Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "płyn szczelinujący" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-8 z 8
    Tytuł:
    Rheological studies of high-density fracturing fluid using high-density brine and carboxymethyl hydroxypropyl guar (CMHPG) for high-temperature well condition
    Autorzy:
    Raja Idris, R.F.W.
    Rosli, N.R.
    Mohammadian, E.
    Hasan, N.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/24200634.pdf
    Data publikacji:
    2023
    Wydawca:
    Stowarzyszenie Komputerowej Nauki o Materiałach i Inżynierii Powierzchni w Gliwicach
    Tematy:
    fracturing fluid
    CMHPG
    rheology
    crosslinker
    NaBr
    płyn szczelinujący
    reologia
    związek sieciujący
    Opis:
    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.
    Źródło:
    Archives of Materials Science and Engineering; 2023, 120, 2; 49--59
    1897-2764
    Pojawia się w:
    Archives of Materials Science and Engineering
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Modelowa analiza przekształceń chemizmu płynów technologicznych stosowanych w pozyskiwaniu gazu z łupków (shale gas) metodą szczelinowania hydraulicznego
    Model analysis of chemistry transformation of the technological fluids used in obtaining gas from shale (shale gas)
    Autorzy:
    Krogulec, E.
    Sawicka, K.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2062537.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    płyn szczelinujący
    szczelinowanie hydrauliczne
    modele hydrogeochemiczne
    gaz z łupków
    fracturing fluid
    hydrogeochemical models
    shale gas
    Opis:
    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.
    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.
    Źródło:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego; 2012, 451 Hydrogeologia z. 13; 161--168
    0867-6143
    Pojawia się w:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Laboratoryjne obrazowanie wielkości wgniatania ziaren podsadzki w ścianę szczeliny
    Laboratory imaging of the size of the propagation of proppant grains into the fracture wall
    Autorzy:
    Masłowski, Mateusz
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835081.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    wgniatanie podsadzki
    hydrauliczne szczelinowanie
    podsadzka
    płyn szczelinujący
    złoża niekonwencjonalne
    embedment
    hydraulic fracturing
    proppant
    fracturing fluid
    unconventional reservoirs
    Opis:
    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.
    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.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2019, 75, 8; 458-464
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Laboratoryjna symulacja wgniatania ziaren podsadzki w formację złożową typu tight gas
    Laboratory simulation of proppant embedment into a tight gas formation
    Autorzy:
    Masłowski, Mateusz
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1834400.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    wgniatanie podsadzki
    hydrauliczne szczelinowanie
    materiał podsadzkowy
    płyn szczelinujący
    złoża niekonwencjonalne
    proppant embedment
    hydraulic fracturing
    proppant
    fracturing fluid
    unconventional reservoirs
    Opis:
    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.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2020, 76, 4; 261-269
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Ciecze do hydraulicznego szczelinowania na bazie kationowego surfaktantu
    Hydraulic fracturing fluids based on a cationic surfactant
    Autorzy:
    Czupski, Marek
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2143367.pdf
    Data publikacji:
    2022
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    płyn szczelinujący
    roztwór surfaktantu
    pomiary właściwości reologicznych
    testy oscylacyjne
    fracturing fluid
    surfactant solution
    measurements of rheological properties
    oscillatory tests
    Opis:
    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.
    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.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2022, 78, 1; 13-21
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Badania odbudowy przewodności warstwy podsadzki dla gazu (azotu) po zabiegu szczelinowania złóż niekonwencjonalnych
    The studies of the reconstruction of the original conductivity of the proppant pack for the gas (nitrogen) after the hydraulic fracturing treatment of unconventional reservoirs
    Autorzy:
    Masłowski, M.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835426.pdf
    Data publikacji:
    2017
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    szczelinowanie hydrauliczne
    podsadzka
    uszkodzenie przewodności podsadzki
    płyn szczelinujący
    złoża niekonwencjonalne
    hydraulic fracturing
    proppant material
    conductivity damage
    fracturing fluid
    unconventional reservoirs
    Opis:
    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%.
    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%.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2017, 73, 3; 177-186
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Testy biocydów i neutralizatorów H2S jako dodatków do płuczek wiertniczych i płynów szczelinujących
    Tests of biocides and H2S scavengers as additives to drilling muds and fracturing fluids
    Autorzy:
    Kapusta, Piotr
    Turkiewicz, Anna
    Brzeszcz, Joanna
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2146334.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    mikroorganizmy
    biocydy
    neutralizatory H2S
    płuczka wiertnicza
    płyn szczelinujący
    microorganisms
    biocides
    H2S scavengers
    drilling mud
    fracturing fluid
    Opis:
    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.
    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.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2021, 77, 3; 143-151
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Płyny do hydraulicznego szczelinowania oparte na nowych dodatkach chemicznych
    Hydraulic fracturing fluids based on new chemical additives
    Autorzy:
    Czupski, Marek
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1834948.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    płyn szczelinujący
    pomiary właściwości reologicznych
    badania środków powierzchniowo czynnych
    testy stabilizatorów minerałów ilastych
    fracturing fluid
    measurements of rheological properties
    tests of surface active agents
    tests of clay control additives
    Opis:
    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.
    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.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2019, 75, 1; 38-47
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-8 z 8

      Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies