Oddziaływanie spienionych azotem płynów szczelinujących na skały zbiornikowe złóż węglowodorów

Wilk-Zajdel, Klaudia

doi:10.18668/PN2023.240

Powiadomienia systemowe

Sesja wygasła!
Sesja wygasła!
Sesja wygasła!

Artykuł - szczegóły

Tytuł artykułu

Oddziaływanie spienionych azotem płynów szczelinujących na skały zbiornikowe złóż węglowodorów

Autorzy

Wilk-Zajdel Klaudia

Identyfikatory

DOI

10.18668/PN2023.240

Warianty tytułu

Impact assessment of foamed fracturing fluids on hydrocarbon reservoir rocks

Języki publikacji

Abstrakty

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.

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.

Słowa kluczowe

płyny spienione azotem szczelinowanie hydrauliczne uszkodzenie formacji

nitrogen-foamed fluids hydraulic fracturing formation damage

Wydawca

Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

Czasopismo

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

Rocznik

2023

Tom

nr 240

Strony

1--128

Opis fizyczny

Bibliogr. 121 poz., wykr., zdj.

Twórcy

autor

Wilk-Zajdel Klaudia

Bibliografia

1. Ahr W.M., 2008. Petrophysical Properties of Carbonate Reservoirs. [W:] W.M. Ahr, Geology of Carbonate Reservoirs: The Identification, Description, and Characterization of Hydrocarbon Reservoirs in Carbonate Rocks, 56-75, John Wiley & Sons, Inc.
2. Air Products and Chemicals, 2013. Enhanced Unconventional Oil and Gas Production with Nitrogen Fracturing, http://www.airproducts.com [dostęp: czerwiec 2019].
3. Al Tammar M.J., 2014. Production performance evaluation of energized fracturing fluids in unconventional formations. Thesis, University of Texas.
4. Barati R., Liang J.T., 2014. A Review of Fracturing Fluid Systems Used For Hydraulic Fracturing of Oil and Gas Wells. Journal of Applied Polymer Science, 131(16): 1-11.
5. Bennion D.B., Thomas F.B., Bennion D.W., Bietz R.F., 1995. Mechanisms of Formation Damage and Permeability Impairment Associated With the Drilling. Completion and Production of Low API Gravity Oil Reservoirs. SPE 30320,1-19. DOI: 10.2118/30320-MS.
6. Biały E., 2013. Rozwój technologii hydraulicznego szczelinowania złóż węglowodorów w Polsce, Zwiększyć wydobycie. Rynek Polskiej Nafty i Gazu - Instytut Nafty i Gazu, 8: 38-44.
7. Biały E., 2014. Efektywne gospodarowanie wodami poeksploatacyjnymi, czyli jak utrzymać chłonność odwiertów zrzutowych. Rynek Polskiej Nafty i Gazu, 9: 40-49.
8. Biały E„ Czupski M., 2008. Hydrauliczne szczelinowanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego procedury badawcze, aparatura pomiarowa. Przegląd Górniczy, 9-10: 52-56.
9. Bryant J.E., Haggstrom J., 2012. An Environmental Solution to Help Reduce Freshwater Demands and Minimize Chemical Use. SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference & Exhibition - From Potential to Production, Vienna, Austria, 20-22.03.2012.
10. Budak P., Falkowicz S., 2000. Statyczna i dynamiczna filtracja płuczek wiertniczych - porównawcze studium eksperymentalne. Nafta-Gaz, 7-8: 420-427.
11. Burke L.H., Nevison G.W., 2011. Improved Hydraulic Fracture Performance with Energized Fluids: A Montney Example. Recovery - 2011 CSPG CSEG CWLS Convention, 1-6.
