Facturation hydraulique : types, calcul et procédé technologique

2024 Auteur: Howard Calhoun | [email protected]. Dernière modifié: 2024-01-02 13:54

La fracturation hydraulique (HF) est l'une des mesures géologiques et techniques les plus efficaces, dont le but est d'intensifier le flux de fluide de formation vers les puits de production. L'utilisation de cette technologie permet non seulement d'augmenter la récupération des réserves dans le rayon de drainage du puits, mais également d'étendre cette zone, augmentant ainsi la récupération ultime de pétrole du réservoir. Compte tenu de ce facteur, la conception du développement du champ peut être réalisée avec la disposition d'un modèle de puits plus clairsemé.

Brève description

L'essence de la fracturation hydraulique est décrite par le processus suivant:

• le réservoir est soumis à une pression excessive (la consommation de fluide de procédé est bien supérieure à ce qu'il peut être absorbé par les roches);
• la pression au fond du trou augmente jusqu'à dépasser les contraintes internes dans le collecteur;
• les roches sont arrachées dans le plan de moindre résistance mécanique (le plus souvent dans une direction oblique ou verticale);
• encoreles fissures formées et anciennes augmentent, leur connexion avec le système naturel des pores apparaît;
• une zone de perméabilité accrue à proximité du puits augmente;
• des agents de soutènement granulaires spéciaux (agents de soutènement) sont pompés dans les fractures élargies pour les fixer à l'état ouvert une fois la pression sur la formation supprimée;
• la résistance au mouvement du fluide de formation devient presque nulle, en conséquence, le débit du puits augmente plusieurs fois.

La longueur des fractures dans les roches peut atteindre plusieurs centaines de mètres et le fond du puits devient relié à des zones éloignées du réservoir. L'un des facteurs les plus importants dans l'efficacité de ce traitement est la fixation de la fissure, qui permet de créer un canal de filtration. Cependant, la productivité du puits ne peut pas augmenter indéfiniment à mesure que la taille de la fracture augmente. Il existe une longueur maximale au-dessus de laquelle le débit ne devient pas plus intensif.

Champ d'application

Cette technologie est utilisée aussi bien pour la production (récupération assistée du pétrole) que pour l'injection (augmentation de l'injectivité), puits horizontaux et verticaux. On distingue les domaines d'application suivants de la fracturation hydraulique:

• intensification de la cadence de production des puits avec une zone de fond contaminée dans des réservoirs de perméabilité différente;
• développement de gisements hétérogènes;
• amélioration de la connexion hydrodynamique du puits avec le système de fracture naturelle du réservoir;
• expansion de la zone d'entrée de fluide du réservoir;
• développement de réservoirs à faible perméabilité etpuits à faible marge;
• modification des débits d'infiltration dans les puits d'injection;
• restauration des paramètres de puits qui ne sont pas affectés par d'autres méthodes.

Les limites de la technologie de fracturation hydraulique sont les zones de gazole, qui se caractérisent par les caractéristiques suivantes:

• coning rapide (attirant l'eau de formation au fond du puits);
• percées soudaines d'eau ou de gaz dans le puits de forage;
• réservoirs épuisés avec de faibles réserves, lentilles saturées de pétrole de petit volume (en raison de la non-rentabilité économique).

Le plus souvent, la fracturation hydraulique est utilisée comme méthode de stimulation pour les réservoirs à perméabilité moyenne et élevée. Pour eux, le principal facteur d'augmentation de l'afflux de fluide de réservoir est la longueur de la fracture formée et, dans les gisements à faible perméabilité rocheuse, sa largeur.

Fracture hydraulique: avantages et inconvénients

Les avantages de la fracturation hydraulique sont:

• applicable aux zones à structure géologique diverse;
• impact à la fois sur l'ensemble du réservoir et sur sa section;
• réduction effective de la résistance hydraulique dans la zone de fond;
• communion des zones adjacentes mal drainées;
• fluide de travail bon marché (eau);
• rentabilité élevée.

Les inconvénients incluent:

• le besoin de grandes quantités d'eau, de sable, de produits chimiques supplémentaires;
• processus incontrôlé de création d'une fissure dans la roche, imprévisibilité du mécanismecraquer;
• lorsque des puits à débits élevés sont mis en service après une fracturation hydraulique, le soutènement peut être effectué sur les fractures, ce qui entraîne une diminution de leur degré d'ouverture et une diminution du débit dans les premiers mois après le démarrage d'opération;
• risque de jaillissement incontrôlé et de pollution de l'environnement.

