Proiectarea unei operaĠii de fisurare hidraulică [631740]
UNIVERSITATEA „LUCIAN BLAGA ” DIN SIBIU
FACULTATEA DE INGINERIE
SPECIALIZAREA
TRANSPORTUL, DEPOZITAREA SI DISTRIBU܉IA
HIDROCARBURILOR
Proiect de diplomă
Proiectarea unei operaĠii de fisurare hidraulică
a unei sonde de gaze naturale
Coordonator ܈tiin܊ific:
Șef.lucr. dr.ing Ion Foidaș
Absolvent: [anonimizat]Ġ -Sebastian Popovici
Sibiu
2017
6
Cuprins
INTRODUCERE: ……………………………………………………………………………………………………………….. 10
REZUMAT ………………………………………………………………………………………………………………………… 14
CAP. 1. CONSIDERAğII PRIVIND CURGEREA ÎN ZONA DE INFLUX STRAT- SONDĂ … 16
1.1 CURGEREA GAZELOR ÎN ZONA ÎNVECINATĂ GĂURII DE SONDĂ ……………………….. 16
1.2 CAUZELE C ARE DUC LA ÎNRĂUTĂğIREA COMUNICĂRII STRATULUI CU SONDA
DE GAZE NATURALE ……………………………………………………………………………………………………. 23
1.2.1. ExistenĠa unei permeabilităĠi reduse sau neunifom stratului productiv …………………………. 23
1.2.2. ImperfecĠiunea sondei …………………………………………………………………………………………… 23
1.2.3. Pătrunderea parĠială a fluidului în stratul productiv. ………………………………………………….. 25
1.2.4. Umflarea și dispersarea argilelor. ……………………………………………………………………………. 25
1.2.5. Pătrunderea în strat a particulelor solide din fluidul de foraj. ……………………………………… 25
1.2.6. Blocarea zonei din jurul sondei produsă de forajul cu sapă . ……………………………………….. 26
1.2.7. Turta depusă pe pereĠii sondei. ……………………………………………………………………………….. 26
1.2.8. Depunerea în zona de strat din jurul sondei a unor impurităĠi aduse de apa introdusă
ocazional in sondă. ………………………………………………………………………………………………………… 26
1.3 INFLUENğA ZONEI CONTAMINATE DIN JURUL SONDEI ASUPRA CAPACITĂğI I DE
PRODUCğIE A ACESTEIA. …………………………………………………………………………………………….. 27
1.4 METODE DE EVALUARE A EFECTULUI CONTAMINĂRII FORMAğIUNII
PRODUCTIVE BAZATE PE CERCETAREA SOND EI……………………………………………………….. 30
1.4.1 Criteriul indicilor de productivitate. …………………………………………………………………………. 31
1.4.2 Criteriul permeabilităĠilor. Factorul de eficienĠă. ……………………………………………………….. 31
1.4.3 Criteriul raĠiei de productivitate. ……………………………………………………………………………… 32
1.4.4 Criteriul efectului pelicular (skin effect). ………………………………………………………………….. 32
1.4.5. Criteriul raĠiei de productivitate aplicat în cazul curgerii polifazice …………………………….. 33
CAP.2. CORELAğII INTRE FACTORUL DE RECUPERARE ȘI FACTORUL DE SKIN ….. 35
2.1 FACTORUL DE SKIN ………………………………………………………………………………………………… 35
2.2 FACTORUL DE RECUPERARE ………………………………………………………………………………….. 36
CAP.3. FISURAREA HIDRAULICĂ A SONDELOR DE HIDROCARBURI ………………………. 38
3.1. GENERALITĂğI ……………………………………………………………………………………………………….. 38
3.2 AGREGATE DE FISURARE HIDRAULICĂ ………………………………………………………………… 38
3.3 PRESIUNEA DE FISURARE ………………………………………………………………………………………. 39
7 3.4 FLUIDE DE FISURARE ……………………………………………………………………………………………… 41
3.5 MATERIALE DE SUSğ INERE A FISURII …………………………………………………………………… 43
3.6 PREGĂTIREA OPERAğIEI DE FISURARE HIDRAULICĂ ………………………………………….. 45
3.7 METODE DE FISURARE ……………………………………………………………………………………………. 45
3.7.1.Fisurarea hidraulică simplă ……………………………………………………………………………………… 45
3.7.2.Fisurarea hidraulică selectivă. …………………………………………………………………………………. 46
3.7.3.Fisurarea hidraulică multiplă …………………………………………………………………………………… 47
3.7.4. Fisurarea repetată. …………………………………………………………………………………………………. 48
3.7.5.Fisurarea prin explozii în strat. ………………………………………………………………………………… 49
3.7.6.Fisurarea prin implozie. ………………………………………………………………………………………….. 50
3.8 CONTROLUL FISURĂRII HIDRAULICE CU TRASORI RADIOACTIVI ……………………… 50
3.9 REPUNEREA SONDELOR ÎN PRODUCğIE ………………………………………………………………… 50
CAP. 4. PROIECTAREA OPERAğIEI DE FISURARE HIDRAULICĂ ………………………………. 52
4.1 SELECTAREA SONDEI PENTRU FISURARE …………………………………………………………….. 52
4.1.1. Date generale privind fisurarea hiraulică ………………………………………………………………….. 52
4.1.2 Criteriile de selecĠie a sondelor pentru tratamentul de fisurare hidraulică ……………………… 54
4.2 DATE DE PROIECTARE ……………………………………………………………………………………………. 56
4.3.ESTIMAREA PARAMETRILOR TEHNOLOGICI ………………………………………………………… 57
4.4 PROGRAMUL DE LUCRU …………………………………………………………………………………………. 65
4.1.1 Amenajarea locaĠiei ……………………………………………………………………………………………….. 65
4.4.2 Echipamente necesare efectuării operaĠiei ………………………………………………………………… 65
4.4.3 Etapele tehnologice ale fract urării propriu -zise ………………………………………………………….. 68
CAP.5 EVALUAREA ECONOMICĂ A OPERAğIEI ………………………………………………………….. 71
5.1 DATE DE BAZĂ PENTRU ANALIZA ECONIMICĂ ……………………………………………………. 71
5.2 ANALIZA ECONOMICĂ. …………………………………………………………………………………………… 72
5.2.1. VARIANTA 1, FĂRĂ OPERAğIA DE FISURARE. ………………………………………………… 73
5.2.2.VARIANTA 2, DUPA OPERAğIA DE FISURARE …………………………………………………. 79
CONCLUZII:……………………………………………………………………………………………………………………… 85
ANEXE ………………………………………………………………………………………………………………………………. 87
BIBLIOGRAFIE ………………………………………………………………………………………………………………… 88
8 Contents
INTRODUCTION ……………………………………………………………………………………………………………. 12
SUMMARY ………………………………………………………………………………………………………………………. 15
CAP.1.CONSIDERATIONS CONCERNING CIRCULATION IN THE INFLUX ZONE……… 16
1.1 GAS CIRCUIT IN THE SURFACE AREA ……………………………………………………………………. 16
1.2 CAUSES CAUSING THE RELEASE OF NATURAL GAS SLAUGHTER
COMMUNCATION …………………………………………………………………………………………………………. 23
1.2.1. The existence of a reduced or non-uniform permeability to the productive layer …………… 23
1.2.2. Imperfetion of the probe ………………………………………………………………………………………… 23
1.2.3. Partial penetration of the fluid into the productive layer …………………………………………….. 25
1.2.4. Swelling and dispersion of clays. ……………………………………………………………………………. 25
1.2.5. The penetration of solid particles in the drilling fluid into the layer. ……………………………. 25
1.2.6. Blocking the area around the probe produced by drilling. ………………………………………….. 25
1.2.7. The cake placed on the well walls …………………………………………………………………………… 25
1.2.8. Putting in the layer area around the well some impurities from the water occasionally
introduced into the well. …………………………………………………………………………………………………. 26
1.3 INFLUENCE OF CONTAMINATED AREA FROM THE SURVEZ ON THE PRODUCTION
CAPACITY. …………………………………………………………………………………………………………………….. 27
1.4 METHODS OF ASSESSING THE EFFECT OF CONTAMINATION OF THE PRODUCTIVE
FORMATION BASED ON SURVEY RESEARCH ……………………………………………………………… 30
1.4.1 Productivity index criterion. ……………………………………………………………………………………. 31
1.4.2 Permeability criteria. Efficiency factor. ……………………………………………………………………. 31
1.4.3 Productivity rationality criterion. …………………………………………………………………………….. 32
1.4.4 Skin effect criterion. ………………………………………………………………………………………………. 32
1.4.5. Productivity rationality criterion …………………………………………………………………………….. 33
CAP.2.CORRELATIONS BETWEEN THE RECOVERY FACTOR AND SKIN FACTOR …. 35
2.1 SKIN FACTOR …………………………………………………………………………………………………………… 35
2.2 RECOVERY FACTOR ………………………………………………………………………………………………… 36
CAP.3 HYDRAULIC FRACTURING OF HYDROCARONS WELLS …………………………………. 38
3.1. GENERAL ………………………………………………………………………………………………………………… 38
3.2 AGGREGATES FOR HYDRAULIC FRACTURING ……………………………………………………… 38
3.3 FRACTURING PRESSURE …………………………………………………………………………………………. 39
3.4 FRACTURING FLUIDS ……………………………………………………………………………………………… 41
3.5 SUPPORT MATERIALS OF FISSURE…………………………………………………………………………. 43
9 3.6 PREPARING THE HYDRAULIC FRACTURING OPERATION…………………………………….. 45
3.7 FRACTURING METHODS …………………………………………………………………………………………. 45
3.7.1.Simple hydraulic fracturing …………………………………………………………………………………….. 45
3.7.2.Selective hydraulic fracturing. …………………………………………………………………………………. 46
3.7.3.Multiple hydraulic fracturing ………………………………………………………………………………….. 47
3.7.4. Repeated fracturing. ……………………………………………………………………………………………… 48
3.7.5.Explosion cracking into the layer …………………………………………………………………………….. 49
3.7.6.Implode fracturing. ………………………………………………………………………………………………… 50
3.8 CONTROL OF HYDRAULIC DRACTURING WITH RADIOACTIV TRACKS………………. 50
3.9 REPRODUCTION OF WELL IN PRODUCTION ………………………………………………………….. 50
CAP. 4. DESIGN OF THE HYDRAULIC FRACTUTING OPERATION …………………………….. 52
4.1 SELECTING THE WELL FOR HYDRAULIC FRACTURING OPERATION …………………. 52
4.1.1. General data about hydraulic fracturing …………………………………………………………………… 52
4.1.2. The criteria for the selection of wells for the treatment of hydraulic fracturing …………….. 54
4.2 DESIGN DATA ………………………………………………………………………………………………………….. 56
4.3.ESTIMATION OF TECHNOLOGICAL PARAMETERS ……………………………………………….. 57
4.4 WORK PROGRAM …………………………………………………………………………………………………….. 65
4.1.1 Arranging the location ……………………………………………………………………………………………. 65
4.4.2 Equipment required to perform the operation ……………………………………………………………. 65
4.4.3 The technological stages of the actual framing ………………………………………………………….. 68
CAP.5 ECONOMIC EVALUATION OF THE OPERATION ………………………………………………. 71
5.1 BASIC DATA FOR ECONOMIC ANALYSIS ………………………………………………………………. 71
5.2 ECONOMIC ANALYSIS. ……………………………………………………………………………………………. 72
5.2.1.VARIANT 1, WITHOUT HYDRAULIC FRACTURING …………………………………………. 73
5.2.2.VARIANT 2, AFTER HYDRAULIC FRACTURING ………………………………………………. 79
CONCLUSIONS …………………………………………………………………………………………………………………. 85
APPENDIX ………………………………………………………………………………………………………………………… 87
BIBLIOGRAPHY ………………………………………………………………………………………………………………. 88
10 INTRODUCERE
Fracturarea hidraulică este procesul de formare și dezvoltare a fracturilor în stratele de
roci, permiĠând degajarea și circulaĠia petrolului și gazelor spre sonde.
O fractură hidraulică se formează prin pomparea fluidului de fracturare la o presiune
suficient de mare pentru a depăși gradientul de presiune (gradientul de fracturare) al unei roci,
la o adâncime dată. Gradientul de fracturare este definit ca o creștere a presiunii pe unitatea de
adâncime, dată de densitatea rocilor și se măsoară de regulă în bar /m. Presiunea de pompare
produce fracturarea rocii, fluidul se extinde pe suprafaĠa de ruptură până la o anumită distanĠă
în rocă și încearcă să Ġină fractura deschisă prin includerea în fluidul de pompare a unor
particule solide, nisip s au fragmente de ceramică, denumite “propanĠi” .
Fluidul de fracturare conĠine în proportie de peste 99,5% apă și propanĠi la care se
adaugă aditivi chimici care îmbunătăĠesc performanĠele fracturării.
Fracturarea are ca scop creșterea ra Ġiei de producĠie și a cantităĠii de gaze ce sunt
recuperate dintr-un volum dat de argile bituminoase.
Fracturarea hidraulică se aplică și la recuperarea suplimentară a hidrocarburilor (petrol
sau gaze) din zăcămintele convenĠionale, având drept scop mărirea permeabilităĠii rocii
rezervor (ceea ce înseamnă să extragem o cantitate mai mare de hidrocarburi dintr -un
zăcământ).
Fracturarea, ca metodă de stimulare a curgerii petrolului spre sonde, a fost aplicată în
industria de petrol prima dată în 1860 în SUA, statele Pennsylvania, New York și West
Virginia.
În mod știinĠific, fracturarea hidraulică a fost aplicată în 1947 pe un câmp de gaze din
Gran County, din SW Kansas, pe un rezervor de calcare și apoi a fost aplicată și pe alte
rezervoare.
Patentarea acestui proce s a fost realizată de Halliburton Oil Well Cementing
Company, în 1949. Compania a aplicat tratamentul de fract urare hidraulică pe două zăcăminte
comerciale de gaze din Oklahoma și Texas.
În Rusia, a fost aplicat pentru prima dată acest procedeu în 1952. În Europa,
fracturarea hidraulică s -a aplicat pe scară largă în perioada 1977 -1985, în Ġări precum:
Germania, Anglia, Olanda, Norvegia, Uniunea Sovietică, Polonia, Cehoslovacia, Iugoslavia,
Ungaria, România, Austria, FranĠa, Italia, Bulgaria, Turcia etc., aceasta fiind o metodă de
stimulare a curgerii petrolului și gazelor din rezervoare de diverse tipuri (gresii, calcare,
dolomite etc).
