"Procédé d'érosion par fracturation hydraulique"
En vue de stimuler, ou d'augmenter le débit d'un puits, dans une formation contenant un fluide quelconque,
il est nécessaire d'augmenter le rayon efficace du puits de fo-
et au-delà
rage au-dessus/de ce qui est réalisé pendant un processus de forage. Plusieurs procédés ont été utilisés pour augmenter le rayon du puits de forage . Les premières tentatives ont été réali- <EMI ID=1.1>
dans certaines formations pour éliminer une partie ce la formation et augmenter la perméabilité naturelle sur une courte distance à partir du puits de forage. D'une manière analogue, le brevet aux Etats-Unis d'Amérique 2.354.570 propose d'augmenter la perméabilité par l'action abrasive de particules tranchantes entraînées de manière énergique au travers des "passages:inter-
<EMI ID=2.1>
port de liquide d'écoulement. Cependant, l'abrasion visée de la perméabilité naturelle est considérée peu pratique parce que la perméabilité naturelle est commandée par des pores ou capillaires trop petits pour admettre la matière abrasive nécessaire. Bien que des explosifs et de l'acide fonctionnent assez bien dans des formations de perméabilité modérée, des formations de faible per-
<EMI ID=3.1>
cace du puits de forage que cela n'est faisable par ces techniques. En réponse à ces besoins, on a développé la fracturation hydraulique.
Dans une fracturation hydraulique courante, un fluide de fracturation,qui fuit dans la formation aussi peu que possible et transporte du sable, est injecté dans le puits de forage
à une vitesse suffisante pour provoquer des fissures dans le réservoir ou gisement. Le sable est injecté conjointement avec le fluide de sorte que, lorsque le puits est remis à produire, le sable main-
<EMI ID=4.1>
au travers duquel les fluides du réservoir peuvent repasser dans le puits de forage. Comme la perméabilité est maintenue par le sable, le sable doit être tassé de manière continue le long de la totalité des fractures. Pour réaliser de larges fractures, on utilise des fluides de fracturation de grande viscosité et pour réaliser un bourrage de sable, on introduit de manière continue des concentrations croissante? de dimensions croissantes de
sable avec une injection ininterrompue de fluide et de sable.
On obtient un canal d'écoulement qui est bourré de sable de manière continue sur sa longueur efficace.
Une fracturation courante utilise suffisamment de fluide et de sable pour réaliser des fractures de grande
capacité de passage modeste,
'longueur et de conductibilité ou mais pour différentes raisons, telles que discutées dans le brevet aux Etats-Unis d'Amérique
3.933.205 sur le procédé de fracturation interrcmpu, la longueur efficace des fritures courantes est probablement de l'ordre
de 3,048 m. Avec l'apparition du processus de fracturation interrompu, il est devenu possible de réaliser et de maintenir
des fractures beaucoup plus longues et beaucoup plus conductrices que celles qu'il est possible d'obtenir par des techniques de fracturation conventionelles dans certains types de réservoirs.
A l'origine, on pensait qu'il était souhaitable d'avoir dans le procédé de fracturât ion interrompu un fluide
de fracturation de grande viscosité : c'est peut-être un transfert d'idée correspondant aux procédés plus anciens de fracturation ininterrompus. Un développement plus récent du procédé
de fracturation interrompu s'est détourné de l'utilisation d'un fluide de fracturation de grande viscosité. On a découvert qu'
un fluide de faible viscosité moins coûteux, comprenant du sable fin pour contrôler la perte de fluide, suivi de préférence par
du sable grossier comme support supplémentaire, est très satisfaisant, dans de nombreux cas, pour être utilisé dans le processus de fracturation interrompu.
i Cependant, lorsqu'on a rencontré des réser-
t
<EMI ID=5.1>
i exemple de 10 millidarcy ou davantage, comprenant une gangue ainsi que des systèmes de fracture naturels , qui sont rela- <EMI ID=6.1>
le réseau souhaité de longues fracturer fortement conductrices avec le procédé de fracturation interrompu à liquide de faible
<EMI ID=7.1>
<EMI ID=8.1>
perméabilité et que dans des fornationsmolles les fractures étroites se fermaient. Un retour à des fluides de fracturation de grande viscosité, plus coûteux, semble non souhaitable ; de plus,
<EMI ID=9.1>
nir les fractures de formation molle semble avoir pour résultat des canaux de fracturation de faible conductibilité et donc une très petite stimulation.
On a découvert que, après la fracturation d'une formation molle par le processus de fracturation hydraulique interrompu utilisant un fluide de support de faible viscosité, la conductibilité de la fracture peut être fortement augmentée par une injection ultérieure de fluide dans lequel du sable grossier est introduit de manière périodique, ce qui fournit une succession de bouchons de fluide sableux de concentration en sable graduellement croissante ou de dimension de sable graduellement croissante ou des deux. On considère que le sable érode les parois des faces des fractures précédemment produites entre les éclats déplacés produite . par le processus de fracturation, interrompu .
<EMI ID=10.1>
initiale on peut utiliser un peu de sable fin pour contrôler la
<EMI ID=11.1> <EMI ID=12.1>
supports de base pour ces doutes.
Après que la conductibilité de fracture souhaitée a été obtenue, le dernier sable d'érosion et les dernières matières détritiques sont évacués du puits de forage.-à l'aide de fluide de balayagene contenant pas de sable, les fractures érodées étant en premier lieu supportées par les éclats et leur propre
forme érodée, ce qui laisse un maximum de perméabilité. Une quantité de sable grossier peut ensuite être injectée dans la formation Biais elle ne peut pas être beaucoup déplacée dans la formation ;
elle est abandonnée dans la proximité immédiate du puits de forage pour distribuer uniformément la transmission des tendions de formation au puits de forage tubé.
Le processus suivant la présente invention doit
<EMI ID=13.1>
<EMI ID=14.1>
développée jusqu'à un point dans le tubage où il est souhaitable de sectionner le tubage ; un outil est entraîné à l'extrémité de la
<EMI ID=15.1>
<EMI ID=16.1>
nulaire en surface. Dans le processus d'érosion suivant la.' présente
<EMI ID=17.1>
aux Etats-Unis d'Amérique 2.354.570 cité ci-dessus, peut provoquer l'instabilité de la perméabilité résultante. Donc on a envisagé de pouvoir "laisser les grandes particules de matière
<EMI ID=18.1>
passages ainsi que des faces du puits" . Au contraire, suivant
le présent procédé, la formation est fracturée par voie hydraulique, la fracturation étant interrompue pour réaliser des éclats qui sortent de leur position d'origine lorsque l'injection à la pression de fracturation est reprise, ce qui entraîne la formation de canaux étroits, et les canaux obtenus sont formés par érosion de manière à devenir auto-supportants, par exemple en dôme, entre les éclats.
A. Processus général.
Suivant une forme de réalisation de l'invention,
<EMI ID=19.1>
vitesse relativement élevée, d'un fluide de faible viscosité, de préférence de l'eau, qui peut être traité 'par des additifs courants. L'injection est interrompue, de préférence avec un reflux, pour réaliser l'effritement, tel que mentionné au brevet des EtatsUnis d'Amérique 3.933.205 précité, afin d'aider au support des parois de fracture. Un sable de petit diamètre,tel que du
<EMI ID=20.1>
<EMI ID=21.1>
<EMI ID=22.1>
pour contrôler la perte de fluide dans le système de fracture naturel ainsi que pour amorcer une certaine érosion. Lorsque le fluide est injecté, le sable fin est introduit en concentration croissante. Lorsque la concentration de-sable atteint environ
<EMI ID=23.1>
<EMI ID=24.1>
gressivement la largeur de la fracture ou des canaux situés entre les éclats, par érosion. Les canaux d'écoulement peuvent être pro-
<EMI ID=25.1>
fluide sableux, ensuite par changement de la dimension de sable
<EMI ID=26.1>
d'ouverture de tamis, par réduction de la concentration et poursuite de la séquence une fois de plus jusqu'à ce que le canal soit érodé à la largeur qui est nécessaire pour donner la conductibilité qui est souhaitée. Les agents d'espacement fluides, dont le volume peut être du même ordre de grandeur que celui des bouchons char-
<EMI ID=27.1>
durée, la vitesse et les interruptions d'injection, l'écoulement inversé, les matières et l'équipement ainsi que la structure peuvent être tels que dans le brevet aux Etats-Unis d'Amérique
3.933.205 précité.
B . Fracture et érosion simultanées.
Si on utilise suffisamment de fluide, ainsi qu'un changement de dimension de sable et de concentration en sable, les canaux d'écoulement seront augmentés en longueur au même moment que la longueur existante sera en train d'acquérir
la conductibilité qui est nécessaire. La conductibilité qui est nécessaire dans un canal d'écoulement pour stimuler un réservoir doit être la plus élevée à proximité- du puits de forage. Le processus
<EMI ID=28.1>
pénétrée par les canaux, la conductibilité augmente en se dépla- çant vers le puits de forage.
<EMI ID=29.1> <EMI ID=30.1>
cessus de fracturaticn interrompu puisse être utilisé avec une variété de fluides de fracturation, tels que décrits dans le
<EMI ID=31.1>
l'eau est utilisée presque exclusivement. Les facteurs qui peuvent appeler l'utilisation d'un fluide de faible viscosité sont :
<EMI ID=32.1>
<EMI ID=33.1>
pas besoin d'être portée sur une barge.
3. la sécurité ; les fluides de pétrole sont inflammables et sujets à des fuites.
4. les fluides à grande viscosité ont tendance à Vendre les fractures verticalement hors de la formation plutôt que latéralement dans la formation.
5. les parties mobiles de la formation autour du conduit du puits peuvent nécessiter un rinçage complet pour empêcher une élimination irrégulière autour du conduit au cours de la production, parce qu'une élimination irrégulière tend à rompre ce conduit. L'eau est meilleure pour rincer de la matière
<EMI ID=34.1>
Des additifs réduisant la friction de manière des agents
appropriée,/gélifiants ou d'autres additifs fluides peuvent être ajoutés, seuls ou en combinaison, au fluide de traitement. L'eau, par exemple l'eau de mer, peut être la base du fluide de fracturation.
Dans les buts de la présente invention, une faible viscosité peut être définie comme n'excédant pas 2,5
elle est
centipoises (2,5 cP) à la température du réservoir,/par exemple d'environ 1 centipoise (1,0 cP). Par comparaison, la viscosité <EMI ID=35.1>
<EMI ID=36.1>
D. Sable.
Lorsqu'on utilise un fluide de faible viscosité pour réaliser une fracture hydraulique, on utilise du sable fin
<EMI ID=37.1>
Par exemple, ce sable peut avoir une dimension de l'ordre de 0,102 mm à 0,152 mm de diamètre, par exemple du # 1 Oklahoma,
ou d'une ouverture de tamis de 0,088 mm à 0,210 mm. Dans la frac-
<EMI ID=38.1>
les éclats forcés par le processus de fracturation interrompue fournissent le soutènement nécessaire, bien qu'il soit à présent courant d'employer du sable grossier , comme agent de soutènement supplémentaire,pour fournir une assurance supplémentaire contre la fermeture de la fracture. Mais dans des formations molles, la formation peut se fermer et tendre à former un scellement autour
de chaque éclat, en fermant d'une manière effective la fracture. L'introduction de sable de dimension plus grande comme agent
de soutènement présente un problème parce que les fractures faites avec des fluides de fracturation de faible viscosité tendent
à être trop étroites pour recevoir du sable de grande dimension.
<EMI ID=39.1>
<EMI ID=40.1>
ou au sable de 0,149 mm d'ouverture de tamis. Le sable de 0,42 mm à 0,84 mm d'ouverture de tamis, ayant un diamètre moyen de
<EMI ID=41.1>
une fracture faite avec un fluide de fracturation de faible vis-
<EMI ID=42.1>
l'exemple 1, décrit ci-dessous.
Une séquence de concentrations démarre avec 0,120 gr/cm<3> (ou même moins, par exemple 0,060 gr/cm<3>) de fluide <EMI ID=43.1>
Une séquence de dimensions typique est une ouverture de tamis de 0,125 à 210 mm ou de 0,149 mm, ensuite de
<EMI ID=44.1>
<EMI ID=45.1>
<EMI ID=46.1>
de la séquence.
Bien que le sable soit la matière particulaire
<EMI ID=47.1>
quelles particules qui sont aussi dures, de préférence plus dures, que la matière à éroder, peuvent être utilisées. Par exemple du sable, présentant une dureté à l'échelle de Mohs de 7, est éminemment approprié pour l'érosion de dolomite présentant une dureté à l'échelle de Mohs de 5.
On peut en outre observer que, lorsqu'on utilise de faibles concentrations de sable, par exemple de 0,060 gr à 0,120 gr/cm , la largeur de fracture requise pour recevoir une faible concentration de ce genre est à peine plus grande que le diamètre des particules, mais pour des concentrations plus élevées, par exemple de 0,480 gr/cm , une largeur de canal d'environ 2,4 à 2,5 fois le diamètre de la particule est requise, parce qu'il se produit une interférence et un pontage entre particules lors de fortes concentrations de sable.
Au cours d'un accroissement graduel de la concentration et de la dimension suivant la présente invention, il est important qu'il y ait des agents d'espacement fluides. S'il y a trop d'érosion, il est nécessaire de chasser les débris d'érosion par lavage hors des canaux, en particulier avant l'introduction d'une concentration plus élevée de sable ou d'une dimension plus grande de sable.
E. Dômes.
<EMI ID=48.1>
été initialement réalisés par une pression de liquide supérieure à la pression de fracture, des canaux plus larges capables de recevoir le sable de grande dimension sont réalisés par érosion. Cependant, les larges canaux obtenus ne sont pas supportés par du sable
Au lieu de cela,
,,--'pour maintenir leur largeur./les canaux sont lavés et les faces
de canaux arquées restant entre les éclats retiennent leurs positions de la même manière que dans un arc ou dôme. Les surfaces en dôme sont en compression, au contraire des surfaces des fractures non érodées, qui sont sous tension.
En regard de cela, il faut noter que l'érosion se produit tout d'abord sur les surfaces les plus molles, c'està-dire les plus poreuses, et que ce sont les surfaces où le module de Young est le plus faible et la fracture hydraulique la plus large. Par conséquent les surfaces initialement les plus larges du canal sont rendues plus larges, en provoquant la formation de dômes ou d'arcs dans le canal érodé. Etant donné la formation d'arcs, les parois du canal érodé tendent à être sous compression plutôt que sous tension entre les éclats.
<EMI ID=49.1>
les faces de fracture, il ne se produit pas d'érosion et il subsiste des piédestals ou des ponts supportant les dômes ou arcs à leurs extrémités. La structure résultante est une alternance d'éclats et de dômes ou d'arcs.
F. Vitesse d'injection.
Les vitesses d'injection requises pour effectuer l'érosion nécessaire sont assez variables, mais un maximum pratique de 5,213 1 par minute par cm de perforations de conduit de puits peut être mentionné. Une vitesse de 3,901 1 par minute par cm de perforations ou une vitesse moindre est normale. Un minimum peut être de 1,303 1 par minute par cm de perforations. (Le nombre de perfo- <EMI ID=50.1>
viscosité à une vitesse plus grande qu'un fluide de grande viscosité pour une pression donnée quelconque. Une grande vitesse d'injection est considérée souhaitable pour effectuer la recher-
<EMI ID=51.1>
G. Perméabilité élevée, mobilité élevée et formations molles.
La présente invention accentue l'utilité du processus de fracturation interrompue en ce qui concerne les
<EMI ID=52.1>
plus grande conductibilité que cela ne pourrait être obtenu avec les larges fractures réalisées par un fluide de grande viscosité et soutenues par bourrage avec du sable grossier. L'utilisation
de fluide de faible viscosité conjointement avec l'introduction de sable à une concentration graduellement croissante et avec
une dimension graduellement croissante provoque l'érosion des parois de la fracture en matière typiquement plus molle des formations de grande perméabilité pour procurer les canaux de grande conductibilité, souhaités. Sous ce rapport, il faut signaler que
<EMI ID=53.1> <EMI ID=54.1>
La présente invention, qui utilise un fluide de fracturation et d'érosion à faible viscosité,est spécialement dans des puits qui présentent une matière solide fortement mobile dans la formation qui tend à obturer les fractures. Le fluide de faible viscosité chasse par lavage cette matière de grande mobilité en même temps que la matière de face de fracture érodée pour former les canaux.
H. Appareil.
La figure unique annexée représente un dispositif approprié pour la mise en oeuvre du procédé suivant la présente invention.
