Narzędzia help

Preferencje help
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników
first last
cannonical link button

http://yadda.icm.edu.pl:80/baztech/element/bwmeta1.element.baztech-73e03892-b9c5-4c25-9ed4-57c4bc173edb

Czasopismo

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

Tytuł artykułu

Zabiegi hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych i metody ich analizy

Autorzy Kasza, Piotr 
Treść / Zawartość http://www.inig.pl/wydawnictwa-inig-pib/prace-naukowe-inig-pib
Warianty tytułu
EN Hydraulic fracturing in unconventional reservoirs, and methods of their analysis
Języki publikacji PL
Abstrakty
PL Zabiegi hydraulicznego szczelinowania od bardzo wielu lat stanowią podstawową metodę stymulacji wydobycia ze złóż węglowodorów. Pierwsze eksperymentalne próby przeprowadzenia szczelinowania miały miejsce ponad 70 lat temu w Stanach Zjednoczonych. Pierwsze polskie próby szczelinowania odbyły się w latach 50. ubiegłego stulecia na złożach Przedgórza Karpat. Od tego czasu metoda ta jest coraz częściej stosowana w przemyśle naftowym. Jej głównym celem jest zwiększenie tempa i stopnia sczerpania udostępnionych zasobów węglowodorów. Przez wiele lat technika ta była doskonalona i wykorzystywana do stymulacji złóż konwencjonalnych. Ogromna rola w doskonaleniu technologii zabiegów hydraulicznego szczelinowania przypadła Instytutowi Naftowemu. Jego pracownicy uczestniczyli w tych działaniach od samego początku. Pierwsze krajowe ciecze technologiczne do szczelinowania opracowane zostały przy współudziale Instytutu. W tym czasie technologia szczelinowania zmieniała się diametralnie. Wchodziły do użycia nowe techniki i materiały. Prawdziwy przełom i bardzo dynamiczny rozwój techniki i technologii szczelinowania jest związany z odkryciem oraz próbami udostępniania i wydobycia węglowodorów ze złóż niekonwencjonalnych. Po latach doświadczeń okazało się, że właśnie hydrauliczne szczelinowanie jest kluczem do uruchomienia tych zasobów. Od tego momentu zmiany w światowej technice i technologii szczelinowania następowały bardzo szybko. Poszukiwano coraz lepszych i doskonalszych sposobów udostępniania złóż w piaskowcach niskoprzepuszczalnych, formacjach łupkowych i pokładach węgla. Zdobyte doświadczenia potwierdziły, że w tych formacjach należy wykonywać dużo większe zabiegi szczelinowania oraz w sposób znaczący modyfikować i odpowiednio dobierać technologię do warunków złożowych. Znaczny postęp nastąpił w dziedzinie dodatków chemicznych do cieczy szczelinujących, a także materiałów podsadzkowych (Liang et al. 2015). Ogromne znaczenie w osiągnięciu sukcesów w złożach niekonwencjonalnych miała też szeroko pojęta analiza danych i diagnostyka (Shahkarami et al. 2016). Pojawiły się nowoczesne metody analizy zabiegów szczelinowania w znaczący sposób poprawiające ich efektywność. Wykorzystano też nowe narzędzia, jak choćby mikrosejsmikę, do analizy skomplikowanych geometrii szczelin, wytwarzanych w trakcie szczelinowania złóż niekonwencjonalnych, a w szczególności łupków i węgli. W monografii tej przedstawiono wybrane informacje na temat zabiegów hydraulicznego szczelinowania, historii i rozwoju tej technologii, w oparciu o najnowsze zdobycze techniki. Przedstawiono kluczową rolę szczelinowania w udostępnianiu złóż niekonwencjonalnych. Ponadto zaprezentowano nowoczesny sposób analizy zabiegów na wybranym przykładzie szczelinowania formacji łupkowej. W rozdziale pierwszym dokonano ogólnej charakterystyki zabiegów szczelinowania. Podano podstawowe informacje na temat niekonwencjonalnych akumulacji węglowodorów i metod ich udostępniania poprzez szczelinowanie. Wskazano najlepsze metody stymulacji tych złóż oraz najważniejsze elementy zapewniające efektywność takich działań. Wskazano też istotne różnice pomiędzy formacjami złożowymi i wynikające z tego różnice technologii ich efektywnego szczelinowania. Drugi rozdział obejmuje opis cieczy szczelinujących i materiałów podsadzkowych. Podano w nim podstawowe cechy charakterystyczne, zadania i wymagania, jakie stawiane są cieczom szczelinującym. Dokonano także charakterystyki typowych dodatków chemicznych do cieczy oraz opisano cel, w jakim są stosowane. Omówiono też wykorzystywane materiały podsadzkowe, sposób ich badań i doboru do szczelinowania w różnych warunkach złożowych. Rozdział trzeci stanowi zasadniczą część pracy. Jest on oparty na doświadczeniach badawczych i zawodowych autora i został poświęcony analizie wykonanych testów i zabiegów szczelinowania w otworach udostępniających złoże gazu ziemnego w formacji łupkowej. Analizy te powstały na podstawie