ການເຄື່ອນໄຫວ Proppant ໃນ Frac Casing ໄດ້ຖືກຕັດລົງ, ແຕ່ມັນມີຄວາມສໍາຄັນແນວໃດສໍາລັບ Shale Wells?

Proppant ປະ​ກອບ​ດ້ວຍ​ຝຸ່ນ​ດິນ​ຊາຍ​ຂະ​ຫນາດ​ຂອງ​ການ​ສັກ​ກັບ​ນ​້​ໍ​າ frac ໃນ​ລະ​ຫວ່າງ​ການ​ດໍາ​ເນີນ​ງານ fracking​. ໃນ shale oil and gas wells , ນ້ໍາ frac ປົກກະຕິແລ້ວແມ່ນນ້ໍາທີ່ມີບາງ friction reducer (ເຊັ່ນສະບູ) ເພີ່ມເພື່ອຫຼຸດຜ່ອນຄວາມກົດດັນ frac pumping. ຈຸດປະສົງຂອງ proppant ແມ່ນເພື່ອຢຸດການກະດູກຫັກ induced ໃນອ່າງເກັບນຈາກການປິດຫຼັງຈາກ fracking ຢຸດເຊົາແລະຄວາມກົດດັນສູງຈະຫາຍໄປ.

ໃນ shale oil ແລະ shale gas wells, proppant ນໍາໃຊ້ແມ່ນປະສົມຂອງດິນຊາຍ 100-mesh ແລະ 40-70 mesh ດິນຊາຍ, ແລະເມັດພືດເຫຼົ່ານີ້ທັງສອງມີຂະຫນາດນ້ອຍກວ່າ millimeter ໃນທົ່ວ. ຂະຫນາດອະນຸພາກດິນຊາຍຂະຫນາດນ້ອຍດັ່ງກ່າວແມ່ນມີຄວາມຈໍາເປັນສໍາລັບດິນຊາຍທີ່ຈະປະຕິບັດໂດຍຜ່ານການກະດູກຫັກແຄບໃນເຄືອຂ່າຍກະດູກຫັກທີ່ສ້າງຂຶ້ນໂດຍການດໍາເນີນງານ fracking. ດິນຊາຍຂະຫນາດໃຫຍ່ຈະສຽບເຄືອຂ່າຍແລະບໍ່ສາມາດສັກໄດ້ - ທີ່ພົບເຫັນຢູ່ໃນຍຸກທໍາອິດຂອງການປະຕິວັດ shale.

ໂດຍປົກກະຕິ, ຮ່ອງຕາມລວງນອນໃນ shale ແມ່ນຍາວສອງໄມແລະຖືກສູບດ້ວຍ 40 ການດໍາເນີນງານຫຼືຂັ້ນຕອນແຍກຕ່າງຫາກ. ແຕ່ລະຂັ້ນມີຄວາມຍາວປະມານ 250 ຟຸດ ແລະ ທໍ່ໂລຫະປະກອບດ້ວຍ 10-20 ກຸ່ມຂອງ perforations, ມີ perforation ຫຼາຍໃນແຕ່ລະກຸ່ມ. ໂດຍຫລັກການແລ້ວ, ຂຸມແນວນອນແມ່ນ perforated ຢ່າງລະອຽດກັບຮູເຫຼົ່ານີ້.

ເສັ້ນທາງໄຫຼຂອງເມັດພືດທີ່ຈະເລີນເຕີບໂຕແມ່ນຫຍຸ້ງຍາກ. ກ່ອນອື່ນ ໝົດ, ເມັດພືດຕ້ອງເຮັດເປັນມຸມຂວາເພື່ອໃຫ້ມີການໄຫຼໄປຕາມທໍ່ເປັນ perforation. ຫຼັງຈາກນັ້ນ, ມັນໄດ້ປະເຊີນຫນ້າກັບເລຂາຄະນິດກະດູກຫັກທີ່ສະລັບສັບຊ້ອນ - ບາງທີກະດູກຫັກຕົ້ນຕໍທີ່ສາຂາເຂົ້າໄປໃນກະດູກຫັກຂອງສາຂາ, ຄ້າຍຄືລໍາຕົ້ນທີ່ແຜ່ລາມເຂົ້າໄປໃນກິ່ງງ່າຫຼັງຈາກນັ້ນກິ່ງງ່າ.