Un puits 11 comprend un tubage 13 présentant une colonne 15 suspendue coaxialement au tubage par une tête de puits 17. Au sommet du puits, la colonne est rendue étanche par rapport au tubage à l'aide d'une garniture 18. Du fluide peut s'écouler entre la formation de terre 19 et la colonne 15 par des perforations 21 dans le tubage. Une vanne maîtresse 23
<EMI ID=55.1>
au-dessus de la tête de puits.
Un conduit 27 de courte longueur relie la vanne maîtresse 23, par l'intermédiaire d'une vanne 29 et d'un conduit
<EMI ID=56.1>
<EMI ID=57.1>
préférence au-dessus du niveau du liquide du collecteur de façon que tout écoulement puisse être vu. Le conduit 27 est également
<EMI ID=58.1>
<EMI ID=59.1> depuis le puits vers le collecteur. Lorsque la vanne 29 est
<EMI ID=60.1>
ration par l'intermédiaire du conduit 45, à partir d'une pompe centrifugeuse 47 à faible pression, commandée par un moteur 49.
La pompe 47 est alimentée, par 1' intermédiaire du conduit 51, à partir du réservoir mélangeur 53. Le mélangeur 53 est pourvu d'une palette 55 montée de manière à pouvoir pivoter et commandée
<EMI ID=61.1>
le conduit 59, à l'aide d'une pompe centrifugeuse 61, cette dernière étant commandée par un moteur 63. Les moteurs 49, 63, les pompes 47, 61 et le mélangeur 53 sont montés sur le véhicule
65.
L'eau est amenée à la pompe 61 par l'intermédiaire du conduit 67 à partir du réservoir 69 monté sur un véhicule 71. L'eau est pompée dans le réservoir 69 par l'intermédiaire
<EMI ID=62.1>
à une vitesse suffisante pour maintenir l'eau dans le réservoir
69 et parfois l'entraîner à déborder.
Un autre véhicule 73 supporte un premier compartiment 75 pour du sable fin et un second compartiment 77 pour du
<EMI ID=63.1>
présenté) pour du sable plus grossier de dimension différente.
Ces compartiments contiennent aussi de l'air comprimé de façon que.le.sable s'écoule au dehors au travers des tuyaux flexibles
<EMI ID=64.1>
<EMI ID=65.1> L'appareil de contrôle est supporté sur un
<EMI ID=66.1>
depuis un rouleau 107 sur un rouleau 105 par une horloge 109. Une aiguille 111 enregistre sur le graphique la variation de pression de fluide dans le conduit 37, telle qu'indiquée par
le manomètre 113 relié à un dispositif de transmission électrique sensible à la pression 115. Un débitmètre 117 est électriquement relié à un dispositif de transmission électrique sensible au débit 119. Un intégrateur de durée et de vitesse 121 indique l'écoulement total.
De l'eau, avec ou sans sable fin, est pompée dans la colonne 15. Ensuite les pompes sont mises hors service, la vanne 29 est ouverte, et du liquide (de l'eau) reflue hors
<EMI ID=67.1>
fracturée par répétition de ces phases suivant le procédé du brevet aux Etats-Unis d'Amérique 3.933.205 précité, les canaux
de fractura sont élargis et étendus par injection de fluide supplémentaire dans lequel du sable grossier est introduit de manière périodique. Au cours du traitement, le sable de dimensions et concentrations variées est introduit dans l'eau dans le mélangeur suivant un programme souhaité.
I. Introduction aux exemples et tableaux.
Pour suivre viennent des exemples et des tableaux de traitements de puits.. .. ,
Les traitements décrits dans les exempte ciaprès peuvent être classés de la manière suivante <EMI ID=68.1>
l'invention étant donné des interruptions d'écoulement entre les augmentations de dimension et l'absence d'intervalle de balayage entre certains changements de concentration, et la difficulté avec le bourrage de sabla final autour du puits de forage.
K. Exemples :
Puits A.
Deux traitements sont effectués dans une forma-
<EMI ID=69.1>
<EMI ID=70.1>
le traitement à la partie inférieure de la formation, avant que la présente invention ne soit conçue, un traitement de fracturation interrompu régulier a été déclenché et on 4 injecté
<EMI ID=71.1>
On a ensuite tenté de poursuivre cela avec 0,480 gr de sable de
<EMI ID=72.1>
sable de 0,42 à 0,84 mm d'ouverture de tamis a atteint la face de la formation, il s'est formé un écran. Cela indique que la formation n'a pas une fracture suffisamment large pour accepter du sable de 0,42 à 0,84 mm d'ouverture de tamis à 0,480 gr par <EMI ID=73.1>
<EMI ID=74.1>
pliable et relativement plastique.
Un traitement ultérieur dans la partie supérieure de la même formation dans le même puits a été effectué à peu près suivant l'invention telle que décrite ci-dessus. La matière d' injection a finalementété mise en oeuvre jusqu'à 0,480 gr de
sable de 0,84 à 2,00 mm d'ouverture de tamis par cm sans signe d'entravement du sable. Une bonne stimulation a été obtenue comme résultat de ce traitement. Des calculs provenant des essais sur <EMI ID=75.1>
par rapport aux conditions non stimulés.;.