rzeczywistych danych z przeprowadzonych szczelinowań. W pierwszej części zaprezentowano sposób przygotowania danych do wykonania projektu technicznego zabiegu. Dzięki niemu możliwe jest zaplanowanie prac stymulacyjnych w otworze. W drugiej części przedstawiono wyniki testów w małej skali – minifrac – służących do diagnostyki otworu i złoża bezpośrednio przed szczelinowaniem. Celem tych operacji jest weryfikacja przyjętych założeń projektowych oraz przygotowanie ostatecznego projektu szczelinowania. Pokazano ponadto sposoby analizy testów minifrac oraz najważniejsze informacje otrzymywane na ich podstawie. W ostatniej części rozdziału zaprezentowano przykłady wyników szczelinowania poszczególnych sekcji otworu poziomego w dwóch wariantach. Pierwszy wariant dotyczył fazy projektowania zabiegów szczelinowania. Przygotowany projekt zmodyfikowano po wykonanych testach minifrac i na tej podstawie przygotowano plan szczelinowania. Drugi wariant opracowano na podstawie danych zarejestrowanych w trakcie szczelinowania. Pozwala to na porównanie i analizę celów planowanych i faktycznie zrealizowanych. W rozdziale czwartym dokonano podsumowania oraz zaprezentowano wnioski wynikające z wykonanych analiz. Na ich podstawie stwierdzono rozbieżność założonych parametrów geomechanicznych w porównaniu do danych uzyskanych z testów minifrac. W niektórych analizowanych przykładach potwierdzono słabą skuteczność udostępnienia złoża poprzez perforację. Potwierdzono też różnice w przyjętych i rzeczywistych parametrach złożowych, co może prowadzić do trudności w wykonaniu szczelinowania. Dzięki tym analizom potwierdzono przydatność testów minifrac do diagnostyki złoża przed szczelinowaniem przez co mogą one znaleźć zastosowanie przy projektowaniu i ocenie skuteczności zabiegów szczelinowania złóż niekonwencjonalnych.
EN Hydraulic fracturing treatments for many years has been the basic method of stimulating the production from hydrocarbon deposits. The first experimental fracturing tests took place more than 70 years ago in the United States. The first Polish experiences in fracturing took place in the 50’s of the last century in the fields of the Carpathian Foreland. Since then, this method has been increasingly used in the oil and gas industry. Its main goal is to increase the rate and the volume of recovery factor of the available hydrocarbon resources. For many years, this technique has been improved and used to stimulate conventional reservoirs. The Oil and Gas Institute – National Research Institute has been participating in these activities from the very beginning, and has played a key role in improving the technology of hydraulic fracturing operations in Poland. The first technological fluids for fracturing of Polish deposits were developed by specialists from the Institute.Over the next few decades, several generations of engineers have been continuing cooperation between industry and science, which is being carried on to this day. During these several decades, the World’s fracturing technology has changed dramatically. New techniques and materials have been introduced. The real breakthrough and very dynamic development of fracturing technology is related to the discovery, completion and production of hydrocarbons from unconventional reservoirs. After years of experience, it turned out that hydraulic fracturing is the key to the development of unconventional resources. From that moment onwards the progress of fracturing technology has been rapid. Improved methods to complete the tight gas sandstones, shale formations and coal seams have been designed. Numerous experiments have confirmed, that in these formations much massive fracturing operations should be performed, and the technology should be significantly modified and adapted to the reservoir conditions. Considerable progress has also been made in the field of chemical additives for fracturing fluids and proppants. Better data analysis and diagnostics were also of great importance in achieving successes in unconventional reservoirs. Modern methods of analysing fracturing treatments have significantly improved their efficiency. New tools were also used, such as micro-seismic analysis to study the complex geometries of fractures generated during unconventional deposits fracturing, in particular in shales and coals. This work presents fundamental information on hydraulic fracturing treatments as well as the history of its development. The key role of fracturing in unconventional reservoirs completion was underlined, and the modern techniques of analysing treatments, on the