Laboratoryjna symulacja wgniatania ziaren podsadzki w formację złożową typu tight gas

• Autorzy: Masłowski Mateusz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.04.05

Warianty tytułu

EN

Laboratory simulation of proppant embedment into a tight gas formation

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

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.

Słowa kluczowe

PL

wgniatanie podsadzki; hydrauliczne szczelinowanie; materiał podsadzkowy; płyn szczelinujący; złoża niekonwencjonalne

EN

proppant embedment; hydraulic fracturing; proppant; fracturing fluid; unconventional reservoirs

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 4
• Strony: 261--269
• Opis fizyczny: Bibliogr. 26 poz.

Twórcy

autor

Masłowski Mateusz

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Akrad O., Miskimins J., Prasad M., 2011. The Effects of Fracturing Fluids Rock Mechanical Properties and Proppant Embedment. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/146658-MS.
• Alramahi B., Sundberg M.I., 2012. Proppant Embedment and Conductivity of Hydraulic Fractures in Shales. ARMA-2012-291.
• Czupski M., Kasza P., Wilk K., 2013. Płyny do szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 1: 42–50.
• Dyrka I., Kiersnowski H., Wójcicki A. Możliwość występowania w Polsce złóż typu BCGS (Basin Centered Gas System). <https://www.pgi.gov.pl/psg-1/psg-2/informacja-i-szkolenia/wiadomosci-surowcowe/10872-mozliwosc-wystepowania-w-polsce-zloztypu-bcgs-basin-centered-gas-system.html> (dostęp: listopad 2019).
• Economides M.J., Nolte K.G., 1989. Reservoir Stimulation. Second edition. Gulf Publishing Co., Houston.
• Ghassemi A., Suarez-Rivera R., 2012a. Sustaining Fracture Area and Conductivity of Gas Shale Reservoirs for Enhancing Long-Term Production and Recovery. RPSEA. Projekt nr 08122-48.
• Ghassemi A., Suarez-Rivera R., 2012b. Sustaining Fracture Area and Conductivity of Gas Shale Reservoirs for Enhancing Long-Term Production and Recovery. Appendix 5 – Proppant Embedment Standard Testing Procedure. RPSEA. Projekt nr 08122-48.
• Gidley J.L., Holditch S.A., Nierode D.A., Veatch R.V., 1989. Recent Advances in Hydraulic Fracturing. Society of Petroleum Engineers. Monograph Series, 12.
• Guo J., Liu Y., 2012. Modeling of Proppant Embedment: Elastic Deformation and Creep Deformation. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/157449-MS.
• Kasza P., 2011. Zabiegi stymulacji wydobycia w niekonwencjonalnych złożach węglowodorów. Nafta-Gaz, 10: 697–701.
• Kasza P., 2019. Zabiegi hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych i metody ich analizy. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, 226: 1–147. DOI: 10.18668/PN2019.226.
• Masłowski M., 2014. Materiały podsadzkowe do zabiegów hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 2: 75–86.
• Masłowski M., 2015. Badania zjawiska wciskania ziaren materiału podsadzkowego w ściany szczeliny po zabiegu hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 7: 461–471.
• Masłowski M., Biały E., 2016. Badania zjawiska embedment w zabiegach stymulacyjnych. Nafta-Gaz, 12: 1101–1106. DOI:10.18668/NG.2016.12.13.
• Masłowski M., Kasza P., Czupski M., 2016. Badania podatności skały złożowej typu tight gas na zjawisko embedment ograniczające efektywność zabiegu hydraulicznego szczelinowania. Nafta-Gaz, 10: 822–832. DOI: 10.18668/NG.2016.10.07.
• Masłowski M., Kasza P., Czupski M., Wilk K., 2018a. Sposób wyznaczania zmniejszenia rozwartości podsadzonej szczeliny. Urząd Patentowy RP. Patent nr 228609.
• Masłowski M., Kasza P., Czupski M., Wilk K., Moska R., 2019. Studies of Fracture Damage Caused by the Proppant Embedment Phenomenon in Shale Rock. Applied Sciences-Basel, 9(11): 1–14. DOI: 10.3390/app9112190.
• Masłowski M., Kasza P., Wilk K., 2018b. Studies on the effect of the proppant embedment phenomenon on the effective packed fracture in shale rock. Acta Geodynamica et Geomaterialia, 15, 2(190): 105–115. DOI: 10.13168/AGG.2018.0012.
• Paktinat J., Pinkhouse J.A., Johanson N., Williams C., Lash G.G., Penny G.S., Goff D.A., 2006. Case study: optimizing hydraulic fracturing performance in northeastern United States fractured shale formation. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/104306-MS.
• Papiernik B., Górecki W., Pasternacki A., 2010. Wstępne wyniki modelowań przestrzennych (3D) parametrów petrofizycznych skał podczas poszukiwań stref występowania gazu zamkniętego w polskim basenie czerwonego spągowca. Przegląd Geologiczny, 58(4): 352–364.
• Poprawa P., Kiersnowski H., 2010. Potencjał dla poszukiwań gazu ziemnego zamkniętego w utworach czerwonego spągowca Polski na tle poszukiwań w europejskim basenie permskim. Referat wygłoszony na konferencji Niekonwencjonalne złoża gazu ziemnego w Polsce – gaz w łupkach (shale gas) i gaz zamknięty (tight gas), Warszawa.
• Reinicke A., Legarth B., Zimmermann G., Huenges E., Dresenn G., 2006. Hydraulic Fracturing and Formation Damage in a Sedimentary Geothermal Reservoir. ENGINE – Enhanced Geothermal Innovative Network for Europe Workshop 3, Stimulation of reservoir and microseismicity. Kartause Ittingen, Zürich, Switzerland.
• Reinicke A., Rybacki E., Stanchits S., Huenges E., Dresen G., 2010. Hydraulic fracturing stimulation techniques and formation damage mechanisms – Implications from laboratory testing of tight sandstone – proppant systems. Chemie dee Erde, 70: 107–117. DOI:10.1016/j.chemer.2010.05.016.
• Terracina J.M., Turner J.M., Collins D.H., Spillars S.E., 2010. Proppant Selection and Its Effect on the Results of Fracturing Treatments Performed in Shale Formations. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/135502-MS.
• Wójcicki A., Kiersnowski H., Dyrka I., Adamczak-Biały T., Becker A., Głuszyński A., Janas M., Kozłowska A., Krzemiński L., Kuberska M., Pacześna J., Podhalańska T., Roman M., Skowroński L., Waksmundzka M.I., 2014. Prognostyczne zasoby gazu ziemnego w wybranych zwięzłych skałach zbiornikowych Polski. Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy, Warszawa: 1–65.
• Zhang F., Zhu H., Zhou H., Guo J., Bo H., 2017. Discrete-Element-Method/Computational-Fluid-Dynamics Coupling Simulation of Proppant Embedment and Fracture Conductivity After Hydraulic Fracturing. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/185172-PA.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).