12. Chen J., Al-Wadei M.H., Kennedy R.C.M., Terry P.D., 2014. Hydraulic Fracturing: Paving the Way for a Sustainable Future? J Environ Public Health, DOI: 10.1155/2014/656824.
13. Chong K.K., Grieser W.V., Passman A., Tamayo C.H., Modeland N., Burke В., 2010. A Completions Guide Book to Shale-Play Development: A Review of Successful Approaches Towards Shale-Play Stimulation in the Last Two Decades. CSUG/SPE 133 874.
14. Chopade P., Fontenelle L., Reddy B.R., Coria В., 2015. Novel stabilized enzyme breaker for fracturing applications. SPE-173583-MS. DOI: 10.2118/173583-MS.
15. Ciechanowska M., Matyasik I., Such P., Kasza P., Lubaś J., 2013. Uwarunkowania rozwoju wydobycia gazu z polskich formacji łupkowych. Nafta-Gaz, 1: 7-17.
16. Ciopolla C.L., Lolon E.P., Dzubin В., 2009. Evaluating stimulation effectiveness in unconventional gas reservoirs. SPE 124843. DOI: 10.2118/124843-MS.
17. Crane В., Neal G., Warren W., 2011. Improved Process Provides More Effective Ultraviolet Light Disinfection of Fracturing Fluids. SPE Americas E&P Health, Safety, Security, and Environmental Conference, Houston, USA, 21-23.03.2011.
18. Czupski M., 2019. Płyny do hydraulicznego szczelinowania oparte na nowych dodatkach chemicznych. Nafta-Gaz, 1: 38-47. DOI: 10.18668/NG.2019.01.06.
19. Czupski M., Kasza P., Biały E., 2007. Opracowanie technologii płynów lepkosprężystych w aspekcie jej wykorzystania w zabiegach hydraulicznego szczelinowania. Praca statutowa INiG, Kraków VIII. 2007, nr zlecenia 28/KSW, nr archiwalny: KSW-4100-28/07, 3-12.
20. Czupski M., Kasza P., Wilk K., 2013. Płyny do szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 1:42-50.
21. Dusseault M.B., McLennan J., Jiang S., 2011. Massive multi-stage hydraulic fracturing for oil and gas recovery from low mobility reservoirs in China. Petroleum Drilling Techniques, 39(3): 7-17.
22. Economides M.J., Nolte K.G., 1989. Reservoir Stimulation - Second edition. Houston.
23. Economides M.J., Nolte K.G., 2000. Reservoir Stimulation. Third edition, Houston TX.
24. Ekins P., Bradshaw M.J., Watson J., 2015. Global Energy: Issues, Potentials, and Policy Implications. Oxford University Press. DOI: 10.1093/acprof:oso/9780198719526.001.0001.
25. El-Monier T.A., Nasr-El-Din H.A., 2010. A new environmentally friendly clay stabilizer. SPE-136061-MS. DOI: 10.2118/136061-MS.
26. Eshiet К. I.-I., Sheng Y., 2017. An Overview of Principles and Designs of Hydraulic Fracturing Experiments and an Inquiry into the Influence of Rock Permeability and Strength on Failure Mode. [W:] H.A. Al-Megren, R.H. Altamimi (eds.). Advances in Natural Gas Emerging Technologies, 212-241. DOI: 10.5772/intechopen.69732.
27. Falkowicz S., 2000. Zmiany przepuszczalności piaskowców w warunkach otworopodobnych. Prace IGNiG nr 106, Kraków.
28. Fanchi J.R., 2002. Measures of Rock-Fluid Interactions. [W:] J.R. Fanchi, Shared Earth Modelling, 108-132, Elsevier.
29. Fink J., 2015. Petroleum Engineers Guide to Oil Field Chemicals and Fluids. 2nd Edition, rozdział 2, 63-120.
30. Friehauf K.E., Sharma M.M., 2009. Fluid Selection for Energized Hydraulic Fractures. Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana. SPE 124361.