example of fracturing in shale formation were presented. The first chapter contains the characteristics of fracturing operations. The basic information on unconventional accumulation of hydrocarbons and methods of their completion was given. The most effective methods of stimulating these deposits and key elements ensuring the effectiveness of these activities were indicated. Significant differences between these formations and the resulting differences in the technology of their fracturing were also indicated. The second chapter includes the description of fracturing fluids and proppants, their characteristics, tasks and requirements. Specification of typical chemical additives for fluids, and the purpose for which they were used, as well as the proppants used for fracturing, method of their examination and selection for fracturing in various reservoir conditions were discussed. The third chapter is the most extensive part of the work. It is dedicated to the analysis of the performed tests and fracturing treatments in the shale gas wells. These analyses were made on the basis of real, field data from fracturing. The first part presents the method of preparing data for the technical design of the project procedure. Based on this design it is possible to plan the stimulation treatments in a certain well. The second part of the chapter, presents the results of minifrac tests, used to diagnose the well and formation just before fracturing. The purpose of these operations is to confirm or modify the design assumptions and to prepare the final fracturing design. The method of analysing the minifrac tests, and the most important information obtained from them, are shown. The last part presents the results of fracturing of individual sections of the horizontal example well in two variants. The first treatments designed for execution and the second treatments that were actually performed. The fourth chapter summarizes the collected information and presents the conclusions resulting from the performed analyses. Based on these analyses differences between parameters of the geomechanical model and the data obtained from minifrac were identified. In some of the analyzed cases, the tests confirmed low efficiency of reservoir completion by perforation. Also confirmed were the differences between assumed and actual reservoir parameters which may lead to difficulties during fracturing. The analysis performed, proved that the minifrac tests before the main treatment are useful in the proper planning of the main fracturing operation. It was found that they can be used in the design and evaluation of the effectiveness of fracturing operations in unconventional reservoirs.
Słowa kluczowe
PL hydrauliczne szczelinowanie   złoża niekonwencjonalne   analiza  
EN hydraulic fracturing   unconventional reservoirs   analysis  
Wydawca Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Czasopismo Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
Rocznik 2019
Tom nr 226
Strony 1--147
Opis fizyczny Bibliogr. 108 poz., tab., wykr., zdj.
Twórcy
autor Kasza, Piotr
Bibliografia
[1] Acharya R. (1988): Hydraulic-Fracture-Treatment Design Simulation. Journal of Petroleum Technology, 40(2): 139-142. DOI: 10.2118/ 17175-РА.
[2] Agarwal K., Mayerhofer M.J., Warpinski N.R. (2012): Impact of Geomechanics оn Microseismicity. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/ 152835-MS.
[3] Barati R., Liang J.-T. (2014): А Review of Fracturing Fluid Systems Used for Hydraulic Fracturing of Oil and Gas Wells. Journal of Applied Polymer Science, 131(16): 1-11. DOI: 10.1002/арр.40735.
[4] Barree R.D. (2007): Holistic Fracture Diagnostics. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/107877-MS.
[5] Beckmann G. (2012): Measuring the Size and Shape of Frac Sand and other Proppants. Webinar Presentation, 9.03.2012.
[6] Belyadi Н., Fathi Е., Belyadi F. (2017): Hydraulic Fracturing in Unconventional Reservoirs, Theories, Operations and Economic Analysis. Elsevier. ISBN: 978-0-12-849871-2.
[7] Biały Е. (2013): Rozwój technologii hydraulicznego szczelinowania złóż węglowodorów w Polsce. Zwiększyć wydobycie. Rynek Polskiej Nafty i Gazu - Instytut Nafty i Gazu: 38-44.
[8] Brannon H.D., Kendrick D.E., Luckey Е., Stipetich А. (2009): Multi- Stage Fracturing of Horizontal Wells Using Ninety-Five Quality Foam Provides Improved Shale Gas Production. SPE 124767.
[9] Britt L.K., Smith М.В., Наddаd Z., Lawrence Р., Chipperfield S., Неllman Т. (2006): Water-Fracs: We Do Need Proppant After All. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/102227-MS.
