Ograniczanie wyników
Czasopisma help
Autorzy help
Lata help
Preferencje help
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników

Znaleziono wyników: 129

Liczba wyników na stronie
first rewind previous Strona / 7 next fast forward last
Wyniki wyszukiwania
Wyszukiwano:
w słowach kluczowych:  hydraulic fracturing
help Sortuj według:

help Ogranicz wyniki do:
first rewind previous Strona / 7 next fast forward last
PL
W artykule przedstawiono tematykę związaną z uszkodzeniem powierzchni ściany szczeliny po wykonanym zabiegu hydraulicznego szczelinowania. Spowodowane jest to wgniataniem się ziaren materiału podsadzkowego (ang. proppant) w ścianę szczeliny (ang. embedment) oraz wyciskiem materiału skalnego na powierzchni ściany szczeliny. Zjawiska te mają negatywny wpływ na przepływ węglowodorów ze skały do szczeliny oraz utrzymanie rozwartości szczeliny po zaciśnięciu się górotworu, gdy ciśnienie obniży się poniżej ciśnienia szczelinowania. Opracowaną metodykę obrazowania wielkości zjawiska wgniatania ziaren podsadzki w skałę i wycisku materiału skalnego zweryfikowano testami laboratoryjnymi. Badania wykonano na skale piaskowcowej czerwonego spągowca typu zamkniętego pochodzącej ze złoża niekonwencjonalnego. Charakteryzowała się ona zawartością kwarcu rzędu 73,3%. Badano skałę wstępnie nasyconą płynem szczelinującym (sieciowany polimer naturalny). Do wypełnienia szczeliny użyto ceramicznego proppantu ISP 20/40 o granulacji ziaren od 0,850 mm do 0,425 mm i o koncentracji powierzchniowej rzędu 4,88 kg/m2 . Symulację zjawiska wgniatania ziaren podsadzki w skałę przeprowadzono przy naprężeniu ściskającym 86,5 MPa i w temperaturze 127°C. Na podstawie wykonanego obrazowania powierzchni czołowych rdzeni (ścian szczeliny) w wymiarze 3D oraz ich analiz uzyskano całkowitą głębokość wgnieceń podsadzki w ściany szczeliny – rzędu 0,091 mm oraz całkowitą wysokość wycisku materiału skalnego – rzędu 0,077 mm. Całkowite zmniejszenie rozwartości szczeliny z podsadzką, z uwzględnieniem badanych zjawisk, było równe 0,168 mm. Uszkodzenie ściany szczeliny przez ziarna podsadzki wynosiło 31,5%. Zastosowana procedura badawcza może stanowić jedną z metod oceny podatności skały złożowej na zjawisko wgniatania ziaren proppantu w skałę oraz zjawisko wycisku materiału skalnego na powierzchni ściany szczeliny. Może być też przydatna w prawidłowym doborze technologii szczelinowania, płynu szczelinującego i podsadzki w zabiegach szczelinowania złóż węglowodorów.
EN
This paper presents the issue of damage to the fracture wall surface, after hydraulic fracturing of the hydrocarbons reservoir. It is caused by proppant embedment into the fracture wall and the impression of rock material from the fracture wall surface. These phenomena have a negative effect on the flow of hydrocarbons from the rock to the fracture and on maintaining the width of fracture after the closing of the rock mass, when the pressure drops below the fracturing pressure. The developed methodology for imagining the size of the embedment phenomenon and the rock material impression was verified by laboratory tests. The tests were performed for Rotliegend sandstone (tight gas formation) from Polish unconventional reservoirs. It was characterized by a quartz content of 73.3%. The tests were conducted for an initially soaked rock (crosslinked natural polymer). The fracture was packed with proppant ceramics ISP 20/40 with grain size from 0.850 mm to 0.425 mm and the surface concentration of the proppant was 4.88 kg/m2 . The laboratory simulation of the embedment phenomenon was performed for compressive stress of 86.5 MPa for 6 hours at 127°C. Based on the imagining of the core faces (fracture walls) in 3D and their analyses, the total average depth of proppant embedment into the fracture walls was 0.091 mm and the total average height of the rock material squeezed out was 0.077 mm. The total decrease of the fracture width packed with proppant grains was 0.168 mm. The average damage of the fracture surface by the proppant grains was 31.5%. The test procedure applied might be used in the evaluation of the susceptibility of reservoir rock to the embedment phenomenon and the rock material squeezed out, as well as for the selection of frac fluid and proppant for fracturing of hydrocarbon reservoirs.
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.
