Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Rheological studies of high-density fracturing fluid using high-density brine and carboxymethyl hydroxypropyl guar (CMHPG) for high-temperature well condition

Raja Idris R.F.W., Rosli N.R., Mohammadian E., Hasan N.

Archives of Materials Science and Engineering

|

2023

|

Vol. 120, nr 2

49--59

EN

Purpose: This work investigated carboxymethyl hydroxypropyl guar (CMHPG) as a potential base polymer for a fracturing fluid used in deep tight gas wells, synonym to high-temperature reservoirs. Fracturing is a common method to improve oil production by creating fractures in potentially productive reservoirs using fracturing fluids. Fracturing fluids are typically composed of water, sand, proppant, and many different additives to alter the capabilities of the fluid. Design/methodology/approach: A stable high-density fracturing fluid (HDFF) was developed to cope with scorching good temperatures up to 350°F (177°C)as well as to reduce the surface treating pressure. The HDFF consists of NaBr heavy brine, CMHPG, clay stabilizers, and zirconium and borate crosslinkers. A linear gel fluid was prepared by combining NaBr brine with CMHPG before adding the additives. The resulting fluid was then tested using a high-pressure, high-temperature (HPHT) rheometer. Findings: The results showed that the performance of the HDFF was optimum in an alkaline environment between pH 10 to 12. The efficiency of zirconium and borate crosslinkers were optimum at 0.7 ppm and 1.5 ppt, respectively. Concentrations higher than these values are not only uneconomical but will cause the fluid to be overly crosslinked, consequently reducing efficiency. In actual field operation, this is disastrous when the fluid does not flow to the fracturing column but instead swirls around the drill string as the drill string rotates. On the other hand, a reduction of concentration below the optimum values can cause fluid instability at high temperature reservoirs. Research limitations/implications: The study was limited to using two different kinds of crosslinkers and various concentrations. Future studies can be conducted using other kinds of crosslinkers, as well as an investigation into the effects of varying temperatures, pressures, and pH on the HDFF using CMHPG. Practical implications: It can be concluded that HDFF using CMHPG as the base polymer can be a potential use in formulating fracturing fluids. Originality/value: Information on the rheological behaviour of HDFF using NaBr and CMHPG can provide a reference point for future scientists in developing a new formulation of fracturing fluid.

2

Ciecze do hydraulicznego szczelinowania na bazie kationowego surfaktantu

Czupski Marek

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 1

13--21

PL

Celem prac przedstawionych w artykule było wyselekcjonowanie odpowiednich środków chemicznych i opracowanie systemu cieczy do hydraulicznego szczelinowania skał zbiornikowych ropy naftowej, gazu ziemnego i wody, opartego na surfaktancie. Na wspólnym rynku europejskim występują problemy z dostępnością tego typu systemów płynów, wynikające z rozporządzenia (WE) nr 1907/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie rejestracji, oceny, udzielania zezwoleń i stosowanych ograniczeń w zakresie che- mikaliów (REACH). Do opracowania cieczy szczelinującej użyto w związku z tym kationowego surfaktantu, który jest stosowany jako składnik szamponów, produktów do pielęgnacji włosów i płynów do zmiękczania tkanin, a podejmowane były również próby wykorzystywania go jako środka zmniejszającego opory przepływu. Na podstawie badań reologicznych przeprowadzonych w zakresie od temperatury otoczenia do 80°C opracowane zostały kompozycje cieczy na bazie tego surfaktantu. Testy reologiczne wykazały również, że upłynnianie cieczy na bazie surfaktantu może zachodzić w wyniku ich kontaktu z ropą złożową i/lub na skutek dodania do nich alkoholu pierwszorzędowego. Oprócz pomiarów reologicznych wykonano testy oscylacyjne, co pozwoliło na lepsze rozpoznanie właściwości badanych cieczy. Na ich podstawie w temperaturze 24°C wyznaczono moduł zachowawczy (G′) i moduł stratności (G″) dla cieczy o stężeniu surfaktantu w zakresie od 1,5% do 6,0%. Pozwoliło to na wyznaczenie zakresów częstotliwości, w których dominują właściwości lepkie lub sprężyste poszczególnych cieczy. Badania pęcznienia próbki skały ilasto-mułowcowej bardzo wrażliwej na kontakt z wodą wykazały, że ciecz na bazie kationowego surfaktantu może efektywnie inhibitować pęcznienie minerałów ilastych w stosunku do roztworu jednego z komercyjnych stabilizatorów tymczasowych. Rezultaty badań zaprezentowane w pracy stanowią podstawę do ewentualnego zastosowania opracowanych kompozycji cieczy w zabiegach hydraulicznego szczelinowania po dobraniu stężenia surfaktantu do temperatury złożowej oraz po dostosowaniu sposobu upłynniania cieczy do założeń projektowych, schematu pompowania i warunków złożowych.