[10] Ciechanowska М., Matyasik I., Such Р., Kasza Р., Lubaś J. (2013): Uwarunkowania rozwoju wydobycia gazu z polskich formacji łupkowych. Nafta-Gaz, 1: 7-17.
[11] Cipolla C.L., Lolon Е.Р., Dzubin В. (2009): Evaluating stimulation effectiveness in unconventional gas reservoirs. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/124843-MS.
[12] Cipolla C.L., Lolon Е.Р., Mayerhofer M.J., Warpiński N.R. (2009): Fracture Design Considerations in Horizontal Wells Drilled in Unconventional Gas Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/ 119366-MS.
[13] Cipolla C.L., Warpinski N.R., Mayerhofer M.J., Lolon Е.Р., Vincent М.С. (2008): The relationship between fracture complexity, reservoir treatment and fracture treatment design. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/ 115769-РА.
[14] Contreras J.D., Durst D.G., Harris J.T., Watson D.R. (2008): High-Impact Techniques and Technology Increase Ultimate Recovery in Tight Gas Formations. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/115081-MS.
[15] Copeland D.M., Lin А. (2014): А Unified Leakoff and Flowback Model for Fractured Reservoirs. Unconventional Resources Technology Conference SPE/AAPG/SEG, 25-27 August 2014, Denver, Colorado, URTEC-1918356-MS. DOI: 10.15530/URTEC-2014-1918356.
[16] Cramer D.D. (2008): Stimulating Unconventional Reservoirs: Lessons Learned, Successful Practices, Areas for Improvement. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/114172-MS.
[17] Cząstka J., (1933): Оbесnе kierunki w dziedzinie eksploatacji i konserwacji ciśnienia złożowego. Referat wygłoszony na VI Zjeździe Naftowym w Krośnie w październiku 1932 r. Przemysł Naftowy, dwutygodnik wydawany nakładem Krajowego Towarzystwa Naftowego we Lwowie, 251utego, 4: 102-104, i 10 marca, 5.
[18] Cząstka J. (1934): Рrоblеmу racjonalnej eksploatacji złóż ropnych w zagłębiu zachodnim. Przemysł Naftowy, dwutygodnik wydawany nakładem Krajowego Towarzystwa Naftowego we Lwowie, 10 czerwca, 11.
[19] Cząstka J. (1948): Podstawowe zagadnienia eksploatacji złóż ropnych. Тłum. М. Finerchut, przerobiona częściowo praca А. Mayer-Gurra: Grudfragen der Erdol-Forderung. Kraków-Krosno.
[20] Czupski М., Kasza Р. (2017): Zabiegi kwasowania w stymulacji wydobycia z odwiertów - projektowanie oparte nа badaniach laboratoryjnych. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu - Państwowego Instytutu Badawczego nr 218, Kraków. DOI: 10.18668/PN2017.218.
[21] Czupski М., Kasza Р., Wilk K. (2013): Płyny dо szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 1: 42-50.
[22] Dewprashad В.Т., Abass Н.Н., Meadows D.L., Weaver J.D., Bennett B.J. (1993): Hailiburton Energy Services: А Method То Select Resin- Coated Proppants. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3-6 October 1993, Houston, Texas. DOI: 10.2118/26523-MS.
[23] Economides M.J., Nolte K.G. (2001): Reservoir Stimulation. Wiley. ISBN: 0471491926.
[24] Engl S. (1927): Metody wydobywania ropy przy роmосу sprężonych gazów. Przemysł Naftowy, dwutygodnik wydawany nakładem Krajowego Towarzystwa Naftowego we Lwowie, 25 listopada, 22: 535.
[25] Fazelipour W. (2011): Development of Techniques to Integrate Hydraulic Fracturing Design and Reservoir Simulation Technologies - Application to Forecast Production of Stimulated Wells in Unconventional Gas Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/ 142337-MS.
[26] Ferguson K., Wilson J., Droemer N., Ingram S. (2013): А Case Study: New Low Damage Frac Fluid Provides Immediate Production Results in Eagle Ford Shale. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.15530/URTEC-153075-MS.
[27] Fingerchut М. (1927): Eksploatacja złóż roponośnych w Polsce. Przemysł Naftowy, dwutygodnik wydawany nakładem Krajowego Towarzystwa Naftowego we Lwowie, 25 sierpnia, 16: 433-439.