11 Această lucrare urmarește să prezinte pașii care trebuie urmaĠi pentru realizarea unei
operaĠii de fisurare hidraulică.
În capitolul 1, ConsideraĠii privind curgerea în zona de influx strat -sondă, se prezintă
aspecte ale curgerii gazelor în zona învecinată sondei, cauzele care d uc la reducerea
comunicării între strat și sondă, influenĠa zonei cu permeabilitate redusă asupra capacităĠii de
producĠie a acesteia și metode de evaluare a efectului contaminării formĠiunii productive.
Capitolul 2 prezintă date teoretice despre factorul de skin și factorul de recuperare.
În capitolul 3 sunt prezentate generali tăĠi privind operaĠia d e fisurare, agregate de
fisurare, date teoretice ale presiunii de fisurare. Tot î n acest capitol se prezintă rolul,
proprietăĠ ile și clasificare a fluidelor de fisurare, tipurile de materiale de susĠinere, proprietăĠile
materialelor de susĠinere și condiĠiile de calitate ale acestora, pașii necesari pentru pregatirea
operaĠiei de fisurare, metode de fisurare, controlul fisurării hidraulice cu trasori radioactivi și
repune rea sondei în producĠie.
În capitolul 4 al lucrării este prezentat un breviar de calcul pentru proiectarea unei
operaĠii de fisurare hidraulică , în care se determină anumiĠ i parametri cum ar fi presiunea
litostatică, presiunea de fisurare, coeficientul de filtrare al fluidului, timpul de intrare al
fluidului în fisură, lungimea ș i grosimea fisurii, volumul fisurii,cantitatea de nisip necesară,
productivitatea sondei după fisurare etc . Tot în acest capito l se mai prezintă anumite aspecte
despre programul de lucru și despre amenajarea locaĠiei.
În capitolul 5 s- a efectuat calculul economic, aferent operaĠiei de fisurare, cu scopul de
a se determinat rentabilitatea execuĠiei unei astfel de operaĠii . Analiza economică s -a efectuat
pe o perioadă de trei ani, cât se consideră că are efect operaĠia de fisurare, în două variante:
prima variată este fără executarea operaĠiei iar a doua variantă este cu efectuarea ope raĠiei.
Analiza economică s -a efectuat în dolar i($) după metoda ‘‘ Discounted Cash-Flow ’’,
considerându-se o rată de actualizare pentru determinarea N.P.V de 10 % și lucrându -se în
valori monetare constante.
12 INTRODUCTION
Hydraulic fracturing is the process of formation and development of fractures in rock
beds, allowing the release and circulation of oil and gas to the wells.
A hydraulic fracture is formed by pumping the fracturing fluid at a pressure
sufficiently high to overcome the gradient of a rock's gradient (gradient gradient) at a given
depth. The fracturing gradient is defined as an increase in the pressure on the unit of depth,
given by the density of the rocks, and is usually measured in bars / m. The pumping pressure
produces fracture of the rock, the fluid extends to the rupture surface to a certain distance in
the rock and tries to keep the fracture open by incorporating in the pumping fluid solid
particles, sand or ceramic fragments, called "propellants".
The fracturing fluid contains more than 99.5% water and propellants, plus chemical
additives that improve fracturing performance.
Fracturing aims at increasing the production rate and the amount of gas recovered
from a given volume of bituminous clay.
Hydraulic fracturing also applies to the extra recovery of hydrocarbons (oil or gas)
from conventional deposits, with the goal of increasing the permeability of the reservoir rock
(which means extracting a larger quantity of hydrocarbons from a deposit).
Fracturing, as a method of stimulating oil flow to wells, was applied in the oil
industry for the first time in 1860 in the US, Pennsylvania, New York and West Virginia.
Scientifically, the hydraulic fracturing was applied in 1947 on a Gran County gas
field in SW Kansas on a lime tank and then applied to other reservoirs.
Patenting this process was carried out by the Halliburton Oil Well Cementing
Company in 1949. The company applied the hydraulic fractionation treatment on two
commercial gas fields in Oklahoma and Texas.
In Russia, this procedure was first applied in 1952. In Europe, hydraulic fracturing
was widely applied between 1977 and 1985 in countries such as: Germany, England, the
Netherlands, Norway, the Soviet Union, Poland, Czechoslovakia, Yugoslavia, Hungary,
Romania, Austria, France, Italy, Bulgaria, Turkey, etc .. This is a method of stimulating oil
and gas flow from various types Sandstone, limestone, dolomite etc.).
13 This paper aims to present the steps to be followed to perform a hydraulic cracking
operation.
. In Chapter 1, Considerations on flow in the flow-well inflow zone, there are
aspects of the gas flow in the neighboring area of the probe, the causes which lead to reduced
communication between the layer and the probe, the influence of the low permeability zone
on its production capacity and methods To assess the effect of contamination of the
productive formation.
Chapter 2 presents theoretical data about skin factor and recovery factor.
In Chapter 3 there are presented generalities of the cracking operation, cracking
aggregates, theoretical data of the cracking pressure. Also in this chapter are presented the
properties and classification of the cracking fluids, the types of support materials, the
properties of the supporting materials and their quality conditions, the steps necessary for the
preparation of the cracking operation, the cracking methods, the control of the hydraulic
fracturing with radioactive tracers and Returning the probe to production.
In Chapter 4 of the paper is presented a calculation brevity for the design of a
hydraulic cracking operation, in which certain parameters such as the lithostatic pressure, th e
crack pressure, the fluid filtration coefficient, the fluid inlet time in the crack, the length The
crack thickness, the crack volume, the amount of sand required, the productivity of the probe
after cracking, etc. Also in this chapter are some aspects of work schedule and location
planning.
In Chapter 5 the economical calculation of the fracture operation was performed in
order to determine the cost-effectiveness of such an operation. The economic analysis was
carried out over a period of three years, as the cracking operation is believed to take effect, in
two variants: the first variation is without the execution of the operation and the second is the
execution of the operation. The economic analysis was conducted in dollars ($) according to
the '' Discounted Cash Flow '' method, considering an update rate for the 10% NPP
determination and working in constant monetary values.
14 Rezumat
Tema acestei lucrări este Proiectarea unei operaĠii de fisurare hidraulică a unei sonde.
Lucrarea este structurată în 5 capitole și prezintă aspecte ale procesului de fisurare și
pașii care trebuie urmaĠi pentru execuĠia unei operaĠii de fisurare.
În capitolul 1, ConsideraĠii privind curgerea în zona de influx strat -sondă, se prezintă
aspect e ale curgerii gazelor în zona învecinată sondei, cauzele car e duc la reducerea
comunicării între strat și sondă, influenĠa zonei cu permeabilitate redusă asupra capacităĠii de
producĠie a acesteia și metode de evaluare a efectului contaminării formĠiunii productive.
Capitolul 2 prezintă date teoretice despre factorul de skin și factorul de recuperare.
În capitolul 3 sunt prezentate generalităĠi privind operaĠia de fisurare, agregate de
fisurare, date teoretice ale presiunii de fisurare. Tot în acest capit ol se prezintă rolul ,
proprietăĠile și clasificare a fluidelor de fisurare, tipurile de materiale de susĠinere, proprietăĠile
materialelor de susĠinere și condiĠiile de calitate ale acestora, pașii necesari pentru pregatirea
operaĠiei de fisurare, metode de fisurare, controlul fisurării hidraulice cu trasori radioactivi și
repunerea sondei în producĠie.
În capitolul 4 al lucrării este prezentat un breviar de calcul pentru proiectarea unei
operaĠii de fisurare hidraulică, în care se determină anumiĠ i parametri cum ar fi presiunea
litostatică, presiunea de fisurare, coeficientul de filtrare al fluidului, timpul de intrare al
fluidului în fisură, lungimea și grosimea fisurii, volumul fisurii,cantitatea de nisip necesară,
productivitatea sondei după fisurare etc. Tot în acest capitol se mai prezintă anumite aspecte
despre programul de lucru și despre amenajarea locaĠiei.
În capitolul 5 s- a efectuat calculul economic, aferent operaĠiei de fisurare, cu scopul de
a se determinat rentabilitatea execu Ġiei unei astfel de operaĠi i. Analiza economică s -a efectuat
pe o perioadă de trei ani, cât se consideră că are efect operaĠia de fisurare, în două variante:
prima variată este fără executarea operaĠiei iar a doua variantă este cu efectuarea ope raĠiei.
Analiza ec onomică s -a efectuat în dolari($) după metoda ‘‘ Discounted Cash-Flow ’’,
considerându-se o rată de actualizare pentru determinarea N.P.V de 10 % și lucrându -se în
valori monetare constante.
15 Summary
The theme of this paper is The Design of a Hydraulic Cracking of a Probe.
The paper is structured in 5 chapters and presents aspects of the cracking process and
the steps to be taken to perform a cracking operation.
In Chapter 1, Considerations on flow in the flow-well inflow zone, there are aspects of
the gas flow in the neighboring area of the probe, the causes which lead to reduced
communication between the layer and the probe, the influence of the low permeability zone
on its production capacity and methods To assess the effect of contamination of the
productive formation.
Chapter 2 presents theoretical data about skin factor and recovery factor.
In Chapter 3 there are presented generalities of the cracking operation, cracking
aggregates, theoretical data of the cracking pressure. Also in this chapter are presented the
properties and classification of the cracking fluids, the types of support materials, the
properties of the supporting materials and their quality conditions, the steps necessary for the
preparation of the cracking operation, the cracking methods, the control of the hydraulic
fracturing with radioactive tracers and Returning the probe to production.
In Chapter 4 of the paper is presented a calculation brevity for the design of a
hydraulic cracking operation, in which certain parameters such as the lithostatic pressure, the
crack pressure, the fluid filtration coefficient, the fluid inlet time in the crack, the length The
crack thickness, the crack volume, the amount of sand required, the productivity of the probe
after cracking, etc. Also in this chapter are some aspects of work schedule and location
planning.
In Chapter 5 the economical calculation of the fracture operation was performed in
order to determine the cost-effectiveness of such an operation. The economic analysis was
carried out over a period of three years, as the cracking operation is believed to take effect, in
two variants: the first variation is without the execution of the operation and the second is the
execution of the operation. The economic analysis was conducted in dollars ($) according to
the '' Discounted Cash Flow '' method, considering an update rate for the 10% NPP
determination and working in constant monetary values.
16 CAP. 1. CONSIDERAğII PRIVIND CURGEREA ÎN ZONA DE INFLUX
STRAT- SONDĂ
1.1 CURGEREA GAZELOR ÎN ZONA ÎNVECINATĂ GĂURII DE SONDĂ
După cum se știe, relaĠia dintre presiune, volum și temperatură are aspectul:
ܸ= ܴܶ (1) scrisă pentru un volum dat de gaz în condiĠii normale, sau
pV= ZRT (2) în condiĠii de zăcământ ( presiunea și temperatura dată).
Din aceste două relaĠii, rezultă și factorul de volum al gazelor prin explicitarea lui R(
constanta individuală a gazului) [2] :
ܤ=ܸ
ܸ= ܼܶ
ܶ ሺͳ.ͳሻ
Pe de altă parte, conform celor menĠionate anterior rezultă [2]:
ܳ
ܶ= ܳ
ܼܶ ሺͳ.ʹሻ
Unde Q este debitul de gaze în condiĠii de zăcământ iar ܳ este debitul de gaze în
condiĠii de suprafaĠă.
În condiĠii de zăcământ debitul de gaze produs de sondă este [2]:
݇=ܳ
ߤ݀
ݎ݀ʹℎݎߨ ሺͳ.͵ሻ
În cazul de faĠă k reprezintă o permeabilitate absolută referindu -se la curgerea gazelor
prin mediul poros, sau tinând cont de relaĠia (1.2) putem scrie [2]:
ܶܳ∫ݎ݀
ݎ = ʹℎ݇ߨ
ߤ∙݀∙
ܼܶ
௦= ʹℎ݇ߨ
ܶ∫ ∙݀
ߤܼ
ሺͳ.Ͷሻ
De unde:
17
ܶܳݎ݈݊
ݎ௦= ʹℎ݇ߨ
ܶ∙ͳ
ߤܼ∙ଶ− ଶ
ʹ ሺͳ.ͷሻ
Considerând ߤ= ct între și și în consecinĠă [2] :
ܳ=ʹܶℎ݇ߨ
ߤݎ݈ܼ݊ܶ
ݎ௦∙ଶ− ଶ
ʹ ሺͳ.ሻ
RelaĠia (1.6) se poate scrie și sub forma [2]:
ܳ= ʹℎ݇ߨ
ߤݎ݈݊
ݎ௦∙ܶ
ܼܶ∙ ̅ ∙ (− ) ሺͳ.ሻ
unde T este temperatura de zăcământ, iar
p ̅ = pc+ p f
ʹ
În final se poate scrie Ġinând cont de relaĠia 1.1 [2]:
ܳ = ʹℎ݇ߨሺ − ሻ
ߤݎ݈݊
ݎ௦ܤ ሺͳ.ͺሻ
unde ܤ așa cum se observă trebuie considerat la o presiune medie aritmetică între și ,
la fel ca și valoarea lui Z. Revenind la relaĠia 1.3 o soluĠie mai exactă ar fi [2]:
ܳ= ʹܶℎ݇ߨ
ݎ݈݊
ݎ௦ ܶ∫ ∙݀
ߤܼ
ሺͳ.ͻሻ
Notând cu p presiunea pentru cazul general,
=ݑ ʹ ∫ ∙݀
ߤܼ ሺͳ. ͳͲሻ
18 Se obĠine forma finală a ecuaĠiei debitului de gaze [2]:
ܳ= ܶℎ݇ߨ
ݎ݈݊
ݎ௦ ܶ [ݑሺሻ− (ݑ)] ሺͳ.ͳͳሻ
Integrala din ecuaĠia (1.9) este asemănătoare sau mai bine zis corespunzătoare funcĠiei
Hristiamovici pentru ĠiĠei. Deci în termeni de pseudopresiune ecuaĠia de curgere devine:
ܥ=ܳ ሺ̅ଶ− ଶሻ ሺͳ.ͳʹሻ
Sau:
ܥ=ܳ [ݑ ሺ̅ሻ− (ݑ)] ሺͳ.ͳ͵ሻ
Unde: C – coeficientul capacităĠii de producĠie stabilizată
n – panta graficului dublu logaritmic: ݂=ܳ ሺ̅ ଶ− ଶሻ .
Valorile coeficientului n depind de condiĠiile de curg ere, fiind cuprinse între 0,5 pentru
curgerea turbulentă și 1 conform legii lui Darcy. Valorile lui C depinde de ordinul de mărime
al debitului și de relaĠiile folosite (1.12) sau (1.13).
EcuaĠiile (1.12) și (1.13) sunt teoretic riguroase, pot fi utilizate și au dat rezultate bune
în practică în special pentru determinarea debitului potenĠial teoretic ( =0) și construirea
curbelor de comportare.
Pentru sondele de gaze se poate admite n = 0,5.
DistribuĠia presiunii este similară cu cea dată de funcĠia Hristianovici, și se obĠine cu
relaĠia [2]:
ݑሺሻ= (ݑ)+ ݑሺሻ− ݑሺ ሻ
ݎ݈݊
ݎ௦∙ݎ݈݊
ݎ௦ ሺͳ. ͳͶሻ
Dacă se admite că variaĠia vâscozităĠii cu presiunea se neglijează și factorul de ab atere
Z = 1, distribuĠia presiunii rezultă pe baza ecuaĠiei (1.6) sub următoarea formă [2]:
19 ଶ= ଶ+ଶ− ଶ
ݎ݈݊
ݎ௦∙ ݎ݈݊
ݎ௦ ሺͳ. ͳͶ′ሻ
În relaĠiile anterioare se folosește sistemul de unităĠi de măsură S.I, ܳ fiind debitul de
gaze în condiĠii normale. Cele spuse anterior sunt valabile pentru o mișcare radial plană și
staĠionară a gazelor.
În cazul unor viteze mari de curgere, debite mari de gaze, curgerea gazelor devine
neliniară iar relaĠia care descrie curgerea, dedusă din ecuaĠia difuziei gazelor capătă
următoarea formă [2]:
∆ݑ=ݑ ሺሻ− (ݑ)= ܳܽ + ܾܳ ଶ ሺͳ.ͳͷሻ
Sau:
ଶ− ଶ= ܳܽ + ܾܳ ଶ ሺͳ. ͳሻ
Pe baza relaĠiei (1.16) rezultă valoarea presiunii de zăcământ [2]:
=√ଶ+ ܳܽ + ܾܳ ଶ ሺͳ.ͳ′ሻ
ܳ corespunzând lui respectiv.
RelaĠia (1.16) se mai numește și ecuaĠia lui Jones.
Rezolvând ecuaĠia (1.16) rezultă valoarea debitului de gaze pentru diferite presiuni de
fund[2]:
ܳ =− ܽ ± √ܽଶ+ Ͷܾሺ ଶ− ଶሻ
ʹܾ ሺͳ.ͳሻ
Debitul de gaze posibil corespunzător lui =0 este[2]:
ܳ .𝑥 =− ܽ ± √ܽଶ− Ͷܾ ଶ
ʹܾ ሺͳ.ͳ′ሻ
RelaĠiile (1.17) și (1.17’) ajută la trasarea curbei de comportare a sondei.
20 În cazul curgerii(filtrării) neliniare a gazelor se poate admite că gradien tul de presiune
se poate pune sub forma[2]:
݀
ݎ݀ݒܾ+ݒܽ= ଶ ሺͳ.ͳͺሻ
Unde: v- viteza de filtrare
a = ఓ
k – permeabilitatea absolută a stratului
ߤ – vâscozitatea dinamică a gazului
b = ρ ߚ
ρ – masa specifică a gazului
ߚ – coeficient de turbulenĠă
În final rezultă:
ଶ− ଶ= ܳܽ + ܾܳ ଶ ݀ܽ𝑖ܿă ܽݑܿ݁ț 𝑖 ܽሺͳ.ͳሻ.
ğinând seama că:
ܳ ܼ𝑇∙ బ
∙𝑇 బ=
ఓௗ
ௗ ∙ ʹℎݎߨ rezultă [2]:
ܳ ∙ ߤ∙ ܼ ∙ ܶ ∙ ͵, ∙ͳͲ−ଶ∫ݎ݀
ݎ
ೞ= ʹℎ݇ߨ ∫ ∙ ݀
ሺͳ. ͳͻሻ
Termenul ͵,∙ͳͲ−ଶ provine din raportul ܶ⁄în S.I. sau[2]:
ሺଶ− ଶሻ௩â௦=,ଷଶ∙ଵమఓ𝑇
ଶగℎ݈݊
ೞ ܳ ሺͳ.ʹͲሻ
Ca urmare a acestei curgeri și pierderi de presiune din cauza vâscozităĠii pentru debitul
ܳ datorită inerĠiei rezultă [2]:
݀
ݎ݀ߩߚ = ݒଶ
21 Sau:
ߚ =݀ ∙ߩ ܶ
ܼܶ∙ܳଶଶܶଶܼଶ
ܶଶଶሺʹℎݎߨሻଶ ݎ݀ሺͳ. ʹͳሻ
Reducând termenii, separând variabilele și integrând rezultă [2]:
ሺଶ− ଶሻ𝑖= ߩߚ
ܼܶܶ
Ͷߨଶݎଶℎଶܳݎ݀ଶ
De unde, Ġinând seama și că ߩ = ͳ, ʹͺ ∙ ߛ se obĠine [2]:
ሺଶ− ଶሻ𝑖= ߚͲ,ʹͶ∙ͳͲଶߛܼܶ
ℎଶሺͳ
ݎ௦−ͳ
ݎሻܳଶ
Sau Ġinând seama că ଵ
≪ଵ
, prin simplificare, rezultă în final [2]:
ሺଶ− ଶሻ𝑖= ߚͲ,ʹͶ∙ͳͲଶߛܼܶ
ℎଶͳ
ݎ௦ܳଶ ሺͳ. ʹʹሻ
Unde ߚ este un coeficient de turbulenĠă și este dat de relaĠia :
=ߚ ,Ͷ∙ͳͲଵ
݇ଵ,ଶଵ ሺͳ. ʹ͵ሻ
RelaĠie în care k se trece in mD.(1 mD = ͳͲ−ଷܦ ,iar 1 D = ͳͲ−଼ ݉ܿଶ=ͳͲ−ଵଶ ݉ଶ în S.I.)
Prin urmare rezultă [2] :
ሺଶ− ଶሻ௧௧ =,͵ʹ∙ͳͲଶߤܼܶ
ʹℎ݇ߨlnݎ
ݎ௦ܳ+Ͳ,ʹͶ∙ͳͲଶߛߚܼܶ
ℎଶݎ௦ܳଶ ሺͳ. ʹͶሻ
Adică:
ଶ− ଶ= ܳܽ + ܾܳ ଶ ሺͳ.ʹͷሻ
Prin compararea relaĠiilor (1.24) și (1.25) rezultă valorile coeficineĠilor a si b.
22 Ar mai fi de menĠionat că relaĠia (1.25) se poate pune și sub forma dată de
relaĠia(1.27). Cunoscând prin masu rarea și debitul gaze ܳ (N݉ଷ/s) masurat si el, rezultă
valoarea presiunii de zăcământ [2]:
=√ଶ+ ܳܽ + ܾܳ ଶ ሺͳ.ʹሻ
∆ଶ
ܳ= ܾܳ+ܽ ሺͳ.ʹሻ
Sau:
∆ݑሺሻ
ܳ= ܾܳ+ܽ ሺͳ.ʹͺሻ
RelaĠiile (1.24) sau (1.27) pot fi reprezentate grafic sub forma din figura 1.1 pe baza
ecuaĠiei (1.25) ce exprimă ܳ= (݂).
Fig. 1.1 Reprezentarea grafică a relaĠiei (1.28) [2]
23 Prin urmare :
=ܽ ,͵ʹ∙ͳͲଶߤܼܶlnݎ
ݎ௦
ʹℎ݇ߨ ሺͳ.ʹͻሻ
=ܾ Ͳ,ʹͶ∙ͳͲଶߛߚܼܶ
ℎଶݎ௦ ሺͳ. ͵Ͳሻ
Se observă că pe baza relaĠiei (1.30) rezultă:
ℎܾ=ߚ ଶݎ௦
Ͳ,ʹͶ∙ͳͲଶߛܼܶ ሺͳ. ͵ͳሻ
Valoarea coeficientului de turbulenĠă dată de relaĠia(1.31) poate fi coroborată cu
valoarea sa dată de relaĠia(1.23).
Trasarea curbelor de comportare a sondei ܳ = ݂∆ܷ ሺሻ se poate face fie pe baze
relaĠiei (1.16) fie pe baza relaĠiei (1.27) sau (1.28).
1.2 CAUZELE C ARE DUC LA ÎNRĂUTĂğIREA COMUNICĂRII STRATULUI
CU SONDA DE GAZE NATURALE
1.2.1. ExistenĠa unei permeabilităĠi reduse sau neunifom e a stratului productiv .
Acest neajuns poate fi parĠial redus printr -o operaĠie de acidizare care are ca efect
creșterea diametrului canalelor în zona afectată de tratament și deci mărirea permeabilităĠii
stratului în vecinătatea sondei (deoarece permeabilitatea naturală a stratului este mică).
1.2.2. ImperfecĠiunea sondei
O sondă este considerată imperfectă în următoarele situaĠii:
ș stratul productiv nu este complet săpat, caz în care sonda se consideră imperfectă după
gradul de deschidere;
ș în urma deschiderii parĠiale a stratului productiv prin perforare, în acest caz sonda fiind
imperfectă după modul de deschidere;
Debitul unei sonde imperfecte este dat de relaĠia [3] :
24 Qi= πkhሺpcଶ− pfଶሻ
μbp ሺC + lnrc
rୱሻ ሺͳ.͵ʹሻ
unde:
C – coeficient care caracterizează rezistenĠa opusă curgerii datorate imperfecĠiunii sondei.
C = ܥଵ+ ܥ ଶ
ܥଵ – coeficient datorat modului de deschidere
ܥଶ – coeficient datorat imperfecĠiunii sondei după gradul de deschidere
Determinarea lui ܥଵ și ܥଶ se face pe baza unor diagrame sau relaĠ ii.
O altă formă a relaĠiei ( 1.32) este:
Qi= πkhሺpcଶ− pfଶሻ
μbp lnrc
r୰ ሺͳ.͵͵ሻ
unde: ݎ- raza redusă a sondei, calculabilă cu relaĠia [3]:
ݎ=ݎ௦
݁ ሺͳ. ͵Ͷሻ
Pentru C > O ݎ< ݎ௦ debitul sondei imperfecte ar fi egal cu debitul unei sonde
perfecte care produce în aceleași condiĠii dar are ca rază, raza redusă a sondei.
Coeficientul de perfecĠie al unei sonde este definit ca raportul dintre debitul sondei
imperfecte și debitul sondei perfecte [3].
ܳ=ߜ 𝑖
ܳݎ݈݊ =
ݎ௦
ݎ݈݊+ܥ
ݎ௦=ݎ݈݊
ݎ௦
ݎ݈݊
ݎ ሺͳ. ͵ͷሻ
Dacă fantele sau perforaturile unei sonde sunt necorespunzătoare, atunci coeficientul
de perfecĠie ߜ are valori mai mici de 0,9, debitul sondei imperfecte fiind sensibil micșorat.
Dacă suprafaĠa totală a fantelor este de cca. 0,1…0,2 din suprafaĠa coloanei în dreptul
stratului sau dacă perforaturile sunt suficient de adânci și neblocate atunci ߜ ∈[0,1;1]
rezultând un debit real apropiat de cel al unei sonde perfecte.
25 La stratele cu permeabilitate mică se poate realiza un coeficient de perfecĠie mai mare
decât 1 prin efectuarea unor perforaturi adânci și eficiente, rezultând un debit al sondei
imperfecte mai mare decât debitul sondei perfecte.
1.2.3. Pătrunderea parĠială a fluidului în stratul productiv.
Are loc atunci când canalele din strat au dimensiuni mai mari decât particulele solide
aflate în suspensie în fluidul de foraj. La presiunea în producĠie a sondei apar dificultăĠi în
realizarea unei bune comunic ării între strat și sondă fiind necesară eliminarea fluidului de
foraj în pori.
1.2.4. Umflarea și dispersarea argilelor.
Este un fenomen complex care apare când se strică echilibrul existent între argilă și
apa din zăcământ prin pătrunderea în strat a apei dulci sau cu o mineralizaĠie diferită de cea a
apei de zăcământ. Fenomenul micșorează permeabilitatea stratului micșorând deci debitul
sondei.
Apa poate proveni fie din filtratul fluidului de foraj, fie din soluĠiile apoase introduse
în sondă cu ocazia efectuării unor operaĠii de intervenĠie.
Umflarea argilelor exprimă creșterea volumului acestora ca urmare a reĠinerii apei prin
absorbĠie în reĠeaua cristalină, precum și prin fenomene de adsorbĠie.
În rocile colectoare, mineralele argiloase pot fi întâlnite în proporĠii variabile , cel mai
frecvent între 1…..1 0%, destul de rar peste 10% și foarte rar sub 1%.
În rocile consolidate, mineralele argiloase sunt prezente mai ales ca liant între granule,
căptușind practic pereĠii porilor, în timp ce în rocile neconsolidate pot fi întâlnite fie ca
particule discrete , fie ca aglomerări sub forme lenticulare.
1.2.5. Pătrunderea în strat a particulelor solide din fluidul de foraj.
Apare în cazul în care porii sunt de dimensiuni mai mari, permiĠând particulelor solide
din fluidul de foraj să pătrundă în interiorul lor. Aceste particule se deplasează prin pori până
acolo unde întâlnesc o constricĠie, rezultând un fenomen de blocaj asemănător mineralelor
argiloase.
Cercetările efectuate au arătat că zona contaminată își micșorează permeabilitatea de
5 -7 ori, din acest motiv pentru înlăturarea efectelor acestui tip de blocaj cea mai bună metodă
26 este una chimică capabilă să disperseze particulele dispuse în canale, să reducă dimensiunile
agregatelor argiloase umflate de apă, distrugând în același timp și emulsiile formate în
prezenĠa particulelor de bentonită.
Metoda constă în injectarea în strat a unui amestec de HCI diluat și în amestec cu un
acid sulfonic aromatic. Acest amestec diminuează proprietăĠile superficiale ale argilelor.
1.2.6. Blocarea zonei din jurul sondei produ să de forajul cu sapa.
Apare dacă fluidul de foraj nu își exercită rolul astfel încât sapa acĠionează în
continuare asupra rocii deja dislocate, transformând-o în particule din ce în ce mai fine, dintre
care unele pot pătrunde în pori. Această pătrundere poate fi cauzată de presiunea diferenĠială
sondă -strat.
1.2.7. Turta depusă pe pereĠii sondei.
În timpul forajului pe pereĠii sondei se formează o turtă alcătuită din particule cu
diametre mai mari decât diametrele canalelor care suferă un proces de podire la intrarea în
pori, între granulele cele mai mari așezate iniĠial, oprindu -se ulterior particule din ce în ce mai
fine, care întregesc această podire astfel că în final, prin crusta realizată nu poate trece de cât
filtratul fluidului de foraj.
Dacă în timpul forajului această turtă este utilă, la punerea în producĠie provoacă
dificultăĠi mai ales în cazul straturilor cu presiuni foarte mici. În această situaĠie pentru
punerea în producĠie a sondelor este necesar să se apeleze la metode de îndepărtare a tu rtei.
1.2.8. Depunerea în zona de strat din jurul sondei a unor impurităĠi aduse de apa introdusă
ocazional î n sondă.
Pe lângă posibilitatea depunerii unor impurităĠi existente în apă și a fenomenelor
prezentate anterior există posibilitatea formării unor precipitaĠii de săruri insolubile care
depuse fac parte de obicei din grupa carbonaĠilor, putând fi eliminate ușor printr -o operaĠie
obișnuită de acidizare.
De asemenea, în cursul exploatării în sonde își face apariĠia apa de zăcământ, din care,
în zona de presionată din jurul găurii de sondă se degajă CO2 și ca urmare, sărurile până atunci
dizolvate se depun, micșorând permeabilitatea.
27 1.3 INFLUENğA ZONEI CONTAMINATE DIN JURUL SONDEI ASUPRA
CAPACITĂğII DE PRODUCğIE A ACESTEIA.
ConsecinĠa fenomenelor enumerate anterior contaminarea zonei din jurul găurii de
sondă. Raza zonei contaminate cu lichide este de obicei mult mai mare decât a celei
contaminate cu particule solide. După unii autori, raza contaminată este de cea. 5 m în cazul
contaminării cu lichide și până la 0,3 – 0,5 m în cazul contaminării cu particule solide.
ConsecinĠa fenomenului de contaminare este apariĠia în jurul sondei a două raze
concentrice de permeabilitate diferite (Fig. 1.3.1)
Fig.1.3.1 Ilustrarea zonei contaminate din jurul sondei [3]
Zona I de rază R situată în jurul găurii de sondă este numită zonă contaminată și este
caracterizată printr -o permeabilitate ܭଵ mai mică decât cea a permeabilităĠii iniĠiale sau a
celei existente în restul zonei de drenaj în momentul respectiv.
28 Zona II – cuprinde restul formaĠiunii până la raza de contur Rc și se numește zonă de
referinĠă, deoarece elementele curgerii din această zonă sunt luate drept elemente de
comparaĠie pentru zona contaminat ă.
Unii autori numesc zona II – zonă necontaminată, denumire care este valabilă doar
atât timp cât în jurul sondei se păstrează cantităĠile de curgere iniĠiale (din momentul punerii
în producĠie).
Metodele de tratare care se aplică vizează în general zona contaminată. Dacă în urma
operaĠiei de tratare permeabilitatea acestei zone este adusă la valoarea permeabilităĠii iniĠiale
ܭଶ, atunci căderea de presiune suplimentară necesară deplasării fluidelor din această zonă
dispare,iar productivitatea formaĠiunii crește.
Dacă după tratare ܭଵ> ܭଶ, rezultă încă o reducerea a căderii de presiune, care în zona
din imediata apropiere a găurii de sondă este destul de mare chiar în lipsa contaminării.
Pentru a stabili modul în care influenĠează zona contaminată capacitatea de producĠie a
sondei, trebuie să determinăm o permeabilitate medie știind că debitul care trece prin zona I
este egal cu debitul care trece prin zona II, se poate scrie[3] :
݇ߨ =ܳ ଵℎሺଶ− ଶሻ
ܾߤܴ݈݊
ݎ௦= ݇ߨ ଶℎሺ ଶ− ଶሻ
ܾߤܴ݈݊
ݎ ሺ ͳ. ͵ሻ
dar:
݇ߨ =ܳ ℎሺ ଶ− ଶሻ
ܾߤܴ݈݊
ݎ௦ ሺͳ. ͵ሻ
ğinând seama că ଶ− ଶ=ሺଶ− ଶሻ+ ሺଶ− ଶሻ și explicitând căderile de
presiune din formula (1.2.5) rezultă [3]:
29 ܴ݈ܾ݊ߤܳ
ݎ௦
݇ߨ ℎ=ܴ݈ܾ݊ߤܳ
ܴ
݇ߨ ଶℎ+ܴ݈ܾ݊ߤܳ
ݎ௦
݇ߨଵℎ ሺͳ. ͵ͺሻ
Sau:
ܴ݈݊
ݎ௦
݇=ܴ݈݊
ܴ
݇ଶ+ܴ݈݊
ݎ௦
݇ଵ ሺͳ. ͵ͻሻ
De unde rezultă pentru permeabilitatea medie expresia [3]:
݇=݇ଵ݇ଶܴ݈݊
ݎ௦
݇ଵܴ݈݊
ܴ݇+ ଶܴ݈݊
ݎ௦ ሺͳ. ͶͲሻ
Dacă nu ar exista zona contaminată, debitul sondei ar fi egal cu[3]:
ܳ=݇ߨଶℎሺ ଶ− ଶ
ܾߤܴ݈݊
ݎ௦
Pentru aprecierea zonei contaminate se definește raĠia de productivitate [3]:
ܴ=ܳ
ܳ=݇
݇ଶ ሺͳ. Ͷͳሻ
Se poate spune că dacă Rp < 1 ( ݇< ݇ଶ) zona conntaminată care face ca formaĠiunea
să nu producă la debitul potenĠial deci, trebuie luate măsuri de deblocare.
Dacă Rp = 1 → ݇ =݇ଶ nu există zonă contaminată.
Dacă ݇> ݇ଶ , Rp > 1 caz în care s- au îmbunătăĠit condiĠiile curgerii în jurul găurii de
sondă prin aplicarea unui tratament cu rezultat favorabil.
Înainte de efectuarea unui tratament de stimulare a afluxului la sondă este necesar să
se efectueze o cercetare a sondei pentru a vedea dacă în jurul sondei există contaminare și a se
evalua gradul de contaminare a formaĠiunii, urmând ca ulterior după tratament, tot prin
cercetare să se determine gradul de reușită.
30 1.4 METODE DE EVALUARE A EFECTULUI CONTAMINĂRII FORMAğIUNII
PRODUCTIVE BAZATE PE CERCETAREA SONDEI
Atunci când o sondă de extracĠie prezintă o capacitate scăzută de producĠie datorită
unor cauze care privesc permeabilitatea formaĠiuni, aceasta se poate datora fie
permeabilităĠii naturale cu valoare relativ mică în zona de drenaj a sondei, fie permeabilităĠii
micșorate în special în zona din jurul găurii de sondă, ca urmare a contaminării formaĠiunii..
Metodele de apreciere a gradului î n care este afectată capacitatea normală de
producĠie a unei formaĠiuni au la bază criterii de comparare a unor parametri care
caracterizează direct sau indirect productivitatea acesteia.
În principiu, când se analizează în ce măsură este modificată capacitatea de producĠie
a unei sonde faĠă de capacitatea sa normală, situaĠia existentă la aceasta în momentul
respectiv se poate compara fie cu situaĠia sondelor care se află in jurul său, producând din
aceeași formaĠiune, fie cu situaĠia prezentă la aceeași sondă in condiĠiile iniĠiale (la
deschiderea formaĠiunii) sau în condiĠii considerate la un moment dat, anterior momentului
în care se face analiza.
ComparaĠia cu sondele din jur se poate admite ca valabilă numai în ipoteza că
formaĠiunea prezintă caracteristici iniĠiale identice în întreaga zonă productivă, adică valorile
iniĠiale ale permeabilităĠii și saturaĠiei cu fluide sunt identice în zonele de drenaj ale tuturor
sondelor care se compară. Acest procedeu, chiar în cazul că ipoteza de mai sus exprimă
realitatea, de obicei introduce totuși o eroare de referinĠă, deoarece însăși sondele luate ca
element de comparaĠie pot să prezinte un anumit grad de contaminare. De aceea se pre feră să
se efectu eze comparaĠia intre situaĠii existente la aceeași sondă.
Caracterizarea eventualelor modificări ale capacităĠii de producĠie, datorite
contaminării, se face luând în considerare fie caracteristica de productivitate a sondei,
exprimată prin indicele de productivitate, fie direct permeabilitatea formaĠiunii, acestea fiind
principalele elemente care stau la baza diferitelor criterii de apreciere.
31 1.4.1 Criteriul indicilor de productivitate.
Indicele de productivitate este definit ca raportul dintre debitul de fluid al unei sonde și
căderea corespunzătoare de presiune existentă intre strat și sondă, in timp ce stratul produce
cu acest debit.
1.4.2 Criteriul permeabilităĠilor. Factorul de eficienĠă.
Permeabilitatea medie ݇̅௧ a formaĠiunii productive pentru ĠiĠei, la un moment dat, după
punerea în exploatare, se poate obĠine prin procedeele obișnuite de cercetare a sondei.
Valoarea permeabilităĠii medii ݇̅௧ obĠinută în acest fel nu oferă însă posibilitatea de a
stabili dacă productivitatea scăzută a formaĠiunii exploatate prin sonda analizată este datorată
prezenĠei unei zone contaminate sau este vorba pur și simplu de faptul că formaĠiunea
respectivă are o permeabilitate naturală relativ scăzută în întreaga zonă de drenaj. D e aceea se
recurge la compararea acestei valori a permeabilităĠii medii ݇̅௧ obĠinută în urma cercetării
sondei, cu valoarea permeabilităĠii formaĠiunii obĠinută din analiza în laborator a carotelor
recoltate la deschiderea acestei formaĠiuni. Printre pri mele propuneri de evaluare a
contaminării pe această cale se poate cita aceea care constă în compararea lui ݇̅௧, obĠinut în
urma cercetării sondei, cu valorile obĠinute în urma analizelor de laborator ale carotelor,
corectând permeabilităĠile absolute la cele efective prin datele de permeabilitate relativă.
Parametrul folosit în acest scop, denumit factorul de eficienĠă E, se exprimă prin relaĠia:
݇=ܧ ̅௧
݇௧݇̅= ܳ௧
ܳ௧𝑖 ሺͳ.Ͷʹሻ [Ͷ]
unde:
E- este permeabilitatea medie efectivă a formaĠiunii faĠă de ĠiĠei, în D;
݇௧— permeabilitatea relativă pentru ĠiĠei;
݇̅ — permeabilitatea medie absolută calculată din analiza carotelor, în D;
ܳ௧𝑖 — debitul teoretic în regim stabilizat pentru sistemul necontaminat, în ݉ଷ/24 h;
ܳ௧ — debitul de ĠiĠei al sondei, în ݉ଷ/24 h.
Prin urmare, acest procedeu oferă un mijloc practic de evaluare a contaminării
formaĠiunii în acele cazuri în care se dispune de date corespunzătoare, obĠinute din analiza
carotelor
32 1.4.3 Criteriul raĠiei de productivitate.
O altă posibilitate de evaluare a modificărilor survenite în zona de strat din jurul găurii
de sondă are la bază folosirea elementelor obĠinute în urma cercetării sondei în regim
nestabilizat. Î n acest caz, pentru obĠinerea parametrului de referinĠă se recurge la una din
proprietăĠile caracteristice observate la curbele de variaĠie a presiunii de fund reprezentate în
funcĠie de timp.
Astfel, la o sondă care este analizată pe această cale, dispunând de o curbă de variaĠie
(refacere sau restabilire) a presiunii de fund, construită pe baza datelor cercetării, este posibil
să se determine valoarea permeabilităĠii medii efective faĠă de ĠiĠei, existentă în zăcămînt, în
zona de drenaj a sondei, dincolo de zona contaminată.
Această posibilitate decurge din concordanĠa care se stabilește între expresia analitică
a variaĠiei presiunii și forma reală a curbei de variaĠie rezultată în urma cercetării sondei.
Pentru a realiza o corelare exactă, este evident că în ambele cazuri exprimarea trebuie făc ută
în funcĠie de un acelaș i argument, care de obicei este log௧బ+∆௧
∆௧ în care ݐ este durata totală de
producĠie a sondei, iar ∆ݐ este timpul de închidere a sondei, exprimat în aceleași unităĠi ca și
ݐ.
1.4.4 Criteriul efectului pelicular (skin effect).
Un alt procedeu de evaluare a efectului contaminării se bazează pe presupunerea că
zona contaminată, având o rază foarte mică în comparaĠie cu raza zonei de drenaj, poate fi
asimilată cu o membrană subĠire, așezată în calea curentului de fluid care curge din
formaĠiunea productivă în gaura de sondă și care la trecerea fluidului exercită un efect de
filtru, de frânare a curgerii acestuia. Pentru a anihila acest efect de frânare, denumit efe ct
pelicular, devine necesară prin urmare asigurarea unei căderi de presiune în virtutea căreia
fluidul trece prin zona contaminată (considerată ca o peliculă sau membrană).
Valoarea efectului pelicular atât de permeabilitatea cât și de raza zonei contaminate.
Din discuĠia acestei relaĠii decurg următoarele situaĠii distincte: dacă efectul pelicular
are valoarea zero, aceasta indică lipsa unei zone contaminate; o valoare pozitivă a lui 5 arată
că formaĠiunea este contaminată, iar o valoare negativă denotă că în zona din jurul găurii de
sondă s -a realizat o îmbunătăĠire a condiĠiilor de curgere, respectiv permeabilitatea in această
zonă are o valoare mai mare decât cea din restul zonei de drenaj.
33 Determinarea valorii efectului pelicular la o sondă se poate face de asemenea folosind
datele furnizate de curba de variaĠie a presiunii de fund după închiderea sondei.
1.4.5. Criteriul raĠiei de productivitate aplicat în cazul curgerii polifazice
Aplicat în cazul curgerii poli- fazice. Metoda de evaluare descrisă anterior se poate
aplica și în cazul când în strat curg mai multe faze (ĠiĠei, gaze, apă). Pentru aceasta, în relaĠiile
de calcul unele elemente care defineau caracteristicile unei faze unice (ĠiĠeiul) vor fi
substituite prin valorile care exprimă proprietăĠile efective totale ale sistemului polifazic. In
calcul se va Ġine seamă de substituirea corespunzătoare a următoarelor elemente: mobilitate,
compresibilitate și debit de fluid.
Procedeul de lucru în. acest caz va fi următorul:
— se măsoară debitul de fluid al sondei, în regim stabilizat de funcĠionare;
— se introduce în sondă, la nivelul formaĠiunii productive, aparatul de înregistrare a
variaĠiei presiunii de fund;
— se închide sonda pentru un anumit interval de timp, necesar pentru înregistrarea
datelor cu privire la variaĠia presiunii;
— se extrage aparatul de înregistrare și se prelucrează datele obĠinute pe diagrama
presiune —timp, trasând cu ajutorul acestora curba de variaĠie a presiunii de fund în raport cu
funcĠia logaritmică de timp specificată în metoda de analiză;
— se alege porĠiunea de linie dreaptă de pe curbă cu ajutorul căreia se stabilește panta
i;
— se calculează mobilitatea totală [Ͷ]:
ߣ𝑇= ሺ݇
ߤሻ𝑇 = ߣ ௧+ ߣ + ߣ ሺͳ.Ͷ͵ሻ
— se calculează compresibilitatea totală [Ͷ]:
ܥ𝑇= ܥ ௧+ ܥ +ܥ ሺͳ.ͶͶሻ
— se calculează permeabilitatea efectivă pentru ĠiĠei și gaze;
— se stabilește presiunea statică de zăcămînt folosind curba de variaĠie a presiunii;
— se calculează raĠia de productivitate.
34 Pentru reușita aplicării unor astfel de procedee, o importanĠă deosebită trebuie să se
acorde în primul rând folosirii unor aparate cu mare sensibilitate la înregistrarea variaĠiei
presiunii. De asemenea, intervalul de timp în care se face înregistrarea trebuie să fie suficient
pentru a culege datele necesare, astfel încât la reprezentarea curbei de variaĠie să se poa tă
trasa o porĠiune de linie dreaptă bine definită.
35 CAP.2. CORELAğII INTRE FACTORUL DE RECUPERARE ȘI
FACTORUL DE SKIN
2.1 FACTORUL DE SKIN
‚‚Factorul de skin, S, reprezintă o cădere suplimentară de presiune adimensională( din
zona cu permeabilitate modificată).
În contextul metodei de investigaĠie a gazelor în regim staĠionar de filtrare a gazelor
factorul de skin este dat de relaĠia [ͻ]:
=ܵ ௦௨ଶܶℎߨ ݇ଶ
ܼܳߤܶ݇(=ଶ
݇ଵ− ͳ)ݎ݈݊
ݎ௦ ሺʹ.ͳሻ
Determinarea valorii factorului de skin în contextul acestei metode este incertă
deoarece nu se cunosc valorile permeabilităĠii modificate ݇ଵ și mai ales raza afrentă acestei
permeabilităĠi.
În contextul metodelor de investigaĠie a gazelor in regim nestaĠ ionar factorului de skin
este posibil de calculat. Așadar expresia lui S este de forma [9]:
=ܵ ͳ, ͳͷͳ ቀ∆= భℎమ−∆=బమ
𝑖− ݈݃
ఓ𝛽 ೞమ− Ͳ, ͵ͷͳ ቁ ሺʹ.ʹሻ
RelaĠia ( 2.1) este s pecifică cazului în care se ia ca bază valoarea presiunii după o oră
de la închiderea sondei.
Referitor la expresia (2.1 ) se precizează fap tul c ă, la calcularea cât mai corectă a
factorului S contribuie substanĠial precizia datelor de presiune înregistrate de aparatura de
investigaĠie deoarece panta "i" este dependentă de valoril e de presiune, iar permeabilitatea
efectiva k este invers proporĠională eu valoarea lui "i". Este deci deductibil faptul eă,
prelevarea unor date de presiune aparent reale pot genera în întregul lanĠ de calcul al acestor
parametri erori, uneori insesizabil e, dar care se propagă și se amplifică pe măsură ce
investigaĠia complexă este în desfășurare.
În legătură eu termenii " µ" și "β" (vâsc ozitatea dinamică a gazelor, respectiv,
compresibili tatea gazelor) din relaĠia (2.1) se subliniază faptul că influenĠa lo r cu presiunea nu
36 este semnificativă până la 140 bar. Peste acest nivel se recomandă a se face corec Ġiile acestor
factori cu presiunea.
Pentru a avea o imagine mai clară în privinĠa factorului de skin sau a factorului de
sondă se precizează faptul că el se compune din mai mulĠi factori care iau în considerare toate
aspectele conexe mediului poros permeabil din zona de influx strat – sondă. Factorul de skin
poate fi exprimat prin următoarea relaĠie [ͻ]:
ܵ=ܵ + ܵ + ܵℎ̅+ ܵ + ܵ 𝜃 ሺʹ.͵ሻ
Unde: ܵ – factor de s ondă datorat blocajului;
ܵ – factor de sondă datorat imperfecĠiunii sondelor după modul de deschidere;
ܵℎ̅ – factor de sondă datorat inperfecĠiunii sondelor după gradul de deschidere;
ܵ – factor de sondă datorat exploatării sondelor la presiuni diferenĠiale mari, astfel
încât în jurul sondei apare mișcarea neliniară;
ܵ𝜃 – factor de sondă datorat înclinării sondei, în stratul productiv, faĠă de vericală,
pentru cazul sondeor forate direcĠional.
S-a ajuns la concluzia că valorile pozitive ale factorului de skin, numit și factor
pelicular, semnifică existenĠa în jurul sondei a unei zone de permeabilitate micșorată sau a
unui blocaj, iar valorile negative ale acestuia pot indica existenĠa unei zone cu permeabilitate
mai mare în jurul sondei. ’’[9]
2.2 FACTORUL DE RECUPERARE
Factorul de recuperare potenĠial este raportul dintre rezerva iniĠială estimată pentru o
anumită etapă de cunoaștere a zăcământului și resursa geologică iniĠială.
Factorul de recuperare realizat este raportul dintre rezerva extrasă și resursa geologică
descoperită iniĠial.
݂= ∆ܩ
ܩ ሺʹ.Ͷሻ
Mărirea factorului de recuperare se poate face prin anumite operaĠii de stimulare
precum:
37 Acidizare: Când se inject ează acizi în stratul productiv se urmărește mărirea
permeabilităĠii acestuia, prin dizolvarea însuși a rocii atunci când aceasta este
constituită din calcare, dolomite sau argile calcaroase.
Fisurarea hidraulică : OperaĠia de fisurare hidraulică este o metodă de
stimulare a afluxului de hidrocarburi cu rază mare de acĠiune. Procesul de
fisurarea hidraulică a stratelor constă în desfacerea rocilor sub presiunea
exercitată de un fluid, numit fluid de fisurare, iar pătrunderea acestuia în rocă
se poate asemăna cu introducerea unei “ pene hidraulice ” în strat.
Tratament cu substanĠe tensioactive : Când stratul este blocat cu apă din
timpul exploatării, cu apă provenită din noroiul de foraj, sau când nisipurile
sunt slab colmatate și consolidate, unul din cele mai indicate tratamente care
trebuie aplicat sondelor este injecĠia de substanĠe tensioactive.
Metode de acĠionare asupra stratului prin explozie: În regiunile care conĠin
strate compacte și cu permeabilitate mică, sau acolo unde mijloacele de
injectare cu presiune mare lipsesc se poate aplica fisurarea stratelor cu ajutorul
exploziei unor torpile încărcate cu dinamită. Procedeul este rar folosit căci
deteriorează coloanele sondei, astfel că operaĠia implică multe ri scuri.
Factorul de recuperare al gazelor poate fi ameliora t, dacă se folosesc compresoare iar
presiunea minimă de aspiraĠie va converge spre presiunea efectivă de abandonare a
orizontului ሺ𝑧⁄ ሻ , corespunzătoare factorului final de recuperare ( ݂, c-compresor).
În urma celor prezentate mai sus se ajunge la concluzia că , cu cât factorul de skin are o
valoare mai mică, semnificănd o perbeabilitate bună în jurul sondei, cu atât debitul sondei
este mai mare.
38 CAP.3. FISURAREA HIDRAULICĂ A SOND ELOR DE
HIDROCARBURI
3.1. GENERALITĂğI
Fisurarea hidraulică poate fi definită ca un proces fizic în care roca este ruptă pe
planurile de minimă rezistenĠă, datorită aplicării asupra stratului a unei presiuni create prin
pomparea în sondă a unui fluid l a presiune ridicată .
Experimentele efectuate în șantier au arătat că :
— la adâncimi mici (300 —600 m), se obĠin î n majoritatea cazurilor fisuri orizontale;
— la adâncimi mai mari de 1 000 m, fisurile realizate sunt orientate vertical;
— între 60 0 m și 1 000 m există o zonă incertă în ceea ce privește orientarea fisurilor.
După ruperea rocii, presarea în continua re a fluidului extinde fisura cât mai departe de
punctul de rupere, avâ nd ca rezultat punerea în comunicaĠie a fisurii formate cu sistemul
natural de fi suri existent în zăcâmînt, dar neinterceptat de gaura de sondă, sau și cu zone d e
permeabilitate mărită, extinzând astfel aria de drenaj a sondei și contribuind la o creștere
importantă a producĠiei acesteia.
Transmiterea energiei necesare pentru fracturar ea rocilor, de la suprafaĠă la talpa
sondelor, se face prin intermediul unor fluide numite fluide de fisurare. Tot prin intermediul
fluidelor de fisurare se transporta în fisurile formate material pentru menĠinerea deschisă a
acestora și după încetarea exercitării unei presiuni hidraulice asupra pereĠilor fisurii.
Fluidele de fisurare trebuie să îndeplinească anumite condiĠii de vâscozitate, filtraĠie,
stabilitate la temperatura, pierderi mici de presiune prin frecare la pomparea lor prin conducte
de diametre mici etc.
3.2 AGREGATE DE FISURARE HIDRAULICĂ
Agregatele de cimentare sunt unitati mobile concepute pentru a efectua la sonda
operatiuni de cimentare, fisurare, echilibrare, presiune, stingere, acidizare. În execuĠie
normală, agregatele sunt amplasate pe autoșasie TATRA, ROMAN sau KRAZ.
Agregatele sunt dotate cu pompe triplex cu plungere de înalta presiune care asigură
parametrii tehnici normali la aspiratie naturala. Acestea sunt concepute unitar, asigurând
raportul optim între putere si debitul de refulare, cu facilitati în ceea ce privește
interschimbabilitatea.
39 Agregatele sunt echipate cu un rezervor de măsurare din oĠel cu două compartimente
independente, egale, protejate împotriva coroziunii.
Un agregat are următoarele părĠi componente:
1. Pompă principală care vehiculează fluidul de lucru
2. Transmisia pompei
3. Motorul de antrenare
4. Pompă de apă și pinioane
5. InstalaĠii anexe pentru prepararea pastei de ciment
Agregatele de cimentare și fisurare au pompă echipată cu pistoane monobloc cu dublu
efect sau plungere cu simplu efect.
După numărul pistoanelor se disting pompe dublex și pompe triplex.
În industria petrolieră există următoarele tipuri de agregate:
1. Tipul AC 350
2. Tipul AC 400
3. Tipul AC 500
4. Tipul ACF 700
5. Tipul ACF 1050
6. Tipul ACFA 1422 DH
3.3 PRESIUNEA DE FISURARE
Problema mecanismului fisurării hidraulice teoretic nu este rezolvată complet, datorită
complexităĠii fenomenului, a numărului ridicat de parametrii care intervinîn acest fenomen.
Acest lucru este confirmat de faptul că presiunea de fisurare variază în limite farte largi chia r
pentru sondele care se găsesc în aceleași condiĠii.
Valoarea presiunii de fisurare trebuie să fie superioară presiunii litostatice verticale din
acoperișul stratului, care este dependentă de adâncimea la care se găsește acesta și de
greutatea specifică media a rocilor ce se găsesc deasupra stratului, exprimată de relaĠia:
𝑖௧= ߩ ܪ݃ሺ͵.ͳሻ
Unde: 𝑖௧ – presiunea litostatică verticală , bar;
ߩ – densitatea medie a rocilor de deasupra stratului, kg/ ݉ܿଷ;
g – acceleraĠia gravitaĠională, m/ ݏଶ;
40 H – adâncimea la care se găsește stratul, m;
În timpul unei fisurări se disting două nivele de presiune:
1. Presiunea de rupere a formaĠiunii și crearea primelor fisuri , care reprezintă
valoarea presiunii lichidului de fisurare ce anulează compresiunea la care este supus
stratul. Acest fenomen se poate observa cu ușurinĠă și coincide cu momentul în care la
o scădere destul de redusă a presiunii, receptivitatea sondei manifestă o creștere
bruscă;
2. Presiunea de injecĠie , care reprezintă valoarea la care se stabilește presiunea de
pompare după ce fluidul de injecĠie pătrunde în fisură și provoacă extinderea ei.
În practica de șantier variaĠiile de presiune din timpul operaĠiei sunt urmărite la
suprafaĠă. Presiunea realizată la suprafaĠă este diferită de presiuna de fisurare, ea fiind dată
de relaĠia:
௦= − ℎ + ሺ͵.ʹሻ
Unde: ௦ – presiunea realizată la suprafaĠă ;
– presiunea de fisurare;
ℎ – presiunea hidrostaticăa coloanei de lichid din sondă;
– pierderile de presiune datorate frecării pe Ġevile de extracĠie și în perforaturile
coloanei;
Presiunea de fisurare este dată de relaĠia :
= ߁ ܪ ሺ͵.͵ሻ
Unde: ߁ – gradientul de fisurare, bar/m;
ܪ – adancimea , m;
Presiunile de fisurare sunt cu atât mai mari cu cât adâncimea la care se găsește stratul
este mai mare.
41 3.4 FLUIDE DE FISURARE
Rolul fluidelor de fisurare este d e a transmite presiunea necesară asupra stratului care
urmeazî a fi tratat prin fisurare ș i de a transport a agentul de sustinere în fisură .
Prin proprietăĠile sale, un fluid de fisurare trebuie să îndeplinească următoarele
condiĠii:
stabilitate bună la variaĠii de temperatură si presiune;
vâscozitate adecvată pentru a transporta materialul pentru susĠinerea fisurii în strat;
să nu reacĠioneze cu mineralele din rocile colectoare sau cu fluidele care saturează
aceste roci, din care să rezulte compusi insolubili;
să nu formeze emulsii în strat;
posibilitatea de îndepărtare din strat fără dificultăĠi, după terminarea operaĠiei;
Să aibă un cost redus;
Dintre proprietăĠile fluidelor de fisurare cele mai importante sunt vâscozitatea și filtraĠia.
Fluidele cu vâscozitate mare au o capacitate bună de transport și de menĠinere în suspensie
a materialu lui de susĠinere și nu necesită debite mari de pompare.
Dezavantajul unor astfel de fluide constă în faptul că necesită presiuni mari de pompare,
deoarece pierderile de presiune prin frecare prin Ġevi sunt mari. Fluidele mai vâscoase se
elimină mai greu din formaĠiune, fiind necesare căderi mari de presiune între strat și sondă.
Fluidele de fisurare pot fi clasificate din punct de vedere al componentului de bază în
patru categorii:
a) Fluide pe bază de hidrocarburi:
– produse petroliere vâscoase (uleiuri rafinate);
– produse petroliere mai ușoare (motorină sau petrol lampant):
-îngroșate;
-gelificate: cu un săpun al unui metal;
– titeiuri brute: simple și îngrosate;
b) Fluide pe bază de apă:
– apă gelificată: – geluri liniare (nereticulate);
42 – geluri reticulate;
– soluĠii acide pentru fisurare acidă;
CompoziĠia unui fluid de fisurare pe bază de apă sau apă cu 2% KCl, este următoarea:
– agent de gelificare ;
– agent de reticulare;
– aditivi.
c) Fluide de tipul emulsiilor:
– petrol lampant;
– apă în petrol;
Stabilitatea sistemului este menĠinută prin adăugarea unui emulgător, care are și rol de
spargere a emulsiei la intrarea în strat.
d) Fluide tip spume (dispersii lichid – gaz):
– pe bază de azot (N2);
– pe bază de dioxid de carbon (CO 2).
Faza dispersă este gazul (N 2 sau CO 2) ce reprezintă 60 – 80% din volum;
Faza dispersată este un lichid (apa, amestec de apă cu metanol, soluĠie acidă sau ĠiĠei)
ce reprezintă 20 – 40% din volumul de fluid.
Din punct de vedere al compoziĠiei, fluidele de fisurare pot fi:
neutre (apa și ĠiĠeiul sub formă de emulsii sau geluri);
acide (obĠinute prin gelificarea sau emulsionarea acizilor organici sau
anorganici) pentru tratamente de fisurare acidă.
Criterii de alegere a fluidelor de fisurare
Alegerea tipului de fluid de fisurare este condiĠionată de constituĠia litologică a
formaĠiunii tratate și de calităĠile hidrocarburilor care sunt cantonate în rocile colectoare.
Principalele criterii care trebuie avute în vedere la alegerea unui fluid pentru o operaĠie de
fisurare sunt:
tipul sondei;
temperatura și presiunea din formaĠiunea productivă;
sensibilitatea la apă a rocilor colectoare.
43 La preparerea lichidelor de fisurare se folosesc și:
inhibitori, prentru micșorarea efectelor de coroziune;
substanșe tensionactive, care să ușureze pătrunderea fluidului de fisurare cât
mai adânc în strat;
genĠi antifiltranĠi, pentru a preveni pierderea de fluid de fisurare în formaĠiune
prin filtrare. În același timp, agenĠii antifiltranĠi previn înfundarea fisurilor și
ajută la repartizarea uniformă a agentului de suĠinere pe toată adâncimea
acestora. Ca și agenĠi antifiltranĠi se utilizează polimeri naturali sau sintetici cu
masă moleculară mare;
reducători de frecare, care reduc pierderile de presiune prin frecare ce apar la
pomparea fluidelor de fisurare la debite ridicate, în special prin Ġevile de
extracĠie, permitând transmiterea unei presiuni hidraulice suplimentare de
formaĠie, mărind astfel eficienĠa operaĠiei și reducând costul acesteia. Ca
reducători de frecare se utilizează polimeri în cantităĠi mici.
3.5 MATERIALE DE SUSğ INERE A FISURII
3.5.1 Tipuri de materiale de sustinere:
Una dintre etapele deosebit de importa nte în proiectarea unei operaĠ ii de fisurare este
alegerea corectă a materialului de susĠinere. Tipul de material de susĠ inere a fi surii ș i
dimensiunea parti culelor utilizate au o influenĠă deose bit de mare asupra conductivităĠii fisurii
și a pătrunderii acestui material în fisură .
Firmele specializate în operaĠ ii de stimu lare prin fisurare folosesc urmă toarele tipuri
de m ateriale de susĠ inere:
nisipuri;
nisipuri acoperite cu răș ini;
materiale de susĠinere cu rezistenĠă mecanică intermediară (ISP);
bauxită sinterizată ;
materiale de susĠinere pe bază de zirconiu.
3.5.2 ProprietăĠile materialului de susĠ inere
Principalele proprietăĠi ale materialelor de susĠinere testate în laborator pentru
încadrarea lor în limitele cuprinse în STAS sunt:
densitatea în grămadă și absolută ;
distribuĠia granulometrică ;
44 rotunjimea ș i sfericitatea;
solubilitatea în acizi;
testul de turbiditate;
rezistenĠa mecanică la strivire;
așezarea materialului de susĠ inere;
testul de conductivitate.
3.5.3 CondiĠii de calitate ale materialului de susĠinere
Materialul de susĠinere trebuie să îndeplinească următoarele condiĠii:
rezistenĠă ridicată la compresiune;
să nu reacĠioneze cu fluidele din zăcământ sau cu lichidul de fisurare;
să creeze în locurile în care pătrunde o zonă cu permeabilitate bună;
să se procure ușor și să fie ieftin;
În mod obișnuit se folosește ca material de susĠinere nisipul cuarĠos. Dimensiun ile
granulelor trebuie să fie cât mai uniforme pentru a prelua în mod cât mai egal efortul la care
sunt supuse când, la sfârșitul operaĠiei, fisura are tendinĠă de a se închide. În mod ideal ar
trebui să fie sferice (rotunjite), aceasta fiind forma cu rezistenĠă maximă la compresiune.
Mărimea granulelor se alege în funcĠie de permeabilitatea rocii. Teoretic pentru
permeabilităĠi sub 100 ݉ଶ (100 mD) este indicat să se folosească nisip de 0,5— 0,8 mm, iar
pentru permeabilităĠi mai mari, nisip de 0,8— 1,5 mm.
RezistenĠa la compresiune este de cea mai mare importanĠă deoarece prin sfărâ marea
granulelor, permeabilitatea în zona respectivă se micșorează.
Cercetările de laborator au dovedit că sunt și alte materiale care pot fi folosite pentru
susĠinerea fisurilor și anume : coji de nucă măcinate, sfere de aluminiu sau bile de sticlă.
Aceste materiale fiind costisitoare nu s- a trecut încă la generalizarea folosirii lor.
Volumul de lichid pentru transportul materialului de susĠinere a fisurilor depinde de
concentraĠia admisibilă a acestui material în lichid pentru a nu forma dopuri pe Ġevile de
extracĠie în timpul pompării.
Factorul esenĠial însă este debitul de pompare. În timpul pompării fluidului de fisurare
amestecat cu materialul de susĠinere trebuie realizate debite constante, cât mai mari, care să
antreneze cu ușurinĠă granulele dar, în același timp, să provoace deschiderea fisurilor, ușurând
pătrunderea în profun zime a materialului de blocare.
45 3.6 PREGĂTIREA OPERAğIEI DE FISURARE HIDRAULICĂ
Reușita operaĠiei de fisurare depinde de factori naturali (existenĠa fisurilor, starea de
compresiune la care est e supusă roca) și de factori exteriori (calitatea lichidului de fisurare, a
materialului de susĠinere, echipamentul de fund al sondei și performanĠele echipamentului de
fisurare).
În același timp ea depinde și de modul în care este pregătită sonda pentru operaĠie,
Pregătire care constă în :
desfundarea intervalului perforat, dacă este cazul, prin circulaĠie (spălare) ;
verificarea stării coloanei prin șablonare;
introducerea Ġevilor de extracĠie cu sau fără pacher și fixarea lor cu 5— 10 m
deasupra intervalului ce trebuie fisurat. In general, pentru protejarea coloanei,
se lucrează cu pacher;
determinarea receptivităĠii stratului, prin pomparea unui pachet de 10— 15 ݉ଷ
ĠiĠei sau apă, în scopul obĠinerii de date asupra presiunii de fisurare.
3.7 METODE DE FISURARE
După modul în care este realizată operaĠia se disting următoarele metode de fisurare :
3.7.1.Fisurarea hidraulică simplă care este cea mai obișnuită metodă de fisurare.
Fluidul de fisurare este pregătit l a son dă sau se aduce cu autocisternel e, ca ntitatea necesară
variind în limite foarte largi (10 —100 ݉ଷ), în funcĠie de natura stratului, grosimea lui și de
existenĠa intercalaĠiil or nisipoase.
La început, pomparea se face cu debitul maxim posibil pentru a crea presiunea înaltă
necesară amorsării unor noi fisuri. După ce s -a deschis o fisură, presiunea de pompare scade și
se mărește debitul. Se pompează circa 60 % lichid de fisurare curat, iar restul, în amestec cu
mater ialul de susĠinere a fisurii. Când se folosește ca lichid de fisurare o emulsie stabilă,
atunci în urma ei se pompează un lichid pentru a sparge emulsia (ĠiĠei acidulat etc), pentru a
putea fi extrasă mai ușor din fisură la repunerea sondei în producĠie.
Pompările fluidelor se realizează cu agreg ate de cimentare din dotarea existen tă.
Pentru amestecarea fluidului de fisurare cu materialul de susĠinere se folos esc echipamentele
cunoscute: pîlnia de cimentare, dozator ul cu duză și haba de amestec. În ultima perioadă,
pentru obĠinerea unui amestec câ t mai omogen, s-au realizat agregate s peciale (buncăre).
Acestea, pe lîngă faptul că sunt dotate cu un depozit pentru nisip, realizează amestecul într -un
46 mod mai controlat. Se primește fluidul de fisurare într-un vas de unde cu pompele sale îl
aspiră și îl amestecă cu nisip prin intermediul un ui dozator care poate fi reglat.
În schelele trustului Moinesti unde fisurările hidraulice simple s -au generalizat,
presiunile de fisurare pentru sondele cu adâncime medie de 1 200 m sunt de circa 20 bar.
Numărul agregatelor de pompare folosite variază după cantităĠile de fluide care se
manipulează.
3.7.2.Fisurarea hidraulică selectivă. Pentru a limita formarea fisurilor la un anumit
interval al stratului de la care se așteaptă un rezultat mai bun se aplică fisurarea selectivă. Î n
acest scop se fixează, deasupra intervalului respectiv, un pacher sau se izolează acest int erval
de restul stratului prin două pachere (fig. 3.1). Lichidul de fi surare se pompează prin Ġevile de
extracĠie.
În caz ul în care zona pe care vrem să o fisurăm se află în capul stratului, se izolează
partea inferioară a acestuia prin formarea unui dop de nisip sau c hiar cu un pachet de fluid cu
vâscozitate foarte mare. După executarea operaĠiei, se elimină dopul prin circulaĠie.
Fig. 3.1. Fisurar ea hidraulică selectivă [6]
a — cu un pacher ; b — cu două pachere ;
1 — Ġevi de exctracĠie : 2 — coloana de exploatare ; 3 — pachere ;
H –grosimea totală a statului ; h — intervalul ce trebuie fisurat.
47 3.7.3.Fisurarea hidraulică multiplă . Este folo sită în cazul straielor cu grosim e mare,
ce cuprind zone cu permeabilităĠi di ferite, la care prin executarea unei fisurări simple se
acĠionează de preferinĠă asupra zonelor cu permeabilitate mare, lăsân d neafectate celelalte
zone.
În principiu, constă în efectuarea unor fisurări succesive între care se intercalează
pomparea unor pachete de fluid de fisurare în care a fost amestecat un material de blocare
temporara.
Blocarea temporară poate fi realizată :
— în strat, la intrarea în fisuri, când este folosit ca agent de blocare naftalina în
granule de 0,5 —5 mm. Naftalina se menĠine în stare solidă pînă la temperaturi de 80 °C și se
dizolvă în ĠiĠei sau produse petroliere (petrol lampant sau motorină). După terminarea
operaĠiei de fisurare se pompează un pachet din acest agent de deblocare, de preferinĠă încălzit
la circa 50 °C, iar după acesta un alt pachet de fluid egal cu volumul Ġevilor de extracĠie, pentru
a împinge agentul de debloca re în totalitate în zona blocată . Volumul agentului de deblocare
trebuie să fie de ap roximativ zece ori mai mare decât volumul naftalinei folosite. Deblocarea
se poate face și prin efectuarea, sub intervalul fisurat, a unei circulaĠii cu ĠiĠei cald;
— În perforaturile coloanei (filtrului), când sunt folosite bile de cauciuc cu un
diametru mai mare decâ t cel al găurilor execu tate prin perforare. Bilele sunt men Ġinute în
poziĠie de blocare atâta timp câ t pres iunea din sondă, la nivelul perforaturilor, este superioară
presiunii fluidelor din strat. Î n momentul în care această presiune diferenĠială dispare, bilele
cad la talpa so ndei. In consecinĠă, operaĠiile de fisurare și de blocare trebuie să decurgă în
mod cont inuu, fără întreruperi.
Fazele o peraĠiei de fisurare multiplă sunt următoarele:
— se efectuează prima fisurare simplă cu toate etapele ei (fisurarea propriu -zisă și
introducerea materialului de su sĠinere) fără a se introduce degelificatorii. Va fi afectată zona
din strat cu permeabilitatea cea mai mare;
— se introduce, în continuare, fără oprire, pachetul de fluid de fisurare amestecat cu
material de blocare urmat de fluid de fisurare curat. Fluidele vor continua să pătrundă pe
această zonă de maximă permeabilitate, care a devenit și mai receptivă ca urmare a exti nderii
fisurilor executate sau a creării de noi fisuri. Câ nd materialul de blocare a ajuns în dreptul
acest ei prime zone, o astupă. Presiunea începe să crească, semn că se poat e trece la a doua
etapă de fisurare;
48 — se repetă fazele anterioare, pentru fisurarea zonelor rămase neafectate, până câ nd
presiunea crește fără a mai prezenta tendinĠa de scădere, semn că tot intervalul a fost fisurat și
blocat. Presiunile de fisurare pentru fiecare zonă vor fi din ce în ce mai mari;
— se introduce agentul de deblocar e și apoi cel de degelificare. Î n cazul în care
blocarea s- a făcut cu bile de cauciuc, înainte de pomparea degelificatorului se oprește
pomparea și se face o pauză, pentru a permite bilelor de cauciuc să cadă în sac.
In figura 3 .2 este reprezentată variaĠia presiunilor la o sondă la care s -a executat o
fisurare multiplă cu trei faze.
Fig. 3 .2. VariaĠia presiunilor la o fisurare multiplă [6]
a — prima fisurare ;
b — a doua fisurare;
c —a treia fisurare ;
d — injecĠia agentului de deblocare
3.7.4. Fisurarea repetată. Este aplicată sondelor în producĠie care au mai fost supuse
unei asemenea operaĠii, dar la care debitul a scăzut. La aceeași sondă pot fi făcute mai mul te
fisurări cu scopul intensificării afluxului, stabil indu-se chiar periodicitatea pentru care
operaĠiile au maximă eficienĠă. La fiecare nouă operaĠie, volumul materialelor introduse în
49 sondă (lichid de fisurare, material de susĠinere etc.) trebuie să fie majorate faĠă de operaĠia
precedentă, pentru a se extinde fisurile existente și eventual pentru a crea noi fisuri.
3.7.5.Fisurarea prin explozii în strat. Fisurarea obiectivului productiv se poate obĠine
și prin provocarea în coloana sondei sau chiar în strat, a unor explozii puternice.
Sunt aplicate următoarele metode :
Torpilarea stratelor c are constă în provocarea unei explozii în dreptul acestora, în
scopul măririi suprafeĠei de filtrare. Aceasta se realizează prin crearea unor caverne în dreptul
stratelor, precum și a unor fisuri în pro funzime. Torpilarea are deci ca efect, pe de o parte,
mărirea diametrului găurii de sondă în dreptul stratului, iar pe de altă parte, mărirea
permeabilităĠii rocii în zona imediat alăturată găurii de sondă.
Amploarea acĠiunii distrugătoare a torpilei depinde, de caract eristicile fizice ale rocii
în special, de modulul de elasticitate, de cantitatea și calitatea explozivului, de raportul dintre
diametrul încărcăturii și cel al găurii de sondă etc.
În zona alăturată coloanei, roca este sfărâmată dând naștere la caverne și fisuri
transversale și orizontale ca efect al acĠiunii undelor de șoc. Această zonă poate afecta str atul
pe o adâncime de circa 10 m.
Torpilările sunt eficiente în roci dure și compacte. Î n rocile plastice nu se formează
fisuri, ci din contră, se poate produce o tasare care le micșorează permeabilitatea.
Torpilele su nt tuburi metalice construite din Ġevi sau din tablă, cu grosimea peretelui
de 1—3 mm, în interiorul cărora se introduce încărcătura explozivă. Sa lansează cu cablul de
perforare prev ăzut cu circuite electrice și su nt aprinse electric, prin intermediul unei amorse
sau al unui fir incandescent.
Explozivii mai utilizaĠi sunt: nitroglicerina, dinamita, trotilul și balistita.
Această metodă are inconvenientul că, rupând coloana în dreptul perfora turilor, face
imposibilă o altă operaĠie.
Pomparea în str at și î n coloana sondei, în dreptul perforaturilor, a unui fluid exploziv
(gel exploziv): acest fluid exploziv trebuie să fie stabil în condiĠiile de temperatură și presiune
din sondă (să nu se autoaprindă). Pentru a dirija explozia către strat, împiedicâ nd expandarea
gazelor pe verticală, peste fluidul exploziv din coloană se va introduce apă sărată sau alt fluid.
Dacă această burare nu este suficientă sau în cazul sondelor la care puĠul pierde, se face un
dop de ciment deasupra fluidului exploziv, sau se fixează un pacher de tip reĠi -nător.
Deasupra lor, puĠul se umple cu apă sau cu alt fluid. După terminarea operaĠiei acestea vor fi
frezate.
50 Detonatorul, care este prevăzut cu mecanism de ceasornic, este lansat cu cablul, sau
este plasat în masa fluidului expl oziv și lansat în sondă odată cu acesta.
3.7.6.Fisurarea prin implozie. Implozia constă în crearea unui centru de joasă
presiune, într-un mediu de mare presiune. Pentru aceasta se introduc î n sondă, cu cablul, la
adâncimea dor ită, celule de implozie, care su nt vidate în interior și care pot rezista la o
presiune superioară presiunii hidrostatice a lichiduiui din sondă. Pentru spargerea lor se
provoacă în sondă o presiune suplimentară. Prin spargerea celulelor se creează în coloană un
vid, pentru umpler ea căruia iau naștere două fenomene ce acĠionează simultan și anume : în
prima parte un aflux puternic al fluidului din strat, iar în cea de a doua parte, o presiune
instantanee provocată de căderea cu viteză mare a coloanei de lichid din sondă. În prima p arte
sunt deblocate căile de acces în strat, iar în cea de a doua parte, datorită presiunilor mari care
iau naștere, se provoacă o fisurare a rocii.
Celulele de implozie su nt confecĠionate din sticlă sau ceramică, au lungimi de circa
400 mm și diamet re exterioare de circa 80 mm. Sunt construite pentru presiuni de spargere de
200—400 bar.
3.8 CONTROLUL FISURĂRII HIDRAULICE CU TRASORI RADIOACTIVI
Scopul controlului es te să se constate dacă s -a form at o fisură în strat, dacă fi sura este
orizontal ă sau verticală și, eventual, cât este de adâncă.
Procedeul este următorul: ultima porĠiune de nisip care urmează a fi injectată pentru
susĠinerea fisurii se îmbibă cu o soluĠie radioactivă conĠinâ nd ݁ܨହଽ, ܥ etc. Apoi, granulele
de nisip se usucă și se îmbibă în bachelită lichidă care se solidifică împiedicând desprinderea
trasorilor radioactivi de nisip.
La sfâ rșitul operaĠiei de fisurare se injectează nisipul marcat și se spală Ġevile de
extracĠie și coloana, după care se efectuează diagrafia. PoziĠia vâ rfurilor în diagramă,
înălĠimea și extinderea lor dau indicaĠii asupra fisurilor formate.
3.9 REPUNEREA SONDELOR ÎN PRODUCğIE
Repunerea sondelor în producĠ ie se face în cel mult 24 h de la fisurare. Sondele care
înainte de fisurare au produs prin erupĠie naturală sau artificială se pornesc cu ajutorul gazelor
comprimate sau prin pistonat; la fel se pornesc și sondele în pompaj, care se prevăd că, după
fisurare, vor produce prin erupĠie. Sondele în pompaj se repun în producĠie reintroducâ ndu-se
pompa (sau piston ul) și pornind unitatea de pompare. Dacă însă, controlând talpa cu instalaĠia
51 de măsură se constată că în gaura de sondă s -a sedimentat nisip din lichidul de fisurare, se
curăĠă mai întâi talpa sondei cu lingura sau prin spălare.
Se recomandă ca, în primele zile după repornire, sondele să producă cu debit redus,
pentru a se evita antrenarea din strat a nisipului pompat împreună cu lichidul de fisurare, apo i
se mărește debitul sondelor până la potenĠialul lor, urmărindu -se cu atenĠie debitul, presiunil e
etc, pentru a stabili care a fost efectul fisurării hidraulice.
52 CAP. 4. PROIECTAREA OPERAğIEI DE FISURARE HIDRAULICĂ
4.1 SELECTAREA SONDEI PENTRU FISURARE
4.1.1. Date generale privind fisurarea hiraulică
OperaĠia de fisurare hidraulică este o metodă de stimulare a afluxului de hidrocarburi
cu rază mare de acĠiune. Procesul de fisurarea hidraulică a stratelor constă în desfacerea
rocilor sub presiunea exercitată de un fluid, numit fluid de fisurare, iar pătrunderea acestuia în
rocă se poate asemăna cu introducerea unei “ pene hidraulice ” în strat.
Fig.4.1 Schema unei fisuri prin pres iune hidraulică [1]
OperaĠia de fisurare hidraulică are ca și scop marirea productivităĠii sondelor și este
posibilă în următoarele situaĠii:
a. La sondele care produc din strate cu permeabilitate redusă, unde în urma realizării
unor fisuri cu permeabilitate mare duce la mărirea semnificativă a debitului produs.
b. La sondele unde se constată existenĠa unor bariere în jurul gaurii de sondă.În acest caz,
fisurile create străpung practic zona contaminată, făcând legatura cu zona de mare
permeabilitate sau, în cazul calcarelor fisurate, cu alte fisuri.
53 Realizarea fisurilor se face prin injectarea unui fluid la debite si presiuni mari. Fluidul de
fisurare pătrunde forĠat în roca colectoare producând una sau mai multe fisuri sau lărgind
fisurile existente. Fisurile create trebuie menĠinute în această stare și după terminarea
operaĠiei. Din această cauză se introduce, de la suprafaĠă, impreună cu fluidul de fisurare și u n
materiale de susĠinere care să umple fisurile create.
Rocile care se pot fisura hidraulic sunt: gresiile, calcarele, nisipurile
neconsolidate,dolomitele, conglomeratele și marnele foarte tari sau casante.
Pentru program area operaĠiilor de fisurare, un parametru foarte important este presiunea
de fisurare, deoarece în funcĠie de valoarea acesteia trebuie sa fie ales echipamentul de
suprafaĠă și de adâncime. Presiunea de fisurare depinde de caracteristicile fizico -mecanice ale
stratului productiv, de rezistenĠa si tensiunile interioare ale stratului, de vâscozitatea fluidului
de fisurare și de tipul fisurii care se creează.
Tipul fisurii care se crează (verticală, orizontală sau înclinată) depinde de rezistenĠa
tangenĠială sau axială pe care o opune roca.
Pentru ca valoarea presiunii de fisurare sa fie cât mai mică, este necesar ca perforaturile să
fie curate. În acest scop de un real folos sunt reperforările și spălările cu acid ale intervalul ui
productiv înaintea efectuării operaĠiei de fisurare.
La deschiderea unei fisuri apar două presiuni:
1. Presiunea de fisurare : care este valoarea lichidului care anulează efectul de
compresiune existent al rocii;
2. Presiunea de injecĠie: care este valoarea presiunii obisnuite, după ce flu idul de
injecĠie pătrunde în fisură și provoacă extinderea ei.
Rolul fluidului de fisurare este acela de a realiza,deschide și exdinde fisura in rocă si de
a transporta materialul de sisĠinere a fisurii.
Lichidele care se folosesc la operaĠia de fisurare trebuie sa îndeplinească următoarele
condiĠii:
Stabilitate la diferenĠe mari de presiune și agitaĠie;
Vâscozitate corespunzătoare;
Să nu reacĠioneze cu roca sau fluidele cu care zona este saturată, din care sa rezult e
compușii insolubili;
Să nu producă emulsii în strat;
Să poată fi ușor transformate în produși solubili pentru a fi extrase fără dificultate
din strat;
Să menĠină nisipul în suspensie;
54 Să aibă un cost redus;
Materialul de susĠinere trebuie sa îndeplinească următoarele condiĠii:
RezistenĠă ridicată la compresiune;
Permeabilitate bună la împachetare;
Să nu reacĠioneze cu fluidele din zăcământ sau cu fluidul de fisurare;
Să fie ușor de procurat;
Aceste condiĠii sunt îndeplinite de nisipul cuarĠos. Mărimea granulelor de nisip este
limitată de lărgirea/deschiderea fisurii și de permeabilitatea rocii. În mod curent se introduce
nisip mărunt în roci cu permeabilitate scăzută și nisip cu granule mari în roci cu
permeabilitatea ridicată. Granulele trebuie să aibă dimensiuni cât mai uniforme pentru a
prelua în mod egal sarcinile și a împiedica sfărâmarea lor, formă rotunjită, pentru a avea o
rezistanĠă maximă la compresiune și pentru ca pachetul de nisip rămas în fisuri să aibă
porozitate și permeabilitate ridicată.
Din practică și din consideraĠii teoretice rezultă că nisipul trebuie sa aibă o granulaĠie
de 0,5- 0,8 mm, pentru permeabilitatea rocilor mai mică de 100 mD, și de 0,8 -1,5 mm pentru
permeabilitatea rocilor mai mare de 100 mD.
Pentru a evita micșorarea capacităĠii de curgere prin fisură în imediata vecinătate a
găurii de sondă, la finele pompării materialului de susĠinere, se va introduce o anumită
cantitate de nisip cu granulaĠie mai mare.
Rezultatele pozitive ale unei operaĠii de fisurare hidraulică depinde de modul cum este
condusă operaĠia. CondiĠia esenĠială a succesului unei astfel de operaĠii este succesiunea
continuă a fazelor operaĠiei, orice fel de întreruperi fiind dăunătoare procesului.
Deoarece aceste operaĠii sunt foarte costisitoare, efectuarea propriu -zisă a lor este
condiĠionată de existenĠa unui număr însemnat de date reale de producĠie de zăcămant.