EN

The aim of the work presented in the paper was to select the appropriate chemical agents and to develop a fluid system based on a surfactant for hydraulic fracturing of oil, gas and water reservoir rocks. In the single European market, there are problems with the availability of such fluid systems resulting from European Parliament and Council Regulation (EC) No. 1907/2006 REACH concerning the use of chemicals, through their registration and evaluation and, in some cases, authorisation and restriction on their marketing. Therefore, a cationic surfactant was used in the development of the fracturing fluid, which is applied as an ingredient in shampoos, hair care products, and fabric softeners, but there have also been attempts to use it as a drag-reducing agent. Based on rheological tests carried out in the range of ambient temperature up to 80°C, fluid compositions based on this surfactant have been developed. Rheological tests have also shown that the breaking of surfactant-based liquids may occur as a result of their contact with reservoir oil and/or as a result of adding a primary alcohol to them. In addition to rheological measurements, oscillatory tests were performed, which allowed for better recognition of the properties of the tested liquids. On their basis, the storage modulus (G′) and the loss modulus (G″) were determined for fluids with a surfactant concentration ranging from 1.5% to 6.0% at the temperature of 24°C. This allowed for the determination of frequency ranges in which the viscous or elastic properties of individual liquids was dominant. Swelling tests of a sample of claystone and mudstone rock very sensitive to contact with water showed that a fluid based on a cationic surfactant can effectively inhibit the swelling of clay minerals in relation to the solution of one of the commercially available temporary stabilizers. The results of the research presented in the paper are the basis for the possible application of the developed fluid compositions in hydraulic fracturing treatments after adjusting the surfactant concentration to the given reservoir temperature and after matching the fluid breaking method with the design assumptions, pumping scheme and reservoir conditions.

3

Experimental study on the flowback of a carboxymethyl hydroxypropyl guar gum fracturing fluid with good temperature resistance

Dai Xiaodong, Li Lei, Zhang Xin, Cheng Zhensong

Journal of Theoretical and Applied Mechanics

|

2022

|

Vol. 60 nr 4

733--744

EN

For unconventional oil and gas reservoirs such as shale oil and gas as well as tight oil and gas, hydraulic fracturing generally enhances oil recovery. However, the flowback rate of the residual fracturing fluid is low. The residual fracturing fluid in the fracture or the rock ma- trix can reduce relative permeability of oil and gas, and the production rate will decrease. Therefore, it is necessary to study the factors that affect the flowback rate of the fracturing fluid. Most previous studies used the slot model, and viscous and capillary forces explain stable discharge in porous media. The conclusions were only a primarily qualitative analysis. The factors from experimental studies were not comprehensive, and they did not consider the influence of gravity. There are few studies on unstable drainage in porous media un- der different displacement directions. This paper presents a carboxymethyl hydroxypropyl guar gum fracturing fluid with good temperature resistance, and a fracturing fluid flowback experiment is carried on. The effects of the displacement direction, injection pressure, inter- facial tension, fracturing fluid viscosity, and proppant wettability on the flowback rate are analyzed. The research results can provide formulation of the on-site construction scheme.

