacji wydobywczych gazu oraz spowoduje rozwój geotermii w Polsce. Transfer ciepła skał z głębi otworu na powierzchnię będzie się odbywał za pośrednictwem wód technologicznych, zatłaczanych po oddaniu ciepła z powrotem do górotworu, tak jak w systemie pozyskiwania ciepła w technologii gorących skał suchych (HDR). Potencjalne zasoby gazu łupkowego w Polsce znajdują się w trzech paleozoicznych basenach geologicznych - bałtyckim, podlaskim i lubelskim (jak na rys. 1 według DOE-EIA 2011a) o powierzchni/średniej miąższości, odpowiednio: 22 911 km2/96 m; 3432 km2/90,6 m oraz 30 044 km2 /69 m, na głębokości od kilkuset metrów do ponad 4 kilometrów. Zatem w najgłębszym - bałtyckim basenie łupkowym gazonośne łupki tworzą blok o objętości niemal 2200 km3 o średniej temperaturze sięgającej 90 stopni Celsjusza.

EN

Heat extraction from Hot Dry Rocks (HDR) is difficult and expensive due to costly prerequisite drilling and fracking. According to Kastei (2011), the cost of drilling and fracking reaches $4,500 per kW of installed power. In geothermal development on shale gas fields, these costs would be substantially reduced. The remaining costs would be adaptation of the well, installation of heat exchangers, and maintenance of hydraulic connections between the production and injection wells. According to available data (Michalczyk 2011), shale gas possesses low calorific power of approx. 14.5 MJ/m3; on the other hand, one cubic kilometer of fractured shale may provide about 1.5 to about 3.0 bln. m3 of low calorific gas with a total energy content of about 22 PJ (PJ = Peta Joule = 1015 Joule) to about 44PJ. One km3 of rock at depth of from approx. 3.5 km to 4.5 km within the shale gas exploitation zone contains 2.6 PJ/K of heat. This indicates a release of 5.2 PJ of heat energy at 2 degrees of Celsius drop in temperature; the natural geothermic heat flux within the 50 to 75 mW/m2 range typical in Poland (Szewczyk, Gientka 2009) was ignored in this assessment. Extracting heat from within the gas-bearing shales may contribute significantly to the Polish economy and may help in geothermal development. Heat will be transferred from downhole rocks by hot water to the surface heat exchangers, and the water will be injected back into the fractured rocks similarly to the traditional HDR system technology. The prospective Polish resources of gas shales are in three geological basins: the Baltic, Podlasie, and Lublin Basins (see Fig. 1 after DOE-EIA 2011a) of an areal extent/average thickness (in meters) as follows: 22,911 km2/96 m; 3,432 km2/90.6 m and 30,044 km2 /69 m respectively. Depth varies from several hundred to 4,000 meters. Thus, the deepest basin shales constitute a volume of almost 2,200 km3, with an average temperature reaching up to 90 degrees of Celsius.

3

Parametry jakościowe węgla w zasobach operatywnych kopalń czynnych determinantą ich przyszłej kondycji ekonomicznej

Chroszcz H.

Polityka Energetyczna

|

2003

|

T. 6, spec. [2]

49-55

PL

W artykule przedstawiono analizę perspektywicznej działalności kopalń węgla kamiennego w Polsce w oparciu o posiadane przez nie zasoby operatywne w zakresie ich parametrów jakościowych: wartości opałowej węgla, zawartości popiołu i siarki w węglu. Analizę zasobów operatywnych kopalń czynnych w powyższym zakresie przeprowadzono dla ich stanu na koniec 2001 roku.

EN

In this paper an analysis of perspective activity of coal mines in Poland is presented basing on their recoverable reserves and quality parameters of coal: heat content, ash content and sulphur content. The analysis of the recoverable reserves is done for the condition as in the end of 2001.