31. Friehauf K.E., Suri A., Sharma M.M., 2010. A Simple and Accurate Model for Well Productivity for Hydraulically Fractured Wells. SPE Production & Operations, 25(4): 453- 460. DOI: 10.2118/119264-PA.
32. Gandossi L., 2013. An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production. IPC Technical Reports, 7-30.
33. Gidley L.J., Holditch S.A., Nierode D.E., Veatch W.R., 1989. Recent Advances in Hydraulic Fracturing. SPE Monograph Series, 12, 198.
34. Gloe L.M., Neal G„ 2009. SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, USA, 23-25.09.2009.
35. Gloe L.M., Neal G., Kleinwolterink K„ 2010. Ultraviolet Light Disinfection of Fracturing Fluids. SPE International Conference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, Rio de Janeiro, Brazil, 12-14.04.2010.
36. Groat Ch.G., Grimshaw T.W., 2012. Fact-based regulation for environmental protection in shale gas development. Energy Institute, The University of Texas at Austin.
37. Grundmann S.R., Lord D.L., 1983. Foam stimulation. Journal of Petroleum Technology. SPE 9754-PA. 597-602.
38. Górecki W., 2003. Perspektywy rozwoju górnictwa naftowego w Polsce. Krajowy Kongres Naftowców i Gazowników, 22-24 maja, Bobrka.
39. Harris P.C., 1989. Effects of Texture on Rheology of Foam Fracturing Fluids. SPE-14257- -PA, 1-9.
40. Harris P.C., 1992. Application of Foam to Minimize Damage During Fracturing. SPE 22394, 1-6.
41. Jennings Jr. A., Darden W., Wenzel R., Shrut R., Foster J., 1977. Massive Hydraulic Fracturing In The Eastern United States. SPE-6866-MS. DOI: 10.2118/6866-MS.
42. Karadkar P., Bataweel M., Bulekbay A., Alabdrabalnabi M., 2018a. Recent Advances in Foamed Acid Fracturing. SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, 23-26 April 2018, Dammam, Saudi Arabia. SPE-192392-MS. DOI: 10.2118/192392-MS.
43. Karadkar P., Bataweel M., Bulekbay A., Alshaikh A.A., 2018b. Energized Fluids for Upstream Production Enhancement: A Review. SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, 23-26.04.2018, Dammam, Saudi Arabia. SPE- -192255-MS. 1-26. DOI: 10.2118/192255-MS.
44. Kasza P., 2011a. Metody stymulacji wydobycia ze złóż typu tight i shale. Dokumentacja INiG, Kraków X. 2011, nr zlecenia 26/KS/2011, nr archiwalny: DK-4100-26/11, 7-39.
45. Kasza P., 2011b. Zabiegi hydraulicznego szczelinowania w formacjach łupkowych. Nafta-Gaz, 12: 874-883.
46. Kasza P., 2011c. Zabiegi stymulacji wydobycia w złożach niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 10: 697-701.
47. Kasza P., Biały E., Czupski M., Masłowski M., Wilk K, 2011. Nowe technologie w zakresie hydraulicznego szczelinowania i kwasowania złóż. Dokumentacja INiG, Krosno XII. 2011, nr zlecenia 1269/KS/2011, nr archiwalny: DK-4100-112/11, 22-47.
48. Kasza P., Czupski M., Biały E., 2004. Nowe technologie stymulacji wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego. Projekt: PROGEOGAZ INiG, Krosno.
49. Kasza P., Czupski M., Biały E., 2008. Wiskoelastyczne ciecze do zabiegów hydraulicznego szczelinowania. Dokumentacja INiG, Kraków XII. 2008, nr zlecenia: 347/KS/2008, nr archiwalny: DK-4100-217/08, 5-14.
50. Kasza P. i zespół, 2012. Stymulacja wydobycia ze złóż niekonwencjonalnych. Dokumentacja INiG, Krosno XII. 2012, nr zlecenia 1804/KS/2012, nr archiwalny: DK-4100- -115/12, 9-59.
