5-4,6. La pérdida de líquidos

Como se ve en el balance de materiales (Ec. 5-13), la pérdida de fluido es una

importante variable de diseño de fractura se caracteriza por un coeficiente de

pérdida de fluido CL y un chorro de pérdida de coeficiente Sp. Pérdida Chorro se

produce sólo para los fluidos de la pared de la capacidad y sólo hasta que la torta

de filtro se desarrolla. Para la mayoría de los casos de fracturación hidráulica, la

extensión lateral (y vertical) de la fractura es mucho mayor que la profundidad de

la invasión (perpendicular a la fractura planar) de pérdida de fluido en la formación.

En estos casos, el comportamiento de la pérdida de fluido dentro de la formación

es lineal (1D) de flujo, y la tasa de flujo de fluido para el comportamiento de flujo

lineal está representado por la ecuación. 5-1.

Este supuesto de pérdida de líquidos de flujo lineal dando la / t relación CL ha

sido utilizado con éxito para fracturamiento desde su introducción por Carter

(1957). La relación indica que en cualquier punto de la fractura, la tasa de pérdida

de líquido disminuye con el tiempo, y cualquier cosa que viole esta suposición

puede causar problemas graves en el diseño del tratamiento. Por ejemplo, la

pérdida de fluido a fisuras naturales puede resultar en la invasión del filtrado

profunda

en las fisuras, y la suposición de flujo lineal ya no puede ser válida. De hecho,

para el caso de los de fisuras naturales si la presión aumenta netos con el tiempo,

la tasa de pérdida de fluidos pueden aumentar, y el bombeo tratamiento compor-

tamiento puede ser muy diferente de la prevista. La pérdida total de fluido de la

fractura se controla por el total CL coeficiente de pérdida de fluido, que Howard y

Fast (1957) descomponer en los tres por separado mecanismos ilustran en la Fig.

5-17 y discutido en la Sección 6-4.

El primer mecanismo es las características de la pared de la capacidad del fluido

de fracturamiento, que se define por el coeficiente de edificio en pared Cw. Esta es

una propiedad del fluido que ayuda a controlar la pérdida de fluido en muchos

casos. Para la mayoría de los sistemas de fluidos de fracturamiento, en muchas

formaciones como la pérdida de líquidos

Para los líquidos se filtren fuera de la fractura, el fluido del yacimiento debe ser

desplazado. Esto establece una cierta resistencia a la pérdida de fluido, y este

efecto depósito se caracteriza por la Cc coeficiente de compresibilidad. Como se

discutió en el capítulo 6, el parámetro para este cálculo se rige por un p

diferencia de presión entre el de presión dentro de la fractura (es decir, la presión

de cierre + pnet) y la presión del yacimiento, la permeabilidad al fluido de

formación capaz movible k, compresión total del sistema. 

Distancia a la formación

Torta de filtro

Figura 5-17. Las tres regiones de la pérdida de fluido.

Se produce en la formación, algunos de los aditivos y productos químicos en el

sistema de fluido permanecen atrapados en o cerca de la cara de formación,

formando una barrera revoque de filtración física que resiste la pérdida de fluidos.

Fuera de la torta de filtro es la zona invadida, que es la pequeña porción de la

formación que ha sido invadido por el filtrado fluido de fracturación. Este

mecanismo es el efecto de filtrado, o el efecto zona invadida, y se caracteriza por

la viscosidad o relación tiva coeficiente de control de la permeabilidad Cv. Como

se discutió en el Capítulo 6, Cv se puede calcular, y este parámetro se rige por la

permeabilidad relativa de la formación al filtrado kfil fluido de fracturación, la

presión p diferencia seguro entre la presión dentro de la fractura (es decir,

presión de cierre + pnet) y la presión del yacimiento, y la viscosidad de la fractura

fil filtrado fluido. Este mecanismo es generalmente más importante en los pozos

de gas, donde el fluido invasor tiene una viscosidad mucho mayor que el fluido del

depósito se coloca pantalla, o donde los efectos de permeabilidad relativa pro-

duce una permeabilidad filtrado que es mucho menos (<k / 10) que la

permeabilidad al fluido del depósito. Otros casos son donde se utiliza un líquido

limpio de tal manera que no torta de filtro ter desarrolla o para fracturar pozos de

alta permeabilidad, donde no torta de filtro se desarrolla y de alta viscosidad gel

reticulado se puede perder a la formación (es decir, para la ct depósito, y la

viscosidad del fluido depósito (gas o petróleo) . Este parámetro suele ser más

importante para un depósito de líquido saturado (baja compresibilidad y el líquido

relativamente alta viscosidad de la reservorio) y cuando una torta de filtro no se

desarrolla.

