"Procédé d'érosion par fracturation hydraulique"
En vue de stimuler, ou d'augmenter le débit d'un puits, dans une formation contenant un fluide quelconque,
il est nécessaire d'augmenter le rayon efficace du puits de fo-
et au-delà
rage au-dessus/de ce qui est réalisé pendant un processus de forage. Plusieurs procédés ont été utilisés pour augmenter le rayon du puits de forage . Les premières tentatives ont été réali- <EMI ID=1.1>
dans certaines formations pour éliminer une partie ce la formation et augmenter la perméabilité naturelle sur une courte distance à partir du puits de forage. D'une manière analogue, le brevet aux Etats-Unis d'Amérique 2.354.570 propose d'augmenter la perméabilité par l'action abrasive de particules tranchantes entraînées de manière énergique au travers des "passages:inter-
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port de liquide d'écoulement. Cependant, l'abrasion visée de la perméabilité naturelle est considérée peu pratique parce que la perméabilité naturelle est commandée par des pores ou capillaires trop petits pour admettre la matière abrasive nécessaire. Bien que des explosifs et de l'acide fonctionnent assez bien dans des formations de perméabilité modérée, des formations de faible per-
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cace du puits de forage que cela n'est faisable par ces techniques. En réponse à ces besoins, on a développé la fracturation hydraulique.
Dans une fracturation hydraulique courante, un fluide de fracturation,qui fuit dans la formation aussi peu que possible et transporte du sable, est injecté dans le puits de forage
à une vitesse suffisante pour provoquer des fissures dans le réservoir ou gisement. Le sable est injecté conjointement avec le fluide de sorte que, lorsque le puits est remis à produire, le sable main-
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au travers duquel les fluides du réservoir peuvent repasser dans le puits de forage. Comme la perméabilité est maintenue par le sable, le sable doit être tassé de manière continue le long de la totalité des fractures. Pour réaliser de larges fractures, on utilise des fluides de fracturation de grande viscosité et pour réaliser un bourrage de sable, on introduit de manière continue des concentrations croissante? de dimensions croissantes de
sable avec une injection ininterrompue de fluide et de sable.
On obtient un canal d'écoulement qui est bourré de sable de manière continue sur sa longueur efficace.
Une fracturation courante utilise suffisamment de fluide et de sable pour réaliser des fractures de grande
capacité de passage modeste,
'longueur et de conductibilité ou mais pour différentes raisons, telles que discutées dans le brevet aux Etats-Unis d'Amérique
3.933.205 sur le procédé de fracturation interrcmpu, la longueur efficace des fritures courantes est probablement de l'ordre
de 3,048 m. Avec l'apparition du processus de fracturation interrompu, il est devenu possible de réaliser et de maintenir
des fractures beaucoup plus longues et beaucoup plus conductrices que celles qu'il est possible d'obtenir par des techniques de fracturation conventionelles dans certains types de réservoirs.
A l'origine, on pensait qu'il était souhaitable d'avoir dans le procédé de fracturât ion interrompu un fluide
de fracturation de grande viscosité : c'est peut-être un transfert d'idée correspondant aux procédés plus anciens de fracturation ininterrompus. Un développement plus récent du procédé
de fracturation interrompu s'est détourné de l'utilisation d'un fluide de fracturation de grande viscosité. On a découvert qu'
un fluide de faible viscosité moins coûteux, comprenant du sable fin pour contrôler la perte de fluide, suivi de préférence par
du sable grossier comme support supplémentaire, est très satisfaisant, dans de nombreux cas, pour être utilisé dans le processus de fracturation interrompu.
i Cependant, lorsqu'on a rencontré des réser-
t
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i exemple de 10 millidarcy ou davantage, comprenant une gangue ainsi que des systèmes de fracture naturels , qui sont rela- <EMI ID=6.1>
le réseau souhaité de longues fracturer fortement conductrices avec le procédé de fracturation interrompu à liquide de faible
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perméabilité et que dans des fornationsmolles les fractures étroites se fermaient. Un retour à des fluides de fracturation de grande viscosité, plus coûteux, semble non souhaitable ; de plus,
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nir les fractures de formation molle semble avoir pour résultat des canaux de fracturation de faible conductibilité et donc une très petite stimulation.
