SERINUS [SEN]

A co to jest "British Shell Petroleum"?
Ja znam tylko Royal Dutch Shell i British Petroleum, częściej ostatnio pod skrótem BP(+połknięte parę lat temu do BP Plc Amoco)...ale może oni jakąś tajną fuzję przeprowadzili, o której świat nie słyszał?

A może tajemnicze BSP to np. Biuroserwis Polska?:
http://www.bsp.pl/inkontrahent.php

albo Bielska Szkoła Przemysłowa?
http://www.bsp.ids.bielsko.pl/

Bo chyba już nie Bahujan Samaj Party :
http://bspindia.org/

@onochi

Ekonomicznie było by to uzasadnione.Kwestia tego ile jest węglowodorów po naszej stronie.Kupowanie drugiej platformy w tak bliskiej odległości nie miało by sensu.Koszt platformy wiertniczej to 300-400 mln USD.Trzeba też wiedzieć jak wyglądają wiercenia i technika poszukiwawcza na terenach morskich.
Stawia się platformę w optymalnym miejscu i wykonuje się z niej kilkanaście odwiertów poziomych które docierają do złóż.Taka pajęczyna wokół platformy.Odwierty poziome bez problemu można wiercić na długości 3.5 do 4.5 km a w sprzyjających warunkach nawet do 10 km.
Bez sensu było by kupowanie lub stawianie drugiego tak drogiego urządzenia które zasięg miało by większy niż całe pole,chyba że ciągnie się ono do brzegów i można wiercić poziomo z lądu,tylko że wtedy ryzyko było by większe a efekty wielką niewiadomą.
Z tego co wcześniej znalazłem to Bubut potrzebuje szczelinowania a KOV posiada taką technologie.W takiej sytuacji Shell nie powinien mieć problemów że dzielą udziały z firmą wnosząc jakąś nową technologie.Można by też szybko rozpocząć produkcję,szybko tzn 2/3 lata.Wydzielić Bubut jako osobną koncesję i o tym pisałem już wcześniej.

Serdeńko (copyright by Szutnik)

stanowczo nalegam na zaprzestaniu wycieczek osobistych.

Uwaga na historyczny moment ... Petrol 1,39, KOV 1,39 ;D

Sorry, ale mnie to "British Shell Petroleum" do niewinnych szutek natchnęło (od szutki - ros. dowcipy, żarty). W końcu jestem Szutnik czy nie?
Przy okazji dzięki za sensowną odpowiedź i wyjaśnienie

Wrócę jeszcze ogólnie do Brunei i strony 23 prezentacji.

783 km2 nowych danych sejsmicznych; aktualny koszt ich pozyskania to ok. 60 mln USD
W przeszłości produkcja odbywała się w obydwu blokach, żadne nowe odwierty nie były wykonywane na lądzie od 1950 r.

Na terenie lądowym Brunei praktycznie nigdy nie było robionych badań sejsmicznych 2D i 3D a technika poszła tak daleko że na dzisiaj można wydobyć ze złoża ponad 50% zasobów.
nawet jeszcze 20 lat wstecz wydobycie było na poziomie 20-25%.Dzisiaj można wrócić do strych odwiertów i jeżeli jest to opłacalne wydobyć drugie tyle węglowodorów.

To jest informacja dla tych osób które uparcie twierdzą że skoro Shell opuścił te tereny to nic tam nie zostawili.Ten Blok L to chyba nasza druga żyła złota.Nawet pole Bubut zostało kiedyś opuszczone i wrócili do niego z wielkim sukcesem.

@ Rabbit
(teraz już całkiem poważnie)

nawet jeszcze 20 lat wstecz wydobycie było na poziomie 20-25%.Dzisiaj można wrócić do strych odwiertów i jeżeli jest to opłacalne wydobyć drugie tyle węglowodorów.

