Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

The correlation between the fluid injection pressure and the unit fluid injection quantity during hydraulic fracturing

Ren Fake, Wang Chongyang, Pan Yisha

Archives of Mining Sciences

|

2025

|

Vol. 70, no. 2

331--354

EN

Hydraulic fracturing (HF) technology has been widely used in the coal mining industry. This technology can effectively increase the permeability coefficient of low-permeability coal seams, thereby enhancing the gas drainage efficiency and increasing the safety of coal mining. To study the correlation between the fluid injection pressure (FIP) and the unit fluid injection quantity (UFIQ) during hydraulic fracturing and considering the limitations of laboratory and numerical simulation methods, this study employs a field engineering experiment at the 1703 mining working face of Jin’zhong Coal Mine in Sichuan Province as the test site. Through the monitoring and analysis of the FIP and the UFIQ during the whole HF process of coal seam drilling, it is found that there is a certain correlation between the FIP and the UFIQ, the FIP will appear obvious “decreases-recovery” phenomenon when the coal cracks and cracks propagation. And in this process, the UFIQ will appear the corresponding “rise-recovery” phenomenon. At the same time, the fracturing process is divided into three stages according to the variation law of UFIQ in the HF process: liquid filling stage, energy storage and coal cracking cycle stage, and stop cracking stage. In addition, through the arrangement of holes stress gauges around the fracturing hole, it is found that the transfer of disturbance stress formed in the coal mass due to HF behavior is mainly attenuation, and its change stage in the whole HF process is mainly divided into the original stress stage, the stress response stage, and the stress stabilization stage. These results inform the design and optimization of fracturing parameters in hydraulic fracturing processes and aid in understanding the mechanisms of earthquake induction by HF.

2

Wpływ wgniatania ziaren materiału podsadzkowego w skałę typu łupkowego na efektywność podsadzenia szczeliny w zabiegach stymulacyjnych wybranego złoża niekonwencjonalnego

Masłowski Mateusz

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2024

|

nr 245

1--154

PL

Celem naukowym pracy było zbadanie wpływu zjawiska wgniatania ziaren materiału podsadzkowego w skałę typu łupkowego na efektywne podsadzenie wytworzonej szczeliny po wykonanych zabiegach hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Wyznaczenie głębokości wgnieceń ziaren propantu w skałę złożową oraz uszkodzenia powierzchni wytwo-rzonej ściany szczeliny pozwoliło na ocenę efektywnego podsadzenia szczeliny propantem, w zależności od podatności skały na zjawisko embedmentu. Do badań użyto skały złożowej pochodzącej z formacji niekonwencjonalnego złoża węglowodorów. Był to sylurski łupek ilasty z obszaru basenu bałtyckiego, typu gas shale. Na podstawie zgromadzonych danych geologiczno-złożowych oraz wyznaczonych właściwości geomechanicznych skały dobrano odpowiednie parametry płynu szczelinującego i podsadzki. Laboratoryjne symulacje zjawiska embedmentu przeprowadzono dla skały zarówno w postaci suchej, jak i nasyconej płynem szczelinującym. W badaniach uwzględniono warunki złożowe zbliżone do warunków panujących w wybranej formacji (tj. temperaturę i naprężenie ściskające) oraz różną koncentrację powierzchniową materiału podsadzkowego. Uszkodzone powierzchnie rdzeni obserwowano metodą mikroskopową i na tej podstawie wyznaczono parametry charakteryzujące zjawisko embedmentu, z uwzględnieniem wycisku materiału skalnego. Wykonane badania pozwoliły na określenie wpływu niekorzystnego zjawiska embedmentu na efektywność podsadzenia szczeliny dla wybranego krajowego złoża niekonwencjonalnego. Za najważniejsze parametry uznano efektywną rozwartość szczeliny oraz efektywną powierzchnię kontaktu ściany szczeliny z warstwą podsadzki. Za bardzo istotny wskaźnik uznano również wielkość wycisku materiału skalnego na powierzchni skały. Dodatkowo przeprowadzono teoretyczne obliczenia wielkości rozwartości szczeliny wypełnionej podsadzką przy wybranych czterech różnych wartościach jej koncentracji powierzchniowej. Zaproponowano także schemat klasyfikacji efektywności podsadzenia szczeliny na podstawie odporności skały na zjawisko embedmentu. Wykonane analizy pozwalają na dokładniejsze zrozumienie wpływu niekorzystnego zjawiska embedmentu, z uwzględnieniem wycisku materiału skalnego, na wstępną ocenę efektywności podsadzenia szczeliny propantem dla zaproponowanej technologii zabiegu stymulacyjnego. W wyniku pracy uszczegółowiono metodykę analizy i interpretacji uzyskanych wyników oraz dokonano wyboru metod statystycznych mających na celu oszacowanie niepewności mierzonych i wyliczonych wartości.

EN

The scientific aim of the work was to investigate the effect of the phenomenon of indenting the proppant grains into the shale rock on the effective propped of the created fracture, after the hydraulic fracturing of the unconventional deposits. Determining the depth of the indentations of the proppant grains into the rock deposit and damage to the fracture wall surface allowed for the assessment of the proppant backing of the fracture, depending on the susceptibility of the rock to the phenomenon of embedment. The sample of the rock from unconventional formation of hydrocarbons was selected for the tests: Silurian clay-bituminous shale from the Baltic Basin, the "gas shale" type. On the basis of the collected geological and deposit data and the determined geomechanical properties of the rock, appropriate parameters of the fracturing fluid and the proppant material were selected. Laboratory simulations of the phenomenon of embedment were carried out for rock shale type, both dry and saturated with fracturing fluid. The research took into account the deposit conditions similar to the conditions of selected formation (i.e. temperature and compressive stress), as well as different surface concentration of the proppant material. The damaged faces of the cores were observed using the microscopic method and on this basis, the parameters characterizing the phenomenon of embedment were determined, including an impression of the rock material. The results of the experiments allowed to determine the impact of the unfavorable phenomenon of embedment on the effectiveness of propping the fracture for selected unconventional deposits of Poland. The most important parameters were the effective width of the fracture and the effective contact surface of the fracture face with the proppant layer. The amount of the impressions of the rock material on the rock surface was also considered as a very important indicator. Additionally, theoretical calculations of the width of the fracture filled with the prop- pant were carried out for the four selected surface concentration. A scheme for classifying the effectiveness of the fracture's filling, on the basis of the rock resistance to the phenomenon of embedment, was also proposed. The performed analyzes allow for a more detailed understanding of the impact of the unfavorable phenomenon of embedment, taking into account the impression of the rock ma¬terial, on the initial assessment of the effectiveness of the fractures propped, for the proposed stimulation treatment technology. As a result of the work, the methodology of the analysis and interpretation of the obtained results was developed, and statistical methods were selected to estimate the uncertainty of the measured and calculated values.

3

Study on guided slot-oriented hydraulic fracturing and enhanced permeability application technology in Pingdingshan coal mine

Shen Zhiyuan, Wang Chunting, Yang Zhenlong

Archives of Mining Sciences

|

2024

|

Vol. 69, no. 4

745--754

EN

To address the issue of low permeability in the coal seam of Pingdingshan coal mine, this study proposes a directional hydraulic fracturing technique enhanced by a preset guide groove, aimed at improving coal seam extraction efficiency. The COMSOL Multiphysics simulation software is utilized to develop a coupling model that integrates coal rock stress, damage, and permeability during hydraulic fracturing. The study examines the changes in the elastic damage modulus and effective extraction radius under the influence of the guide groove, with field tests conducted on the 24130 working face. Results from both numerical simulations and field tests reveal that the horizontal principal stress exceeds the vertical principal stress under the influence of the guide channel, leading to horizontal tensile fractures in the rock stratum. Post-fracturing, the average gas concentration in the extraction borehole reached 42.4%, with an average pure gas extraction rate of 0.0098 m3/min, and an effective extraction radius of 3.6 m, aligning well with the simulation results.

4

Oddziaływanie spienionych azotem płynów szczelinujących na skały zbiornikowe złóż węglowodorów

Wilk-Zajdel Klaudia

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2023

|

nr 240

1--128

PL

W niniejszej monografii przedstawiono wybrane informacje na temat oddziaływania płynów szczelinujących spienionych azotem na skały zbiornikowe złóż węglowodorów na podstawie badań eksperymentalnych. W rozdziale pierwszym dokonano ogólnej charakterystyki zabiegów hydraulicznego szczelinowania. Podano podstawowe informacje na temat historii zabiegów w formacjach niekonwencjonalnych w Polsce i za granicą oraz technologiczne etapy ich udostępniania poprzez szczelinowanie. Omówiono dodatki chemiczne stanowiące część płynu szczelinującego oraz przedstawiono wpływ metod szczelinowania hydraulicznego na środowisko naturalne. Dokonano również charakterystyki oddziaływania płynu szczelinującego ze skałami złożowymi podczas zabiegów szczelinowania i alternatywnych bezwodnych lub ograniczających użycie wody szczelinowań. W rozdziale drugim przedstawiono główny cel prowadzonych przez autorkę badań i sposób, w jaki go osiągnięto. Podano także uwarunkowania, w których zrealizowano cel pracy. Rozdziały trzeci i czwarty stanowią zasadniczą część pracy. W rozdziale trzecim przedstawiono metodykę badań doboru płynów szczelinujących, w tym badania petrofizyczne i petrograficzne materiału skalnego, a także badania filtracji płynów szczelinujących. Przedstawiono również schemat cyklu badawczego, według którego postępowano w celu analizy uszkodzenia przepuszczalności próbek skały złożowej przez wybrane płyny szczelinujące. W rozdziale czwartym za pomocą badań mineralogiczno-petrograficznych dokonano analizy oddziaływania wybranego płynu szczelinującego na określoną skałę złożową. Badania te polegały na ilościowym i jakościowym opisaniu składu mineralnego oraz struktury przestrzeni porowej badanych próbek za pomocą metod mikroskopowych (optycznej, skaningowej mikroskopii elektronowej – SEM oraz mikroskopii fluorescencyjnej), a także dyfrakcji promieniowania rentgenowskiego (XRD) i stanowiły podstawę rozważań nad naturą procesów fizykochemicznych zachodzących podczas kontaktu badanych skał z płynem. W rozdziale piątym dokonano podsumowania oraz zaprezentowano wnioski końcowe wynikające z wykonanych badań i analiz.

EN

This monograph presents selected information on the impact of nitrogen-foamed fracturing fluids on reservoir rocks of hydrocarbon reservoirs, based on experimental research. The first chapter presents the general characteristics of hydraulic fracturing operations. Basic information on the history of treatments in unconventional formations in Poland and abroad, as well as technological stages of their access by fracturing, are given. The interaction of the fracturing fluid with reservoir rocks during fracturing treatments and alternative waterless or water-limiting fracturing treatments was also characterized. The second chapter presents the main goal of the research carried out by the author and the way it was achieved. The third and fourth chapters are the most extensive part of the work. The third chapter presents the research methodology for the selection of fracturing fluids, including petrophysical and petrographic tests of rock material, as well as testing of fracturing fluid filtration. A diagram of the research cycle was also presented, which was followed in order to analyze damage to the rock material by selected fracturing fluids. In the fourth chapter, the impact of the selected fluid on the rock was analyzed using mineralogical and petrographic research. These studies consisted in the quantitative and qualitative description of the mineral composition and the structure of the pore space of the tested samples using microscopic methods (optical, scanning electron microscopy - SEM and fluorescence microscopy), as well as X-ray diffraction (XRD) and were the basis for considering the nature of physicochemical processes occurring during the contact of the tested rocks with the fluid. The fifth chapter summarizes and presents the conclusions resulting from the conducted research and analyses.

5

Investigation of the effect of polymer concentration in fracturing fluid on crack size and permeability during hydraulic fracturing

Moroz L. B., Uhrynovskyi A. V., Kogut G. M.

Archives of Materials Science and Engineering

|

2023

|

Vol. 122, nr 2

70--77

EN

Purpose: This article aims to investigate the impact of polymer type and concentration in the fracturing fluid on the size and permeability of fractures during hydraulic fracturing. The aim is to predict the conductivity and productivity of the formed fractures in order to evaluate the cumulative gas production. Design/methodology/approach: The influence of polymer concentration in the fracturing fluid on the size and permeability of fractures was studied using the GOHFER software from Haliburton. Findings: The results of the study show that by combining the effect of increasing fracture size and decreasing the permeability of the proppant, a gas flow rate increase of 3.5 times was achieved. Research limitations/implications: High polymer concentrations lead to reduced permeability due to the accumulation of polymer residues and polymer skin. Practical implications: The conducted study on the impact of polymer concentration in the fracturing fluid on the size and permeability of fractures will allow for a more qualitative hydraulic fracturing process. Originality/value: This article presents how the concentration and type of polymer affect the width, thickness, length, and conductivity of fractures during hydraulic fracturing.

6

Experimental study on deformation and damage evolution of a mining roadway with weak layer rock under compression-shear load

Song Yimin, Ren He, Xu Hailiang, An Dong

Archives of Mining Sciences

|

2021

|

Vol. 66, no. 3

351--368

EN

The structure and load characteristics of the roadway are simplified, and the experimental model of the roadway deformation and damage under compression-shear load is established. The experimental data acquisition system is built with a CCD camera. The digital speckle correlation method is used to calculate the image data of the experimental model. The correspondence between the evolution law of the deformation field, the interlayer displacement and deformation evolution are analysed, including the dynamic characteristic of the roadway surrounding the rock. Research results indicate: (1) The damage peak load of the weak layer structure shows a decreasing trend as the interlayer shear stress increases. As the initially applied shear stress increases, the value of interlayer sliding displacement increases, and the dynamic characteristics become more apparent. (2) In the sub-instability phase of the loading curve, when the surrounding rock slides along the layers under compression-shear load, the stress is re-distributed and transmitted to the deep part of the surrounding rock. Then the surrounding rock of the roadway forms the characteristic of alternating change, between tension to compression. (3) According to the state of dynamic and static mechanics, the deformation evolution of the roadway before the peak load belongs to the static process. Zonal fracturing is part of the transition phase from the static process to the slow dynamic process, and the rockburst damage is a high-speed dynamic process. (4) Under the compression-shear load, due to the weak layer structure of the coal and rock mass, the local fracture, damage, instability and sliding of the surrounding rock of the roadway are the mechanical causes of rockburst. (5) Even if the coal and rock mass does not have the condition of impact tendency, under stress load of the horizontal direction, distribution of large shear stress is formed between layers, and the dynamic damage of the rockburst may occur.