On a découvert que, après la fracturation d'une formation molle par le processus de fracturation hydraulique interrompu utilisant un fluide de support de faible viscosité, la conductibilité de la fracture peut être fortement augmentée par une injection ultérieure de fluide dans lequel du sable grossier est introduit de manière périodique, ce qui fournit une succession de bouchons de fluide sableux de concentration en sable graduellement croissante ou de dimension de sable graduellement croissante ou des deux. On considère que le sable érode les parois des faces des fractures précédemment produites entre les éclats déplacés produite . par le processus de fracturation, interrompu .
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initiale on peut utiliser un peu de sable fin pour contrôler la
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supports de base pour ces doutes.
Après que la conductibilité de fracture souhaitée a été obtenue, le dernier sable d'érosion et les dernières matières détritiques sont évacués du puits de forage.-à l'aide de fluide de balayagene contenant pas de sable, les fractures érodées étant en premier lieu supportées par les éclats et leur propre
forme érodée, ce qui laisse un maximum de perméabilité. Une quantité de sable grossier peut ensuite être injectée dans la formation Biais elle ne peut pas être beaucoup déplacée dans la formation ;
elle est abandonnée dans la proximité immédiate du puits de forage pour distribuer uniformément la transmission des tendions de formation au puits de forage tubé.
Le processus suivant la présente invention doit
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développée jusqu'à un point dans le tubage où il est souhaitable de sectionner le tubage ; un outil est entraîné à l'extrémité de la
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nulaire en surface. Dans le processus d'érosion suivant la.' présente
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aux Etats-Unis d'Amérique 2.354.570 cité ci-dessus, peut provoquer l'instabilité de la perméabilité résultante. Donc on a envisagé de pouvoir "laisser les grandes particules de matière
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passages ainsi que des faces du puits" . Au contraire, suivant
le présent procédé, la formation est fracturée par voie hydraulique, la fracturation étant interrompue pour réaliser des éclats qui sortent de leur position d'origine lorsque l'injection à la pression de fracturation est reprise, ce qui entraîne la formation de canaux étroits, et les canaux obtenus sont formés par érosion de manière à devenir auto-supportants, par exemple en dôme, entre les éclats.
A. Processus général.
Suivant une forme de réalisation de l'invention,
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vitesse relativement élevée, d'un fluide de faible viscosité, de préférence de l'eau, qui peut être traité 'par des additifs courants. L'injection est interrompue, de préférence avec un reflux, pour réaliser l'effritement, tel que mentionné au brevet des EtatsUnis d'Amérique 3.933.205 précité, afin d'aider au support des parois de fracture. Un sable de petit diamètre,tel que du
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pour contrôler la perte de fluide dans le système de fracture naturel ainsi que pour amorcer une certaine érosion. Lorsque le fluide est injecté, le sable fin est introduit en concentration croissante. Lorsque la concentration de-sable atteint environ
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gressivement la largeur de la fracture ou des canaux situés entre les éclats, par érosion. Les canaux d'écoulement peuvent être pro-
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fluide sableux, ensuite par changement de la dimension de sable
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d'ouverture de tamis, par réduction de la concentration et poursuite de la séquence une fois de plus jusqu'à ce que le canal soit érodé à la largeur qui est nécessaire pour donner la conductibilité qui est souhaitée. Les agents d'espacement fluides, dont le volume peut être du même ordre de grandeur que celui des bouchons char-
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durée, la vitesse et les interruptions d'injection, l'écoulement inversé, les matières et l'équipement ainsi que la structure peuvent être tels que dans le brevet aux Etats-Unis d'Amérique
3.933.205 précité.
B . Fracture et érosion simultanées.