<EMI ID=76.1>
<EMI ID=77.1>
partie de la formation, où un écran s'est formé dans la partie inférieure du puits A, a reçu suivant 1 ' invention le même type
<EMI ID=78.1>
atteint une stimulation de 8 à 9 fois. Il n'y a pas eu d'ensablement et il n'y a pas eu d'autres problèmes d'une nature quelconque. Dans le même puits de limite, un autre traitement d'un typa semblable, suivant la présente invention, a également été effectué dans la section supérieure de la formation, 3 nou-
<EMI ID=79.1>
mation d'écran ou d'ensablement. En fait, la vitesse d'injection est tombée à 795 1 par minute dans un essai d'ensablement
(remplissage de la fracture à l'aide de sable) et à 795 1 p ar
<EMI ID=80.1>
de tamis par cm<3>, il ne s'est pas produit d'ensablement. Corme
la vitesse d'injection était assez lente, il y a eu une très petite chute de pression au niveau de la face de fracture ; le canal
- est resté ouvert par sa propre configuration (formation de voûte). Comme il ne s'est pas produit d'ensablement, on n'a pas supposé que le canal était conservé ouvert par un bourrage au sable.
En résumé, cela indique que les canaux sont des canaux d'érosion auto-supportants plutôt que des canaux qui sont maintenus ouverts par pression hydraulique et support de sable.
L. Quantité de sable.
La quantité de sable employée en pratique suivant la présente invention varie largement. Néanmoins un ordre
de grandeur peut être donné. Par exemple on peut utiliser 31.752 kg ou davantage de chaque dimension de sable. Un autre apercu <EMI ID=81.1>
l'étude des tableaux de fracture donnés ci-après.
M. Tableaux de fracture :
Dans les tableaux ci-après, le sable est ajouté uniquement aux moments où une inscription de dimension de sable est faite dans la colonne correspondant à "type et concen-
<EMI ID=82.1>
fluide", A signifie arrêt et R reflux.
Les quatre tableaux sont relatifs à des traitements décries dans les exemples ci-dessus.
En regardant les tableaux, i� faut avoir à l' esprit que, lorsque la vitesse d'injection s'élève,mène si la pression reste constante, cela indique qu'on a obtenu une moindre
<EMI ID=83.1>
tuée par érosion plutôt que par pression. Une telle résistance amoindrie est due à l'augmentation de largeur du canal et son caractère moins tortueux.
Traitement 1 - Puits A
<EMI ID=84.1>
<EMI ID=85.1>
Traitement 2 - Puits A
<EMI ID=86.1>
<EMI ID=87.1>
x Commentaires : l'érosion se produit à une pression inférieure et une vitesse supérieure.
Notes : il y a arrêt et reflux aux stades 26 et 28 pour réaliser
destinés à
<EMI ID=88.1>
dant que le sable dans la soute est changé de 0,42/0,84 mm d'ou-
<EMI ID=89.1>
un dispositif d'alimentation à trois soutes pour le mélangeur,
<EMI ID=90.1>
<EMI ID=91.1>
de tamis, sans avoir besoin de provoquer un arrêt pour changer la dimension de sable dans la soute. Ou si on utilise uniquement
<EMI ID=92.1>
<EMI ID=93.1>
<EMI ID=94.1>
Même zone que traitement 1 - puits A
<EMI ID=95.1>
<EMI ID=96.1>
Essai de placement de 0,84/2,00 mm à proximité du
puits de forage
<EMI ID=97.1>
Note Il y a A et R aux stades 29 et 31 pour la même
raison qu'aux stades 26 et 28 du traitement 2.
Traitement 4 puits B.
Les données complètes pour ce traitement ne
sont pas à notre disposition. Le programme de pompage et les
sont identiques
concentrations et distribution de sable/au traitement 3 à l'excep-
<EMI ID=98.1>
"Erosion process by hydraulic fracturing"
In order to stimulate, or increase the flow rate of a well, in a formation containing any fluid,
it is necessary to increase the effective radius of the fo-
and beyond
rage over / what is achieved during a drilling process. Several methods have been used to increase the radius of the wellbore. The first attempts have been made- <EMI ID = 1.1>
in some formations to remove some of this formation and increase the natural permeability a short distance from the wellbore. Similarly, US Pat. No. 2,354,570 proposes to increase the permeability by the abrasive action of sharp particles driven energetically through the "passages: inter-
<EMI ID = 2.1>
discharge liquid port. However, the targeted abrasion of natural permeability is considered impractical because natural permeability is controlled by pores or capillaries too small to accommodate the necessary abrasive material. Although explosives and acid work fairly well in formations of moderate permeability, formations of low permeability.
<EMI ID = 3.1>
cient of the wellbore than is feasible by these techniques. In response to these needs, hydraulic fracturing was developed.
In a common hydraulic fracturing, a fracturing fluid, which leaks into the formation as little as possible and carries sand, is injected into the wellbore.
at a rate sufficient to cause cracks in the reservoir or deposit. The sand is injected together with the fluid so that when the well is put back into production, the sand will keep
<EMI ID = 4.1>
through which the reservoir fluids can return to the wellbore. As the permeability is maintained by the sand, the sand must be packed continuously along all of the fractures. To achieve large fractures, high viscosity fracturing fluids are used and to achieve sand packing, increasing concentrations are introduced continuously. of increasing dimensions
sand with an uninterrupted injection of fluid and sand.
A flow channel is obtained which is filled with sand continuously along its effective length.
Common fracturing uses enough fluid and sand to achieve large fractures.
modest passage capacity,
'length and conductivity or but for various reasons, as discussed in the US patent
3.933.205 on the interrupting fracturing process, the effective length of common frying is probably of the order
of 3.048 m. With the onset of the interrupted fracturing process, it became possible to achieve and maintain
fractures much longer and much more conductive than those which can be obtained by conventional fracturing techniques in certain types of reservoirs.