PL
W ostatnich latach nastąpił wzrost zainteresowania polskiego przemysłu naftowo-gazowniczego złożami niekonwencjonalnymi, w tym zasobnymi w metan pokładami węgla (CBM). Aby uwolnić zawarty w formacji węglowej gaz, wymagane jest wykonanie zabiegu hydraulicznego szczelinowania horyzontu produktywnego, udostępnionego najczęściej odwiertem kierunkowym z powierzchni. Kluczowymi informacjami wymaganymi przy projektowaniu zabiegu hydraulicznego szczelinowania są właściwości geomechaniczne ośrodka definiowane przez moduły sprężystości. Moduły te ze względu na anizotropię ośrodka zmieniają się w zależności od kierunku pomiaru. Artykuł ten opisuje eksperymentalną próbę wyznaczenia parametrów anizotropii Thomsena w próbce węgla kamiennego z obszaru GZW. Badanie wykonano metodą trójrdzenikową Vernika: rdzeniki były wycięte z bloku węgla: równolegle, prostopadle oraz pod kątem 45° do osi symetrii VTI. Badania ultradźwiękowe wykonano w temperaturze otoczenia, przy ciśnieniu uszczelnienia 10 MPa. Prędkość fal P i S zawierała się w przedziale odpowiednio 2,378–2,430 m/s i 1,261–1,328 m/s, przy czym fale najszybciej propagowały w próbce wyciętej równolegle do uwarstwienia. Uzyskane współczynniki anizotropii poprzecznej K i azymutalnej A bliskie jedności oraz parametry Thomsena ε, γ, δ, zbliżone do zera, pozwalają stwierdzić, że blok węgla charakteryzował się niewielką anizotropią spowodowaną warstwowaniem (laminacją) poziomym oraz mikropęknięciami, zgodnymi z kierunkiem warstwowania. Zostały również wyznaczone dynamiczne moduły sprężystości, których przedziały wartości odpowiadają danym literaturowym. Niskie moduły Younga (5,3–5,7 GPa) oraz wysokie współczynniki Poissona (0,29–0,30) sugerują, że omawiana próbka węgla powinna być zaliczana do skał o niskiej podatności na hydrauliczne szczelinowanie (wskaźnik brittleness 22,7–23,9%). Jednakże duża ilość spękań oraz słaba zwięzłość próbki, sprzyjające otwieraniu się szczelin podczas zabiegu, pozwalają stwierdzić, że ta skała nie powinna być traktowana jako plastyczna w klasycznym tego słowa rozumieniu.
EN
A growing interest in unconventional gas resources including coal bed methane (CBM) has been observed in Poland in recent years. CBM resources require hydraulic fracturing to gain the hydrocarbons. Elastic parameters of the resource rock are one of the keys to effective fracking. If the deposits are anisotropic, these parameters may vary depending on the direction of the measurement. This paper describes ultrasonic laboratory measurements of coal core samples from Upper Silesian Coal Basin, conducted in order to designate Thomsen anisotropy parameters. The tests were carried out using Vernik method (three core plugs: parallel, perpendicular and at 45° angle to VTI symmetry axis). Measurements were conducted at ambient temperature and confining pressure of 10 MPa. The velocities of the P – and S – wave fell within the range from 2.378 to 2.430 m/s and from 1.261 to 1.328 m/s, respectively. The velocities of P – and S – waves were the highest in parallel sample and the lowest in perpendicular plug. Obtained anisotropy factors K and A close to unity and Thomsen parameters close to zero let us state weak anisotropy caused probably by bedding (lamination) and microcracks along to the lamination. Dynamic elastic moduli were also calculated from velocities. Significantly low values of Young’s modulus (5.3–5.7 GPa), and high values of Poisson’s ratio (0.29–0.30) indicate that this sample should be considered as a hard to frack rock (brittleness index 22.7–23.9%). The large number of cracks in the samples facilitates, however, opening of the inducted fractures during treatment. This allows us to state that this rock should not be treated as typical plastic rock in classical meaning.