Si on utilise suffisamment de fluide, ainsi qu'un changement de dimension de sable et de concentration en sable, les canaux d'écoulement seront augmentés en longueur au même moment que la longueur existante sera en train d'acquérir
la conductibilité qui est nécessaire. La conductibilité qui est nécessaire dans un canal d'écoulement pour stimuler un réservoir doit être la plus élevée à proximité- du puits de forage. Le processus
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pénétrée par les canaux, la conductibilité augmente en se dépla- çant vers le puits de forage.
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cessus de fracturaticn interrompu puisse être utilisé avec une variété de fluides de fracturation, tels que décrits dans le
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l'eau est utilisée presque exclusivement. Les facteurs qui peuvent appeler l'utilisation d'un fluide de faible viscosité sont :
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pas besoin d'être portée sur une barge.
3. la sécurité ; les fluides de pétrole sont inflammables et sujets à des fuites.
4. les fluides à grande viscosité ont tendance à Vendre les fractures verticalement hors de la formation plutôt que latéralement dans la formation.
5. les parties mobiles de la formation autour du conduit du puits peuvent nécessiter un rinçage complet pour empêcher une élimination irrégulière autour du conduit au cours de la production, parce qu'une élimination irrégulière tend à rompre ce conduit. L'eau est meilleure pour rincer de la matière
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Des additifs réduisant la friction de manière des agents
appropriée,/gélifiants ou d'autres additifs fluides peuvent être ajoutés, seuls ou en combinaison, au fluide de traitement. L'eau, par exemple l'eau de mer, peut être la base du fluide de fracturation.
Dans les buts de la présente invention, une faible viscosité peut être définie comme n'excédant pas 2,5
elle est
centipoises (2,5 cP) à la température du réservoir,/par exemple d'environ 1 centipoise (1,0 cP). Par comparaison, la viscosité <EMI ID=35.1>
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D. Sable.
Lorsqu'on utilise un fluide de faible viscosité pour réaliser une fracture hydraulique, on utilise du sable fin
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Par exemple, ce sable peut avoir une dimension de l'ordre de 0,102 mm à 0,152 mm de diamètre, par exemple du # 1 Oklahoma,
ou d'une ouverture de tamis de 0,088 mm à 0,210 mm. Dans la frac-
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les éclats forcés par le processus de fracturation interrompue fournissent le soutènement nécessaire, bien qu'il soit à présent courant d'employer du sable grossier , comme agent de soutènement supplémentaire,pour fournir une assurance supplémentaire contre la fermeture de la fracture. Mais dans des formations molles, la formation peut se fermer et tendre à former un scellement autour
de chaque éclat, en fermant d'une manière effective la fracture. L'introduction de sable de dimension plus grande comme agent
de soutènement présente un problème parce que les fractures faites avec des fluides de fracturation de faible viscosité tendent
à être trop étroites pour recevoir du sable de grande dimension.
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ou au sable de 0,149 mm d'ouverture de tamis. Le sable de 0,42 mm à 0,84 mm d'ouverture de tamis, ayant un diamètre moyen de
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une fracture faite avec un fluide de fracturation de faible vis-
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l'exemple 1, décrit ci-dessous.
Une séquence de concentrations démarre avec 0,120 gr/cm<3> (ou même moins, par exemple 0,060 gr/cm<3>) de fluide <EMI ID=43.1>
Une séquence de dimensions typique est une ouverture de tamis de 0,125 à 210 mm ou de 0,149 mm, ensuite de
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de la séquence.
Bien que le sable soit la matière particulaire
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quelles particules qui sont aussi dures, de préférence plus dures, que la matière à éroder, peuvent être utilisées. Par exemple du sable, présentant une dureté à l'échelle de Mohs de 7, est éminemment approprié pour l'érosion de dolomite présentant une dureté à l'échelle de Mohs de 5.
On peut en outre observer que, lorsqu'on utilise de faibles concentrations de sable, par exemple de 0,060 gr à 0,120 gr/cm , la largeur de fracture requise pour recevoir une faible concentration de ce genre est à peine plus grande que le diamètre des particules, mais pour des concentrations plus élevées, par exemple de 0,480 gr/cm , une largeur de canal d'environ 2,4 à 2,5 fois le diamètre de la particule est requise, parce qu'il se produit une interférence et un pontage entre particules lors de fortes concentrations de sable.