Originally, it was believed desirable to have in the interrupted fracturing process a fluid
of high viscosity fracturing: it is perhaps a transfer of idea corresponding to the older processes of uninterrupted fracturing. A more recent development of the process
interrupted fracturing system has shifted away from the use of high viscosity fracturing fluid. We discovered that
a less expensive low viscosity fluid, comprising fine sand to control fluid loss, preferably followed by
coarse sand as an additional support is very satisfactory in many cases for use in the interrupted fracturing process.
i However, when we encountered reservations
t
<EMI ID = 5.1>
i example of 10 millidarcy or more, comprising gangue as well as natural fracture systems, which are rela- <EMI ID = 6.1>
the desired network of long, highly conductive fractures with the interrupted low-liquid fracturing process
<EMI ID = 7.1>
<EMI ID = 8.1>
permeability and that in soft fornations the narrow fractures closed. A return to high viscosity, more expensive fracturing fluids seems undesirable; Furthermore,
<EMI ID = 9.1>
Nullifying the soft-formed fractures appears to result in low conductivity fracture channels and therefore very little stimulation.
It has been found that after fracturing a soft formation by the interrupted hydraulic fracturing process using a low viscosity carrier fluid, the conductivity of the fracture can be greatly increased by subsequent injection of fluid in which coarse sand is. introduced periodically, which provides a succession of plugs of sandy fluid of gradually increasing sand concentration or of gradually increasing sand size or both. The sand is considered to erode the walls of the faces of previously produced fractures between the displaced fragments produced. by the fracturing process, interrupted.
<EMI ID = 10.1>
initial we can use a little fine sand to control the
<EMI ID = 11.1> <EMI ID = 12.1>
basic supports for these doubts.
After the desired fracture conductivity has been achieved, the last eroding sand and the last detrital material is discharged from the wellbore. - using sweeping fluid not containing sand, the eroded fractures being in the first place. supported by shards and their own
eroded shape, leaving maximum permeability. A quantity of coarse sand can then be injected into the Bias formation but it cannot be moved much in the formation;
it is abandoned in the immediate vicinity of the wellbore to evenly distribute the transmission of formation tendencies to the cased wellbore.
The process according to the present invention should
<EMI ID = 13.1>
<EMI ID = 14.1>
developed to a point in the casing where it is desirable to sever the casing; a tool is driven at the end of the
<EMI ID = 15.1>
<EMI ID = 16.1>
nular on the surface. In the erosion process following the. ' present
<EMI ID = 17.1>
in USA 2,354,570 cited above, can cause the resulting permeability instability. So we considered being able to "let the large particles of matter
<EMI ID = 18.1>
passages as well as faces of the well ". On the contrary, following
in the present process, the formation is hydraulically fractured, the fracturing being interrupted to produce splinters which move out of their original position when the fracturing pressure injection is resumed, resulting in the formation of narrow channels, and the channels obtained are formed by erosion so as to become self-supporting, for example in a dome, between the fragments.
A. General process.
According to one embodiment of the invention,
<EMI ID = 19.1>
relatively high velocity of a low viscosity fluid, preferably water, which can be treated with common additives. The injection is interrupted, preferably with reflux, to effect crumbling, as mentioned in the aforementioned US Pat. No. 3,933,205, in order to aid in the support of the fracture walls. Small diameter sand, such as
<EMI ID = 20.1>
<EMI ID = 21.1>
<EMI ID = 22.1>
to control the loss of fluid in the natural fracture system as well as to initiate some erosion. When the fluid is injected, the fine sand is introduced in increasing concentration. When the concentration of sand reaches approximately
<EMI ID = 23.1>
<EMI ID = 24.1>
gradually the width of the fracture or the channels located between the flakes, by erosion. The flow channels can be pro-
<EMI ID = 25.1>
sandy fluid, then by changing the sand dimension
<EMI ID = 26.1>
opening the screen, reducing the concentration and continuing the sequence once more until the channel is eroded to the width that is necessary to give the conductivity that is desired. Fluid spacers, the volume of which may be of the same order of magnitude as that of the solid plugs
<EMI ID = 27.1>
injection duration, speed and interruptions, reverse flow, materials and equipment as well as structure may be as in the United States patent
3,933,205 cited above.
B. Simultaneous fracture and erosion.
If sufficient fluid is used, along with a change in sand size and sand concentration, the flow channels will be increased in length at the same time as the existing length is acquiring.
the conductivity that is necessary. The conductivity which is required in a flow channel to stimulate a reservoir should be greatest near the wellbore. The process
<EMI ID = 28.1>
penetrated by the channels, the conductivity increases as it moves towards the wellbore.
<EMI ID = 29.1> <EMI ID = 30.1>
This interrupted fracturing device can be used with a variety of fracturing fluids, as described in
<EMI ID = 31.1>
water is used almost exclusively. The factors that may call for the use of a low viscosity fluid are:
<EMI ID = 32.1>
<EMI ID = 33.1>
no need to be carried on a barge.
3. security; petroleum fluids are flammable and prone to leakage.
4. High viscosity fluids tend to sell fractures vertically out of the formation rather than laterally in the formation.
5. The moving parts of the formation around the well conduit may require thorough rinsing to prevent uneven removal around the conduit during production, because irregular removal tends to rupture that conduit. Water is better for rinsing material
<EMI ID = 34.1>
Additives reducing friction as agents
Suitable gelling agents or other fluid additives may be added, alone or in combination, to the processing fluid. Water, for example seawater, can be the basis of the fracturing fluid.
For the purposes of the present invention, low viscosity can be defined as not exceeding 2.5
she is
centipoise (2.5 cP) at tank temperature, / eg about 1 centipoise (1.0 cP). By comparison, the viscosity <EMI ID = 35.1>
<EMI ID = 36.1>
D. Sand.
When using a low viscosity fluid to achieve a hydraulic fracture, fine sand is used.
<EMI ID = 37.1>
For example, this sand can have a dimension of the order of 0.102 mm to 0.152 mm in diameter, for example from # 1 Oklahoma,
or a screen opening of 0.088 mm to 0.210 mm. In the frac-
<EMI ID = 38.1>
shards forced by the interrupted fracturing process provide the necessary support, although it is now common to use coarse sand, as an additional proppant, to provide additional insurance against fracture closure. But in soft formations, the formation may close and tend to form a seal around
of each chip, effectively closing the fracture. The introduction of larger dimension sand as an agent
support presents a problem because fractures made with low viscosity fracturing fluids tend
to be too narrow to accommodate large sand.
<EMI ID = 39.1>
<EMI ID = 40.1>
or sand with a sieve opening 0.149 mm. Sand from 0.42mm to 0.84mm sieve opening, having an average diameter of
<EMI ID = 41.1>
a fracture made with a low-screw fracturing fluid
<EMI ID = 42.1>
Example 1, described below.
A concentration sequence starts with 0.120 gr / cm <3> (or even less, for example 0.060 gr / cm <3>) of fluid <EMI ID = 43.1>
A typical size sequence is a screen opening of 0.125 to 210mm or 0.149mm, then to
<EMI ID = 44.1>
<EMI ID = 45.1>
<EMI ID = 46.1>
of the sequence.
Although sand is the particulate matter
<EMI ID = 47.1>
which particles which are as hard, preferably harder, than the material to be eroded, can be used. For example sand, exhibiting a Mohs scale hardness of 7, is eminently suitable for erosion of dolomite exhibiting a Mohs scale hardness of 5.
It can be further observed that when low concentrations of sand are used, for example from 0.060 gr to 0.120 gr / cm, the fracture width required to receive a low concentration of this kind is hardly greater than the diameter of the sand. particles, but for higher concentrations, for example 0.480 gr / cm, a channel width of about 2.4-2.5 times the particle diameter is required, because there is interference and bridging between particles during high concentrations of sand.
During a gradual increase in concentration and size according to the present invention, it is important that there are free flowing spacers. If there is too much erosion, it is necessary to flush the erosion debris out of the channels, especially before the introduction of a higher concentration of sand or a larger dimension of sand.
E. Domes.
<EMI ID = 48.1>
Initially produced by a liquid pressure greater than the fracture pressure, wider channels capable of receiving large-dimension sand are produced by erosion. However, the large channels obtained are not supported by sand
Instead of that,
,, - 'to maintain their width./the channels are washed and the faces
of arched channels remaining between the splinters retain their positions in the same way as in an arch or dome. Dome surfaces are in compression, unlike surfaces of uneroded fractures, which are under tension.
In light of this, it should be noted that erosion occurs first on the softer surfaces, that is to say the most porous, and that these are the surfaces where the Young's modulus is the lowest and the largest hydraulic fracture. Therefore the initially larger surfaces of the channel are made larger, causing the formation of domes or arcs in the eroded channel. Due to the formation of arcs, the walls of the eroded channel tend to be under compression rather than under tension between the splinters.
<EMI ID = 49.1>
the fracture faces, no erosion occurs and there are pedestals or bridges supporting the domes or arches at their ends. The resulting structure is an alternation of shards and domes or arches.
F. Speed of injection.
The injection rates required to effect the necessary erosion are quite variable, but a practical maximum of 5.213 L per minute per cm of well conduit perforations can be mentioned. A speed of 3.901 1 per minute per cm of perforation or slower is normal. A minimum may be 1.303 1 per minute per cm of perforation. (The number of perfo- <EMI ID = 50.1>
viscosity at a rate greater than a fluid of high viscosity for any given pressure. A high injection speed is considered desirable for carrying out research.
<EMI ID = 51.1>
G. High permeability, high mobility and soft formations.
The present invention emphasizes the utility of the interrupted fracturing process with respect to
<EMI ID = 52.1>
greater conductivity than could be obtained with the large fractures made by a fluid of high viscosity and supported by tamping with coarse sand. Use
of low viscosity fluid together with the introduction of sand at a gradually increasing concentration and with
a gradually increasing dimension causes erosion of the fracture walls of the typically softer material of the high permeability formations to provide the desired high conductivity channels. In this regard, it should be noted that
<EMI ID = 53.1> <EMI ID = 54.1>
The present invention, which uses a low viscosity fracturing and erosion fluid, is especially in wells which have a highly mobile solid material in the formation which tends to seal the fractures. The low viscosity fluid washes this high mobility material along with the eroded fracture face material to form the channels.
H. Device.
The single appended figure represents a device suitable for implementing the method according to the present invention.
A well 11 comprises a casing 13 having a column 15 suspended coaxially with the casing by a wellhead 17. At the top of the well, the column is sealed with respect to the casing by means of a gasket 18. Fluid can s. 'flow between the soil formation 19 and the column 15 through perforations 21 in the casing. A master valve 23
<EMI ID = 55.1>
above the wellhead.
A conduit 27 of short length connects the master valve 23, via a valve 29 and a conduit
<EMI ID = 56.1>
<EMI ID = 57.1>
preferably above the liquid level of the manifold so that any flow can be seen. Conduit 27 is also
<EMI ID = 58.1>
<EMI ID = 59.1> from the well to the collector. When valve 29 is
<EMI ID = 60.1>
ration through the conduit 45, from a centrifugal pump 47 at low pressure, controlled by a motor 49.
The pump 47 is supplied, via the conduit 51, from the mixing tank 53. The mixer 53 is provided with a vane 55 mounted so as to be able to pivot and control.
<EMI ID = 61.1>
the conduit 59, using a centrifugal pump 61, the latter being controlled by a motor 63. The motors 49, 63, the pumps 47, 61 and the mixer 53 are mounted on the vehicle
65.