4

Testy biocydów i neutralizatorów H2S jako dodatków do płuczek wiertniczych i płynów szczelinujących

Kapusta Piotr, Turkiewicz Anna, Brzeszcz Joanna

Nafta-Gaz

|

2021

|

R. 77, nr 3

143--151

PL

W artykule przedstawiono wyniki testów substancji o działaniu biobójczym pod kątem możliwego zastosowania jako dodatków do płuczek wiertniczych i płynów szczelinujących. Celem pracy było wytypowanie najbardziej skutecznych substancji biobójczych poprzez zbadanie efektów ich działania na bakterie tlenowe (aerobowe), beztlenowe (anaerobowe), grzyby, bakterie redukujące siarczany (SRB) oraz konsorcjum mikroorganizmów. Uwzględniono rozmaite związki, ponieważ zawsze nadrzędnym celem jest wybór substancji o najwyższej aktywności, przede wszystkim zaś z grupy tych, które nie podlegały jeszcze testom. Szczególną uwagę poświęcono substancjom, które oprócz znanych właściwości biobójczych mają także zdolność neutralizacji siarkowodoru i zredukowanych związków siarki (ang. H2S scavengers), oraz tzw. zielonym biocydom, czyli takim, które uważane są za bezpieczne dla środowiska. Większość testowanych środków biobójczych okazała się skuteczna w stosunku do bakterii tlenowych i beztlenowych, podczas gdy 10 z 12 badanych cechowało się dobrą bądź bardzo dobrą aktywnością (niskie wartości MIC i MBC) wobec bakterii SRB, w tym także 3 z 4 neutralizatorów H2S. Z drugiej strony tylko niektóre środki biobójcze wykazały dobrą bądź bardzo dobrą aktywność w stosunku do grzybów i konsorcjum mikroorganizmów; były to środki oparte na aminach czwartorzędowych (Bardac LF i Barquat CB-80), na pochodnych triazyny (Biostat i Petrosweet HSW 82165) oraz na DBNPA (Biopol C-103L). Po wprowadzeniu do płuczki wiertniczej i płynu szczelinującego związki aminowe (Bardac LF i Barquat CB-80), jak również mieszanina środków biobójczych (Grotan OX i Preventol GDA 50) okazały się skuteczniejsze od tych zawierających pochodne triazyny (Biostat, Petrosweet HSW 82165) lub DBNPA (Biopol C-103L), ponieważ wykazywały pełną aktywność już przy stężeniu 800 ppm. Przyjazny dla środowiska środek biobójczy Aquacar THPS 75 był najmniej skuteczny.

EN

The article presents the results of studies on substances with a biocidal effect in terms of their possible use as additives to drilling muds and fracturing fluids. The aim of the work was to identify the most effective biocides by examining their action on aerobic and anaerobic bacteria, fungi, sulfate-reducing bacteria (SRB), and a consortium of microorganisms. Various chemicals have been considered, due to a constant and overriding goal to find the one with the highest activity, and above all, the ones that have not yet been tested. Particular attention was paid to substances that, apart from known biocidal properties, have also the ability to neutralize hydrogen sulfide, and to reduced sulfur compounds (H2S scavengers), and the so-called “green biocides”, i.e. those that are considered safe for the environment. Most of the tested biocidal agents were effective against aerobic and anaerobic bacteria, while 10 out of 12 showed good or very good activity against SRB (low MIC and MBC values), including 3 out of 4 H2S scavengers. On the other hand, only some biocidal agents proved to be effective against fungi and microbial consortium; among them were agents containing quaternary ammonium compounds (Bardac LF and Barquat CB-80), triazine derivatives (Biostat and Petrosweet HSW 82165) and DBNPA (Biopol C-103L). Bardac LF and Barquat CB-80, together with the mixture of Grotan OX and Preventol GDA 50, upon introduction to the drilling mud and fracturing fluid, were superior over other biocidal agents (Biostat, Petrosweet HSW 82165 and Biopol C-103L), showing the full activity at 800 ppm. Environmentally friendly biocide Aquacar THPS 75 appeared to be the least effective.

5

Laboratoryjna symulacja wgniatania ziaren podsadzki w formację złożową typu tight gas

Masłowski Mateusz

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 4

261--269

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.