Au cours d'un accroissement graduel de la concentration et de la dimension suivant la présente invention, il est important qu'il y ait des agents d'espacement fluides. S'il y a trop d'érosion, il est nécessaire de chasser les débris d'érosion par lavage hors des canaux, en particulier avant l'introduction d'une concentration plus élevée de sable ou d'une dimension plus grande de sable.
E. Dômes.
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été initialement réalisés par une pression de liquide supérieure à la pression de fracture, des canaux plus larges capables de recevoir le sable de grande dimension sont réalisés par érosion. Cependant, les larges canaux obtenus ne sont pas supportés par du sable
Au lieu de cela,
,,--'pour maintenir leur largeur./les canaux sont lavés et les faces
de canaux arquées restant entre les éclats retiennent leurs positions de la même manière que dans un arc ou dôme. Les surfaces en dôme sont en compression, au contraire des surfaces des fractures non érodées, qui sont sous tension.
En regard de cela, il faut noter que l'érosion se produit tout d'abord sur les surfaces les plus molles, c'està-dire les plus poreuses, et que ce sont les surfaces où le module de Young est le plus faible et la fracture hydraulique la plus large. Par conséquent les surfaces initialement les plus larges du canal sont rendues plus larges, en provoquant la formation de dômes ou d'arcs dans le canal érodé. Etant donné la formation d'arcs, les parois du canal érodé tendent à être sous compression plutôt que sous tension entre les éclats.
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les faces de fracture, il ne se produit pas d'érosion et il subsiste des piédestals ou des ponts supportant les dômes ou arcs à leurs extrémités. La structure résultante est une alternance d'éclats et de dômes ou d'arcs.
F. Vitesse d'injection.
Les vitesses d'injection requises pour effectuer l'érosion nécessaire sont assez variables, mais un maximum pratique de 5,213 1 par minute par cm de perforations de conduit de puits peut être mentionné. Une vitesse de 3,901 1 par minute par cm de perforations ou une vitesse moindre est normale. Un minimum peut être de 1,303 1 par minute par cm de perforations. (Le nombre de perfo- <EMI ID=50.1>
viscosité à une vitesse plus grande qu'un fluide de grande viscosité pour une pression donnée quelconque. Une grande vitesse d'injection est considérée souhaitable pour effectuer la recher-
<EMI ID=51.1>
G. Perméabilité élevée, mobilité élevée et formations molles.
La présente invention accentue l'utilité du processus de fracturation interrompue en ce qui concerne les
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plus grande conductibilité que cela ne pourrait être obtenu avec les larges fractures réalisées par un fluide de grande viscosité et soutenues par bourrage avec du sable grossier. L'utilisation
de fluide de faible viscosité conjointement avec l'introduction de sable à une concentration graduellement croissante et avec
une dimension graduellement croissante provoque l'érosion des parois de la fracture en matière typiquement plus molle des formations de grande perméabilité pour procurer les canaux de grande conductibilité, souhaités. Sous ce rapport, il faut signaler que
<EMI ID=53.1> <EMI ID=54.1>
La présente invention, qui utilise un fluide de fracturation et d'érosion à faible viscosité,est spécialement dans des puits qui présentent une matière solide fortement mobile dans la formation qui tend à obturer les fractures. Le fluide de faible viscosité chasse par lavage cette matière de grande mobilité en même temps que la matière de face de fracture érodée pour former les canaux.
H. Appareil.
La figure unique annexée représente un dispositif approprié pour la mise en oeuvre du procédé suivant la présente invention.
Un puits 11 comprend un tubage 13 présentant une colonne 15 suspendue coaxialement au tubage par une tête de puits 17. Au sommet du puits, la colonne est rendue étanche par rapport au tubage à l'aide d'une garniture 18. Du fluide peut s'écouler entre la formation de terre 19 et la colonne 15 par des perforations 21 dans le tubage. Une vanne maîtresse 23
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au-dessus de la tête de puits.
Un conduit 27 de courte longueur relie la vanne maîtresse 23, par l'intermédiaire d'une vanne 29 et d'un conduit
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préférence au-dessus du niveau du liquide du collecteur de façon que tout écoulement puisse être vu. Le conduit 27 est également
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<EMI ID=59.1> depuis le puits vers le collecteur. Lorsque la vanne 29 est
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ration par l'intermédiaire du conduit 45, à partir d'une pompe centrifugeuse 47 à faible pression, commandée par un moteur 49.
La pompe 47 est alimentée, par 1' intermédiaire du conduit 51, à partir du réservoir mélangeur 53. Le mélangeur 53 est pourvu d'une palette 55 montée de manière à pouvoir pivoter et commandée
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le conduit 59, à l'aide d'une pompe centrifugeuse 61, cette dernière étant commandée par un moteur 63. Les moteurs 49, 63, les pompes 47, 61 et le mélangeur 53 sont montés sur le véhicule
65.
L'eau est amenée à la pompe 61 par l'intermédiaire du conduit 67 à partir du réservoir 69 monté sur un véhicule 71. L'eau est pompée dans le réservoir 69 par l'intermédiaire
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à une vitesse suffisante pour maintenir l'eau dans le réservoir
69 et parfois l'entraîner à déborder.
Un autre véhicule 73 supporte un premier compartiment 75 pour du sable fin et un second compartiment 77 pour du
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présenté) pour du sable plus grossier de dimension différente.
Ces compartiments contiennent aussi de l'air comprimé de façon que.le.sable s'écoule au dehors au travers des tuyaux flexibles
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<EMI ID=65.1> L'appareil de contrôle est supporté sur un
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depuis un rouleau 107 sur un rouleau 105 par une horloge 109. Une aiguille 111 enregistre sur le graphique la variation de pression de fluide dans le conduit 37, telle qu'indiquée par
le manomètre 113 relié à un dispositif de transmission électrique sensible à la pression 115. Un débitmètre 117 est électriquement relié à un dispositif de transmission électrique sensible au débit 119. Un intégrateur de durée et de vitesse 121 indique l'écoulement total.
De l'eau, avec ou sans sable fin, est pompée dans la colonne 15. Ensuite les pompes sont mises hors service, la vanne 29 est ouverte, et du liquide (de l'eau) reflue hors
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fracturée par répétition de ces phases suivant le procédé du brevet aux Etats-Unis d'Amérique 3.933.205 précité, les canaux
de fractura sont élargis et étendus par injection de fluide supplémentaire dans lequel du sable grossier est introduit de manière périodique. Au cours du traitement, le sable de dimensions et concentrations variées est introduit dans l'eau dans le mélangeur suivant un programme souhaité.
I. Introduction aux exemples et tableaux.
Pour suivre viennent des exemples et des tableaux de traitements de puits.. .. ,
Les traitements décrits dans les exempte ciaprès peuvent être classés de la manière suivante <EMI ID=68.1>
l'invention étant donné des interruptions d'écoulement entre les augmentations de dimension et l'absence d'intervalle de balayage entre certains changements de concentration, et la difficulté avec le bourrage de sabla final autour du puits de forage.
K. Exemples :
Puits A.
Deux traitements sont effectués dans une forma-
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<EMI ID=70.1>
le traitement à la partie inférieure de la formation, avant que la présente invention ne soit conçue, un traitement de fracturation interrompu régulier a été déclenché et on 4 injecté
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On a ensuite tenté de poursuivre cela avec 0,480 gr de sable de
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sable de 0,42 à 0,84 mm d'ouverture de tamis a atteint la face de la formation, il s'est formé un écran. Cela indique que la formation n'a pas une fracture suffisamment large pour accepter du sable de 0,42 à 0,84 mm d'ouverture de tamis à 0,480 gr par <EMI ID=73.1>
<EMI ID=74.1>
pliable et relativement plastique.