Variations de processus

Les méthodes de fracturation diffèrent par le type de formation de fracture, le volume de fluide et d'agents de soutènement injectés et d'autres caractéristiques. Les principaux types de fracturation hydraulique sont les suivants:

• Selon la zone d'impact sur la formation: locale (longueur de fracture jusqu'à 20 m) - la plus répandue; pénétration profonde (longueur de fracture 80-120 m); massé (1000 m et plus).
• Par couverture de couture: unique (impact sur toutes les coutures et intercalaires); multiple (pour les puits qui ont ouvert 2 couches ou plus); intervalle (pour un réservoir spécifique).
• Méthodes spéciales: fracturation acide; Technologie TSO - formation de fractures courtes pour empêcher leur propagation au contact eau-huile et réduire le volume d'injection d'agent de soutènement (cette méthode montre une grande efficacité dans les réservoirs sableux); impulsion (création de plusieurs fractures radialement divergentes dans les roches à moyenne et haute perméabilité pour réduire l'effet de peau - la détérioration de la perméabilité des pores due à leur contamination par des particules contenues dans le fluide de formation filtrant.

Multipleécart

La fracturation hydraulique multiple est réalisée par plusieurs méthodes:

1. Tout d'abord, une fissure est créée à l'aide d'une technologie conventionnelle. Ensuite, il est bouché temporairement par l'injection de substances (granulés de naphtalène, billes de plastique, etc.) qui obturent les perforations. Après cela, la fracturation hydraulique est effectuée ailleurs.
2. La séparation des zones est réalisée à l'aide de packers ou de vannes hydrauliques. Pour chacun des intervalles, une fracturation hydraulique est réalisée selon le schéma traditionnel.
3. Fracture hydraulique phasée avec isolation de chaque zone sous-jacente par un bouchon de sable.

Dans les sections d'argile, le plus efficace est la création de fractures verticales, car elles relient les couches intermédiaires productives de pétrole et de gaz. Ces fractures sont produites par l'action de fluides non filtrables ou par une augmentation rapide du débit d'injection.

Préparation pour la fracturation hydraulique

La technologie des réservoirs hydrauliques se compose de plusieurs étapes. Le travail préparatoire est le suivant:

1. Étude du puits pour l'afflux de fluide de formation, la capacité d'absorber le fluide de travail et de déterminer la pression requise pour la fracturation hydraulique.
2. Nettoyage du fond du trou de la croûte de sable ou d'argile (lavage à l'eau sous pression, traitement à l'acide chlorhydrique, perforation par hydro-sablage et autres méthodes).
3. Vérifier le puits avec un gabarit spécial.
4. Descente dans les tuyaux du puits de forage pour fournir le fluide de travail.
5. Installation d'une garniture sous pression et d'ancrages hydrauliques pour protéger le tubage.
6. Installation de la tête de puitséquipement (collecteur, lubrificateur et autres dispositifs) pour connecter les unités de pompage aux conduites d'injection et sceller le puits.

Le schéma principal de la tuyauterie de l'équipement de procédé pendant la fracturation hydraulique est illustré dans la figure ci-dessous.

Séquence de fracturation

La technique et la technologie de la fracturation hydraulique consistent en les procédures suivantes:

1. Les tuyaux d'injection sont alimentés en fluide de travail (le plus souvent de l'huile pour un puits de production ou de l'eau pour un puits d'injection).
2. Augmenter la pression du fluide de fracturation jusqu'à la valeur de conception maximale.
3. Vérifier l'étanchéité du packer (il ne doit pas y avoir de débordement de liquide de l'anneau).
4. Proppant est ajouté au fluide de travail après la fracturation hydraulique. Ceci est jugé par une forte augmentation de l'injectivité du puits (chute de pression dans les pompes).
5. Les isotopes radioactifs sont inclus dans le dernier lot d'agent de soutènement pour une vérification ultérieure de la zone de perte à l'aide de la diagraphie nucléaire.
6. Fournit le fluide de compression à la plus haute pression pour un étayage fiable des fissures.
7. Retirer le fluide de fracturation du fond pour assurer l'afflux de fluide de formation dans le puits de forage.
8. Démonter l'équipement de traitement.
9. Le puits est en cours de mise en service.

Si le puits est relativement peu profond, le fluide de travail est autorisé à être fourni par des tuyaux de tubage. Il est également possible de réaliser une fracturation hydraulique sanspacker - à travers les tubes et l'espace annulaire. Cela réduit les pertes hydrauliques pour les fluides très visqueux.

