Wyniki wyszukiwania - Biblioteka Nauki

1

Badania podatności skały złożowej typu tight gas na zjawisko embedment ograniczające efektywność zabiegu hydraulicznego szczelinowania

100%

Masłowski M. , Kasza P. , Czupski M.

|

tom R. 72, nr 10

822--832

PL

W artykule przedstawiono zagadnienia związane z technologią hydraulicznego szczelinowania skał piaskowcowych typu zamkniętego (ang. tight gas). Zaprezentowano, jaki wpływ na efektywność zabiegu hydraulicznego szczelinowania skały złożowej ma zjawisko wgniatania ziaren podsadzki w ściany szczeliny (ang. embedment). Związane jest ono z tworzeniem się wgnieceń na powierzchni ściany szczeliny, a tym samym spadkiem rozwartości szczeliny po zabiegu szczelinowania. Opracowano metodykę badania podatności skały złożowej na zjawisko embedment ograniczające efektywne podsadzenie szczeliny oraz zweryfikowano ją badaniami laboratoryjnymi. Testy wykonano dla skały piaskowcowej typu zamkniętego tight gas, pochodzącej z polskiego złoża niekonwencjonalnego, dla suchych i nasyconych płynem szczelinującym cylindrycznych rdzeni, przy jednej wartości naprężenia ściskającego 82,7 MPa (tj. 12 000 psi), temperatury pokojowej oraz koncentracji powierzchniowej podsadzki 4,88 kg/m2 (tj. 1 lb/ft2). Do podsadzenia szczeliny użyto podsadzki ceramicznej o rozmiarze ziaren 0,850÷0,425 mm. W pierwszej kolejności wyznaczono rozwartość szczeliny wypełnionej podsadzką pomiędzy dwiema cylindrycznymi kształtkami stalowymi (dla wykluczenia zjawiska embedment). Po 6 godzinach oddziaływania zadanego naprężenia ściskającego maksymalna (pierwotna) rozwartość szczeliny wyniosła 2,286 mm. Dla suchych cylindrycznych rdzeni skalnych z piaskowca tight gas uzyskano szczelinę o rozwartości 1,893 mm. Efektywne podsadzenie szczeliny proppantem wyniosło 82,8%. Natomiast dla rdzeni skalnych dodatkowo nasyconych płynem szczelinującym otrzymano rozwartość szczeliny 1,889 mm, a więc efektywność podsadzenia szczeliny osiągnęła wartość 82,6%. Zastosowana procedura badawcza może stanowić jedną z metod oceny podatności skały złożowej na zjawisko embedment ograniczające efektywne podsadzenie szczeliny materiałem podsadzkowym. Może być też przydatna do prawidłowego doboru technologii szczelinowania, płynu szczelinującego i podsadzki w zabiegach szczelinowania złóż węglowodorów.

EN

This paper presents, a study on the impact of proppant embedment into the fracture walls, on the effectiveness of hydraulic fracturing in tight formations. The methodology for the evaluation of the susceptibility of reservoir rock to the embedment phenomenon (limiting the effective propping of fractures) was developed and verified in laboratory tests. The studies were performed for tight gas sandstone representing unconventional Polish deposits, for dry and fracfluid-wet cores, at 12 000 psi compressive stress, at room temperature and 1 lb/ft2 surface concentration of proppant. Ceramic proppant of grain size between 0.850÷0.425 mm was used. First, the fracture between cylindrical steel plates (no embedment assumed) was propped. After 6 hours under constant compressive stress, the maximum (original) fracture width was 2.286 mm. The fracture between dry cylindrical sandstone tight gas cores, in the same conditions was 1.893 mm wide. The effective value of propped fracture width was 82.8%. The width of the fracture in fracfluid-wet core was 1.889 mm. In this case the effective value of the propped fracture width was 82.6%. The test procedure we applied, might be used in the evaluation of the susceptibility of reservoir rock to the embedment phenomenon, as well as for the selection of fracfluid and proppant for hydrocarbon reservoirs fracturing.

2

Laboratoryjne obrazowanie wielkości wgniatania ziaren podsadzki w ścianę szczeliny

89%

Masłowski M.

Nafta-Gaz

|

2019

|

tom 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.

3

FEM analysis of proppant sticking in rock cracks

71%

Kwietniewski M. , Miedzińska D. , Niezgoda T. , Kwietniewski M. , Miedzińska D. , Niezgoda T.

|