Water is supplied to pump 61 via conduit 67 from tank 69 mounted on a vehicle 71. Water is pumped into tank 69 via
<EMI ID = 62.1>
at a speed sufficient to keep the water in the tank
69 and sometimes cause it to overflow.
Another vehicle 73 supports a first compartment 75 for fine sand and a second compartment 77 for sand.
<EMI ID = 63.1>
shown) for coarser sand of different dimensions.
These compartments also contain compressed air so that the sand flows out through the flexible pipes.
<EMI ID = 64.1>
<EMI ID = 65.1> The testing device is supported on a
<EMI ID = 66.1>
from a roller 107 to a roller 105 by a clock 109. A needle 111 registers on the graph the change in fluid pressure in the conduit 37, as indicated by
the pressure gauge 113 connected to a pressure sensitive electrical transmission device 115. A flow meter 117 is electrically connected to a flow sensitive electrical transmission device 119. A duration and speed integrator 121 indicates the total flow.
Water, with or without fine sand, is pumped into column 15. Then the pumps are taken out of service, valve 29 is opened, and liquid (water) flows back out.
<EMI ID = 67.1>
fractured by repetition of these phases according to the process of the aforementioned patent in the United States of America 3,933,205, the canals
of fractura are widened and extended by injection of additional fluid in which coarse sand is periodically introduced. During the treatment, the sand of various sizes and concentrations is introduced into the water in the mixer according to a desired program.
I. Introduction to examples and tables.
To follow come examples and tables of well treatments .. ..,
The treatments described in the examples below can be classified as follows <EMI ID = 68.1>
the invention given the flow interruptions between the size increases and the lack of a sweep interval between certain concentration changes, and the difficulty with the final sandblasting around the wellbore.
K. Examples:
Well A.
Two treatments are carried out in a
<EMI ID = 69.1>
<EMI ID = 70.1>
the treatment at the lower part of the formation, before the present invention was conceived, a regular interrupted fracturing treatment was started and 4 injected
<EMI ID = 71.1>
We then tried to continue this with 0.480 gr of sand
<EMI ID = 72.1>
sand 0.42-0.84 mm sieve opening reached the face of the formation, a screen formed. This indicates that the formation does not have a fracture large enough to accept sand with 0.42 to 0.84 mm sieve opening at 0.480 gr per <EMI ID = 73.1>
<EMI ID = 74.1>
foldable and relatively plastic.
Subsequent processing in the upper part of the same formation in the same well was performed substantially according to the invention as described above. The injection material was finally used up to 0.480 g of.
sand 0.84 to 2.00 mm sieve opening per cm with no sign of sand interference. Good stimulation was obtained as a result of this treatment. Calculations from testing on <EMI ID = 75.1>
compared to unstimulated conditions.;.
<EMI ID = 76.1>
<EMI ID = 77.1>
part of the formation, where a screen was formed in the lower part of well A, received according to the invention the same type
<EMI ID = 78.1>
achieves 8-9-fold stimulation. There was no silting up and there were no other problems of any kind. In the same boundary well, another treatment of a similar type, according to the present invention, was also carried out in the upper section of the formation, 3 again.
<EMI ID = 79.1>
screen or siltation. In fact, the injection speed fell to 795 1 per minute in a silting test.
(filling the fracture with sand) and at 795 1 p ar
<EMI ID = 80.1>
sieve per cm <3>, no silting occurred. Corme
the injection rate was quite slow, there was a very small pressure drop at the fracture face; the canal
- remained open by its own configuration (arch formation). As no silting occurred, it was not assumed that the canal was kept open by a sand jam.
In summary, this indicates that the channels are self-supporting erosion channels rather than channels that are kept open by hydraulic pressure and sand support.
L. Amount of sand.
The amount of sand employed in practice according to the present invention varies widely. Nevertheless an order
of greatness can be given. For example, 31,752 kg or more of each dimension of sand can be used. Another preview <EMI ID = 81.1>
study of the fracture tables given below.
M. Fracture Tables:
In the tables below, sand is added only at the times when a sand dimension entry is made in the column corresponding to "type and concentration.
<EMI ID = 82.1>
fluid ", A means stop and R reflux.
The four tables relate to the treatments described in the examples above.
Looking at the tables, i � It should be borne in mind that when the injection speed rises, if the pressure remains constant, this indicates that a lower
<EMI ID = 83.1>
killed by erosion rather than pressure. Such reduced resistance is due to the increase in the width of the channel and its less tortuous character.
Treatment 1 - Well A
<EMI ID = 84.1>
<EMI ID = 85.1>
Treatment 2 - Well A
<EMI ID = 86.1>
<EMI ID = 87.1>
x Comments: Erosion occurs at lower pressure and higher velocity.
Notes: there is stop and ebb at stages 26 and 28 to achieve
destined for
<EMI ID = 88.1>
As soon as the sand in the hold is changed 0.42 / 0.84 mm or-
<EMI ID = 89.1>
a feeding device with three bunkers for the mixer,
<EMI ID = 90.1>
<EMI ID = 91.1>
sieve, without having to cause a stop to change the size of sand in the hold. Or if we only use
<EMI ID = 92.1>
<EMI ID = 93.1>
<EMI ID = 94.1>
Same zone as treatment 1 - well A
<EMI ID = 95.1>
<EMI ID = 96.1>
0.84 / 2.00mm placement test near the
borehole
<EMI ID = 97.1>
Note There are A and R at stages 29 and 31 for the same
reason that in stages 26 and 28 of treatment 2.
4-well treatment B.
Complete data for this processing does not
are not available to us. The pumping program and the
are the same
concentrations and distribution of sand / treatment 3 except
<EMI ID = 98.1>