7

A migration based location method using improved waveform stacking for microseismic events in a borehole system

Mao Qinghui, Azeem Tahir, Zhang Xuliang, Zhong Yu, Fang Yuan, Zhang Yunxiao

Acta Geophysica

|

2020

|

Vol. 68, no. 6

1609--1618

EN

The migration-based microseismic event location methods using waveform stacking algorithms are widely used for hydrofracturing monitoring. These methods have the advantage of not requiring the accurate frst arrival time around a detected event, which is more suitable for noisy data than classical travel time-based methods. However, accuracy of these methods can be afected under the condition of relatively low signal-to-noise ratio (SNR). Therefore, in order to enhance the location accuracy of microseismic events in a borehole system, we have proposed a migration-based location method using improved waveform stacking with polarity correction based on a master-event technique, which optimizes the combination way of P- and S-wave waveform stacking. This method can enhance the convergence of the objective function and the location accuracy for microseismic events as compared to the conventional waveform stacking. The proposed method has been successfully tested by using synthetic data example and feld data recorded from one downhole monitoring well. Our study clearly indicates that the presented method is more viable and stable under low SNR.

8

Hydraulic fracturing using liquefied hydrocarbon gases or light hydrocarbons. Technology prospects in the Russian Federation

Tsygankov Vadim, Strizhnev Kirill, Silin Mikhail, Magadova Lubov, Kunakova Anisa, Yunusov Timur

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 10

591--597

EN

One of the most effective methods of development of oil and gas fields with complicated hydrocarbon production conditions is hydraulic fracturing. However, utilization of the most commonly used water-based fracturing fluids is not always expedient, for instance, in unconventional formations, reservoirs with low formation pressure containing water-sensitive minerals, low-permeable or unconsolidated rocks. American and Canadian literature indicates that the most suitable and modern frac fluid is hydrocarbon one based on liquefied petroleum gas or light hydrocarbons. The use of such fluids in the fields of the Russian Federation is perspective. The main reason to face the new technology is the presence of one of the most promising production targets in Russia – the Bazhenov formation. It is nowadays one of the most desirable objects, and at the same time one of the most difficult to be developed. Enormous reserves of oil in this formation suggest its desirability. The government has for a long time stimulated exploitation of these deposits by introducing a tax credit. Today, there is no universal approach to the development of this target. A new advanced integrated approach will address this problem and pave the way for the development of this rich source of hydrocarbons containing million tons of oil. Another promising task for the implementation of this technology may be the use of associated petroleum gas, which according to the Russian regulations must be disposed of, but the technologies currently in use in Russia do not allow this to be done sufficiently. When developing the proposed technology, it is planned to start with the use of liquefied petroleum gas (propane-butane mixture) as the main hydraulic fracturing fluid and switch to petroleum gas as the technology develops.

PL

Jedną z najbardziej efektywnych metod udostępniania złóż ropy naftowej i gazu o skomplikowanych warunkach produkcji węglowodorów jest szczelinowanie hydrauliczne. Wykorzystanie najczęściej stosowanych płynów szczelinujących na bazie wody nie zawsze jest jednak korzystne, np. w złożach niekonwencjonalnych, złożach o niskim ciśnieniu złożowym zawierających minerały wrażliwe na wodę, skałach słabo przepuszczalnych czy nieskonsolidowanych. Z literatury amerykańskiej i kanadyjskiej wynika, że najbardziej odpowiednim i nowoczesnym płynem szczelinującym jest płyn węglowodorowy oparty na skroplonym gazie lub lekkich węglowodorach. Wykorzystanie takich płynów na złożach Federacji Rosyjskiej jest perspektywiczne. Głównym powodem mierzenia się z nową technologią jest obecność w Rosji jednego z najbardziej obiecujących celów produkcyjnych – formacji Bazhenov. Aktualnie jest to jedna z najbardziej interesujących, ale równocześnie najtrudniejszych do udostępnienia formacji. Ogromne zasoby ropy naftowej oszacowane dla tej formacji wskazują na jej dużą perspektywiczność. Rząd przez długi czas stymulował eksploatację tych złóż, stosując ulgę podatkową. Dziś brak jest uniwersalnego podejścia do tego zagadnienia. Nowe, zaawansowane i zintegrowane podejście umożliwi rozwiązanie tego problemu i otworzy drogę do wykorzystania tego bogatego źródła węglowodorów, zawierającego miliony ton ropy naftowej. Kolejnym wyzwaniem wdrożenia tej technologii może być wykorzystanie gazu towarzyszącego ropie, który zgodnie z rosyjskimi przepisami musi być odseparowany od ropy, jednak obecne technologie stosowane w Rosji nie pozwalają na to w wystarczającym stopniu. Przy opracowywaniu proponowanej technologii planuje się rozpoczęcie od użycia skroplonego gazu węglowodorowego (mieszanina propan-butan) jako głównego płynu szczelinującego. W miarę rozwoju technologii planuje się przejście z gazu płynnego LPG na gaz pochodzący z ropy.