4
PL
Autor przedstawił laboratoryjną symulację oraz obrazowanie wielkości zjawiska wgniatania ziaren materiału podsadzkowego w ścianę szczeliny (ang. embedment). Zjawisko embedment występuje po wykonanym zabiegu hydraulicznego szczelinowania złoża (po zaciśnięciu się górotworu). W artykule przedstawiono tematykę związaną z uszkodzeniem powierzchni szczeliny spowodowanym wgniataniem ziaren materiału podsadzkowego w jej ścianę. Ma ono negatywny wpływ na przepływ węglowodorów ze skały do podsadzonej podsadzką szczeliny oraz na utrzymanie jej rozwartości po zaciśnięciu się górotworu. Opracowaną metodykę obrazowania wielkości zjawiska wgniatania podsadzki zweryfikowano testami laboratoryjnymi. Badania wykonano dla lekkiej podsadzki ceramicznej 30/50 o rozmiarze ziaren rzędu 0,600–0,300 mm oraz płynu szczelinującego na bazie naturalnego polimeru liniowego o koncentracji 3,6 kg/m3 . Technologia ta stosowana jest często do szczelinowania złóż niekonwencjonalnych typu łupkowego shale gas oraz piaskowców typu tight gas. Badania wykonano dla wstępnie nasyconej płynem szczelinującym skały pochodzącej ze złoża niekonwencjonalnego, charakteryzującej się podwyższoną zawartością minerałów ilasto-mułowcowych. Podsadzka była umieszczona pomiędzy dwoma kształtkami skalnymi, a jej koncentracja powierzchniowa wynosiła 2,44 kg/m2 . Do badań przyjęto temperaturę 70°C oraz naprężenie ściskające 48,3 MPa. Czas zadanego oddziaływania naprężenia ściskającego na warstwę podsadzki wynosił 6 godz. Wyznaczono całkowitą średnią głębokość wgnieceń podsadzki w ściany szczeliny, która wynosiła 0,1028 mm, a całkowita średnia szerokość wgnieceń ziaren podsadzki w ściany szczeliny wynosiła 0,3056 mm. Całkowite procentowe uszkodzenie powierzchni ściany szczeliny przez ziarna podsadzki było rzędu 38,7%. Wynik laboratoryjnego obrazowania wielkości wgniatania ziaren materiału podsadzkowego w ścianę szczeliny (zjawisko embedment) może stanowić wstępną ocenę efektywności podsadzenia szczeliny w zabiegach hydraulicznego szczelinowania na etapie ich projektowania.
EN
The author presented a laboratory simulation and imaging of the size of the phenomenon of embedding the grains of proppant into the fracture wall (embedment). The appearance of the embedment occurs after the hydraulic fracturing of the hydrocarbons reservoir (after closing of the rock mass). The article presents the subject matter related to the damage of the fracture wall surface caused by the embedding of grains of backfilling material into the fracture wall. It has a negative effect on the flow of hydrocarbons from the rock to the proppant-packed fracture and to maintain the width openness after the closing of the rock mass. The developed methodology for imaging the size of the embedment phenomenon was verified by laboratory tests. The tests were performed for a lightweight ceramic 30/50 with a grain size of 0.600–0.300 mm and a fracturing fluid linear polymer 30 # (guar) with a concentration of 3.6 kg/m3 . This technology is often used for fracturing unconventional shale gas deposits and tight gas sandstones. The tests were conducted for initially soaked rock coming from an unconventional deposit with fracturing fluid, characterized by an increased content of clay-mud minerals. The proppant was placed between two cylindrical rock cores. The surface concentration of the proppant was 2.44 kg/m2 . The time of exposure of proppant grains to compressive stress of a value 48.3 MPa for 6 hours at 70°C. The total average depth of embedding the proppant grains into the fracture wall was 0.1028 mm. The total average width of embedding the proppant grain into the fracture wall was 0.3056 mm. The total percentage damage of the fracture wall surface by the proppant grains was 38.7%. The result of the laboratory imaging of embedding the proppant grains into the fracture wall (phenomenal embedment) may be one of the preliminary assessments of the effectiveness of hydraulic fracturing at the design stage.
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.
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.
7
Content available remote Multipurpose usage of magnetic proppants during shale gas exploitation
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.
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.
EN
In Poland, the economic use of methane from coal seams has been recognized as one of the objectives of the „Energy Policy of Poland until 2030“. In Poland at the Upper Silesian Coal Basin, reconnaissance operations were initiated to collect methane from coal seams using drilling wells and hydraulic fracturing operations. During these operations, noise emission can have a significant impact on the environment. In order to limit the negative impact of noise, well pads are usually located in undeveloped areas. However, in the European Union, the majority of hard coal deposits from which methane can be extracted are located in areas with a high population density. This article presents the results of noise measurements carried out during hydraulic fracturing operations of coal seams and the results of calculations of the equivalent sound level during the daytime. Based on the analysis of noise emission, some recommendations are given regarding the location of planned new well pads in highly urbanized areas in order to meet the applicable standards of noise protection.
