Journal of Petroleum & Environmental Biotechnology

Abstrait

Effet du programme de pompage sur la géométrie et la forme de la fracture pendant le travail de remplissage de la fracture

Elham M Mohammed Khair*

Récemment, le remplissage de fracturation a été étudié pour améliorer les rendements économiques des réservoirs grâce à la réduction des dommages de formation et au contrôle de l'ensablement de la formation non consolidée. La technique est appliquée aux formations à haute perméabilité, dans lesquelles le taux de production du puits est affecté par la conductivité de la fracture plutôt que par la longueur de la fracture ; par conséquent, une fracture courte et grasse avec une bonne concentration de boue est requise. L'optimisation de ces paramètres est le facteur majeur pour un travail réussi ; l'optimisation peut être obtenue grâce à la combinaison du modèle de réservoir avec le modèle de fracture et le concept de suppression de la pointe (TSO). Sur la base des caractéristiques de la formation, de la longueur de la fracture et de la conductivité avec la contrainte in situ , l'effet du programme de pompage a été abordé pour la fracture de suppression de la pointe à travers un puits dans le champ pétrolier de Fula au Soudan. Un logiciel de simulation de fracture 3D (FRACPRO PT) a été utilisé avec le concept TSO pour aborder l'effet du taux de pompage et de la concentration en agent de soutènement sur la fracture obtenue. L'étude a montré que la distribution de l'agent de soutènement est fortement affectée par le taux d'injection, et un taux d'injection de 3,5 a été sélectionné pour éviter l'ensablement résultant d'une mauvaise distribution de l'agent de soutènement. En outre, il a été observé que la géométrie de la fracture est affectée par le débit de la pompe et la concentration de l’agent de soutènement.