Cada uno de estos tres mecanismos proporciona cierta resistencia a la pérdida de

fluido, y los tres actúan como resistencias en serie (aunque el propio coeficiente

de pérdida de fluido se define en términos de conductancia, o la inversa de la

resistencia). El bine tres mecanismos de diversas com- en diferentes situaciones

para formar el combinado de pérdida de fluido coeficiente de CL, total o

composición, que se utiliza para diseño de la fractura (ver Capítulo 6). Esto

claramente compleja situación hace que sea conveniente para medir la pérdida de

líquido de las pruebas de campo (al igual que la permeabilidad debe miden desde

el flujo de campo, pruebas de acumulación o ambos) siempre que sea posible (ver

capítulo 9).

5-4,7. Sensibilidades variables e interacciones

La complejidad del diseño de la fractura hidráulica viene de las interacciones de

las principales variables de diseño (hf, E, , CCI y CL) y que diferentes variables

afectar a diferentes aspectos de la fractura de diferentes maneras. Como se

discutió en la Sección 5-4.1 relativa a la sensibilidad de la penetración de la

fractura a hf y CL, la importancia de diversas variables puede cambiar de un caso

a otro. Varios ejemplos de esto se discuten aquí.

• Presión Net

La magnitud de la presión de la red para un tratamiento específico de fractura es

una gran preocupación, porque la relación entre la presión neta para subrayar las

diferencias entre

la zona productiva y las zonas que limitan controla la altura de la fractura.

También, la presión neta controla directamente la anchura. Sin embargo, lo que

controla la presión neta varía signifi- cativamente de caso a caso.

En el caso de las formaciones de roca dura (es decir, formación fil es muy alto).

con valores de módulo de Young de 2 10 psi o superior) con la altura y el

confinamiento de tratamientos de bombeo de fluidos viscosos a tasas de

fracturamiento normales, el término viscoso de la ecuación de la presión neta

domina cualquier efecto punta de la fractura. Dureza o punta efectos se vuelven

importantes para los casos en que la altura de la fractura es no confinado (por

ejemplo, radial o fracturas circulares) o por rocas muy blandas (por ejemplo,

formaciones, como las arenas no consolidadas con E 0,5 106 psi). Para los

tratamientos que utilizan el fluido de baja viscosidad o bombeo a precios muy

bajos, la viscoso término de la ecuación presión neta se hace pequeño, y

tenacidad a la fractura se convierte en un dominante estos extremos, ni efecto

deben ser pasadas por alto para la aplicación prudente de fracturación.

La magnitud de la presión de la red también puede ser controlada por las

diferencias de tensión in situ entre el

pagar y las capas limítrofes. Consideremos un caso en el que las zonas de barrera

(por ejemplo, formaciones con mayor esfuerzo de cierre) rodean la zona de pago

(Fig. 5-9) y además asume que debido a cualquiera de los efectos viscosos o la

tenacidad, los aumentos de PNET al nivel de

Comienza, y sólo muy pequeños aumentos en la presión de la red son posibles.

Presión de tratamiento Net ahora es controlado directamente por y es

esencialmente independiente tanto de la viscosidad del fluido y efectos aparentes

de tenacidad a la fractura. Este caso se ilustra en la siguiente sección.

• La altura de la fractura y la presión de la red

Para una fractura de estrés con barreras significativas y en una formación con un

medio a alto valor para el módulo, el término viscoso en la Ec. 5-20 controla la

presión de tratamiento red. En tal caso, pnet se convierte en una fuerte función de

la altura de la fractura. Sin embargo, como se ilustra en la Fig. 5-9, fractura altura

hf es controlada por presión de la red. Para decirlo en forma anoth- er, altura de la

fractura es una función de la altura de la fractura. Como se discutió en el Capítulo

6, aquí es donde los modelos de fractura se vuelven importantes.

Como ejemplo, consideremos el caso de una delgada

Zona productiva (h = 25 pies) de la piedra arenisca en una for- mación-rock duro

(E = 5 106 psi). Supongamos también que esta zona está rodeada de lutitas con

una tensión de 1.000 psi in situ mayor que la tensión en la arena, para lograr que

éstas lo que normalmente se considera

buenas barreras para el crecimiento fractura vertical. Como se ve en la Fig. 5-18a,

incluso para el bombeo de un (50-cp) de fluido moderada viscosidad a una tasa

moderada, presión neta salta inmediatamente a un nivel ligeramente mayor que

3500 4000 4500 -0,2 0 0,2

In-situ estrés (psi) Ancho (pulg.)

Figura 5-18. Ejemplo El crecimiento en altura en un la formación de roca dura.