[28] Fink J.K. (2013): Hydraulic Fracturing Chemicals and Fluids Technology. Gulf Professional Publishing. ISBN: 978-0-12-411491-3. DOI: 10.1016/С2012-0-02544-б.
[29] Fisher С.С., Constein V.G. (2014): Practical Laboratory Testing for Shale Fracturing. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/1682011-MS.
[30] Freeman В. (2013): Engineers improve recycling system used in fracking to save water and energy. Membrane Technology, 2013(10): 7. DOI: 10.1016/S0958-2118(13)70207-6.
[31] Fuss Т., Shi J., Ма J., Herndon D.C., Stephens W.T. (2014): Environmental responsibility of current proppant solutions. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/169571-MS.
[32] Gale J., Holder J. (2008): Natural fractures in shale and their importance to gas production. Tectonics studies group annual meeting, La Roche, styczeń.
[33] Gandossi L. (2013): Аn overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production. JRC Technical Reports, Luxembourg: Publications Оffiсе of the European Union, s. 7-30. DOI: 10.2790/99937.
[34] Gaurav А., Khoi Dao Е., Mohanty K.K. (2010): Ultra-Lightweight Proppants for Shale Gas Fracturing. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/ 138319-MS.
[35] Gidley J.L., Holditch S.A., Nierode D.A., Veatch P.W. (1990): Recent advances in hydraulic fracturing. SPE Monograph Series Vol. 12. ISBN: 978-1-55563-020-1.
[36] Gonet А., Nagy S., Rybicki Cz., Siemek J., Stryczek S., Wiśniowski R. (2010): Technologia wydobycia metanu z pokładów węgla (СВМ). Górnictwo i Geologia, 5(3): 5-25.
[37] Gregory K., Vidic R., Dzombak D. (2011): Water management challenges associated with the production of shale gas by hydraulic fracturing. Elements, 7: 181-186.
[38] Grundmann S.R., Lord D.L. (1983): Foam stimulation. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/9754-РА.
[39] Hadro J., Wójcik I. (2013): Metan z pokładów węgla: zasoby i eksploatacja. Przegląd Geologiczny, 61(7): 404-410.
[40] Holditch S.A. (2006): Tight gas sands. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/103356-JPT.
[41] Holditch S.A., Tschirhart N.R. (2005): Optimal stimulation treatment in tight sands. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/96104-MS.
[42] Hurley Т., Chhipi-Shrestha G., Gheishi А., Hewage G., Sadiq R. (2015): Characterizing hydraulic fracturing fluids greenness: Application of а hazard-based index approach. Clean Technology Environmental Policy, 18(3): 647-68. DOI: 10.1007/s10098-015-1054-2.
[43] Jennings Jr. А., Darden W., Wenzel R., Shrut R., Foster J. (1977): Massive Hydraulic Fracturing in the Eastern United States. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/6866-MS.
[44] Kasza Р. (1999): Wp1yw długotrwałych obciążeń nа przewodność materiałów podsadzkowych stosowanych dо hydraulicznego szczelinowania. Praca statutowa INiG.
[45] Kasza Р. (2001): Hydroprzewodność i przepuszczalność szczelin wypełnionych materiałem podsadzkowym stosowanym dо hydraulicznego szczelinowania w świetle bаdań laboratoryjnych. Praca doktorska, Akademia Górniczo-Hutnicza.
[46] Kasza Р. (2011): Zabiegi stymulacji wydobycia w złożach niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 10: 697-701.
[47] Kasza Р. (2012): Stymulacja przepływu węglowodorów z łupków. W: J. Raczkowski (red. nacz.): Rzeczpospolita łupkowa. Studium wiedzy о gazie z formacji łupkowych (s. 259-272). Kraków, Instytut Nafty i Gazu.
[48] Kasza Р., Dziadkiewicz М., Czupski М. (2006): From Laboratory Research to Successful Practice: А Case Study of Carbonate Formation Emulsified Acid Treatments. Society of Petroleum Engineers.
[49] Kasza Р., Wilk K. (2014): Hydrauliczne szczelinowania niekonwencjonalnych złóż węglowodorów - rola wody w sporządzaniu cieczy technologicznych. Technologia Wody, 6 6: 64-77.
[50] Kim J., Um E.S. (2018): А Framework of Integrated Flow-Geomechanics- Geophysics Simulation for Planar Hydraulic Fracture Propagation. W: Yu-Shu Wu (еd.): Hydraulic Fracture Modeling (s. 21-39). Gulf Professional Publishing.