ເມັດພືດທີ່ຈະເລີນເຕີບໂຕສາມາດເຂົ້າໄປໃນກະດູກຫັກທັງຫມົດເຫຼົ່ານີ້ໄດ້ຫຼືບາງອັນແຄບເກີນໄປບໍ? ເມັດຊາຍ 100 ຕາຫນ່າງອາດຈະສາມາດບີບເຂົ້າໄປໃນກະດູກຫັກທີ່ແຄບກວ່າໃນເວລາທີ່ເມັດ 40-70 ບໍ່ສາມາດ.

ການປັບປຸງການຜະລິດນ້ໍາມັນແລະອາຍແກັສໂດຍການນໍາໃຊ້ proppants ທີ່ມີຂະຫນາດເມັດພືດຂະຫນາດນ້ອຍກວ່າ 100-mesh ໄດ້ຖືກບັນທຶກໄວ້, ແລະແນະນໍາວ່າມັນຄຸ້ມຄ່າທີ່ຈະເອົາເມັດພືດຂະຫນາດນ້ອຍໆເຂົ້າໄປໃນກະດູກຫັກຂະຫນາດນ້ອຍເພື່ອໃຫ້ພວກມັນເປີດໃຫ້ໂມເລກຸນນ້ໍາມັນຫຼືອາຍແກັສໄຫຼອອກ. ຫນຶ່ງໃນ proppant ດັ່ງກ່າວເອີ້ນວ່າ DEEPROP.

ການທົດສອບໃຫມ່ຂອງການໄຫຼຂອງ proppant ອອກຈາກ casing.

ບໍ່ດົນມານີ້ບາງ ທົດສອບໃຫມ່ ໄດ້​ເຮັດ​ໃຫ້​ການ​ສືບ​ສວນ​ ການໄຫຼຂອງ proppant ຜ່ານ casing ຕົວມັນເອງ, ຊຶ່ງຫມາຍຄວາມວ່າຄວາມຍາວສັ້ນຂອງທໍ່ອອກຕາມລວງນອນທີ່ໄດ້ຮັບການ perforated ເພື່ອໃຫ້ນ້ໍາ frac ອອກ. ມັນ​ບໍ່​ແມ່ນ​ການ​ທົດ​ສອບ​ຢູ່​ໃຕ້​ດິນ — ທໍ່​ທີ່​ວາງ​ໄວ້​ໃນ​ທໍ່​ຢູ່​ດ້ານ​ຫນ້າ​ແລະ tub ໄດ້​ເກັບ​ກໍາ​ proppant ແລະ​ນ​້​ໍ​າ​ທີ່​ອອກ​ຈາກ perforations ໄດ້​.

ຜູ້ປະກອບການຈໍານວນຫຼວງຫຼາຍໄດ້ສະຫນັບສະຫນູນໂຄງການນີ້ທີ່ຫຼາກຫຼາຍຂອງກຸ່ມ perf ທີ່ມີຄ່າບໍລິການ perforation ທີ່ແຕກຕ່າງກັນ, ການອອກແບບ, ແລະທິດທາງໄດ້ຖືກນໍາໃຊ້. ອັດຕາການສູບນ້ໍາທີ່ແຕກຕ່າງກັນ, ຂະຫນາດ proppant, ແລະຄຸນນະພາບດິນຊາຍໄດ້ຖືກສຶກສາ.