1000 psi (es decir, es controlar pnet), y se produce el crecimiento en altura

extenso. Debido es control- ling la presión neta permitida, el aumento de la

cuatro veces la viscosidad del fluido esencialmente no tiene efecto sobre la

presión neta después de los primeros minutos. El perfil vertical ancho de la

fractura representa en la Fig. 5-18b muestra que para pnet aproximadamente igual

a , ancho de la fractura en las capas de delimitación puede ser demasiado

pequeño para la admisión agente de sostén. Esto se discute en la sección

subsiguiente al ingreso apuntalante.

Ahora considere el mismo caso pero con una sección de arenisca gruesa de 50

pies. Como se ve en la Fig. 5-19, pnet mantiene por debajo para el caso de

fluidos de 50 cp y poco

Figura 5-19. El crecimiento en altura ejemplo en una formación de roca dura más

grueso.

El crecimiento en altura se produce. Para un fluido (200 cp) más viscosa, presión

neta de nuevo se acerca al estrés dife- rencia de 1000 psi, y se vuelve a producir

un crecimiento extensivo altura. Estos ejemplos muestran que la altura de la

fractura es una función de la altura de la fractura.

Finalmente, considere el caso original (h = 25 pies) de nuevo, pero por supuesto

esta es una soft-rock (arena no consolidada con E <0,5 106 psi) zona.

Supóngase además que debido a la alta permeabilidad, pérdida de fluido es

mucho mayor que para los dos anteriores

 

 

Bomba de tiempo (min)  casos. Figura 5-20 muestra pnet es mucho menor que

, esencialmente sin crecimiento en altura. Además, la naturaleza plana del

comportamiento de la presión neta en el Nolte-Smith parcela de PNET frente al

tiempo in- dica que los efectos de punta fractura están dominando el

comportamiento neto de presión, como se espera de la ecuación log-log. 5-20.

Capítulo 9 analiza el comportamiento de la presión de la red y los medios para

determinar las condiciones de control.

• La viscosidad del fluido

La viscosidad del fluido proporciona un ejemplo de cómo las variables afectar a

diferentes partes de la fractura pro- proceso de diferentes maneras. Considere la

posibilidad de un caso de crecimiento de la fractura radial en una roca blanda (E

<1 106 psi). Dureza domina pnet y fractura ancho, y la viscosidad pierde

importancia en el control de la geometría de la fractura. Sin embargo, la viscosidad

puede permanecer una consideración crítica para el transporte de apuntalante si

una larga fractura es deseado y para el control de pérdida de fluido.

Supóngase además este caso es una formación muy alta permeabilidad, de modo

que sólo se requiere una fractura cortas. Por lo tanto, de alta viscosidad no es

necesaria para el transporte de agente de sostén. Sin embargo, en este muy alto

3500 4500 100 200 300 400

In-situ estrés (psi) penetración Fractura, L (ft)

Figura 5-20. Ejemplo El crecimiento en altura en una formación de rock suave.

permeabilidad de la formación es probable que el fluido de fracturamiento no se

puede construir una torta de filtro para controlar la pérdida de líquidos, y el control

sólo de pérdida de fluido voluntad provienen de la viscosidad (o invadido zona)

efecto Cv (ver Sección 5 a 4,6). Por lo tanto, la viscosidad es un factor importante

para la selección de fluido, a pesar de tener ningún efecto sobre la geometría y no

ser crítica para el transporte de las bragas Propie-.

5-5. Programación bomba Tratamiento

El proceso de diseño de la fractura involucra inge- niería depósito para definir los

objetivos xf y KfW. Se trata de la mecánica de rocas a considerar la posibilidad de

obten- ción de una geometría de fractura deseada. Incluye la mecánica de fluidos

consideraciones para confirmar que el

Transporte de apuntalante requerido es posible y reología para determinar si las

propiedades del fluido necesarios son posi-sible. También incluye consideraciones

operativas más importantes de selección y en la de sitio como se discutió en la

Sección

5-6. El producto de este proceso es un programa de la bomba del tratamiento.

Esto incluye la plataforma de volumen necesario para crear la penetración de

fractura deseada, junto con la programación de ácido o agente de sostén para

lograr la conductividad postfractura deseado. Para fractura apuntalada, la

programación incluye la selección de la bomba de líquido, la selección de agente

de sostén, el volumen de la almohadilla, la máxima concentración de apuntalante

a utilizar y un horario Además apuntalante. Después se definen los objetivos de

diseño y variables, el horario Además agente de sostén se obtiene generalmente

mediante el uso de un simulador de fractura, aunque para muchos casos, también

se aplican fácilmente cálculos analíticos basados en la eficiencia de fluido.

Capítulo 10 proporciona detalle adicional para el diseño del tratamiento.