6

Płyny do hydraulicznego szczelinowania oparte na nowych dodatkach chemicznych

Czupski Marek

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 1

38--47

PL

Potrzeba wykonania prac opisanych w publikacji wynikała z obowiązującego rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1907/2006 REACH, regulującego kwestie stosowania chemikaliów poprzez ich rejestrację i ocenę oraz, w niektórych przypadkach, udzielanie zezwoleń i wprowadzanie ograniczeń obrotu. Spowodowało ono radykalną zmianę na rynku dostępnych środków, które mogą być użyte jako składniki płynów do hydraulicznego szczelinowania. Część firm, nie chcąc ponosić kosztów związanych z procedurą rejestracji chemikaliów w systemie, wycofała je z rynku europejskiego, z kolei w zamian za nie pojawiły się nowe produkty, bardziej przyjazne dla środowiska naturalnego. Środki chemiczne, które poddano badaniom w ramach niniejszej pracy, są zarejestrowane przez Europejską Agencję Chemikaliów, a więc mogą być wykorzystane do wykonywania zabiegów hydraulicznego szczelinowania na terenie Polski i Unii Europejskiej. Testy te obejmowały: laboratoryjne badania środków powierzchniowo czynnych wykonane za pomocą goniometru (napięcie powierzchniowe i kąt zwilżania) oraz badania środków do stabilizacji minerałów ilastych (testy czasu nasiąkliwości kapilarnej (CST) i pęcznienia próbki piaskowca kwarcowego). Dokonano analizy oddziaływania zmierzonych wartości napięcia powierzchniowego i kąta zwilżania na wielkość ciśnienia kapilarnego, które ma bezpośredni wpływ na odbiór cieczy po wykonanym zabiegu. Na tej podstawie w skład nowo opracowanych płynów szczelinujących włączono mikroemulsję w koncentracji 2 l/m3 . Natomiast pomiary czasu kapilarnej nasiąkliwości i badania pęcznienia wykazały, że spośród testowanych środków jedynie 2-proc. roztwór KCl efektywnie zmniejszał wartość pęcznienia próbki skały piaskowcowej. Kolejny etap badań miał na celu opracowanie składu płynów szczelinujących na podstawie m.in. testów kompatybilności oraz pomiarów właściwości reologicznych. Część eksperymentalną pracy zakończono przygotowaniem profili łamania lepkości opracowanych płynów szczelinujących w 4 temperaturach w zależności od zastosowanych koncentracji łamaczy utleniających. Wyniki badań po ewentualnych modyfikacjach mogą być wykorzystywane do projektowania zabiegów hydraulicznego szczelinowania w krajowym przemyśle naftowym.

EN

The need to carry out the work described in the paper as a result of the implementation of the current European Parliament and Council Regulation (EC) No. 1907/2006 REACH concerning the use of chemicals, through their registration and evaluation and, in some cases, authorization and restriction on the marketing. It has caused a radical change of available agents in the market, that can be used as components of hydraulic fracturing fluids. Some companies which did not want to bear the costs of the procedure of registering chemicals in the system, withdrew them from the European market, in return for these chemical additives, new more environmentally friendly products have shown up. Chemicals that have been tested as part of this work are registered by the European Chemicals Agency so they can be used to perform hydraulic fracturing treatments in Poland and the European Union. These tests included: laboratory tests of surface active agents performed with a goniometer (surface tension and contact angle) and tests of clay control additives (capillary suction time measurements (CST) and swelling of a quartz sandstone sample). The impact of measured values of surface tension and contact angle on the capillary pressure was analyzed, which has a direct influence on the liquid flowback after the treatment. On this basis, the microemulsion at a concentration of 2 l/m3 was included in newly developed fracturing fluids. However, measurements of capillary suction time and swelling tests showed that only 2% KCl solution effectively reduced the swelling value of the sandstone sample. The next stage of the research was the development of fracturing fluid compositions based on, among others compatibility tests and measurements of rheological properties. The experimental part of the work was completed with the preparation of breaking profiles of developed fracturing fluids at 4 temperatures depending on the concentrations of oxidative breakers. The results of studies after possible modifications can be used to design hydraulic fracturing treatments in the domestic oil industry.

7

Laboratoryjne obrazowanie wielkości wgniatania ziaren podsadzki w ścianę szczeliny

Masłowski Mateusz

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 8

458--464

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.