ຮາດແວການທົດສອບແມ່ນເປັນຈິງເທົ່າທີ່ເປັນໄປໄດ້. ທໍ່ແມ່ນມາດຕະຖານ 5.5 ນິ້ວເທົ່າກັບເສັ້ນຜ່າກາງ perforation. ອັດຕາການສູບນ້ໍາແມ່ນສູງເຖິງ 90 bpm (ຖັງຕໍ່ນາທີ), ເຊິ່ງບໍ່ເຄີຍຖືກນໍາໃຊ້ໃນການທົດສອບການເຄື່ອນໄຫວຂອງ proppant ກ່ອນ.

ຂັ້ນຕອນຂອງການແຕກຫັກດຽວໄດ້ຖືກທົດສອບ, ໂດຍ perforating ກຸ່ມທີ່ແຕກຕ່າງກັນຕາມທໍ່ປະມານ 200 ຟຸດ. ແຕ່ລະກຸ່ມ perf ມີໄສ້ຂອງຕົນເອງທີ່ນໍານ້ໍາທີ່ຈັບໄດ້ແລະ proppant ເຂົ້າໄປໃນຖັງຂອງຕົນເອງ, ດັ່ງນັ້ນເຂົາເຈົ້າສາມາດວັດແທກໄດ້.

ຜົນໄດ້ຮັບໄດ້ຖືກນໍາສະເຫນີສໍາລັບສອງຊຸດທີ່ແຕກຕ່າງກັນຂອງກຸ່ມ: 8 ກຸ່ມໃນຂັ້ນຕອນທີ່ມີ 6 perfs ໃນແຕ່ລະກຸ່ມ, ຫຼື 13 ກຸ່ມໃນຂັ້ນຕອນທີ່ມີ 3 perfs ໃນແຕ່ລະກຸ່ມ. ຜູ້ທົດສອບໄດ້ໃຊ້ດິນຊາຍ 40-70 ຕາຫນ່າງ ຫຼືດິນຊາຍ 100 ຕາຫນ່າງທີ່ບັນທຸກດ້ວຍນ້ໍາ slick ສູບຢູ່ທີ່ 90 bpm.

ເອກະສານ SPE ເຫຼົ່ານີ້ລາຍງານວ່າ propant ຫນີຜ່ານ perf clusters ແລະເຂົ້າໄປໃນ tubs ແມ່ນບໍ່ສະເຫມີພາບ:

·ບາງບົດຄວາມທີ່ສົ່ງເສີມ, ໂດຍສະເພາະຂະຫນາດຕາຫນ່າງຂະຫນາດໃຫຍ່ເຊັ່ນ: 40-70 ຕາຫນ່າງ, sail ຜ່ານ perforations ກຸ່ມທໍາອິດແລະບໍ່ໄດ້ເຂົ້າໄປໃນການສ້າງຈົນກ່ວາຕໍ່ໄປໃນຂັ້ນຕອນຂອງການນັ້ນ. ອະນຸພາກຂະຫນາດໃຫຍ່ເຫຼົ່ານີ້ມີແຮງຈູງໃຈຫຼາຍຂຶ້ນ.

· ອະນຸພາກທີ່ມີຂະໜາດນ້ອຍເຊັ່ນ: 100-mesh, ເຂົ້າມາໃນກຸ່ມ perforations ມີຄວາມເປັນເອກະພາບຫຼາຍຂຶ້ນ.

· ການ​ອອກ​ແບບ​ການ​ເຂົ້າ​ມີ​ຈໍາ​ກັດ​ໄດ້​ຮັບ​ການ​ພັດ​ທະ​ນາ​ໂດຍ​ການ​ນໍາ​ໃຊ້​ພຽງ​ແຕ່​ຫນຶ່ງ perforation ຕໍ່​ກຸ່ມ​ຢູ່​ດ້ານ​ເທິງ​ຂອງ casing​.

· ໂດຍສະເພາະສຳລັບ proppant ໃຫຍ່, perforations ຢູ່ທາງລຸ່ມຂອງ casing ດຶງດູດ proppant ຫຼາຍເກີນໄປ (ຜົນກະທົບຂອງແຮງໂນ້ມຖ່ວງ), ແລະອາດຈະຂະຫຍາຍໃຫຍ່ຂື້ນໂດຍການເຊາະເຈື່ອນ, ດັ່ງນັ້ນ proppant ຫນ້ອຍໄດ້ຮັບການ perforations ເປັນກຸ່ມຕໍ່ໄປຕາມຂັ້ນຕອນ frac.