5-5,1. La selección del fluido y apuntalante

Materiales de fracturación se discuten en el capítulo 7, y su caracterización del

rendimiento se discute en el Capítulo 8. Las principales consideraciones para la

selección del fluido son generalmente viscosidad (para el ancho, el transporte

agente de sostén o de pérdida de fluido de control) y limpieza (después de Flow-

espalda) para producir la máxima postfractura Conducta-. Otras consideraciones

que pueden ser importantes para los casos particulares incluyen

• Compatibilidad con los fluidos del yacimiento y la roca del yacimiento

• Compatibilidad con la presión del depósito (por ejemplo, espuma para ayudar el

flujo de retorno en los embalses de baja presión)

• Consideraciones de fricción presión bomba de superficie de tubería

• Costo

• Compatibilidad con otros materiales (por ejemplo, con resina apuntalante

revestido)

• Seguridad y medio ambiente (véase el capítulo 11).

Selección Proppant debe considerar conductividad a in-situ las condiciones de

estrés (es decir, el efecto del estrés sobre la permeabilidad kf agente de sostén).

Tamaño Proppant también debe ser considerado. En general, los rendimientos de

apuntalante más grandes mejor conductividad, pero el tamaño debe ser revisado

en función de criterios de admisión pantalón piedades, tanto a través de las

perforaciones y el interior de la fractura (véase la Sección 5 a 5,4). Finalmente, la

concentración de agente de sostén máxima in-situ en en disparador debe ser

seleccionado, ya que determina la cantidad de la anchura hidráulica creado por el

tratamiento de la fractura se mantendrá como ancho apoyado una vez que se

cierra la fractura.

5-5,2. Volumen Pad

Para un tratamiento usando fluido viscoso, el fluido transporta el agente de sostén

a la punta de la fractura. Para estos casos el volumen pad determina cuánto

fractura pene- tración se puede lograr antes de apuntalante alcanza la punta y se

detiene la penetración en la zona productiva. Una vez que la almohadilla se agota,

una fractura puede continuar propagándose en capas impermeables hasta los

puentes de apuntalante en áreas de bajo ancho. Por lo tanto, la almohadilla de

bombeo suficiente para crear la longitud seleccionada es crítica. Para tratamientos

con muy baja viscosidad del fluido (es decir, "la banca" tratamientos de tipo),

agente de sostén se asienta fuera del fluido y esencialmente repone la

almohadilla. El volumen de la almohadilla sólo debe ser suficiente para abrir ancho

de la fractura suficiente para la admisión agente de sostén, y la capacidad de

carga del fluido, en comparación con el volumen de la almohadilla, determina la

longitud final apoyado.

Por otro lado, demasiada almohadilla puede en algunos casos ser incluso más

perjudicial, particularmente en los casos que requieren alta conductividad de la

fractura. La punta de la fractura continúa propagándose después de detener el

bombeo, dejando una gran región, la ONU apoyado cerca de la punta de la

fractura. Significativo rflow faet entonces puede ocurrir en la fractura, llevando

apuntalante hacia la punta y dejando una distribución proppant última pobres. Este

flujo posterior se produce porque la sección más ancha de la fractura se encuentra

cerca del pozo en el cierre en, y la mayoría de las bragas Propie- bombeado se

almacena allí. Sin embargo, las tasas más altas de pérdida de fluido están cerca

de la punta de la fractura. Por lo tanto, Propie- suspensión-pantalón cargado

continúa fluyendo hacia la punta de la fractura. Después de flujo continúa hasta

que la fractura se cierra el agente de sostén, parando el movimiento agente de

sostén, o hasta lechada de apuntalante cargada llega a la punta de la fractura. En

ese punto la suspensión se deshidrata y se detiene cualquier propagación de la

fractura adicional. Idealmente, de

Por supuesto, es mejor tener el agente de sostén en la punta de la fractura en el

cierre y reducir así al mínimo flujo posterior.

Un programa ideal para un tratamiento normal (en oposición a discutido

posteriormente diseños TSO) es uno donde la almohadilla agota y agente de

sostén llega a la punta de la fractura así como se logra y también igual de bombeo

se detiene la penetración de fractura deseada. Esta es la secuencia en las Figs. 5-

2, 5-3 y 5-4.

El parámetro crítico del volumen almohadilla o cojín fracción FPAD se relaciona

directamente con la eficiencia de fluido para un tratamiento (Nolte, 1986b). Esta

relación de Sidebar 6L da el volumen de la almohadilla expresado como una

fracción de todo el volumen de tratamiento:

% De fractura de llenado por paquete de empaque de apuntalante porosidad =

0,35

Es decir, un tratamiento con una eficiencia esperada de 50% requeriría una

fracción de la almohadilla de alrededor de 1/3. Como se discutió en el Capítulo 9,

la eficiencia de un sistema de formación y el fluido específico se puede determinar

mediante un tratamiento de calibración.