9

Simulation of Fracture Conductivity Changes Due to Proppant Composition and Stress Cycles

Knez Dariusz, Mazur Sylwia

Inżynieria Mineralna

|

2019

|

R. 21, nr 1/2

231--234

EN

Properties of proppant affect hydraulic fracturing design results. The one of the most important goals of stimulation is to obtain fracture with high and viable conductivity. Bulk density and the grains size are factors that the most influence fracture conductivity. Regarding proppant, the common point of view is, that only mesh size and type of proppant (bulk density, crush rate) have influence on hydraulic fracturing efficiency. Paper presents computer simulation results of conductivity reduction caused by stress changes. Calculations were done for the same proppant type and size but with different grain compositions. It shows influence of average diameter of proppant grains and bulk density variation on fracture conductivity. It was found that the most important factor is number of stress cycles. Higher stress cycle number results in significant fracture conductivity reduction.

PL

Rezultaty projektowania zabiegu szczelinowania hydraulicznego są uzależnione od właściwości propantu. Jednym z najważniejszych celów stymulacji jest uzyskanie szczeliny o możliwie wysokiej przewodności. Czynnikami, które mają największy wpływ na przewodność są: rozmiar ziaren propantu i jego gęstość objętościowa. Czym większa gęstość objętościowa tym niższą przewodność szczeliny można uzyskać. Natomiast większe ziarna pozwalają na uzyskanie wyższej porowatości i lepszej przewodności. W artykule przedstawiono wyniki symulacji komputerowej pokazujące wpływ zmian naprężenia na obniżenie przewodności. Obliczenia przeprowadzono dla tego samego typu i rozmiaru propantu ale o zmiennym uziarnieniu. Wykazano wpływ gęstości objętościowej i średniej średnicy ziarna propantu na przewodność szczeliny. Stwierdzono, że najważniejszym czynnikiem jest liczba cykli zmian naprężenia. Wzrost liczby cykli powoduje znaczne obniżenie przewodności szczeliny.

10

Multipurpose usage of magnetic proppants during shale gas exploitation

Bogacki Jan, Zawadzki Jarosław

Ecological Chemistry and Engineering. S

|

2019

|

Vol. 26, nr 1

37--44

EN

Magnetic material may be added to proppant, as the magnetic marker allows to determine the range and efficiency of hydraulic fracturing. However, magnetic proppant may be also used in flowback fluid treatment and monitoring of environmental pollution. As a result of shale gas hydraulic fracturing, large volume of flowback fluid is created. Flow back fluid have similar properties to fracturing fluid, but it is potentially enriched with large amount of salts and organic compounds leached from shale. Magnetic proppant may serve as a heterogeneous catalyst during organic pollutants decomposition. Additionally, in case of leakage and consequently the fracturing fluid pollution, magnetic proppant is placed into the soil environment. It can be detected using magnetometric methods. This article discusses the above-mentioned issues based on the knowledge and experience of the authors and the literature review.

11

Metan z pokładów węgla w GZW – prace rekonstrukcyjne i intensyfikacyjne w otworach Gilowice-1 i Gilowice-2H

Ćwik Maciej, Stopyra Edyta

Bezpieczeństwo Pracy i Ochrona Środowiska w Górnictwie

|

2019

|

nr 9

12--16

PL

rtykuł zawiera podstawowe informacje dotyczące robót geologicznych przeprowadzonych w ramach projektu badawczego „Gilowice”, zrealizowanego przez konsorcjum PGNiG S.A. oraz PIG – PIB w latach 2016–2018, będącego jednocześnie etapem I projektu Geo-Metan.

EN

Between 2016 and 2018, the consortium of PGNiG S.A. and PIG–PIB (Polish Geological Institute –National Research Institute) performed reconstruction and intensification works at the intersectional well system of Gilowice-1/Gilowice-2H, drilled between 2011 and 2012 by Dart Energy (Poland) Sp. z o.o. Several modern technologies were used to obtain increased methane flow from coal seams. After lowering 4 1/2" casing strings into the Gilowice-2H well, hydraulic fracturing with a proppant was performed in the horizontal section (using plug and perf technology). Next, the production test commenced, consisting in its first stage in the collection of spent fracturing fluid (the so-called flowback ), and lowering the liquid surface in the well during the next stage so as to exceed the critical desorption pressure and obtain a constant flow of gas. Analysis of data obtained from the test confirmed the effectiveness of the technologies used: a 60-fold increase in gas extraction was obtained while using the same pressure depression. The results of the work carried out in the Gilowice-1 and Gilowice-2H well system were so promising that it was decided to drill further wells and designate them for hydraulic fracturing. In addition, the Gilowice-1 well was designated for management.

12

Seismicity induced by hydraulic fracturing and wastewater disposal in the Appalachian Basin, USA: a review