ການອອກຈາກທໍ່ proppant ແມ່ນບໍ່ສະເຫມີພາບ.

ການທົດສອບທັງຫມົດໄດ້ເປີດເຜີຍການແຈກຢາຍທາງອອກທີ່ບໍ່ສະເຫມີກັນ. ຕາຕະລາງສະແດງໃຫ້ເຫັນອັດຕາສ່ວນຂອງ proppant ທີ່ໃຫຍ່ທີ່ສຸດອອກຈາກກຸ່ມ: proppant ຂະຫນາດນ້ອຍສຸດອອກຈາກ cluster (ie ສູງສຸດ proppant: proppant ຕໍາ່ສຸດທີ່), ເຊັ່ນດຽວກັນກັບ proppant ທີ່ໃຫຍ່ທີ່ສຸດທີສອງ: proppant ຕ່ໍາສຸດທີສອງ. ອັດ ຕາ ສ່ວນ ເຫຼົ່າ ນີ້ ແມ່ນ ຕົວ ແທນ ສໍາ ລັບ ຄວາມ ບໍ່ ສະ ເຫມີ ພາບ - ອັດ ຕາ ສ່ວນ ຂະ ຫນາດ ໃຫຍ່ ຫມາຍ ຄວາມ ວ່າ ການ ແຜ່ ກະ ຈາຍ ບໍ່ ສະ ເຫມີ ຫຼາຍ, ແລະ ກົງ ກັນ ຂ້າມ.

ຜົນໄດ້ຮັບສະແດງໃຫ້ເຫັນວ່າ 40-70 ຕາຫນ່າງ proppant (ອັດຕາສ່ວນຂະຫນາດໃຫຍ່) ແມ່ນແຈກຢາຍຫນ້ອຍເທົ່າທຽມກັນກ່ວາ 100-mesh proppant (ອັດຕາສ່ວນຕ່ໍາ) - ໃນທັງສອງສະຖານະການ cluster.

ການຕີຄວາມ ໝາຍ ຂອງບົດລາຍງານແມ່ນວ່າ 40-70 propant ຫຼາຍກວ່າ, ເປັນເມັດຊາຍທີ່ໃຫຍ່ກວ່າແລະຫນັກກວ່າ, ມັກຈະຖືກປະຕິບັດໂດຍຈັງຫວະຂອງພວກເຂົາຜ່ານກຸ່ມ perf ກ່ອນຫນ້າກ່ອນທີ່ຈະອອກໄປໃນກຸ່ມ perf ຕໍ່ມາ, ເມື່ອທຽບກັບ 100-mesh proppant. .

ນີ້ບໍ່ແມ່ນຄວາມເຫມາະສົມເພາະວ່າເປົ້າຫມາຍແມ່ນເພື່ອໃຫ້ proppant ແຈກຢາຍຢ່າງເທົ່າທຽມກັນໃນທົ່ວທຸກກຸ່ມ perforation ໃນຂັ້ນຕອນຂອງການ fracking. ແຕ່ໃນປັດຈຸບັນຕໍ່ກັບຄໍາຖາມໃຫຍ່ຂອງຄວາມແຕກຕ່າງນີ້ເຮັດໃຫ້ມີຄວາມແຕກຕ່າງກັນຫຼາຍປານໃດ?

ສິ່ງທ້າທາຍແມ່ນການເພີ່ມປະສິດທິພາບຂັ້ນຕອນເພື່ອໃຫ້ການແຈກຢາຍທາງອອກຂອງ proppant ມີຄວາມເປັນເອກະພາບຫຼາຍຂຶ້ນ. ຈາກ​ບົດ​ລາຍ​ງານ, ຜົນ​ການ​ທົດ​ສອບ​ໄດ້​ຖືກ​ລວມ​ເຂົ້າ​ໃນ​ຕົວ​ແບບ​ການ​ເຄື່ອນ​ໄຫວ​ຂອງ​ນ​້​ໍ​າ​ການ​ຄິດ​ໄລ່ (SPE 209178). ວິທີການນີ້ໄດ້ຖືກສ້າງຂື້ນໃນໂຄງການທີ່ປຶກສາການກະດູກຫັກ, ເອີ້ນວ່າ StageCoach.