51. Kaufman P.B, Paktinat J., 2008. Critical Evaluation of Additives Used in Shale Slickwater Fracs. SPE 119 900, SPE Shale Gas Production Conference, 16-18.11.2008, Fort Worth, Texas, US, 1-9.
52. Kelland A.M., 2014. Production chemicals for the Oil and Gas industry. Second Edition, Taylor & Francis Group, 384.
53. King G.E., 2010. Thirty Years of Gas Shale Fracturing: What Have We Learned? SPE- -133456-MS. DOI: 10.2118/133456-MS.
54. Klaja J., Gąsior I., 2010. Ilościowa ocena przestrzeni porowej zajętej wodę związaną w iłach, z wykorzystaniem metody magnetycznego rezonansu jądrowego. Nafta-Gaz, 3: 178-188.
55. Klimkiewicz A., Korczak К., 2012. Technologiczne i środowiskowe aspekty wykorzystania wody w procesie wydobycia gazu łupkowego. Prace Naukowe GIG, Górnictwo i Środowisko, 3: 43-54.
56. Kong В., Wang S„ Chen S., Dong K, 2016. Minimize Formation Damage in Water-Sensitive Unconventional Reservoirs by Using Energized Fracturing Fluid. SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control, 24-26 February 2016, Lafayette, Louisiana, USA. SPE-179019-MS. DOI: 10.2118/179019-MS.
57. Konieczyńska i zespół autorski: Państwowy Instytut Geologiczny - Państwowy Instytut Badawczy w Warszawie, Wojewódzki Inspektorat Ochrony Środowiska w Gdańsku - Laboratorium WIOŚ Gdańsk, 2011. Badania aspektów środowiskowych procesu szczelinowania hydraulicznego wykonanego w otworze Łebień LE-2H. Warszawa.
58. Laura A., 2014. Analysis of fracturing fluid system, effect of rock mechanical properties on fluid selection. AGH Drill Oil Gas, 31(1):167-178.
59. Legemah M., Guerin M., Sun H., Qu Q., 2014. Novel high efficiency boron crosslinkers for low-polymer-loading fracturing fluids. SPE-164118-PA. DOI: 10.2118/164118-PA.
60. Lewis G., Smith Т., Perry K.F., Poprawa P., 2011. Wpływ poszukiwań i wydobycia gazu niekonwencjonalnego na środowisko naturalne. Gaz niekonwencjonalny - szansa dla Polski i Europy? Analiza i rekomendacje. Instytut Kościuszki, 37-49. ISBN: 978-83- -931093-4-0.
61. Lubaś J. (red.), 2019. Słownik terminologiczny z zakresu poszukiwania, wiertnictwa i eksploatacji złóż węglowodorów. INiG - PIB, Kraków 2019. ISBN 978-83-65649-34-8.
62. Lutyńska S., Turek M., Hamouda A.A., Cicha-Szot R., Leśniak G., Kasza P., Wilk K, 2018. 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. Nafta-Gaz, 6: 479-483. DOI: 10.18668/NG.2018.06.09.
63. Machowska H., 2013. Aspekty środowiskowe przy wydobyciu gazu z łupków. Proceedings of ECOpole, 2: 667-671. DOI: 10.2429/proc.2013.7(2)087.
64. Macuda J., 2010. Środowiskowe aspekty produkcji gazu ziemnego z niekonwencjonalnych złóż. Przegląd Geologiczny, 58(3): 266-270.
65. Majkrzak M., 2016. Analiza przepływu płynów złożowych w skałach zbiornikowych. Nafta-Gaz, 8: 610-618. DOI: 10.18668/NG.2016.08.04.
66. Maley D., Farion G., Giurea-Bica G., O'Neill В., 2013. Non-polymeric permanent clay stabilizer for shale completions. SPE-165168-MS. DOI: 10.2118/165168-MS.
67. Marcinkowski A., Szewczyk E„ 2008. Produktywność karpackich skał zbiornikowych w świetle historii wydobycia węglowodorów. Geologia, Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie, 34(3): 405-421.