Esta discusión de volumen almohadilla ha trado hasta ahora concentración en los

aspectos de pérdida de fluido del volumen de la almohadilla; es decir, la

almohadilla se bombea primero para servir como un sacrificial

 

 

etapa del tratamiento para permitir la fractura a pene- trar en formaciones

permeables. Este efecto importante del volumen de la almohadilla puede ser el

aspecto crítico rigen a el tamaño de la almohadilla para la mayoría de

aplicaciones. Sin embargo, la fracturación hidráulica es complicado, en que la

mayoría de las cosas se hacen por lo menos dos razones, que

se aplica a la especificación volumen almohadilla. El segundo propósito del

volumen de la almohadilla es crear suficiente ancho de la fractura para permitir

apuntalante para entrar en la fractura (ver sección 5-5,4 al ingreso agente de

sostén). Incluso para un caso de pérdida de líquidos muy bajo, algunos pad

mínimo volumen se requiere. Estos dos aspectos de la almohadilla de volumen

siempre se deben considerar para el diseño del tratamiento.

• Ancho Apoyado

Un importante objetivo de diseño es la fractura kfw conductividad, que consiste en

la permeabilidad de empaque de apuntalante y ancho de la fractura apuntalada. Kf

permeabilidad Proppant es una función de la proppant seleccionado, in-situ

el estrés y el daño residual de los aditivos de fluidos (véase el capítulo 8).

Apoyado anchura es controlada por el diseño del tratamiento.

El ancho apoyado wp-eff eficaz es una función de la anchura media de la fractura

wf en el apagado (es decir, la anchura hidráulica al final del bombeo de un

tratamiento), agente de sostén concentración de C en la fractura en ese momento

(es decir, dando el ideal apoyado ancho wp) y el volumen de wlost apuntalante

que se pierde en las caras de la fractura de empotramiento, residuos de gel, etc.

(generalmente expresado como lbm / pie2 "perdido"). En términos de estos

parámetros, el ancho apoyado eficaz se puede expresar como

 

0 4 8 12 16 20 24

Concentración de apuntalante (lbm / gal)

Figura 5-21. Rellene fracción frente a la concentración de apuntalante.

Donde F es la fracción de llenado (Fig. 5-21), la cons- tante 8,33 convierte las

unidades de lbm / gal, es prop la gravedad específica (SG) de la agente de

sostén, C es la concentración final in situ agente de sostén al cierre en expresado

como libras de agente de sostén por galón de fluido (PPG), y es la porosidad del

paquete de agente de sostén, típicamente de aproximadamente 0,35.

El aumento de la concentración de 8 (F 0,4) a 16 ppp (F 0,6) aumenta

significativamente el ancho de fractura apuntalada (50% de aumento en la fracción

de llenado). Sin embargo, este gran aumento de la anchura apoyada se lleva a

cabo a expensas de riesgo adicional para el trabajo y para el bienestar, a causa de

cualquiera de las superficies problemas mecánicos o un total de arenamiento

inesperado en algún lugar de la fractura o en la región cercana al pozo entre el

pozo y la fractura de campo lejano (ver la discusión de tortuosidad en la Sección

6.6). En la práctica, la mayoría de los tratamientos utilizan una concentración

máxima de alrededor de 8 a 14 ppg, aunque las concentraciones de 20 ppg han

sido bombeadas.

Otra manera de aumentar el ancho apoyado es aumentar ancho de la fractura. Ical

modelos teóricos y nume- generalmente muestran que la fractura anchura,

mientras que la fractura está creciendo, es relativamente insensible a las variables

controlables de la tasa de trabajo de la bomba y la viscosidad del fluido. Para una

simple fractura

Geometría tura, la anchura es proporcional a la velocidad y la viscosidad elevada

a una potencia pequeña. Para la ecuación. 5-18 con el exponente 1/4, duplicando

la velocidad de la bomba aumenta ancho de la fractura por sólo el 18%, a

expensas de la fricción en la tubería y la superficie significativa

Aumenta la presión. La viscosidad se incrementa fácilmente por un orden de

magnitud (por ejemplo, 10 veces aumentan en aumenta la anchura por 77%),

pero sólo a expensas de la utilización de aditivos más fluido y con el daño de

conductividad adicional potencialmente negat- ing la anchura extra tura (véase

Sección 6-5). El primero es lo que puede denominarse la sedimentación simple o

de una sola partícula. Comportamiento de este tipo se rige por la ley de Stokes, en

el que la velo- dad de una sola partícula cae a través de un líquido médicamente

um es

Por lo tanto, el ancho de la fractura hidráulica es bastante fija (± 50%, al menos en

términos de control- el tratamiento de parámetros lable), y la fracción de llenado

agente de sostén tiene un límite práctico de aproximadamente 0,5 (± 0,1). Sin

diseños TSO (discutido en la siguiente) la anchura final, eficaz apoyada casi fijada

por la naturaleza. El objetivo de un diseño normal de las fracturas es entonces

lograr un kfw requerido dentro de estos límites, con la concentración de agente de

sostén, la selección de agente de sostén y

La selección del fluido permitiendo una amplia gama de valores.