Brudzinski Michael R., Kozłowska Maria

Acta Geophysica

|

2019

|

Vol. 67, no. 1

351--364

EN

Eastern Ohio is an area of North America where a significant increase in seismicity rate was noted in the early 2010s. This increase has been associated with intensification of unconventional gas extraction performed in the Appalachian Basin and has been directly linked to two processes: hydraulic fracturing and disposal of the associated wastewater. In this paper, we review the recent seismicity in the Appalachian Basin including various episodes of induced seismicity that were temporally and spatially linked to operational activity, and we have performed some comparable analyses on the most recent sequences. The activities have not been as pervasive as other areas of North America, such that the cases are typically isolated and provide opportunities to study the seismogenic process in detail. The observed seismicity is concentrated in a narrow corridor that extends north–south in eastern Ohio and into central West Virginia, perhaps due to differences in operational targets and geologic variations. Ohio appears to have a higher prevalence of seismicity induced by wastewater disposal than surrounding states, but this is based on limited number of cases. Ohio also has an order of magnitude higher prevalence of seismicity induced by hydraulic fracturing than surrounding states, and prior work has suggested this is due to the targeting of the deeper Utica–Point Pleasant formation in Ohio that is closer to basement rocks than the Marcellus formation in West Virginia or Pennsylvania. In areas where hydraulic fracturing has induced seismicity, the percentage of stimulated wells that produce detectable seismicity is approximately 10–33%. Detailed studies of induced seismicity via double-difference relocation and focal mechanism analysis have revealed a series of linear fault segments, none of which correspond to previously mapped faults. Yet, the remarkable coherence in their orientation suggests these were preexisting, optimally oriented, and critically stressed. These fault orientations reveal a consistent regional stress field that only varies over a narrow azimuthal range from ~ 50° to 74°. The strongest observed seismic events in Ohio appear to occur in the Precambrian basement and indicate that these rocks have the maturity needed to produce M > 2 earthquakes and hence the greater potential hazard.

13

Investigation of acoustic emission response and fracture morphology of rock hydraulic fracturing under true triaxial stress

Yue Yuqing, Peng Shoujian, Liu Yixin, Xu Jiang

Acta Geophysica

|

2019

|

Vol. 67, no. 4

1017--1024

EN

Hydraulic fracturing technique has been used to exploit hydrocarbons resources in the past years. To investigate the mechanism of hydrofracturing process, a true triaxial hydraulic fracturing device combined with acoustic emission (AE) system is employed to study the crack initiation and propagation under different injection rates. Furthermore, a 3D scanner is employed to obtain the morphology of the fractured surface when the fracturing test completes. The results show that in hydraulic fracturing, the cracks propagating mostly perpendicular to the direction of the minimum horizontal principal stress. A lower injection rate corresponds to the peak value of the AE count occurring at a later time and a large value of the cumulative AE count, indicating greater damage and a complicated crack propagation path. With the injection rate increased, the earlier the microcracks occur, the shorter the fracturing time of the specimen is, and the fatter the fracture morphology.

14

Baseline groundwater monitoring for shale gas extraction: definition of baseline conditions and recommendations from a real site (Wysin, Northern Poland)

Montcoudiol N., Banks D., Isherwood C., Gunning A., Burnside N.

Acta Geophysica

|

2019

|

Vol. 67, no. 1

365--384

EN

Public concerns have been raised regarding the use of hydraulic fracturing for shale gas extraction and its potential impact on the environment. The absence of baseline monitoring data in the US experience has been identified as a major issue. Here, results from a 6-month groundwater baseline monitoring study near an active shale gas pad in northern Poland are presented. The data collected in dedicated boreholes include groundwater samples analysed for inorganic constituents, dissolved gases and stables isotopes (δ2H and δ18O) and downhole temperature and conductivity measurements at 15-min intervals. A robust statistical analysis combined with an estimation of data uncertainty helps to identify spatial and temporal variability within the datasets. As a result, baseline conditions are defined using confidence intervals around the mean on a per-well basis and these will serve for future reference for this site. The groundwater chemical composition is similar to regional background levels and typical of Quaternary aquifers in the region. It is also consistent with previous baseline monitoring carried out by the Polish Geological Institute. Only manganese and bromide occur in groundwater at concentrations above Polish drinking water standards. Based on this work, the paper provides some recommendations for future baseline monitoring and identifies areas for future research such as use of statistics for high-frequency datasets.

15

Assessing environmental footprints induced by geo‑energy exploitation: the shale gas case

Gunning A. P., Lasocki S., Capuano P.

Acta Geophysica

|

2019

|

Vol. 67, no. 1

279--290

EN

This Special Issue describes the main outcomes from the SHEER (SHale gas Exploration and Exploitation induced Risks) project, a 3 year EC Horizon 2020 funded investigation into environmental risk associated with shale oil and gas development within the European Union. A key feature of the programme of work has been the independent monitoring of a shale gas well at Wysin, Poland, through a network of seismic, groundwater and air quality measurement arrays and shallow borehole sensors both in advance of and subsequent to hydraulic fracturing operations. In conjunction with the environmental monitoring programme, a multi-hazard risk assessment technique has been applied to shale gas operations to identify and assess the likelihood of occurrence of incidents and their potential impacts on the surrounding environment. Given the limited development of shale oil and gas in Europe experience out-with the European Union, particularly in the USA and Canada, has been integrated into the project. A further element of the research has been the dissemination of results through academic publications, a large number of presentations to conferences and at SHEER events in Italy, Poland and the UK. This introductory paper provides a brief synopsis of the research and development that has been carried out, with a primary focus on the best practice recommendations, policy guidelines and key learning that have been developed during the course of the project. Policy guidelines include issues of relevance to regulators and government in providing effective regulatory oversight of shale gas operations within the European Union. Recommendations for best practice are primarily related to the monitoring and evaluation of environmental risk in the development of shale gas within the European Union.