68. Masłowski M., 2014. Materiały podsadzkowe do zabiegów hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 2: 75-86.
69. Masłowski M., Czupski M., 2014. Podstawowe właściwości materiałów podsadzkowych stosowanych do zabiegów hydraulicznego szczelinowania złóż węglowodorów. Przegląd Górniczy, 12: 44-50.
70. Masłowski M., Kasza P., Wilk K, 2018. Studies on the effect of the proppant embedment phenomenon on the effective packed fracture in shale rock. Acta Geodynamica et Geomaterialia, 15(2): 105-115. DOI: 10.13168/AGG.2018.0012.
71. Matthews C.S., Russell D.G., 1967. Pressure Buildup and Flow Tests in Wells. Monograph Series. ISBN-10: 089520200X.
72. Matyasik I., Słoczyński Т., 2010. Niekonwencjonalne złoża gazu - shale gas. Nafta-Gaz, 3: 166-177.
73. Mazza R.L., 2001. Liquid-Free COJSand Stimulations: An Overlooked Technology - Production Update. SPE Eastern Regional Meeting, 17-19 October 2001, Canton, Ohio. SPE-72383-MS. 1-12. DOI: 10.2118/72383-MS.
74. McAndrew J., Cisternas P., Pruvot A., Kong X., Tong S., 2017. Consumption and Proppant Transport Aspects of Foam Fracturing Fluids. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, 24-26 July 2017, Austin, Texas, USA. DOI: 10.15530/ URTEC-2017-2670102.
75. Miezin S., 1976. Prace badawczo-projektowe w zakresie intensyfikacji wydobycia i metod wtórnych dla ropy i gazu za rok 1976. Sprawozdanie z wykonanych prac w temacie NCR-432, Zlecenie 5133/NE, grudzień 1976.
76. Miezin S., 1990. Receptury cieczy roboczych do zabiegów hydraulicznego szczelinowania odpornych na temperatury do 130°C. Dokumentacja INiG.
77. Montgomery С., 2013a. Fracturing fluid components. ISRMICHF-2013-034. DOI: 10.5772/56422.
78. Montgomery С., 2013b. Fracturing fluids. ISRM-ICHF-2013-035. DOI: 10.5772/56192.
79. Motyka J., Pulido-Bosch A., Borczak S., Gisbert J., 1998. Matrix hydrogeological properties of Devonian carbonate rocks of Olkusz (Southern Poland). Journal of Hydrology, 211, 1-4: 140-150.
80. Mullen J., Lowry J.C., Nwabuoku K.C., 2010. Lessons Learned Developing the Eagle Ford Shale. SPE Tight Gas Completions Conference, San Antonio, Texas, USA, 2-3.11.2010, SPE-138446-MS, 1-14. DOI: 10.2118/138446-MS.
81. Paktinat J., Pinkhouse J.A., Williams С., 2006. Field Case Studies: Damage Preventions Through Leakoff Control of Fracturing Fluids in Marginal/Low-Pressure Gas Reservoirs. SPE 100417.
82. Państwowy Instytut Geologiczny, b.d. W poszukiwaniu ropy i gazu. https://www.pgi. gov.pl/kopalnia-wiedzy/126-surowce-mineralne/448-w-poszukiwaniu-ropy-i-gazu. html [dostęp: czerwiec 2019].
83. Penny G.S., Pursley J.T., Clawson T.D., 2006. Field Study of Completion Fluids to Enhance Gas Production in the Barnett Shale. SPE 100 434.
84. Poprawa P., 2012. Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce (basen bałtycko-podlasko-lubelski). Państwowy Instytut Geologiczny, Warszawa, marzec.
85. Raczkowski J„ 1981. Technologia płuczek wiertniczych. Katowice, Wydawnictwo Śląsk.
86. Raczkowski J., Półchłopek Т., 1998. Materiały i środki chemiczne do sporządzania płuczek wiertniczych. Prace IGNiG nr 95, Kraków.
87. Raport Państwowego Instytutu Geologicznego, 2010. Bilans zasobów kopalin i wód podziemnych w Polsce. https://www2.pgi.gov.pl/bilansysurowce/Bilans_2010.pdf.
88. Raport Państwowego Instytutu Geologicznego, 2014. Prognostyczne zasoby gazu ziemnego w wybranych zwięzłych skałach zbiornikowych Polski, https://www.pgi.gov.pl/do- cman-tree/prasa/2956-podsumowanie-raportu-gaz-zamkniety-marzec-2015/file.html [dostęp: czerwiec 2023].
89. Raport PKN ORLEN, 2010. Gaz łupkowy. Warszawa, https://www.orlen.pl/PL/Biuro- Prasowe/Publikacje/ (dostęp: czerwiec 2019).
90. Retz R.H., Friedheim J., Lee L.J., Welch O.O., 1991. Offshore Europe. Aberdeen, United Kingdom, 3-6.09.1991.
91. Ribeiro L.H.N., 2013. Development of a three-dimensional compositional hydraulic fracturing simulator for energized fluids. PhD Dissertation, The University of Texas at Austin.
92. Ribeiro L., Sharma M., 2013. Fluid Selection for Energized Fracture Treatments. SPE 163867, 1-13.
93. Rickman R., Mullen M.J., Petre J.E., Grieser W.V., Kundert D., 2008. A Practical Use of Shale Petrophysics for Stimulation Design Optimization: All Shale Plays Are Not Clones of the Barnett Shale. SPE-115258-MS, 1-11.
94. Rostami R., Nasr-El-Din H.A., 2014. Microemulsion V5. surfactant assisted gas recovery in low permeability formations with water blockage. SPE Western North American and Rocky Mountain Joint Meeting 2014.
95. Sarwar M.U., Cawiezel K.E., Nasr-El-Din H.A., 2011. Gel degradation studies of oxidative and enzyme breakers to optimize breaker type and concentration for effective break profiles at low and medium temperature ranges. SPE-140520-MS. DOI: 10.2118/140520- -MS.
96. Schnoor E., Maxey J., Russell A., 2016. How Low Can You Go? Quality Vs. Cost in Guar-Borate Fracturing Fluids. URTEC2433971-MS. DOI: 10.15530/URTEC-2016-2433971.
97. Sinai M.L., Lancaster G., 1987. Liquid CO Fracturing: Advantages And Limitations. Journal of Canadian Petroleum Technology, 26(5). DOI: 10.2118/87-05-01.
98. Slatter T.D., Rucker J.R., Crisp E.L., 1986. Natural Gas Stimulation in Tight, Clay-Bearing Sandstone Using Foamed CO, as Hydraulic Fracturing Media. SPE Unconventional Gas Technology Symposium, 18-21.05.1986, Louisville, Kentucky. DOI: 10.2523/15238- -MS.
99. Smith M.B., Montgomery C„ 2015. Hydraulic Fracturing. CRC Press Taylor & Francis Group, Boca Raton 2015. ISBN: 9781466566859.
100. Soni T.M., 2014. LPG-Based Fracturing: An Alternate Fracturing Technique in Shale Reservoirs. SPE-170542-MS. DOT: 10.2118/170542-MS.
101. Srodon J., Drits V., McCarty D„ Hsieh J., Eberl D., 2001. Quantitative X-ray diffraction analysis of clay-bearing rocks from random preparations. Clays and Clay Miner. 49: 514-521.
102. Subik J., Sozański J., 1996. Doświadczenia polskiego górnictwa naftowego w zakresie zabiegów stymulacyjnych. Konferencja naukowo-techniczna nt.: Zabiegi stymulacyjne w odwiertach - nowe możliwości i nowe zadania, Iwonicz Zdrój, 3-4.10.1996.
103. Uliasz M., 2000. Wpływ polimerów kationowych na inhibitujące właściwości płuczek wiertniczych. Prace IGNiG nr 107, Kraków.
104. Wanniarachchi W.A.M., Ranjith P.G., Perera S.A., 2017. Shale gas fracturing using foam-based fracturing fluid: a review. Environ. Earth Sei., 76: 91. DOI: 10.1007/sl2665- -017-6399-x.