ໃນຂະນະດຽວກັນ, ບົດລາຍງານກ່າວວ່າ "ການໄຫຼເຂົ້າທີ່ບໍ່ເປັນເອກະພາບໃນທໍ່ສາມາດມີຄວາມສໍາຄັນເທົ່າກັບຄວາມປ່ຽນແປງຂອງການສ້າງແລະການສ້າງເງົາຂອງຄວາມກົດດັນ." ໃຫ້ເບິ່ງເລິກເຂົ້າໄປໃນນີ້.

ແຫຼ່ງອື່ນໆຂອງການປ່ຽນແປງການຜະລິດ shale.

ຄໍາຖາມທີ່ແທ້ຈິງແມ່ນວ່າການແຜ່ກະຈາຍບໍ່ສະເຫມີພາບຂອງ proppant ກັບການຜະລິດນ້ໍາ shale ແລະອາຍແກັສມີຄວາມສໍາຄັນແນວໃດ?

ການປ່ຽນແປງຂະຫນາດໃຫຍ່ຂອງນ້ໍາ shale ແລະນ້ໍາອາຍແກັສ ໄດ້ຖືກບັນທຶກໄວ້. ຕົວຢ່າງ, ນໍ້າສ້າງຕາມລວງນອນໃນ Barnett shale ຂອງຄວາມຍາວປົກກະຕິ 4000-5000 ຟຸດສະແດງໃຫ້ເຫັນລຸ່ມ 10% ຂອງນ້ໍາດີເຮັດໃຫ້ຫນ້ອຍກ່ວາ 600 Mcfd ໃນຂະນະທີ່ 10% ເທິງຂອງດີເຮັດໃຫ້ຫຼາຍກ່ວາ 3,900 Mcfd.

ປັດ​ໄຈ​ອື່ນໆ​ຈໍາ​ນວນ​ຫນຶ່ງ​ແມ່ນ​ເປັນ​ທີ່​ຮູ້​ຈັກ​ເພື່ອ​ປະ​ກອບ​ສ່ວນ​ໃນ​ການ​ປ່ຽນ​ແປງ​ທີ່​ກ​້​ວາງ​ຂອງ​ການ​ໄຫຼ​ຂອງ​ນ​້​ໍາ​ມັນ shale ຫຼື​ອາຍ​ແກ​ັ​ສ​.

ຖ້າຄວາມຍາວຂອງດີຕາມລວງນອນແລະການວາງທິດທາງດີແມ່ນປົກກະຕິເພື່ອເອົາການປ່ຽນແປງຂອງມັນ, ຫຼັງຈາກນັ້ນ, ຂັ້ນຕອນ frac, ຂະຫນາດ proppant, ແລະຈໍານວນ proppant ອາດຈະຖືກພິຈາລະນາຜົນກະທົບຄັ້ງທໍາອິດ. ຜົນກະທົບຕາມລໍາດັບທໍາອິດເຫຼົ່ານີ້ໄດ້ຖືກຈັດລໍາດັບຄວາມສໍາຄັນແລະເພີ່ມປະສິດທິພາບໃນບົດລະຄອນ shale ຜູ້ໃຫຍ່ຫຼາຍ.