[51] Kim J., Um E.S., Moridis G.J. (2014): Fracture Propagation, Fluid Flow, and Geomechanics of Water-Based Hydraulic Fracturing in Shale Gas Systems and Electromagnetic Geophysical Monitoring of Fluid Migration. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/168578-MS.
[52] King G.E. (2010): Thirty years of gas shale fracturing: what we have learned. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/133456-MS.
[53] Klimkiewicz W. (1931): Przyczyny zanikania produkcji w odwiercie i środki dla jej podniesienia. Przemysł Naftowy, dwutygodnik wydawany nakładem Krajowego Towarzystwa Naftowego we Lwowie, 10 października, 19: 431.
[54] Labus K. (2011): Potential environmental problems connected with the exploitation of unconventional natural gas deposits. Przegląd Górniczy, 67(1-2): 12-16.
[55] Lewis G., Smith Т., Perry K.F., Poprawa Р. (2011): Wpływ poszukiwań i wydobycia gazu niekonwencjonalnego nа środowisko naturalne. W: I. Albrych (red.): Gaz niekonwencjonalny - szansa dla Polski i Europy. Analiza i rekomendacje (s. 37-49). Instytut Kościuszki. ISBN:978-83-931093-4-0.
[56] Liang F., Sayed М., A1-Muntasheri G.A., Chang F.F., Li L. (2015): А comprehensive review оn proppant technologies. Petroleum, 2: 26-39. DOI: 10.1016/j.petlm.2015.11.001.
[57] Lubaś J. (2013): О potrzebie bardziej dynamicznego wdrażania metod wspomagania wydobycia z krajowych złóż. Nafta-Gaz, 10: 744-750.
[58] Masłowski М. (2014): Materiały podsadzkowe dо zabiegów hydraulicznego szczelinowaпia złóż niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 2: 75-86.
[59] Masłowski М., Czupski М. (2014): Podstawowe właściwości materiałów podsadzkowych stosowanych dо zabiegów hydraulicznego szczelinowania złóż węglowodorów. Przegląd Górniczy, 12: 44-50, UKD 622.333.620.92: 620.91.
[60] Masłowski М., Kasza Р., Wilk K. (2018): Studies оn the effect of the proppant embedment phenomenon оn the effective packed fracture in shale rock. Acta Geodynamica et Geomaterialia, 15(2): 105-115. DOI: 10.13168/AGG.2018.0012.
[61] Massaras L.V., Dragomir А., Chirac D. (2007): Enhanced Fracture Entry Friction Analysis of the Rate Step Down Test. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/106058-MS.
[62] Mayerhofer M.J., Economides M.J. (1997): Fracture - Injection - Test Interpretation: Leakoff Coefficient vs. Permeability. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/28562-РА.
[63] Mayerhofer M.J., Lolon Е., Warpinski N.R., Cipolla L.C., Walser W.D., Rightmire С.М. (2010): What Is Stimulated Reservoir Vоlumе? Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/119890-РА.
[64] McMillan D.W., Palanyk S.V. (2007): СВМ: Fracture Stimulatioп - Ап Australian Experience. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/ 110137-MS.
[65] Montgomery Т., Smith М.В. (2010): Hydraulic fracturing history of an enduring technology. Journal of Petroleum Technology, 62: 26-41. DOI: 10.2118/1210-0026-jpt
[66] Moska R. (2016): Metody geofizyki otworowej i ich wykorzystanie w projektowaniu i przygotowaniu technologii zabiegów hydraulicznego szczelinowania. Nafta-Gaz, 1: 23-32. DOI: 10.18668/NG2016.01.03.
[67] Moska R. (2017): Laboratoryjne badaпia akustyczпe skał роd kątem potrzeb hydraulicznego szczelinowania. Nafta-Gaz, 2: 81-89. DOI: 10.18668/NG.2017.02.02.
[68] Naik G.C. (2003): Tight Gas Reservoirs - Аn Unconventional Natural Energy Source for the Future. The Association of Petroleum Geologists of India, http://pinedaleonline.com/socioeconomic/pdfs/tight_gas.pdf (dostęp: 20.02.2019).
[69] Nguyen P.D., Bonapace J.C., Kruse G.F., Solis L., Daparo D. (2013): Effctively Controlling Proppant Flowback to Maximize Well Production: Lessons Learned from Argeпtina. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/165174-MS.
[70] Paktinat J., Pinkhouse J.A., Johanson N., Williams С., Lash G.G., Penny G.S., Goff D.A. (2006): Case study: optimizing hydraulic fracturing performance in northeastern United States fractured shale formation. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/104306-MS.
[71] Palisch Т., Vincent М.С., Handren P.J. (2008): Slickwater Fracturing - food for thought. SPE 115766.
[72] Pandya N., Jaripatke О. (2014): Rate Step-Down Analysis Improves Placemeпt Еffiсiеnсу of Stimulation Treatments in Unconventional Resources Play. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, 25-27 August 2014, Denver, Colorado, URTEC-1943637-MS. DOI: 10.15530/URTEC-2014-1943637.
[73] Parker М.А., Ramurthy K., Sanchez Р. (2012): New Proppant for Hydraulic Fracturing Improves Well Performance and Decreases Environmental Impact of Hydraulic Fracturing Operations. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/161344-MS.
[74] Penny G., Zelenev А., Champagne L. (2012): Proppant and Fluid Selection to Optimize Performance of Horizontal Shale Fracs. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/152119-MS.
[75] Petrowiki (b.d.): Hydraulic fracturing. https://wwwpetrowiki.org/ Hydraulic_fracturing (dostęp: 16.01.2019).
[76] PIG - PIB (b.d.), (dostęp: 11.12.2018).
[77] Potocki D.J. (2012): Understanding Induced Fracture Complexity in Different Geological Settings Using DFIT Net Fracture Pressure. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10,2118/162814-MS.
[78] Rafiee М., Soliman М., Pirayesh Е., Meybodi Н. (2012): Geomechanical Considerations in Hydraulic Fracturing Designs. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/162637-MS.
[79] Reinicke А., Legarth В., Zimmermann G., Huenges Е., Dresen G. (2006): Hydraulic Fracturing and Formation Damage in а Sedimentary Geothermal Reservoir. Stimulation of reservoir and microseismicity. ENGINE - Enhanced Geothermal Innovative Network for Europe, Workshop 3, Kartause Ittingen, Zurich, June 29 - July 1, 2006, Switzerland.
[80] Rickards A.R., Brannon H.D., Wood W.D., Stephenson C.J. (2003): High Strength, Ultra-lightweight Proppant Lends New Dimensions to Hydraulic Fracturing Applications. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/84308-MS.
[81] Rudkowski W. (1927): Torpedowanie otworów wiertniczych. Przemysł Naftowy, dwutygodnik wydawany nakładem Krajowego Towarzystwa Naftowego we Lwowie, 10 1istopada, 21: 588-595.
[82] Schein G. (2005): The Application and Technology of Slickwater Fracturing. SPE-108807-DL.
[83] Shahkarami А., Wang G., Belyadi Н. (2016): Horizontal Well Spacing and Hydraulic Fracturing Design Optimization: А Case Study оn Utica-Point Pleasant Shale Рlау. Unconventional Resources Technology Conference. DOI: 10.15530-urtec-2016-2459851.
[84] Shaoul J.R., Ross M.J., Spitzer W.J., Wheaton S.R., Mayland P.J., Singh А.Р. (2007): Massive Hydraulic Fracturing Unlocks Deep Tight Gas Reserves in India. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/ 107337.
[85] Small Х.Т. (2015): Water Use and Recycling in Hydraulic Fracturing: Creating а Regulatory Pilot for Smarter Water Use in the West. Natural Resources Journal, 55(2): 409-440.
[86] Song L., Yang Z. (2016): Synthetic Polymer Fracturing Fluid for Ultrahigh Temperature Applications. International Petroleum Technology Conference, 14-16 November 2016, Bangkok, Thailand, s. 1-10. IPTC-18597-MS. DOI: 10.2523/IPTC-18597-MS.
[87] Sullivan Р.F., Gadiyar B.R., Morales R.H., Holicek R.A., Sorrells D.C., Lee J., Fischer D.D. (2006): Optimization of а Visco-Elastic Surfactant (VES) Fracturing Fluid for Application in High-Permeability Formations. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/98338-MS.
[88] Таubman J. (2011): Węgiel i alternatywne źródła energii. Prognozy nа przyszłość. Warszawa: PWN, ISBN: 978-83-01-16697-7.
[89] Temizel С., Energy А., Betancourt D., Aktas S., Susuz О., Zhu Y., Suhag А., Ranjith R., Wang А. (2016): Optimization of Hydraulic Fractures in Tight-Oil Reservoirs Using Different Numerical Fracture Models. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/ 181824-MS.