105. Watson W.P., Aften C.W., Previs D.J, 2010. Delayed-release coatings for oxidative breakers. SPE-127895-MS, DOI: 10.2118/127895-MS.
106. Weaver J.D., Nguyen P.D., Loghry R., 2011. Stabilizing Fracture Faces in Water-Sensitive Shale Formations. SPE Eastern Regional Meeting, 17-19.08.2011, Columbus, Ohio, USA, SPE-149218-MS. DOI: 10.2118/149218-MS.
107. Wilk K., Kasza P., 2016a. Zastosowanie płynów spienionych do zabiegów hydraulicznego szczelinowania. Przemysł Chemiczny, 6: 1202-1205. DOI: 10.15199/62.2016.6.24.
108. Wilk K., Kasza P., Czupski M., 2015a. Analiza możliwości zastosowania płynów energetyzowanych do szczelinowania. Nafta-Gaz, 3: 139-148.
109. Wilk K., Kasza P., Czupski M., 2016b. Dobór dodatków do energetyzowanych płynów szczelinujących. Nafta-Gaz, 12: 39-47. DOI: 10.18668/NG.2016.12.12.
110. Wilk K, Kasza P., Czupski M., 2018a. Dodatki do spienionych płynów szczelinujących. Przemysł Chemiczny, 2: 238-243.
111. Wilk K., Kasza P., Labus K., 2015b. Analysis of the applicability of foamed fracturing fluids. Nafta-Gaz, 6: 425-433.
112. Wilk K., Kasza P., Labus K., 2016c. Core analysis as key to understanding formation damage after hydraulic fracturing treatment. Materiały konferencyjne SCA Annual Symposium - The Society of Core Analysis, Snowmass, 21-26.08.2016.
113. Wilk K., Kasza P., Labus K., Dydo P., 2018b. Core analysis after foam hydraulic fracturing stimulation to understand formation damage of polish Rotliegend sandstone formation. The Australian Geoscience Council Convention (AGCC), 14-18.10.2018, Adelaide Convention Centre.
114. Wilk K., Kasza P., Labus K., Dydo P., 2018c. Interpretacja i analiza uszkodzenia formacji typu tight spienionymi płynami do hydraulicznego szczelinowania. Materiały konferencyjne Geopetrol, Zakopane-Kościelisko 17-20.09.2018.
115. Wilk K., Kasza P., Masłowski M., 2017. Dodatki do energetyzowanych płynów szczelinujących. Badania nad doborem biocydu. Przemysł Chemiczny, 6: 1303-1307. DOI: 10.15199/62.2017.6.16.
116. Williams N.J., Kelly P.A., Berard K.G., Dore E., Emery N.L., Williams C.F., Mukhopadhyay S., 2012. Fracturing fluid with lowpolymer loading using a new set of boron crosslinkers: laboratory and field studies. SPE-151715-MS. DOI: 10.2118/151715-MS.
117. Xiao J., Wang J., Sun X., 2017. Effective Strategies for Selection of Suitable Clay Stabilizers to Control Clay Swelling. Oil Gas Res, 3: 124. DOI: 10.4172/2472-0518.1000124.
118. Zuzak J., 2013. Historia hydraulicznego szczelinowania w polskim przemyśle naftowym. Cz. 1. Podstawy teoretyczne. Wiek Nafty, 4: 3-8.
Normy i rozporządzenia:
1. API RP 39. Recommended practice for standard procedure for evaluation of hydraulic fracturing fluids. American Petroleum Institute 1960, 1-16.
2. Rozporządzenie, 2001. Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu odpadów. Dz.U. nr 112, poz. 1206.
3. Rozporządzenie, 2006. Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 24 lipca 2006 r. w sprawie warunków, jakie należy spełnić przy wprowadzaniu ścieków do wód lub ziemi, oraz w sprawie substancji szczególnie szkodliwych dla środowiska naturalnego. Dz.U. nr 137, poz. 984.

Typ dokumentu

Bibliografia

Identyfikator YADDA

bwmeta1.element.baztech-8b233456-422a-4913-8bac-a1732254f9d7