ຫຼັງຈາກນັ້ນ, ມີຄຸນສົມບັດທາງທໍລະນີສາດເຊັ່ນ: ການກະດູກຫັກຂອງທໍາມະຊາດໃນ shale, ຄວາມກົດດັນ in-situ, ແລະ fracturability ຂອງ shale rock ໄດ້. ເຫຼົ່ານີ້ແມ່ນພິຈາລະນາຜົນກະທົບຂອງຄໍາສັ່ງທີສອງເນື່ອງຈາກວ່າພວກເຂົາເຈົ້າແມ່ນຫຼາຍ harder ກັບປະລິມານ. ຄວາມພະຍາຍາມເພື່ອຫຼຸດຜ່ອນແຫຼ່ງຂອງການປ່ຽນແປງເຫຼົ່ານີ້ລວມມີການຕັດໄມ້ໃນຂຸມແນວນອນ, ການຕິດຕັ້ງສາຍ optic ຫຼືເຄື່ອງມື sonic ຫຼື geophones microseismic ເພື່ອວັດແທກການແຜ່ກະຈາຍຂອງກະດູກຫັກແລະປະຕິສໍາພັນກັບທໍລະນີສາດທ້ອງຖິ່ນຕາມທາງນອນ.

ຕໍ່ກັບແຫຼ່ງທີ່ມາຂອງການປ່ຽນແປງເຫຼົ່ານີ້, ການກະຈາຍທາງອອກຂອງທໍ່ ແລະຄວາມເປັນເອກະພາບຂອງ proppant ປະກົດວ່າມີຄວາມສໍາຄັນທຽບກັບຜົນກະທົບອັນທີສອງອື່ນໆເຊັ່ນ: ທໍລະນີສາດແລະການປ່ຽນແປງຄວາມກົດດັນຕາມແນວນອນ. ບໍ່ມີວິທີໃດທີ່ຄວາມເປັນເອກະພາບຂອງຊ່ອງອອກສາມາດກວມເອົາການປ່ຽນແປງການຜະລິດລະຫວ່າງ 600 Mcfd ແລະ 3,900 Mcfd ຕາມທີ່ສັງເກດເຫັນໃນ Barnett Shale.

ເວົ້າແນວນີ້ອີກວິທີຫນຶ່ງ, ສິ່ງທີ່ສໍາຄັນແມ່ນການເຮັດໃຫ້ proppant ອອກຈາກກຸ່ມ perf ສ່ວນໃຫຍ່, ແລະເຂົ້າໄປໃນກະດູກຫັກທີ່ຖືກສ້າງຂື້ນ. ນີ້ໄດ້ຖືກບັນລຸໄດ້ໂດຍການສູບ proppant ຂະຫນາດນ້ອຍຫຼາຍ, 100-mesh ຫຼື 40-70 mesh (ແລະມັກຈະທັງສອງ) ແລະ optimizing ຄວາມເຂັ້ມຂົ້ນ proppant ແລະປະລິມານສໍາລັບການຫຼິ້ນ shale ໂດຍສະເພາະ.

ນີ້​ແມ່ນ 90% ຄາດໝາຍ​ທີ່​ບັນລຸ​ໄດ້​ດ້ວຍ​ຜົນສຳ​ເລັດ​ທີ່​ພົ້ນ​ເດັ່ນ​ໃນ​ການ​ປະ​ຕິ​ວັດ​ພູ​ຫີນ​ໃນ 20 ປີຜ່ານມາ. ດັ່ງນັ້ນມັນຍາກທີ່ຈະເຫັນໄດ້ຈາກການທົດສອບດ້ານໃຫມ່ວ່າຄວາມປ່ຽນແປງເລັກນ້ອຍໃນການອອກ proppant ຈາກຫນຶ່ງໄປຫາກຸ່ມ perforation ອື່ນສາມາດມີຜົນກະທົບຄໍາສັ່ງທໍາອິດຕໍ່ການຜະລິດນ້ໍາມັນຫຼືອາຍແກັສ.

ແຕ່ບາງທີຜົນໄດ້ຮັບຈາກການທົດສອບອື່ນໆ, ການທົດສອບທີ່ແຕກຕ່າງກັນ, ໃນໂຄງການນີ້ຈະເປີດເຜີຍຜົນກະທົບຢ່າງຫຼວງຫຼາຍຕໍ່ການຜະລິດ shale.