Machines et mécanismes de fracturation hydraulique

L'équipement de fracturation hydraulique comprend les types d'équipement suivants:

• Machines et appareils au sol: unités de pompage (ANA-105, 2AN-500, 3AN-500, 4AN-700 et autres); usines de mélange de sable sur châssis de voiture (ZPA, 4PA, USP-50, Kerui, Lantong et autres); camions-citernes pour le transport de liquides (ATsN-8S et 14S, ATK-8, Sanji, Xishi et autres); tuyauterie de tête de puits (collecteur, tête de puits, vannes d'arrêt, collecteurs de distribution et de pression avec clapets anti-retour, manomètres et autres équipements).
• Équipements auxiliaires: agrégats pour les opérations de déclenchement; treuils; stations de surveillance et de contrôle; camions-citernes et autres équipements.
• Equipements souterrains: packers pour isoler la formation dans laquelle une fracturation hydraulique est prévue d'une autre partie de la chaîne de production; ancres pour empêcher le soulèvement des équipements souterrains en raison de la haute pression; tube.

Le type d'équipement et le nombre d'équipements sont déterminés en fonction des paramètres de conception de la fracturation hydraulique.

Caractéristiques de conception

Les formules de base suivantes sont utilisées pour calculer la fracturation hydraulique:

1. BHP (MPa) pour la fracturation hydraulique utilisant un fluide filtré: p=10^-2KL_c, où K est un coefficient choisi dans la plage de valeurs 1, 5-1, 8 MPa/m, L _{c – longueur du puits, m.}
2. Pression d'injection de fluide avec sable (pour étaiement de fracture): p_p =p - ρgL_c + p_t, où ρ est la densité du liquide porteur de sable, kg/m³, g=9,8 m/s², p _t – perte de pression due au frottement du fluide porteur de sable. Le dernier indicateur est déterminé par la formule: p_t =8λQ² ρL_c/(πdB₎2 ^B – diamètre intérieur du tube.
3. Nombre d'unités de pompage: n=pQ/(p_pQ_pK_T) + 1, où p_p est la pression de fonctionnement de la pompe, Q_p est son alimentation à une pression donnée, K T- coefficient de l'état technique de la machine (sélectionné entre 0,5 et 0,8).
4. Quantité de fluide de déplacement: V=0, 785d_B²L_c.

Si la fracturation hydraulique se produit en utilisant du sable comme agent de soutènement, sa quantité par opération est supposée être de 8 à 10 tonnes, et la quantité de fluide est déterminée par la formule:

V=Q_sC_s, où Q_s est la quantité de sable, t, C_s – concentration de sable dans 1 m^{3 liquide.}

Le calcul de ces paramètres est important, car à une valeur de pression trop élevée lors de la fracturation hydraulique, le fluide est pressé dans le réservoir, des accidents se produisent danscolonne de fabrication. Sinon, si la valeur est trop faible, la fracturation hydraulique devra être arrêtée en raison de l'impossibilité d'atteindre la pression requise.

La conception de la fracturation se fait comme suit:

1. Sélection des puits en fonction du système de développement de champ existant ou prévu.
2. Détermination de la meilleure géométrie de fracture en tenant compte de plusieurs facteurs: perméabilité de la roche, maillage du puits, proximité du contact huile-eau.
3. Analyse des caractéristiques physiques et mécaniques des roches et choix d'un modèle théorique de formation d'une fissure.
4. Détermination du type, de la quantité et de la concentration de l'agent de soutènement.
5. Sélectionner un fluide de fracturation aux propriétés rhéologiques adaptées et calculer son volume.
6. Calcul d'autres paramètres technologiques.
7. Définition de l'efficacité économique.

Frac Fluids

Les fluides de travail (déplacement, fracturation et transporteur de sable) sont l'un des éléments les plus importants de la fracturation hydraulique. Les avantages et les inconvénients de leurs différents types sont principalement liés aux propriétés rhéologiques. Si auparavant on n'utilisait que des compositions huileuses visqueuses (pour réduire leur absorption par le réservoir), l'augmentation de la puissance des groupes de pompage a désormais permis de passer à des fluides aqueux à faible viscosité. De ce fait, la pression en tête de puits et les pertes de résistance hydraulique dans la colonne de production ont diminué.

Dans la pratique mondiale, ce qui suitprincipaux types de fluides de fracturation hydraulique:

• Eau avec et sans proppants. Son avantage est son faible coût. L'inconvénient est la faible profondeur de pénétration dans le réservoir.
• Solutions de polymères (guar et ses dérivés PPG, CMHPG; cellulose hydroxyéthyl éther, carboxyméthyl cellulose, gomme xanthane). B, Cr, Ti, Zr et d'autres métaux sont utilisés pour la réticulation des molécules. En termes de coût, les polymères appartiennent à la catégorie moyenne. L'inconvénient de tels fluides est le risque élevé de modifications négatives du réservoir. Les avantages incluent une plus grande profondeur de pénétration.
• Émulsions constituées d'une phase hydrocarbure (gazole, fioul, condensat de gaz) et d'eau (minéralisée ou fraîche).
• Gels d'hydrocarbures.
• Méthanol.
• Dioxyde de carbone épaissi.
• Systèmes de mousse.
• Gels moussants, constitués de gels réticulés, de mousses d'azote ou de dioxyde de carbone. Ils ont un coût élevé, mais n'affectent pas la qualité du collecteur. D'autres avantages sont la capacité de charge élevée de l'agent de soutènement et l'autodestruction avec peu de liquide résiduel.

Pour améliorer les fonctions de ces composés, divers additifs technologiques sont utilisés:

• tensioactifs;
• émulsifiants;
• joints réducteurs de frottement fluide;
• moussants;
• additifs qui modifient l'acidité;
• stabilisateurs thermiques;
• additifs bactéricides et anticorrosifs et autres.

Les principales caractéristiques des fluides de fracturation hydraulique comprennent:

• viscosité dynamique requise pour ouvrir une fissure;
• propriétés d'infiltration qui déterminent la perte de liquide;
• capacité à transporter l'agent de soutènement sans qu'il ne se dépose prématurément dans la solution;
• stabilité au cisaillement et à la température;
• compatibilité avec d'autres réactifs;
• activité corrosive;
• vert et sûr.

Les fluides à faible viscosité nécessitent l'injection d'un plus grand volume pour atteindre la pression requise dans le réservoir, et les fluides à haute viscosité nécessitent plus de pression développée par l'équipement de pompage, car des pertes importantes de résistance hydraulique se produisent. Les liquides plus visqueux se caractérisent également par une plus faible filtrabilité dans les roches.

Matériel d'étaiement

Les proppants les plus couramment utilisés sont:

• Sable de quartz. L'un des matériaux naturels les plus courants, et donc son coût est faible. Répare les fissures dans diverses conditions géologiques (universel). La taille des grains de sable pour la fracturation hydraulique est choisie entre 0,5 et 1 mm. La concentration dans le fluide porteur de sable varie entre 100 et 600 kg/m3. Dans les roches caractérisées par une forte fracturation, la consommation de matière peut atteindre plusieurs dizaines de tonnes pour 1 puits.
• Bauxites (oxyde d'aluminium Al₂O_{3). L'avantage de ce type d'agent de soutènement est sa plus grande résistance par rapport au sable. Fabriqué parconcassage et torréfaction du minerai de bauxite.}
• Oxyde de zirconium. Il a des propriétés similaires au type de soutènement précédent. Largement utilisé en Europe. Un inconvénient commun de ces matériaux est leur coût élevé.
• Granulés de céramique. Pour la fracturation hydraulique, des granulés dont la taille varie de 0,425 à 1,7 mm sont utilisés. Ils appartiennent aux agents de soutènement de résistance moyenne. Montrer une efficacité économique élevée.
• Billes de verre. Auparavant utilisé pour les puits profonds, maintenant presque complètement remplacé par des bauxites moins chères.

fracturation acide

L'essence de la fracturation hydraulique acide est qu'au premier stade, une fracture est créée artificiellement (tout comme dans la technologie de fracturation hydraulique conventionnelle), puis de l'acide y est pompé. Ce dernier réagit avec la roche en créant de longs canaux qui augmentent la perméabilité du réservoir dans la zone de fond. En conséquence, le facteur de récupération de pétrole du puits augmente.

Ce type de procédé de fracturation hydraulique est particulièrement efficace pour les formations carbonatées. Selon les chercheurs, plus de 40 % des réserves mondiales de pétrole sont associées à ce type de réservoir. La technique et la technologie de la fracturation hydraulique dans ce cas diffèrent légèrement de celles décrites ci-dessus. L'équipement est fabriqué dans une conception résistante aux acides. Des inhibiteurs (formol, unikol, urotropine et autres) sont également utilisés pour protéger les machines de la corrosion.

Les types de fracturation acide sont des traitements en deux étapes utilisant des matériaux tels que:

• composés polymères (PAA, PVC, gipan etautres);
• composés de latex (SKMS-30, ARC);
• styrène;
• résines (BNI-5, TSD-9, TS-10).

Comme solvants acides, une solution d'acide chlorhydrique à 15 % est utilisée, ainsi que des compositions spéciales (SNPKh-9010, SNPKh-9633 et autres).

Les types de fracturation acide sont des traitements en deux étapes utilisant des matériaux tels que:

• composés polymères (PAA, PVV, gipan et autres);
• composés de latex (SKMS-30, ARC);
• styrène;
• résines (BNI-5, TSD-9, TS-10).

Comme solvants acides, une solution d'acide chlorhydrique à 15 % est utilisée, ainsi que des compositions spéciales (SNPKh-9010, SNPKh-9633 et autres).