Analyse expérimentale des bouchons de fracturation solubles
Les bouchons de fracturation composites traditionnels sont fiables, mais leur mise en place avant la production de pétrole et de gaz peut s'avérer très coûteuse. L'allongement du forage de la section horizontale limite également la plage de fonctionnement sécuritaire du tube flexible. bouchons de fracturation solubles Ces bouchons sont conçus pour se dissoudre dans le fluide de forage après une fracturation hydraulique, évitant ainsi le fraisage ou le broyage. Imaginons la situation des bouchons de fracturation solubles envoyés aux opérateurs. Tout se déroule sans problème lors du pompage, de la mise en place et de la fracturation, mais au final, le bouchon ne se dissout pas, ce qui représente un véritable cauchemar pour le fournisseur.
Tout d'abord, examinons les mécanismes de dissolution des bouchons de fracturation solubles. Ces bouchons sont généralement composés de matériaux solubles (métaux solubles ou acide polyglycolique, principalement à base d'aluminium-magnésium) et d'élastomères solubles. En présence d'une solution électrolytique dans le fluide de forage, le métal soluble se corrode par une réaction électrochimique appelée réaction galvanique. La vitesse de cette réaction est influencée par la concentration en chlorures, la température, la surface de contact avec le fluide et la nature du métal soluble, ainsi que par des facteurs tels que la concentration de la cathode. Figure 2. Le matériau de soutènement/sable a une forte influence sur la vitesse de dissolution des bouchons de fracturation solubles. Par exemple, le matériau de soutènement présent dans la formation sous-jacente peut migrer de la fracture vers le puits, formant une sorte de poche de sable au niveau du bouchon de fracturation.
Compte tenu de ces circonstances, chacun des facteurs mentionnés ci-dessus pourrait potentiellement être utilisé pour contrôler la vitesse de dissolution du bouchon de fracturation en conditions statiques. Il est essentiel de recueillir des informations cruciales auprès de l'opérateur afin de simuler l'environnement de fond de puits et de minimiser la dissolution du bouchon avant la fin de la fracturation. La dissolution débute ensuite lorsque les températures de fond de puits remontent. Cependant, l'environnement de fond de puits et les conditions d'exploitation sur le terrain sont dynamiques.
Lors de l'insertion du bouchon de fracturation pour ouvrir la fracture, une grande quantité de fluide à température de surface est injectée dans le puits. La figure 1 montre que la température de fond chute significativement dès l'entrée du bouchon. Une fois le bouchon en position prédéterminée, le canon de perforation est actionné, puis le puits est remonté et l'équipement de fracturation est mis en place. Durant cette phase, la température de fond commence à remonter. En cas de retard de la fracturation, il est conseillé d'injecter du fluide supplémentaire à température de surface pour refroidir le puits et ralentir la dissolution du bouchon. Dès le début de la fracturation, la température de fond chute à nouveau, puis remonte lentement une fois la fracturation terminée.
Les bouchons de fracturation solubles étant conçus pour se dissoudre lors de la phase de réchauffage, et le temps nécessaire à leur dissolution complète dépendant de leur température, il est important de noter que la température de fond de puits atteindra un point où les points de température accéléreront la dissolution du bouchon. Toutefois, la vitesse de remontée de la température de formation est influencée par des facteurs tels que le débit de la pompe, le volume total de fluide injecté dans la fracture et la taille de celle-ci.
Ces variables sont susceptibles de différer pour chaque formation traitée et peuvent entraîner des variations de la récupération de température. Autrement dit, il est impossible de prévoir avec certitude le moment où la température de fond de puits atteindra le seuil requis pour la dissolution du bouchon de fracturation. Il en va de même pour la concentration en ions chlorure du fluide de retour dans le puits. En raison des variations dynamiques décrites précédemment, cette concentration est bien inférieure aux prévisions, ce qui ralentit la vitesse de dissolution du bouchon de fracturation.
Outre la température et la concentration en chlorures, d'autres facteurs entrent en jeu. Imaginons que le bouchon de fracturation soit bien en place et recouvert de fluide de forage (à l'exception de la partie de la paroi du puits en contact avec le tubage). Les ingrédients du bouchon doivent être soigneusement choisis en fonction de la température et de la concentration en chlorures du puits, qui se remet du refroidissement induit par la fracturation et du traitement post-fracturation. Alors, pourquoi le bouchon ne s'est-il pas dissous ? Quels autres éléments présents dans le puits pourraient entraver ce processus ? La réponse est probablement le sable ou l'agent de soutènement.
Une fois le traitement terminé, le puits est fermé. Lors de la fermeture de la fracture, les contraintes peuvent entraîner la migration ou le déversement du proppant hors du puits. Ce phénomène peut également se produire pendant la fracturation, notamment lors du tamisage. Les opérateurs chinois inversent généralement le sens de rotation du puits pour tenter de rétablir un débit de pompage optimal. Lors du retour de fluide, le proppant présent dans les formations inférieures risque de s'échapper des fractures et de migrer dans le puits. Des sacs de sable se forment au niveau du bouchon de fracturation, l'isolant ainsi du fluide de forage.
On pourrait croire que les agents de soutènement sont perméables, comme le sable d'une plage. Si l'on enfonce la main dans le sable et qu'on le retire, il est humide. Même si le bouchon de fracturation est entièrement recouvert d'agent de soutènement, il reste en contact avec le fluide de forage, ce qui constitue un inconvénient car, bien qu'il ne soit pas totalement isolé de ce fluide, sa vitesse de dissolution s'en trouve affectée.