[90] Warpinski N.R., Mayerhofer M.J., Vincent М.С., Cipolla C.L., Lolon Е.Р. (2008): Stimulating Unconventional Reservoirs: Maximizing network growth while optimizing fracture conductivity. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/114173-MS.
[91] Wilk K., Kasza Р. (2016): Zastosowanie płynów spienionych dо zabiegów hydraulicznego szczelinowania. Przemysł Chemiczny, 6: 1202-1205. DOI:1015199/62.2016.6.24.
[92] Wilk K., Kasza Р., Czupski М. (2015): Analiza możliwości zastosowania płynów energetyzowanych dо szczelinowania. Nafta-Gaz, 3: 139-148.
[93] Wilk K., Kasza Р., Czupski М. (2018): Dodatki dо spienionych płynów szczelinujących. Przemysł Chemiczny, 2: 238-243. DOI: 10.15199/62.2018.2.10.
[94] Wilk K., Kasza Р., Labus K., Dydo Р. (2018): Interpretacja i analiza uszkodzenia formacji typu tight spienionymi płynami dо hydraulicznego szczelinowania. Materiały konferencyjne Geopetrol, Zakopane-Kościelisko 17-20.09.2018.
[95] Wilk K., Kasza Р., Masłowski М. (2017): Dodatki dо energetyzowanych płynów szczelinujących. Ваdaniа nad doborem biocydu. Przemysł Chemiczny, 6: 1303-1307. DOI: 10.15199/62.2017.6.16.
[96] Will J., Siedlaczek Р., Wowra S. (2012): Optymalizacja procedury szczelinowania hydraulicznego za pomocą symulacji numerycznej. Energia dla Przemysłu, 3-4.
[97] Wilson А. (2015): Tactics for Use of Diagnostic Fracture Injection Tests in Unconventional Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/0215-0116-JPT.
[98] Wojnarowski Р., Stopa J., Janiga D., Kosowski Р. (2015): Możliwości zwiększenia wydobycia ropy naftowej w Polsce z zastosowaniem zaawansowanych technologii. Polityka Energetyczna, 18(4): 19-28.
[99] Yew С.Н., Ма M.J., Hill A.D. (2000): А Study оf Fluid Leakoff in Hydraulic Fracture Propagation. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/ 64786-MS.
[100] Yildizdag K., Weber F., Konietzky Н. (2017): Hydraulic fracturing. ТU Bergakademie Freiberg, Institut fur Geotechnik, 10.01.2017, https:// tu-freiberg.de/fakult3/gt/feme/e-book/ 15_Hydraulic_fracturing.pdf (dostęp: 20.02.2019).
[101] Zanganeh В., МасKау М., Clarkson C.R., Jones J.R. (2018): DFIT Analysis in Low Leakoff Formations: А Duvernay Case Study. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/189826-MS.
Normy
[1] API RP 56:1995. Recommended practice for testing sand used in hydraulic fracturing operations. Washington, DC: American Petroleum Institute.
[2] API RP 58:1995. Recommended practice for testing sand used in gravel packing operations. Washington, DC: American Petroleum Institute.
[3] API RP 60:1995. Recommended Practice for testing high-strength proppants used in hydraulic fracturing operations. Washington, DC: American Petroleum Institute.
[4] API RP 61:1989. Recommended Practice for Evaluating Short Term Proppant Pack Conductivity. Washington, DC: American Petroleum Institute.
[5] API RP 19С:2008. Rесоmmended practice for measurement of and specifications for proppants used in hydraulic fracturing and gravel-packing operations. Washington, DC: American Petroleum Institute.
[6] ISO 13503-2:2006. Recommended practice for measurement of and specifications for proppants used in hydraulic fracturing and gravel-packing operations. Geneva, Switzerland: International Standard Organization.
[7] ISO 13503-2:2006/Аmd.1:2009 (Е). Recommended practice for measurement of and specifications for proppants used in hydraulic fracturing and gravel-packing operations. Geneva, Switzerland: International Standard Organization.
Uwagi
Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2019).
Kolekcja BazTech
Identyfikator YADDA bwmeta1.element.baztech-73e03892-b9c5-4c25-9ed4-57c4bc173edb
Identyfikatory
DOI 10.18668/PN2019.226
ISBN 978-83-65649-33-1