16

Czy markery magnetyczne mogą być przydatne do przedeksploatacyjnego odmetanowania złóż węgla kamiennego – wybrane wnioski z badań nad łupkami gazonośnymi

Zawadzki J., Bogacki J.

Systemy Wspomagania w Inżynierii Produkcji

|

2018

|

Vol. 7, iss. 1

40--51

PL

W pracy przedyskutowano możliwości zastosowania markerów magnetycznych do przedeksploatacyjnego odmetanowania złóż węgla kamiennego. W dyskusji tej wykorzysta-no wcześniejsze doświadczenia autorów związane z wytwarzaniem markerów magnetycznych przeznaczonych do wydobycia gazu łupkowego metodą szczelinowania hydraulicznego. Materiały magnetyczne mogą być dodawane do płynu szczelinującego w celu lepszego oszacowania zasięgu i skuteczności szczelinowania hydraulicznego. Zastosowanie właściwego markera może spowodować znaczący wzrost skuteczności szczelinowania i wydobycia metanu związanego w pokładach węgla kamiennego. Skuteczniej przeprowadzone szczelinowanie powinno z kolei w istotny sposób zmniejszyć zagrożenie metanowe występujące podczas wydobycia węgla kamiennego. Potencjalne proppanty do szczelinowania złóż węgla kamiennego mogą charakteryzować się znacznie mniejszymi wymaganiami, w porównaniu do proppantów stosowanych przy eksploatacji gazu łupkowego, co w konsekwencji może spowodować znacznie większą opłacalność ich stosowania oraz mieć decydujący wpływ na wybór technologii ich wytwarzania. Zagadnienia te wymagają jednak dalszych szczegółowych badań.

EN

The paper discusses the possibilities of using magnetic markers for pre-operation demethanization of hard coal deposits based on the knowledge and experience of the authors, related to fabrication of magnetic markers for shale gas exploitation by means of hydraulic fracturing and literature review. Magnetic materials may be added to the fracturing fluid, as the magnetic marker allowing to better determine the range and efficiency of hydraulic fracturing. The application of appropriate magnetic markers can significantly improve the efficiency of coal-bed methane gas extraction. Thus, effective coal-bed methane fracturing should also significantly reduce the methane hazard occurring during hard coal mining. Selected properties of potential magnetic materials for pre-operation demethanization of hard coal deposits were discussed in the work. Potential proppants for hard coal deposits fracturing can be characterized by much smaller requirements in comparison to proppants used for shale gas extraction which, as a consequence, may result in much higher cost-effectiveness of their use and have a decisive influence on the choice of their production technology. However, these issues require further detailed research.

17

Dodatki do spienionych płynów szczelinujących

Wilk K., Kasza P., Czupski M.

Przemysł Chemiczny

|

2018

|

T. 97, nr 2

238--243

PL

Zaprezentowano wyselekcjonowane dodatki do spienionego azotem płynu do hydraulicznego szczelinowania. Część stosowanych w tym celu metod opisano wcześniej¹, ²). Skupiono się na doborze środka ograniczającego hydratację minerałów ilastych, polimeru, środka powierzchniowo czynnego, a także na badaniu rozpuszczalności i kompatybilności składników płynu, jak również wpływu dodatków na właściwości reologiczne cieczy spienionej. Przedstawiono metody laboratoryjne pozwalające skutecznie oceniać płyny szczelinujące z dodatkiem gazu w warunkach panujących w złożach węglowodorów. Do zaprojektowania składu cieczy wykorzystano wiedzę na temat fizykochemicznych właściwości tych cieczy zdobytą w wyniku badania kompatybilności i stabilności płynu, zwilżalności oraz reologicznych właściwości cieczy bazowych i spienionych.

EN

Glutaral and 2,2-dibromo-3-nitrilpropionamide biocides, KCI - modified 3 types of guar polymers and 11 com. swelling inhibitors were added to top water to prep. facturing fluids studied then for wettability of smectite rocks, rheol. properties of the foamed fluid and its antibacterial activity. The addn. of com. inhibitors resulted in a decrease in rock sensitivity on the fluid action. The optimum compn. of the fluid was found.

18

Research Project: “Design, environmental impact and performance of energized fluids for fracturing oil and gas reservoir rocks of Central Europe” (ENFLUID) – assumptions, evolution and results

Lutyńska S., Turek M., Hamouda A. A., Cicha-Szot R., Leśniak G., Kasza P., Wilk K.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 6

479--483

EN

The main goal of the project, realized by the Silesian University of Technology (as the Project Promotor), Oil and Gas Institute – National Research Institute and University of Stavanger, was the development of energized fracturing fluids for use in oil and gas reservoir formations in Central Europe. Transferring the American or foreign experience was not the solution, and already known methods may require modification or development. This has become important in the case of European gas shales, reservoir potential of which were the subject of intensive diagnosis when the project was launched. Within the framework of the project, composition of energized fracturing fluid for work in different formations of Central Europe was designed, mutual interactions between the fluids and the fractured rock were defined, the effects of energized fluids application on the geochemistry of the formation in the short and in the long-term were determined and the methods of treatment and recycling of flowback water were proposed. The project was focused on innovative technology, allowing for an efficient development of conventional and unconventional gas reservoirs, combined with maximum reduction of the negative impact of this process on the natural environment. The project also facilitated the strengthening and sharing of knowledge based on the fields of research and technological topics and issues of unconventional shale reservoirs.