• Diseños Tip-TSO

Como se mencionó anteriormente, siempre y cuando una fractura es libre para

propagar, el ancho de la fractura hidráulica es relativamente insensible a los

parámetros de tratamiento controlables de la viscosidad del fluido y la velocidad de

la bomba. Si se requiere más de conductividad que se puede lograr a partir de un

diseño normal, la única manera efectiva para aumentar la anchura apoyada es

detener la propagación de la fractura, pero de seguir a la bomba. Esta técnica se

ha dado en llamar el fracturamiento TSO (Smith et al., 1984).

Para un tratamiento normal, el volumen de la almohadilla está diseñada para

agotar sólo como el bombeo se detiene. ¿Qué pasaría si el bombeo simplemente

continuado más allá de ese tiempo? Si la almohadilla se agota, suspensión luego

proppant cargada se encuentra en todas partes alrededor de la periferia de la

fractura. Si hay pérdida de líquidos, a continuación, esta suspensión se deshidrate

y dejar proppant lleno alrededor de la periferia. Incluso sin pérdida de fluido, el

agente de sostén puede tender un puente en el estrecho ancho de la fractura

alrededor de la periferia, en particular en lugares donde la anchura es

extremadamente estrecho como resultado de la fractura penetrar una capa límite.

En cualquier caso, cualquier propagación adicional está restringido y más de

bombeo provoca un aumento de la presión de la red y por lo tanto un aumento del

ancho de la fractura. Diseños TSO se discuten en detalle en el capítulo 10.

5-5,3. Transporte Proppant

Varios modos de asentamiento proppant pueden ocurrir al mismo tiempo agente

de sostén está siendo transportado en una fractura hidráulica

Donde vfall es la velocidad de sedimentación en ft / s, DPROP es el diámetro de

partícula promedio en agente de sostén en., es la viscosidad del fluido en cp, y

prop y fluid son la gravedad específica del agente de sostén y el fluido,

respectivamente . La velocidad de sedimentación, y por lo tanto la eficiencia con

que agente de sostén puede ser transportado en la fractura, está directamente

relacionado con la viscosidad del fluido. Esta suele ser la principal consideración

para la cantidad de la viscosidad que se requiere para un tratamiento de fractura.

Sin embargo, hay consideraciones adicionales para el cálculo de la solución de la

ley siguiente Stokes. A bajas concentraciones de apuntalante (por ejemplo, menos

de 1 o 2 PPG) partículas pueden aglomerarse, produ- ciendo un diámetro

aparente mayor que el diámetro de partícula real y la aceleración de la

sedimentación. Las concentraciones de partículas más altas actúan para aumentar

la viscosidad de la suspensión y retardar la sedimentación (también conocida

como sedimentación obstaculizada). La velocidad de la bomba es también un

importante parámetro para controlar el transporte de apuntalante sencilla de

sedimentación por la ley de Stokes.

Como se muestra en la Fig. 5-22, para un fluido newtoniano la distancia D una

partícula agente de sostén se transporta a una fractura, antes de que la partícula

puede caer desde la parte superior de

La fractura de la parte inferior, está relacionada con (qi3 / 4. Esta distancia es

independiente de la altura de la fractura y, más significativamente, muestra que

para una cierta distancia de transporte dado, menos viscosidad se puede utilizar

en las tasas de bombeo superiores. Esta relación puede ser importante para

aplicaciones de temperatura más altas, donde la viscosidad del fluido puede

degradar significativamente con el tiempo. En tasas más altas (y por lo tanto,

tiempos más cortos de la bomba), se requiere menos de la viscosidad para el

transporte de agente de sostén. Además, el fluido está expuesto a la elevada

temperatura de la formación de menos tiempo, por lo que el sistema de fluido

mantiene mejor la viscosidad. En general, teniendo en cuenta la viscosidad del

fluido se degrada por una fractura, incluyendo el efecto de la concentración de

apuntalante aumentar la viscosidad de la suspensión efectiva, y teniendo en

cuenta el carácter no newtoniano de la mayoría de los fluidos de fracturamiento, si

un fluido de fracturación retiene la viscosidad de 50 a 100-cp (a temperatura

depósito y a una velocidad de cizallamiento de 170 s-1) en el extremo de la

fractura tratamiento, proporcionará esencialmente el transporte de apuntalante

perfecta (Nolte, 1982).

El siguiente modo de sedimentación agente de sostén se denomina convección, y

probablemente fue primero incluido en el modelado de la fractura en el contexto de

un (3D) modelo planar completamente tridimensional por Clifton y Wang (1988).