PL
W Polsce ekonomiczne wykorzystanie metanu z pokładów węgla zostało uznane za jeden z celów “Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”. W ostatnich latach powrócono do prac badawczych nad pozyskaniem metanu z pokładów węgla przy wykorzystaniu otworów wiertniczych realizowanych z powierzchni i hydraulicznego szczelinowania węgla. Takie prace prowadzone na szeroką skalę mogą mieć istotny wpływ na środowisko, a zwłaszcza na zmianę klimatu akustycznego w rejonie wiertni. Problem ten nabiera szczególnego znaczenia zwłaszcza przy realizacji prac poszukiwawczych w rejonie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego (GZW), gdzie złoża węgla kamiennego zlokalizowane są w obszarach o wysokim stopniu zurbanizowania. W artykule przedstawiono wyniki pomiarów hałasu wykonanych podczas hydraulicznego szczelinowania pokładów węgla w rejonie GZW. Prace te były realizowane w porze dziennej przy wykorzystaniu sześciu wysokociśnieniowych pomp o mocy akustycznej 110 dB oraz jednego blendera o mocy akustycznej 105 dB. Czas trwania zabiegu hydraulicznego szczelinowania wynosił 3 h. Pomiary hałasu wykonano zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa, przy pomocy analizatora firmy NORSONIC typ. Nor – 121 z użyciem korelacji spektralnej typu A oraz ze stałą czasową F. Wszystkie pomiary zostały wykonane na wysokości 1,5 m n.p.t., w dniach bez opadów atmosferycznych, w temperaturze otoczenia powyżej 5°C i z założoną na mikrofon osłoną przeciwwietrzną. Przed rozpoczęciem zabiegu oraz po jego zakończeniu zostały wykonane pomiary tła akustycznego. Na podstawie analizy wyników pomiarów hałasu oraz wykonanego modelowania jego rozprzestrzenienia wykonano mapy akustyczne dla rejonu wiertni.
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.
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.
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.
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.
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.
15
Content available remote Dodatki do spienionych płynów szczelinujących
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.
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.
17
Content available remote Analiza numeryczna wgłębiania kulek stalowych w skałę
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.
EN
Any definable relation between falling temperature and the compressive strength of shale rocks should provide a useful predictive tool aiding optimization of the results of hydraulic fracturing. In this research, an automeasuring hydraulic press, a thermo-camera and the Fluent ANSYS software were used. The results of laboratory simulations, and the effects of experiments conducted on shale rocks to determine permanent changes in compressive strength, are presented. As both frozen rocks and rocks returned to room temperature show diminished compressive strength. It is suggested that prior freezing of rocks can increase the efficiency of fracturing.
19
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.
EN
During exploitation process of fractured reservoir, the complex distribution of natural fracture system may lead to a series of accidents, such as sand plug and multi fracture extension in hydraulic fracturing operation. Considering the difficulties of numerical analysis on formation rock mass fracture system distribution, three-dimensional geometry model of a single fracture formation is proposed in this paper, and fractal geometry method is introduced to build the three-dimensional fractal description model of formation fracture system distribution. On this basis, the effects of fractal parameters on natural fracture porosity, permeability and other properties are analyzed. The results show that: First, the number and propagation of natural fracture are controlled by the fractal dimension, the number of groups and the initial quantity. Second, the fractal dimension of natural fracture distribution has an obvious effect on natural fracture porosity and permeability. Third, porosity and permeability of natural fracture distribution both experience exponential growth as fractal dimension increases. Fourth, when the fractal dimension remains constant, the porosity and permeability of natural fractures both increase with the fracture scale.
PL
W trakcie eksploatacji złoża zalęgającego w spękanych warstwach i pokładach złożony system naturalnych spękań prowadzić może do licznych incydentów, np. powstawania zatorów piaskowych lub nadmiernego rozszerzenia spękań w trakcie szczelinowania hydraulicznego. Z uwagi na trudności związane z analizą numeryczną rozkładu spękań skał macierzystych, w pracy zaproponowano trójwymiarowy model geometryczny pojedynczego pęknięcia z wykorzystaniem metod geometrii fraktalnej do opracowania trójwymiarowego modelu opisującego powstawanie układu spękań i ich rozkład. Na tej podstawie przeanalizowano wpływ parametrów fraktalnych na naturalną porowatość pękniętych skał, ich przepuszczalność oraz pozostałe właściwości. Wyniki badań wskazują że, po pierwsze, liczba i tempo propagacji naturalnych spękań uzależnione są od wymiarów fraktalnych, liczby grup i wielkości początkowej. Po drugie, wymiary fraktalne naturalnego systemu spękań skał mają zdecydowany wpływ na porowatość i przepuszczalność. Po trzecie, porowatość i przepuszczalność naturalnych systemów pęknięć wykazują wzrost w miarę wzrastania wymiarów fraktalnych. Po czwarte, gdy wymiary fraktalne pozostają niezmienne, zarówno porowatość i przepuszczalność naturalnych spękań rosną wraz ze skalą fraktali.
first rewind previous Strona / 7 next fast forward last
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.