PL

Głównym celem projektu „ENFLUID”, realizowanego przez Politechnikę Śląską (w roli Koordynatora), Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy oraz Uniwersytet Stavanger, było opracowanie optymalnego składu energetyzowanych cieczy szczelinujących, przydatnych do zastosowania w złożowych formacjach ropy i gazu Europy Środkowej. W tych specyficznych warunkach bezpośrednia adaptacja technologii i doświadczeń zagranicznych nie jest właściwym rozwiązaniem, a znane metody szczelinowania mogą wymagać modyfikacji lub rozwinięcia. Ma to szczególne znaczenie w przypadku łupków gazonośnych, których potencjał złożowy jest przedmiotem intensywnego rozpoznania. W ramach projektu opracowano skład energetyzowanych cieczy szczelinujących odpowiednich do zastosowania w różnych formacjach złożowych, zdefiniowano wzajemne interakcje pomiędzy cieczami a skałą poddawaną szczelinowaniu, określono jakie są skutki stosowania energetyzowanych cieczy szczelinujących na środowisko geochemiczne formacji w krótkim i długim okresie czasu oraz zaproponowano metody neutralizacji oraz recyklingu płynów zwrotnych ze szczelinowania. Realizacja projektu pozwoliła na stworzenie innowacyjnej technologii, ukierunkowanej na efektywne wykorzystanie konwencjonalnych i niekonwencjonalnych złóż gazu i ropy zamkniętych w formacjach złożowych Europy Środkowej, przy równoczesnej minimalizacji negatywnego wpływu tego procesu na środowisko naturalne.

19

Analiza numeryczna wgłębiania kulek stalowych w skałę

Kwietniewski M.

Modelowanie Inżynierskie

|

2018

|

T. 35, nr 66

41--45

PL

Poprawa efektywności wydobycia gazu z łupków jest dużym wyzwaniem dla naukowców oraz korporacji z branży wiertniczej. Wydobycie jest możliwe dzięki zastosowaniu proppantu, który ma za zadanie zapobiegać zamykaniu się szczelin wytworzonych w procesie szczelinowania. Utrzymanie szczeliny w stanie otwarcia wpływa korzystnie na zdolności przepływu zarówno czynnika szczelinującego, jak i gazu ziemnego uwolnionego ze skały. Proppant stanowią ziarna o kształcie zbliżonym do sferycznego. Najczęściej stosowane są odpowiednio wyselekcjonowane ziarna pasku kwarcowego. Analiza MES zamieszczona w pracy ujawnia mechanizm wgniatania kulek stalowych symulujących proppant w płaską powierzchnię skały. Celem niniejszej pracy jest obserwacja wielkości wgłębienia kulek w skałę łupkową oraz rozkład pola naprężeń w skale. Na podstawie przeprowadzonej analizy można stwierdzić zniszczenie skały przy wgłębieniu 0,01mm.

EN

Improving the efficiency of the extraction of shale gas is a big challenge for researchers and corporations which represent drilling industry. The production is possible by using a proppant that is designed to prevent closing of the fractures which are generated in the fracturing process. Keeping the fracture open has a positive influence on the flow capacity of the fracturing medium and the natural gas released from the rock. Proppant grains have spherical shape and usually are made of quartz sand. FEM analysis conducted in this work simulates the mechanism of embedment of steel spheres which was simulated proppant grains. The aim of this study was to observe the deformation and stress distribution in the shale rocks, which are embed by steel spheres. The analysis show that it is possible to determine the destruction of the rock at the 0.01 mm embedment.

20

Looking for a new source of natural proppants in Poland

Knez D., Calicki A.

Bulletin of the Polish Academy of Sciences. Technical Sciences

|

2018

|

Vol. 66, nr 1

3--8

EN

The importance of proppants is significant, because their properties affect hydraulic fracturing treatment effectiveness. Quartz sands are often used as propping agents. Due to their good properties and low price, they are still more likely to be used than, for example, modern ceramic proppants. Procedures of determination of each parameter are specified in ISO 13503‒2:2010, and according to them, quartz sands from 4 Polish deposits, located in different areas of the country were tested. All results were compared with parameters of the Belgian sand (model sand), which is usually used during fracturing treatments in our region. The most important factor, which determines whether a kind of sand is useful as a hydraulic fracturing proppant, is its crush resistance. The tested sands are mostly low class because of their limited strength. There is only one type of sand from Bukowno deposit which has similar crush rate, sphericity, roundness and bulk density to the accepted model. Acid solubility and turbidity is higher than exemplary, but in acceptable range. Bukowno deposit could be a likely resource of proppants for domestic petroleum industry.