Este tipo de sedimentación es controlada por diferencias de densidad (es decir, la

flotabilidad) entre dos fluidos. Por ejemplo,

una etapa de fluidos cargados de apuntalante con una concentración de 8 puntos

por partido tiene una densidad de la suspensión de 11.9 lbm / gal (sg = 1.44). Si

esta suspensión se coloca directamente junto a una etapa fluido limpio con una

densidad de 8,5 lbm / gal (sg = 1,02), la suspensión más pesado tenderá a

hundirse y antiempotramiento el fluido más ligero limpio, simplemente llevando el

agente de sostén hacia la parte inferior de la fractura. Sin embargo, un tratamiento

no suele seguir fluido almohadilla limpia con

Una suspensión de 8 puntos por partido pesado. Más bien, el tratamiento aumenta

la concentración de agente de sostén lentamente para dar cuenta de los efectos

de la pérdida de fluidos y mitigar los efectos de convección. Sólo cerca del final de

bombeo (cuando la necesidad de transporte disminuye), cuando las etapas

iniciales de apuntalante

Han sido sometidos a una deshidratación significativa, puede una diferencia

signifi- densidad icant comenzar a desarrollar. En general, el modelado numérico

riguroso de este fenómeno de convección muestra no es un factor importante

durante el bombeo (Smith et al., 1997). Si se utiliza la almohadilla excesivo, de tal

manera que existe una gran región sin apuntalar de la fractura después de, la

convección puede ocurrir de cierre durante la cerrar de entrada después de flujo,

con efectos adversos potencialmente significativos sobre la colocación proppant

final.

El tercer efecto sobre el transporte de apuntalante se denomina migración (véase

el capítulo 6). En resumen, un viscoelástico de fluido (que describe los sistemas

de fluidos de fracturación más) que fluye por un canal imparte una fuerza normal a

las partículas arrastradas en el fluido de modo que las partículas tienden a migrar

a y concentrarse en el centro de el canal. Para concentraciones medias bajas,

esto puede resultar en un núcleo central de suspensión de alta proppant-

concentración, con una región de fluido esencialmente limpia a cada lado. Este

núcleo más pesado de suspensión concentrada tiende a caer debido a su mayor

densidad, que lleva el agente de sostén arrastrado hacia la parte inferior de la

fractura a un ritmo más rápido que para una suspensión dispersada (Nolte,

1988b).

Por último, los cálculos para la solución de agente de sostén deben tener en

cuenta la realidad geológica. Exámenes detallados de las fracturas hidráulicas,

tanto en el pozo utilizando televisores cámaras Sion (Smith et al., 1982) o de

distancia de los pozos en las pruebas mineback (ver Warpinski, 1985) muestran

algo distinto de las paredes lisas de fractura asumidos para la solución de los

cálculos. Pequeños cambios y trotes de la fractura probablemente no tienen un

impacto significativo en el flujo de fluido o en el transporte de apuntalante lateral

en la fractura. Sin embargo, estas pequeñas irregularidades podrían signifi-

cativamente impacto de sedimentación. Los cálculos de los de sedimentación

apuntalante que ignoran estos efectos serán un escenario del peor caso.

5-5,4. Admisión Proppant

Admisión Proppant es fundamental para la fracturación hidráulica en dos formas:

la entrada a la fractura a través de las perforaciones y la entrada del agente de

sostén en la propia fractura. Estos efectos fueron reconocidos temprano, y se

utilizaron los modelos de ancho de la fractura original, principalmente para la

determinación de un volumen de la almohadilla que permitiría el ingreso mediante

la generación de un ancho de fractura mayor que 2.5dprop, donde DPROP es el

diámetro medio de las partículas de apuntalante.

Antes de estos modelos, los operadores se mostraron reacios a bombear

volúmenes significativos de la almohadilla, ya que se considera caro y

potencialmente perjudicial.

Los datos de laboratorio en la Fig. 5-23 (Gruesbeck y Collins, 1978) ilustran dos

ideas importantes:

• Se requiere un mínimo diámetro de perforación de apuntalante fluya a través de

las perforaciones.

• Diámetro mínimo perforación es una función de la concentración de la

suspensión.

A bajas concentraciones (por ejemplo, 1 ppg), el diámetro del agujero de

perforación debe ser sólo ligeramente mayor que la de las partículas de

apuntalante. Que aumenta el diámetro del agujero requeridos con la concentración

hasta que en unos 6 puntos por partido

Concentración de arena (líquido arena / gal lbm)

Esta misma tendencia se aplica para el flujo de lodo por una fractura fila estrecho.