8

Badania odbudowy przewodności warstwy podsadzki dla gazu (azotu) po zabiegu szczelinowania złóż niekonwencjonalnych

Masłowski M.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 3

177--186

PL

W artykule przedstawiono tematykę związaną z technologią tworzenia szczelin, uszkodzeniem pierwotnej przewodności warstwy materiału podsadzkowego oraz odbudową jej pierwotnej przewodności po zabiegu hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Zagadnienie to dotyczy oczyszczania warstwy podsadzki przez przepływający gaz z pozostałości po płynie szczelinującym. Przedstawiono również metodykę badania wielkości oczyszczenia szczeliny z płynu zabiegowego przez przepływający gaz. Badania wykonano dla lekkiej podsadzki ceramicznej oraz płynu szczelinującego na bazie naturalnego polimeru liniowego (guar) o koncentracji 3,6 kg/m3 (tj. 30 lb/1000 gal). Technologia ta stosowana jest często do szczelinowania złóż niekonwencjonalnych typu łupkowego shale gas oraz piaskowców typu tight gas. Podsadzka była umieszczona pomiędzy dwoma kształtkami skalnymi. Koncentracja powierzchniowa podsadzki wynosiła 9,76 kg/m2 (tj. 2 lb/ft2). Do badań przyjęto temperaturę 80°C oraz naprężenie ściskające 41,4 MPa (tj. 6000 psi). Czas zadanego oddziaływania naprężenia ściskającego na warstwę podsadzki wynosił 36 godz. Dla wstępnego dwugodzinnego oczyszczania uszkodzonej warstwy podsadzki jej przewodność dla zawilgoconego gazu (azotu) wynosiła 425,54 · 10-15m2 · m po upływie 36 godzin oddziaływania zadanego naprężenia ściskającego. Wstępne oczyszczanie szczeliny z polimeru przez gaz odbywało się przy przepływie 2 l/min. Pierwotna przewodność tej szczeliny, bez uszkodzenia płynem szczelinującym, wynosiła 651,17 · 10-15 m2 · m. Tym samym po wstępnym oczyszczaniu szczeliny z płynu uzyskano 65,4% odbudowy jej pierwotnej przewodności dla zawilgoconego gazu (azotu). Wielkość uszkodzenia pierwotnej przewodności warstwy podsadzki przez polimer liniowy wynosiła 34,6%.

EN

This article presents the issues of technology used to create the rock fractures, process of damage to original proppant pack conductivity and the reconstruction of its original conductivity after hydraulic fracturing in unconventional deposits. It is connected to the removal of the remains of the fracturing fluid from the proppant pack, by the wet gas (nitrogen). The tests were performed for the light ceramic proppant and the fracturing a fluid based on a linear polymer (guar) with a concentration of up to 3.6 kg/m3 (30 lb/1000 gal). This technology is often used for the hydraulic fracturing of unconventional reservoirs including fracturing in shales and tight gas sandstone. Proppant was placed between two Ohio sandstone’s slabs. The concentration of proppant amounted to 9.76 kg/m2 (2 lb/ft2). The studies were performed at 80°C, and the compressive stress 41.4 MPa (6000 psi). The compressive stress was applied to the proppant pack for 36 hours. After 2-hour pre-cleaning of the proppant pack damaged by the fracturing fluid, the conductivity for wet gas (nitrogen) after 36 hours, amounted to 425.54 · 10-15 m2 · m. Pre-cleaning of the proppant pack by gas was performed at the flow rate of 2 l/min. The original conductivity of proppant pack for the wet gas (nitrogen) before the damage to the fluid was 651.17 · 10-15 m2 · m. Thus after the pre-treatment of the damaged proppant pack 65.4% recovery of its original conductivity was obtained for the wet gas (nitrogen). The damage to the original conductivity of the proppant pack by a linear polymer was 34.6%.

9

Analysis impact fracturing fluid acidity on structural strength of crosslinked gel complex

Krzeczek P., Karasek P., Wojnarowski P.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2017

|

Vol. 34, no. 2

385--395

EN

Nowadays hydraulic fracturing is the most commonly used technique to stimulate the productivity of a well. The selection of a proper fracturing fluid is all about choices which strongly influence on effectiveness of the treatment. It should be carefully prepared, supported by lab analysis in order to match fluid to reservoir condition. This article concerns impact of fracturing fluid additives on fluid properties. In the paper crosslinking process has been shown and its importance on conventional reservoir rocks fracturing treatment. Provided lab examination shows fluid pH impact during creation crosslinked gel complex including influence to crosslinking time in the surface condition. The lower linear gel pH caused lower crosslinking time of fracturing fluid.