Owszem, sa takie techniki, np. kierunkowe zatłaczanie z powierzchni solanek pod ropę w pułapce, (stosowane np. w eksploatacji meksykańskiego złoża Cantarell), ale zdecydowanie przesadzasz z osiągami tych technik. Na pewno nie jest to "drugie tyle".
Takie techniki wymagają dokładnego rozpoznania struktury złożowej po to, by wybrać optymalne miejsca do "zastrzyków" solankowych - stąd zapewne ta szczegółowa mikrosejsmika
Jakby na to nie patrzeć, jest to jednak wyciskanie resztek pasty z tubki, zużytej wcześniej przez kogoś. Złoże, które nie pracuje pod własnym ciśnieniem złożowym i wymaga sztucznego podnoszenia ciśnienia złożowego, najlepsze chwile ma już dawno za sobą.

@szutnik

Nie do końca jest tak jak piszesz.Początkowa faza wydobycie to ciśnienie ale bardzo szybko spada i wydobycie trzeba wspomagać.Technika wspomagania poszła tak daleko że można kontynuować produkcje z danego odwiertu wcześniej docierają do pokładów mniejszych zlokalizowanych kilkaset metrów od osi.
Daje to razem takie efekty i kontynuowanie produkcji.Samo wstrzyknięcie czegokolwiek w tą samą dziurkę nie za wiele da.
Znajdę coś w necie to wrzucę.
Jeszcze o Ukrainie.
Dodatkowy odwiert przez firme zewnętrzną to chyba ponad plan.Może jeżeli się sprawdzi to do końca roku jeszcze jeden dołażą,może firma zewnętrzna pociągnie NM.
Jeszcze jedna ciekawostka z planu wierceń na Ukrainie.

CM-3 to pole którego nie mamy a jak wskazuje numeracja to odwiert nr 3 i wygląda na zakup spółki (moje przypuszczenia)
Frac Program (W#1,W#2,W#3) to też jest niespodzianka bo na pewno nie Wergunkoje.Tam numeracja zaczyna się od M-2.. coś tam o ile dobrze pamiętam.

Początkowa faza wydobycie to ciśnienie ale bardzo szybko spada i wydobycie trzeba wspomagać
To zależy od wielkości tzw. "czapy gazowej", utrzymującej się w pułapce nad ropą. Większość dobrych i wydajnych złóż ma ją sporą (np. saudyjskie Al Ghawar i Abqaiq, czy złoża w zachodnioteksańskim basenie permskim) i pracującą bardzo długo ( w Al Ghawar, odkrytym w latach 40, chyba do lat 80-tych, jeśli mnie pamięć nie myli).
Szczyt wielkości wydobycia osiąga się krótko po rozpoczęciu wspomagania , potem wydobycie gwałtownie spada.

Znajdę coś w necie to wrzucę.
Oszczędzę Ci fatygi. Tu masz stronę EPA (US agencji ochrony środowiska) z class II wells czyli otworami zatłaczającymi płyny w okolice pułapki złożowej(wells to nie tylko "studnie". W wiertnictwie angielskie wells należy tłumaczyć na polski jako "otwory wiertnicze". Piszę o tym po to, by więcej nie popełniać tu tego błędu).

Możesz sobie poczytać:
water.epa.gov/type/groundwater...
Mały cytat z tego źródła:

zwróć uwagę na 2 słowa "small amounts". Z secondary albo tertiary recovery nie wyciśniesz "big amounts", a w przypadku złoża konwencjonalnego, niegdyś przez kogoś eksploatowanego, w grę wchodzi już tylko secondary lub tertiary recovery.

Technika wspomagania poszła tak daleko że można kontynuować produkcje z danego odwiertu wcześniej docierają do pokładów mniejszych
Złoża ropy nie mają formy pokładowej.

@szutnik

Mam jeszcze jeden ciekawy link

Odwierty poziome

W latach 50-tych wydobywano ropę z odwiertów pionowych,złoże ropy czy może żyła z ropą rozciągała się kilka kilometrów od odwiertu.Wyciągnąć ją było można max kilkaset metrów od studni i mimo że w dalszej odległości były pokłady węglowodorów to wydobycie nie było opłacalne.
Na dzisiaj dociera się do tych pokładów i zwiększa ciśnienie przez co wydobycie można kontynuować.Odchodzą koszty wiercenia pionowego,jedynie pogłębienie studni i wiercenie poziome.


@sicc

Możesz mi odpowiedzieć na moje pytanie o rachunku?Masz jakiś komunikat jak to było z tymi pieniędzmi?