Un puente proppant aproximada o los criterios de admisión de apuntalante se

pueden derivar calculando un radio hidráulico equivalente para una estrecha

ranura, rhyd = w / 2, donde w es la anchura media de la fractura. Para un agujero

de perforación redonda, el radio hidráulico es d / 4, donde d es el diámetro del

agujero de perforación. Igualando los dos valores de radio hidráulicos muestra que

2W es equivalente al diámetro de un agujero redondo.

El uso de este junto con dos líneas de ajuste de los datos de Gruesbeck y Collins

conduce a un criterio de admisión aproximados para una fractura hidráulica:

• Para una fracción de volumen sólido proppant fv menos de 0,17, la anchura

media debe ser mayor que (1 + 2fv /0.17) DPROP.

• Para fv mayor que 0,17, el ancho promedio debe ser mayor que 3dprop (es decir,

una anchura superior a tres diámetros de grano apuntalante).

Esta correlación aproximada también compara bien con otros datos

experimentales de suspensión-agente de sostén Laden fluido a través de una

ranura estrecha (van der Vlis et al., 1975), aunque la correlación puede ser

optimista para bajas concentraciones de apuntalante. El comportamiento por el

puente en una fractura es similar al puente en los agujeros de perforación. A bajas

concentraciones de apuntalante, la anchura media de la fractura debe ser sólo

ligeramente mayor que el promedio de diámetro de partícula. A medida que la

concentración de apuntalante aumenta hacia

6 a 8 puntos por partido, el promedio de los aumentos de ancho fractura

necesarios para 3dprop.

Esta anchura crítico es importante para la hidráulica proceso de fracturación. En

caso de agente de sostén introduce una parte de la fractura en donde no existe

suficiente anchura, el agente de sostén tenderá un puente y ya no fluya por la

fractura. Suspensión adicional que fluye en esta dirección causará apuntalante a

acumularse, deshidratar y bloquear la parte de la fractura. Si esto ocurre cerca del

pozo, posiblemente como resultado de alguna forma de restricción de ancho pozo

cercano (ver la discusión tortuosidad en la Sección 6.8), un arenamiento total

puede resultar con graves consecuencias para el éxito del tratamiento de las

fracturas.

5-5.5. Modelos de fractura

Es evidente que el desarrollo de un programa de la bomba del tratamiento final

debe considerar muchas opciones. Las funciones interactivas de las diferentes

variables principales (hf, E, CL, KIc-aparente, y qi) debe considerarse junto con

las distintas funciones de la viscosidad del fluido de presión de la red, el ancho, el

transporte pantalón materiales y personales y la pérdida de líquidos. Además, el

diseño debe considerar las distintas funciones de la plataforma de volumen

relativo a la pérdida de líquidos y la creación de ancho de la fractura. Simuladores

para fracturas, o modelos de colocación de la fractura, proporcionan los medios

para manejar esta complejidad y de estudiar la interacción de la multitud de

variables. Por esta razón, un horario final es generalmente desarrollado utilizando

un modelo de geometría de la fractura. Sin embargo, como se discutió en la

Sección 5 a 5,2, Sidebar 6L y Sección

10-4, en muchos casos un calendario de bomba aceptable puede ser desarrollado

más simple para un tratamiento sobre la base de la eficiencia de fluido esperado

(determinado a partir de un tratamiento de calibración). El uso de un modelo de

geometría de la fractura debidamente calibrado también permite la consideración

de múltiples escenarios para el diseño de la

Tratamiento óptimo para una aplicación específica. Este enfoque se discute

brevemente en la Sección 5 a 6,1.

5-6. Economía y consideraciones operacionales

La discusión anterior cubre la mayor parte de los aspectos de la técnica de

fracturación hidráulica (embalse de la ingeniería, mecánica de fluidos, mecánica

de rocas, etc.) y repasa las complejas interacciones que existen entre los

diferentes, a menudo compiten variables de diseño. Sin embargo, para complicar

aún más las cosas, el fracturamiento hidráulico y diseño del tratamiento

generalmente se rigen por o son al menos sensibles a-dos consideraciones

finales: economía y operaciones de campo.

5-6,1. Ciencias económicas

En el nivel más básico, la fracturación hidráulica es sobre tiempo y dinero: ". La

economía" Dada la continuidad geológica razonable, un solo pozo sería, con el

tiempo suficiente, drenar un depósito entero. Sin embargo, los costos de operación

de mantenimiento de un bien durante décadas se requieren para lograr esto

drenaje probablemente haría toda la operación poco atractiva desde un punto de

vista comercial. Alternativamente, un solo pozo con una gran fractura hidráulica

puede agotar el yacimiento mucho más rápido, por lo que la economía mucho más

atractiva a pesar del costo adicional del tratamiento. Llevar esto adelante, 2, 10 o

100 o más pozos podrían ser perforados y / o fracturados. Entre estos extremos es

el plan óptimo, que es el número.