کد مقاله کد نشریه سال انتشار مقاله انگلیسی نسخه تمام متن
5485235 1523006 2017 13 صفحه PDF دانلود رایگان
عنوان انگلیسی مقاله ISI
Experimental and theoretical study of fracture conductivity with heterogeneous proppant placement
ترجمه فارسی عنوان
بررسی تجربی و نظری از هدایت شکستگی با قرار دادن پروپانتن ناهمگن
کلمات کلیدی
شیل، قرار دادن پروپانتن هتروزانه، هدایت شکستگی، شکستن کانال، آسیب سیالات،
ترجمه چکیده
الگوهای توزیع پروپان نقش مهمی در بهبود عملکردهای تحریک شده به خوبی دارند. مطالعات متعدد نشان می دهد که توزیع ناقص پروپانتا در شکستگی ها می تواند به طور قابل توجهی کاهش بهره وری را افزایش دهد. با این حال، جریان مایع لزوما توسط توزیع پروپانتن غیر یکنواخت محدود نمی شود. یک تکنیک جدید به نام شکستن کانال باعث ایجاد شکستگی در کانال های باز شده در داخل شکستگی ها می شود که باعث ایجاد ناپذیر پروپانتن می شود. در این مطالعه، یک مدل موثر تجربی برای اندازه گیری ظرفیت جریان با استفاده از پراکندگی ناهمگن تاسیس شد. یک سری از آزمایشات بر روی توزیع و هدایت پروپاننت متناوب با توجه به درجه حرارت تشکیل شده انجام شد. هدایت شکستگی یک قرار دادن پروپانتن ناهمگن و توزیع پروپانتن یکنواخت مقایسه شد. اثرات غلظت فیبر، خواص پروپانتن، خواص سنگ، الگوهای قرارگیری توده پروپانتن و آسیب مایع به هدایت شکستگی و جابجایی پروپاننت همچنین برای تعیین عوامل کلیدی موثر بر اثربخشی اثرگذاری شکستگی پیشانی مورد بررسی قرار گرفت. علاوه بر این، مدل های تحلیلی جدیدی برای محاسبه جابجایی پروپانتن و هدایت شکستگی با توزیع پروپاننت دائمی محاسبه شده است. مدل تغییر شکل خزنده برای پیش بینی تغییرات جابجایی پروپانتن و هدایت شکستگی در طول زمان تصویب شد. این مطالعه به منظور بهینه سازی روش های شکستگی کانال کمک می کند و تأثیر قرار دادن پروپانتن ناهمگن بر هدایت شکستگی را توضیح می دهد.
موضوعات مرتبط
مهندسی و علوم پایه علوم زمین و سیارات علوم زمین و سیاره ای (عمومی)
پیش نمایش مقاله
بررسی تجربی و نظری از هدایت شکستگی با قرار دادن پروپانتن ناهمگن
چکیده انگلیسی
Proppant distribution patterns play a significant role in the improvement of stimulated well performance. Multiple studies indicate that an uneven proppant distribution within fractures can considerably reduce well productivity. However, fluid flow is not necessarily restricted by a non-uniform proppant distribution. A novel technique called channel fracturing greatly increases fracture conductivity by creating open channels inside fractures that are caused by heterogeneous proppant placement. In this study, an effective experimental model was established to measure the flow capacity with heterogeneous proppant placement. A series of experiments on a discontinuous proppant distribution and conductivity was conducted by considering the formation temperature. The fracture conductivities of a heterogeneous proppant placement and uniform proppant distribution were compared. The effects of the fibre concentration, proppant properties, rock properties, proppant mass placement patterns, and fluid damage on the fracture conductivity and proppant embedment were also investigated to quantify the key factors affecting the effectiveness effectivity of the propped fracture. In addition, new analytical models were derived to calculate the proppant embedment and fracture conductivity with a discontinuous proppant distribution. The creeping deformation model was adopted to predict the changes in the proppant embedment and fracture conductivity over time. This study contributes to the optimization of channel fracturing treatments and elucidates the effect of a heterogeneous proppant placement on fracture conductivity.
ناشر
Database: Elsevier - ScienceDirect (ساینس دایرکت)
Journal: Journal of Natural Gas Science and Engineering - Volume 37, January 2017, Pages 449-461
نویسندگان
, , , , , , ,