Un traitement ultérieur dans la partie supérieure de la même formation dans le même puits a été effectué à peu près suivant l'invention telle que décrite ci-dessus. La matière d' injection a finalementété mise en oeuvre jusqu'à 0,480 gr de
sable de 0,84 à 2,00 mm d'ouverture de tamis par cm sans signe d'entravement du sable. Une bonne stimulation a été obtenue comme résultat de ce traitement. Des calculs provenant des essais sur <EMI ID=75.1>
par rapport aux conditions non stimulés.;.
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partie de la formation, où un écran s'est formé dans la partie inférieure du puits A, a reçu suivant 1 ' invention le même type
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atteint une stimulation de 8 à 9 fois. Il n'y a pas eu d'ensablement et il n'y a pas eu d'autres problèmes d'une nature quelconque. Dans le même puits de limite, un autre traitement d'un typa semblable, suivant la présente invention, a également été effectué dans la section supérieure de la formation, 3 nou-
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mation d'écran ou d'ensablement. En fait, la vitesse d'injection est tombée à 795 1 par minute dans un essai d'ensablement
(remplissage de la fracture à l'aide de sable) et à 795 1 p ar
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de tamis par cm<3>, il ne s'est pas produit d'ensablement. Corme
la vitesse d'injection était assez lente, il y a eu une très petite chute de pression au niveau de la face de fracture ; le canal
- est resté ouvert par sa propre configuration (formation de voûte). Comme il ne s'est pas produit d'ensablement, on n'a pas supposé que le canal était conservé ouvert par un bourrage au sable.
En résumé, cela indique que les canaux sont des canaux d'érosion auto-supportants plutôt que des canaux qui sont maintenus ouverts par pression hydraulique et support de sable.
L. Quantité de sable.
La quantité de sable employée en pratique suivant la présente invention varie largement. Néanmoins un ordre
de grandeur peut être donné. Par exemple on peut utiliser 31.752 kg ou davantage de chaque dimension de sable. Un autre apercu <EMI ID=81.1>
l'étude des tableaux de fracture donnés ci-après.
M. Tableaux de fracture :
Dans les tableaux ci-après, le sable est ajouté uniquement aux moments où une inscription de dimension de sable est faite dans la colonne correspondant à "type et concen-
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fluide", A signifie arrêt et R reflux.
Les quatre tableaux sont relatifs à des traitements décries dans les exemples ci-dessus.
En regardant les tableaux, i� faut avoir à l' esprit que, lorsque la vitesse d'injection s'élève,mène si la pression reste constante, cela indique qu'on a obtenu une moindre
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tuée par érosion plutôt que par pression. Une telle résistance amoindrie est due à l'augmentation de largeur du canal et son caractère moins tortueux.
Traitement 1 - Puits A
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<EMI ID=85.1>
Traitement 2 - Puits A
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<EMI ID=87.1>
x Commentaires : l'érosion se produit à une pression inférieure et une vitesse supérieure.
Notes : il y a arrêt et reflux aux stades 26 et 28 pour réaliser
destinés à
<EMI ID=88.1>
dant que le sable dans la soute est changé de 0,42/0,84 mm d'ou-
<EMI ID=89.1>
un dispositif d'alimentation à trois soutes pour le mélangeur,
<EMI ID=90.1>
<EMI ID=91.1>
de tamis, sans avoir besoin de provoquer un arrêt pour changer la dimension de sable dans la soute. Ou si on utilise uniquement
<EMI ID=92.1>
<EMI ID=93.1>
<EMI ID=94.1>
Même zone que traitement 1 - puits A
<EMI ID=95.1>
<EMI ID=96.1>
Essai de placement de 0,84/2,00 mm à proximité du
puits de forage
<EMI ID=97.1>
Note Il y a A et R aux stades 29 et 31 pour la même
raison qu'aux stades 26 et 28 du traitement 2.
Traitement 4 puits B.
Les données complètes pour ce traitement ne
sont pas à notre disposition. Le programme de pompage et les
sont identiques
concentrations et distribution de sable/au traitement 3 à l'excep-
<EMI ID=98.1>