10

Badania przewodności warstwy materiału podsadzkowego dla gazu (azotu) po zabiegu hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych

Masłowski M.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 3

177-185

PL

W artykule została przedstawiona tematyka związana z technologią tworzenia szczelin oraz z uszkodzeniem przewodności warstwy materiału podsadzkowego po zabiegu hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Opisano również metodykę badania przewodności warstwy podsadzki uszkodzonej przez płyn szczelinujący dla zawilgoconego gazu (azotu). Badania wykonano z wykorzystaniem podsadzki kwarcowej oraz płynu szczelinującego, charakterystycznych dla technologii slickwater fracturing, stosowanej do szczelinowania złóż niekonwencjonalnych typu łupkowego. Podsadzka była umieszczona pomiędzy dwiema kształtkami skalnymi. Wyniki badań mogą stanowić podstawę do opracowania wstępnej oceny przewodności warstwy materiału podsadzkowego dla zawilgoconego gazu (azotu) po wykonaniu zabiegów hydraulicznego szczelinowania złóż węglowodorów.

EN

This article presents, the subjects related to technology used for creating fractures in rock and damage to proppant conductivity fluid fracturing, after hydraulic fracturing in unconventional deposits. Methodology studies of proppant conductivity damage by wet nitrogen, was developed. The tests were performed for the quartz proppant and the slickwater fracturing, which are used for the hydraulic fracturing of unconventional reservoirs, including fracturing in shales. Proppant was placed between two rock slabs. Based on obtained data, a preliminary method for the evaluation of proppant conductivity for wet gas after hydraulic fracturing treatments can be developed.

11

Evaluation of Environmental Hazard During Shale Gas Exploration Process in Poland in the Years 2012-2014

Konieczyńska M., Macuda J., Nagy S., Siemek J.

Ecological Chemistry and Engineering. S

|

2016

|

Vol. 23, nr 4

571--581

EN

This paper is a summary of results of environmental analysis conducted by PGI-NRI, AGH-UST within the monitoring of natural gas prospecting in unconventional deposits. All elements of natural environment were analyzed and on this basis the qualitative and quantitative impact of drilling and hydraulic fracturing of shales could be assessed. Special attention was drawn to the analysis of the physicochemical condition of post-reaction fluids, soil gas in the well pad area and drilling fluids. The results of analysis reveal that prospecting works do not create a significant environmental hazard. Some indices connected, e.g. with the noise climate lightly exceeded permissible values. Nonetheless, if extensive prospecting and production of shale gas are involved, the environmental studies need to be broadened to supplement this report.

12

Environmental impact of exploration from unconventional gas deposits in Poland

Macuda J., Konieczyńska M.

Ecological Chemistry and Engineering. S

|

2015

|

Vol. 22, nr 4

703--717

EN

Shale formations have been recently treated only as source rocks and sealing packages mainly of conventional deposits. At present shales, which have a considerable concentration of highly mature organic matter appearing in complexes of over 30 m thick are used as unconventional sources for natural gas production with the use of advanced drilling technologies. Natural gas production in such rock formations necessitates performing a horizontal section in the borehole and a big number of hydraulic fracturing jobs. The unconventional shale gas deposits have been prospected also in Poland for a couple of years. Exploration works mainly concentrate on a vast area passing from Pomerania through Mazowsze to the Lublin region in Poland. The analysis of the geologic analyses reveals that the most perspective are shales in the Lower Paleozoic at a depth of 2500 m in the eastern part to about 4000 m in the western part of the area. The paper is focused on the quantitative and qualitative evaluation of environmental impact of natural gas exploration works from unconventional deposits. Special attention was paid to the hydraulic fracturing jobs in shales, which create particular hazard for water and soil environment. These hazards already appear at the stage of preliminary works, when big quantities of chemicals and water for frac jobs are stored in the rig area, and then, during realization of works, when the spent hydraulic fracturing fluid may penetrate the water-bearing horizons in the caprock. The composition of fracturing fluid used in Gapowo B-1A well are given along with the results of chemical analyses of a few parts of spent fracturing fluid samples pumped out from the borehole. The fluid turned out to be high in salt (high specific electrolyte conductance (SEC) and total dissolved substances (TDS) and a high toxicity for most of the living organisms). For this reason the spent fracturing fluid should not enter the environment without control.

