Recycling Fracturing Flowback Water for Use in Hydraulic Fracturing: Influence of Organic Matter on Stability of Carboxyl-Methyl-Cellulose-Based Fracturing Fluids

Abstract

Summary Recycling oilfield wastewater for hydraulic fracturing requires a good understanding of the water chemical characteristics and how these interact with the fracturing fluid. The viscosity and rheological properties of fracturing fluids affect proppant placement, length and width of fractures, fracture conductivity, and, consequently, the success of the treatment. The objective of the research described here was to understand if dissolved organic matter (DOM) at high concentrations influences subsequent fracturing with a gelled fluid. Experimental studies were conducted on four types of water: (1) model water with low DOM, (2) recycled water from an industrial-treatment facility (medium DOM), (3) untreated early-time flowback (ETFB) water (high DOM), and (4) untreated produced water (high DOM). A low-pH, zirconium-crosslinker-gelled fluid at 200°F was examined in the study. All three water samples that had significant levels of organic matter [total organic content (TOC) > 1000 mg/L] exhibited lower peak viscosities and more-rapid viscosity decay than the model water without organic matter. The destabilizing influence of organic matter on carboxyl methyl cellulose (CMC) gelled fracturing-fluid viscosity is thought to be caused by secondary crosslinking of the short-chain polymer residuals in the flowback, resulting in lower initial viscosity and stability.

Alternativas de vertimiento y reúso de aguas de producción de yacimientos convencionales y no convencionales de crudo y gas en Colombia

“…Las principales fuentes para la formulación del fluido de estimulación hidráulica en yacimientos no convencionales son cuerpos de aguas dulces superficiales (ríos, lagunas) y subterráneos (acuíferos) (Esmaeilirad et al, 2016;Torres, Yadav y Khan, 2016). Los volúmenes requeridos de estas fuentes para el fluido de estimulación hidráulica y los volúmenes de aguas residuales producidas en yacimientos de petróleo y gas varían en función del yacimiento (Silva et al, 2017) y son los mayores retos ambientales en el desarrollo de fuentes de energía no convencionales (Liu et al, 2020).…”

“…No obstante, el reúso de APFR-YNC para la formulación del fluido de estimulación hidráulica se considera actualmente como una alternativa que permite disminuir la presión sobre el recurso hídrico y crear un uso del ciclo del agua más sustentable en la operación de yacimientos (Boschee, 2014;Guerra, Dahm y Dundorf, 2011). Adicionalmente, esta práctica puede redundar en beneficios económicos al disminuir los costos asociados a la adquisición y transporte del agua para estimulación, y al transporte y reinyección en pozos inyectores (Esmaeilirad et al, 2016;Hammer y VanBriesen, 2012). 2013) la alternativa de gestión predominante para las APFR-YNC de operaciones de fracturación hidráulica, en la mayoría de regiones de Estados Unidos, es la disposición final en pozo inyector, con un 90% de estas aguas residuales gestionadas de esta manera (Esmaeilirad et al, 2016), mientras que sólo un 5% del volumen inyectado nacionalmente se reúsa (U.S.-EPA, 2015).…”

“…Adicionalmente, esta práctica puede redundar en beneficios económicos al disminuir los costos asociados a la adquisición y transporte del agua para estimulación, y al transporte y reinyección en pozos inyectores (Esmaeilirad et al, 2016;Hammer y VanBriesen, 2012). 2013) la alternativa de gestión predominante para las APFR-YNC de operaciones de fracturación hidráulica, en la mayoría de regiones de Estados Unidos, es la disposición final en pozo inyector, con un 90% de estas aguas residuales gestionadas de esta manera (Esmaeilirad et al, 2016), mientras que sólo un 5% del volumen inyectado nacionalmente se reúsa (U.S.-EPA, 2015).…”

Application of Polysaccharide Biopolymer in Petroleum Recovery

“…Besides polymer content, injection rate and temperature also determine the recipe of a biopolymer solution. Compared with synthetic polymers, the poor thermostability is the most disadvantaged in Guar gum, which makes it unsuitable at higher temperatures than 83 • C. Holding better thermostability, modified Guar such as Carboxymethyl Guar gum (CMG), Carboxymethyl Hydroxypropyl Guar (CMHPG) and cellulose-based polymers such as Carboxymethyl cellulose (CMC), Hydroxyethyl cellulose (HEC), and Carboxymethyl hydroxyethyl cellulose (CMHEC) are alternative biopolymers applied at high temperature [113,114]. The modification brought excellent stability that maintains the viscosity at temperatures up to 160 • C [115].…”

Effect of Fluid Viscosity on Earthquake Nucleation

“…The injection procedures (Noël et al, 2019) and the fluid thermal and physical properties (Acosta et al, 2018) are also key parameters to understand fault reactivation. Moreover, in geoengineering practice, the viscosity of the injected fluids varies over four orders in magnitude, from 0.001 Pa s for liquid water to ~0.1 for wastewater disposal (Fu, 2017; Lu & Wei, 2011; Szafranski & Duan, 2018), up to ~10 Pa s for fracturing fluids (Cornelio & Violay, 2020; Esmaeilirad et al, 2016; Esmaeilirad et al, 2016; Gulbis & Hogde, 2000; Zhang et al, 2010).…”