PL

Formacje łupków do niedawna traktowane były jedynie jako skały macierzyste i pakiety uszczelniające głównie dla złóż konwencjonalnych. Aktualnie w świecie skały łupkowe, które charakteryzują się znaczną koncentracją materii organicznej o wysokiej dojrzałości termicznej i występujące w kompleksach o miąższości powyżej 30 m, są wykorzystywane jako złoża niekonwencjonalne do eksploatacji z nich gazu ziemnego przy wykorzystaniu zaawansowanych technologii wiertniczych. Wydobycie gazu ziemnego z takich formacji skalnych wiąże się z wykonaniem w poziomym odcinku otworu dużej ilości zabiegów hydraulicznego szczelinowania skał. W Polsce od kilku lat prowadzone są również prace poszukiwawcze niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego w skałach łupkowych. Koncentrują się one głównie w szerokim pasie ich występowania, przebiegającym przez Polskę od Pomorza poprzez Mazowsze po Lubelszczyznę. Z analizy dotychczasowych badań geologicznych wynika, że najbardziej perspektywiczne jest występowanie tego typu złóż w skałach łupkowych dolnego paleozoiku, zalegających na głębokościach od 2500 m we wschodniej części tego pasa do około 4000 m w jego części zachodniej. W pracy skoncentrowano się głównie na ilościowej i jakościowej ocenie wpływu prac poszukiwawczych za gazem ziemnym w złożach niekonwencjonalnych na środowisko naturalne. Szczególną uwagę zwrócono na zabiegi hydraulicznego szczelinowania skał łupkowych, które stwarzają największe zagrożenia dla środowiska gruntowo-wodnego. Zagrożenia te występują już na etapie prac przygotowawczych, w wyniku magazynowania na wiertni dużych ilości środków chemicznych i wody do zabiegów szczelinowania oraz w trakcie ich realizacji w wyniku potencjalnej możliwości przedostania się płynu pozabiegowego do występujących w nadkładzie utworów wodonośnych. W pracy podano skład cieczy szczelinującej użytej do zabiegu w otworze Gapowo B-1A oraz wyniki analiz chemicznych kilku partii płynu pozabiegowego, odpompowanego z otworu. Stwierdzono jego wysokie zasolenie, przejawiające się wysokimi wartościami parametrów PEW i SSR oraz dużą toksyczność w stosunku do większości organizmów żywych. Z tego względu płyn pozabiegowy nie może dostawać się do środowiska w sposób niekontrolowany.

13

Problem emisji powierzchniowej z otwartych zbiorników na płyn po szczelinowaniu hydraulicznym

Kołodziejak G.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 4

211--218

PL

Proces wydobywania kopalin z podziemnych złóż węglowodorów związany jest z ciągłą emisją zanieczyszczeń do powietrza. W zależności od etapu prac, emisje te mają różnorodny charakter. Zmienia się zarówno ich wielkość, jaki i rodzaj. W większości przypadków określenie emisji jest stosunkowo łatwe, a także proste w prognozowaniu. Wraz z pojawieniem się możliwości pozyskiwania węglowodorów z formacji łupkowych zrodził się problem związany z emisją substancji lotnych z płynu po szczelinowaniu. Płyn ten gromadzony jest w otwartych zbiornikach powierzchniowych zlokalizowanych na terenie wiertni. Emisje z tym związane budzą jednak kontrowersje i są źródłem obaw lokalnych społeczności. W artykule omówiono zagrożenia związane z potencjalną emisją substancji z powierzchniowych zbiorników oraz aktualny stan wiedzy na temat możliwości jej prognozowania.

EN

The process of extracting minerals from underground hydrocarbon deposits is connected with the continuous emission of pollutants into the air. Depending on the phase of works these emissions may have different nature. Both the amount and type of emissions change. In most cases, the determination of these emissions is relatively simple and easy to anticipate. With appearance of the possibility of obtaining hydrocarbons from shale formations the problem of emission of volatile substances from the fracturing fluid arose. This fluid is collected in open reservoirs located in the drilling area. Related emissions have raised controversies and are sources of concern to local communities. The article discusses the potential risks associated with the emission of substances from surface reservoirs and the current state of knowledge about its forecasting capabilities.

14

Modelowa analiza przekształceń chemizmu płynów technologicznych stosowanych w pozyskiwaniu gazu z łupków (shale gas) metodą szczelinowania hydraulicznego

Krogulec E., Sawicka K.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2012

|

nr 451 Hydrogeologia z. 13

161--168

PL

Analiza rezultatów badań modelowych pozwoliła na wstępną ocenę zmian warunków hydrogeochemicznych zachodzących w otworze wiertniczym po wykonaniu w nim szczelinowania hydraulicznego przeprowadzanego w celu poszukiwania i eksploatacji gazu z łupków (shale gas). Symulowane w modelowaniu hydrogeochemicznym zmiany składu dotyczyły przede wszystkim chemizmu samego płynu szczelinującego. Wykonano modele symulacyjne stanu po szczelinowaniu, tj. modelujące możliwe zmiany płynu zwrotnego i potencjalne problemy techniczne wynikające z procesu szczelinowania, oraz modele stanu prognozowanego, tj. pozwalające na przewidywanie możliwych scenariuszy zdarzeń. Oprócz modeli mieszania płynu szczelinującego z roztworem formacyjnym opracowano także modele potencjalnego mieszania płynu szczelinującego z wodami podziemnymi o charakterze użytkowym. Analizy modelowe tego typu przeprowadzono dla różnych scenariuszy, m.in. w celu uzyskania mieszaniny o parametrach umożliwiających jej powtórne, efektywne użycie w kolejnym procesie szczelinowania.

EN

Analysis of the results of model research allowed for a preliminary assessment of changes in hydrogeochemical conditions occurring in the borehole after execution of hydraulic fracturing for the exploration and exploitation of gas from shale (shale gas). Changes, simulated in the hydrogeochemical modelling, concerned mainly the composition of fracturing fluid chemistry. The following simulation models were made: of the state after fracturing, i.e. modeling of the possible changes of the fracturing fluid and potential technical problems resulting from the fracturing process, and of the prediction state, i.e. models that allow forecasting possible scenarios of events. In addition to the models of mixing the fracturing fluid with the formation solution, models of mixing the potential fracturing fluid with the useful groundwater were also developed. Model analyses of this type were carried out for different scenarios, in order to obtain a mixture showing capabilities for its second, effective usage in the next process of fracturing.

15

Hydrogeologiczne uwarunkowania procesu poszukiwania, rozpoznawania i eksploatacji gazu łupkowego i gazu zamkniętego w Polsce

Woźnicka M., Konieczyńska M.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2011

|

nr 445 Hydrogeologia z. 12/2

717--724

PL

Artykuł stanowi próbę podjęcia dyskusji na temat hydrogeologicznych uwarunkowań aktualnie prowadzonego w Polsce procesu poszukiwania i rozpoznawania niekonwencjonalnych złóż węglowodorów oraz prawdopodobnego w przyszłości procesu eksploatacji gazu łupkowego. W ciągu ostatnich 8 lat, przede wszystkim za sprawą rozwoju technologii, dokonał się na świecie przełom w aspekcie możliwości produkcji gazu ze złóż niekonwencjonalnych, co zaowocowało ogromnym zainteresowaniem możliwością eksploatacji tego surowca także w Polsce. Niezwykłe tempo rozwoju technologii w zakresie wydobycia gazu łupkowego (shale gas) oraz gazu zamkniętego (tight gas) na świecie, a w szczególności w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie, sprawia, że dynamicznie zmieniają się również poglądy na potrzeby wodne oraz zagrożenia środowiskowe procesu produkcji gazu z tych złóż i hydrogeolodzy muszą być przygotowani do udzielania odpowiedzi na wiele nowych pytań. Środowiskowe uwarunkowania procesu, a zwłaszcza potrzeby wodne są bowiem kluczową sprawą, z którą przyjdzie nam się zmierzyć w niedalekiej przyszłości.

EN

This is an attempt to open the discussion on hydrogeological aspects of prospecting, exploration and possible future exploitation of unconventional gas deposits in Poland. Due to development of sophisticated (advanced) technology during the last 8 years, the significant progress in the field of natural gas exploitation from unconventional deposits has been made. There are strong geological premises that such deposits in Poland may be perspective which stirs up enthusiasm about possible gas production from domestic sources. Due to a very fast development of shale and tight gas exploitation technology especially in USA and Canada, people become more and more aware of water supply needs and environmental hazards of the process and hydrogeologists must get ready to give answers to many new questions. Environmental conditionality and environmental awareness of gas production process from unconventional sources, seems to be the key problem we will have to face in near future.