4.1.2 Criteriile de selecĠie a sondelor pentru tratamentul de fisurare hidraulică
Seletarea sondei în vederea efectuării operaĠiei de fisurare, se face luâd în considerare
următoarele aspecte:
ExistenĠa în capacul și baza unităĠii hidrodinamice a unor bariere impermeabile, care
datorită parametrilor diferiĠi de cei ai rocii colectoare, limitează creșterea pe vericală
a fisurii;
FormaĠiunea productivă este constituită din roci compacte(gresie), fără intercalaĠii
marnoase sau acvifere;
55 Sonda este relativ centrală în cadrul obiectivului de exploatare;
Grosimea efectivă saturată cu gaze este de ordinul z ecilor de metri;
Debitul sondei este mai mic comparativ cu cel al sondelor învecinate, care produc de
la același obiectiv;
Obiectivul de exploatare al sondei are o rezervă geologică rezonabilă, condiĠie
esenĠială în amortizarea investiĠiei prin sporul de producĠie ce se precon izează a se
obĠine în urma stimulării;
OperaĠiile precedente de stimulare efectuate pe aceeași structura au avut rezultat
pozitiv;
Pe structură s -au efectuat numai cercetări hidrodinamice la sondele în producĠie , și
anume:
Controale de nivel în regim static;
Controale de nivel în regim dinamic;
Cercetări la închidere.
56 4.2 DATE DE PROIECTARE
a)Datele sondei:
Coloana de exploatare: 5 ͳʹ⁄’’
Tubing: 2 ͺ⁄”x 2102 m
Dop de ciment: 2152 m
Interval perforat: 2100-2134 m
Număr perforaturi: 13 glonĠe/ml
b)Date de rezervor:
PoziĠia pe structură: axială
FormaĠiunea BN XII+XIII
Grosimea netă: 20 m
Raza de drenaj:Rc= 250 m
Permeabilitatea:k= 0,3 mD
Skin: 16
Presiunea statică la fund: 250 bar
Temperatura de fund: t=64 °C
Gradient de fisurare: 0,18 bar/m
Porozitatea: m=21%
Greutatea specifică a rocilor de deasupra stratului : Ɣr=2,35 kg/݉݀ଷ
c)Date de producĠie:
Presiunea la tubing/coloana: P⁄ܿݐ=19,3/26,3 atm
Diametru duza: ɸ=8 mm
Debit: Q=21,8 mii ݉ଷ/zi
d)Date despre materialele și fluidele folosite la executarea operaĠiei:
Tipul fluidului de fisurare: fluidul pe bază de apă, gel reticulat care conĠine 5% alcool
metilic, breacker capsulat ce va acĠiona numai în timpul închiderii fracturii,
stabilizatori de argilă, agent antibacterial , antispumant;
o Volumul de fluid de fisurare: V=80 ݉ଷ
o Greutatea specifică a gelului: Ɣ gel=1200 kg/ ݉ଷ
o Vâscozitatea gelului în cindiĠii de suprafaĠă: µ s= 100 cP
o Vâscozitatea gelului în cindiĠii de zăcământ: µ z=40 cP
o Debitul de injecĠie : Qinj=2000 l/min=33 l/s
o Coeficientul de pierdere prin fisurare: C f=0,63
o Permeabilitatea fisurii: k f=130 mD
Tip propant:
o nisip cuarĠ 20/40
o porozitatea nisipului în fisură: m n=30%
o greutatea specific ă a nisipului: Ɣ n=2,65 kg/ ݉݀ଷ
57 4.3.ESTIMAREA PARAMETRILOR TEHNOLOGICI
1.Calculul presiunii litostatice:
Plit= ு×Ɣ
ଵ = ଶଵ ×ଶ,ଷହ
ଵ = 493,5 [bar]
2. Calculul presiunii de fisurare:
Pfis=Γf × Hp = 0,18 ×2100 =378 [bar]
3.Calculul presiunii diferenĠiale sub care intră fluidul de fisurare în strat:
Δp= pfis – pz = 378-250= 128 [bar]
4.Calculul coeficientului de filtrare complex pentru tipul de fluid utilizat:
Cv= [ × 𝛥×
ଶµ𝑧]భ
మ=[,ଷ× ଵ^ሺ−ଷሻ×ଵଶ଼ ×,ଶଵ
ଶ×ସ]భ
మ=0.01004 [×
]
ଵ
𝑥 =ଵ
ೡ+ଵ
=ଵ
.ଵସ+ଵ
,ଷ=ͳͲͳ ,ͳͻ
rezultă : ܥ𝑥 = 9,88 ×ͳͲ−ଷ [×
]
5.Calculul timpului de la intrarea fluidului în fisură până la introducerea întregului volum de
fluid:
t= 𝑉
ொೕ=଼
ଶ=ͶͲ [݉𝑖݊ ]= ʹͶͲͲ [ݏ]
58 6.Calculul suprafeĠei la momentul t:
Dupa adâncimea sondei rezultă că fisura va fi verticală. Pentru calculul suprafeĠei fisurii se
reprezintă grafic ω=f(L),folosind ecuaĠia:
ܣሺ௧ሻ = ொೕ × 𝜔
ସП×𝑥మ (ଶ𝑋
√П -1) , unde X =ଶ× 𝑥 ×√П×௧
𝜔
Se dau valori pentru lungimea fisurii,ω, de la 1 la 6 mm.
Pentru ω= 0,15 cm :
X=ଶ×ଽ, ଼଼ ×ଵ−య×√П×ଶସ
,ଵହ = 11,44
ܣሺ௧ሻ = ଷଷ× , ଵହ
ସП×ሺଽ, ଼଼ ×ଵ−యሻమ(ଶ×ଵଵ,ସସ
√П -1)=4,803×ͳͲ݉ܿଶ=4803 ݉ଶ
ܮ∗ = 𝐴ሺሻ
ℎ = ସଽଷ
ଶ = 240 m
L = ∗
ଶ = ଶସ
ଶ = 120 m
Pentru ω= 0,3 cm:
X=ଶ×ଽ, ଼଼ ×ଵ−య×√П×ଶସ
,ଷ = 5,72
ܣሺ௧ሻ = ଷଷ× ,ଷ
ସП×ሺଽ, ଼଼ ×ଵ−యሻమ(ଶ×ହ, ଶ
√П -1)=4,401 ×ͳͲ݉ܿଶ=4401 ݉ଶ
ܮ∗ = 𝐴ሺሻ
ℎ = ସସଵ
ଶ = 220 m
L = ∗
ଶ = ଶଶ
ଶ = 110 m
59 Pentru ω= 0, 4 cm:
X=ଶ×ଽ, ଼଼ ×ଵ−య×√П×ଶସ
,ସ = 4,29
ܣሺ௧ሻ = ଷଷ× ,ସ
ସП×ሺଽ, ଼଼ ×ଵ−యሻమ(ଶ×ସ, ଶଽ
√П -1)= 4,131 ×ͳͲ݉ܿଶ= 4131 ݉ଶ
ܮ∗ = 𝐴ሺሻ
ℎ = ସଵଷଵ
ଶ = 206,6 m
L = ∗
ଶ = ଶ ,
ଶ = 103,3 m
Pentru ω= 0, 5 cm:
X=ଶ×ଽ, ଼଼ ×ଵ−య×√П×ଶସ
,ହ = 3,43
ܣሺ௧ሻ = ଷଷ× ,ହ
ସП×ሺଽ, ଼଼ ×ଵ−యሻమ(ଶ×ଷ, ସଷ
√П -1)= 3,863 ×ͳͲ݉ܿଶ= 3863 ݉ଶ
ܮ∗ = 𝐴ሺሻ
ℎ = ଷ଼ଷ
ଶ = 193,15 m
L = ∗
ଶ = ଵଽଷ, ଵହ
ଶ = 96,5 m
60 Pentru ω= 0, 6 cm:
X=ଶ×ଽ, ଼଼ ×ଵ−య×√П×ଶସ
, = 2,86
ܣሺ௧ሻ = ଷଷ× ,
ସП×ሺଽ, ଼଼ ×ଵ−యሻమ(ଶ×ଶ, ଼
√П -1) = 3,594 ×ͳͲ݉ܿଶ= 3594 ݉ଶ
ܮ∗ = 𝐴ሺሻ
ℎ = ଷହଽସ
ଶ = 179,7 m
L = ∗
ଶ = ଵଽ ,
ଶ = 89,8 m
Se determină lungimea fisurii prin relaĠia Kern și Perkins.
Pentru a vedea care relaĠie o aplicăm, determinăm regimul de curgere al fluidului de
fisurare prin fisură:
ܴ = ఘ×𝑉×ௗ
µ𝑧 = Ɣೠ ೞೠೝೌೝ ×ଶ×ொ ೕ
×ℎ ×µ 𝑧 =ଵଶ ×ଽ,଼ଵ×ଶ× ଷଷ×ଵ−య
ଽ,଼ଵ×ସ×ଵ−య×ଶ = 99 <2300 =>
regimul de curegere este laminar.
În acest caz, din relaĠia lui Kern si Perkins aplicabilă în regim laminar rezulta:
L= ா
ொೕ ×µ 𝑧× ሺ 𝜔
,ସሻସ = ଶ,଼
ଶ ×ସ× ሺ 𝜔
,ସሻସ=3,5× ሺ 𝜔
,ସሻସ
Pentru ω = 0,15 cm =0,059 in:
L=3,5 × ሺ ,ହଽ
,ସሻସ= 1,42 m
61 Pentru ω = 0,2 cm =0,078 in:
L=3,5 × ሺ ,ହଽ
,ସሻସ= 4,49 m
Pentru ω = 0,25 cm =0,098 in:
L=3,5 × ሺ ,ଽ଼
,ସሻସ= 10,95 m
Pentru ω = 0,3 cm =0,118 in:
L=3,5 × ሺ ,ଵଵ଼
,ସሻସ= 22,71 m
Pentru ω = 0,4 cm =0,157 in:
L=3,5 × ሺ ,ଵହ
,ସሻସ= 71,79 m
Pentru ω = 0,5 cm =0,197 in:
L=3,5 × ሺ ,ଵଽ
,ସሻସ= 175,26 m
Pentru ω = 0,6 cm =0,236 in:
L=3,5 × ሺ ,ଶଷ
,ସሻସ= 363,42 m
Se reprezintă grafic cele două perechi de valori obĠinute pentru lungimea și grosimea
fisurii, iar la intersecĠia curbelor se citește lungimea și grosimea reală a fisurii:
62
Fig. 4.2 Graficul pentru determinarea lungimii si grosimii reale a fisurii.
Din grafic rezultă:
𝜔= 4,3 mm
ܮ = 100 m
Calculăm aria fisurii : ܣሺ௧ሻ =ʹ × ܮ × ℎ =ʹ × ͳͲͲ ×ʹͲ =4000 ݉ଶ
7.Calculul volumului fisurii:
ܸ𝑖௦=ܣሺ௧ሻ × 𝜔 = 4000 × Ͷ,͵ × ͳͲ−ଷ= 17,2 ݉ଷ
8.Calculul cantităĠii de nisip:
ܸ𝑖௦𝑖 = ܸ𝑖௦× ሺͳ − ݉ ሻ= ͳ,ʹ × ሺͳ − Ͳ,͵ሻ = 12 ݉ଷ
ܩ𝑖௦𝑖 =ܸ𝑖௦𝑖 × ߩ 𝑖௦𝑖=ͳʹ× ʹ, × ͳͲଷ= 31304 kg 00.10.20.30.40.50.60.7
0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00Grosimea fisurii,mm
lungimea fisurii,m lungimea fisurii
grosimea
63 9.Calculul cantităĠii de nisip ce revine pe 1 ݉ଷ de gel:
X=ீೞ
𝑉ೠ ೞೠೝೌೝ = ଷଵଷସ
଼ = 391 kg/ ݉ଷgel
10.Calculul greutăĠii specifice a amestecului:
Ɣ =Ɣ+𝑋
ଵ+𝑋
Ɣೞ =ଵଶ +ଷଽଵ
ଵ+య9భ
మ,లఱ ×భబయ = 1386,5 kgf/ ݉ଷ
11. Calculul productivităĠii sondei după fisurare:
φ= ொೞೌ ೞ
ொೞೌ ೞ = 𝑅
ೝೞ
𝑅
భ
ర×𝐿 = 𝑅మఱబ
బ,భయబ
మఱబ
భ
ర×భబబ = 3,28
12.Calculul presiunii de pompare la suprafaĠă:
௦௨ = 𝑖௦+߂ă 𝑖 ௧+߂ă 𝑖 . -ℎ𝑖ௗ.+ 10 at
= 378 +972+0,07446-313,95+10
=1046,2 at
߂ă 𝑖 ௧ = ఒ×ு×𝑉మ×Ɣೠ ೞ.
ଶ××ௗ ್×ଵ = ,ଷଶ଼ ×ଶଵ ×ଵ,ଽమ×ଵ,ସଽହ
ଶ×ଽ, ଼ଵ×ଶ×ଵ−య×ଵ = 972 at
V=ସ×ொ ೕ
П×ௗ್మ = ସ×ଷଷ×ଵ−య
П×ሺ ଶ×ଵ−యሻమ = 10,9 m/s
Re= ఘ×𝑉×ௗ
µ = ଵସଽହ× ଵ,ଽ×ଶ×ଵ−య
ଵ ×ଵ−య = 10130,7 => curgerea fluidului prin Ġevile de
extracĠie are loc în regim turbulent, în acest caz:
64 λ = ,ଷଵସ
√ோర = ,ଷଵସ
√ଵଵଷ ,ర = 0,03154
߂ă 𝑖 . = ఘ×𝑉 మమ
ଶ = ଵସଽହ×ଷ, ଵହ మ
ଶ = 7446,8 N/ ݉ଶ=0,07446 at
ܸଶ= ொೕ
𝐴× = ଷଷ× ଵ−య
ଵଷ ×ଵ−య×,଼ = 3,15 m/s
A=П×ௗమ
ସ×݈݊ܽ݃.ݎ݊ ț݁ = П×ሺ଼× ଵ−యሻమ
ସ×ʹͲ = 13 ×ͳͲ−ଷ ݉ଶ
A- suprafaĠa perforaturilor
ܥௗ=0,8 –coeficient de strangulare
ℎ𝑖ௗ. = Ɣೌ×ு
ଵ = ଵ,ସଽହ× ଶଵ
ଵ = 313,95 at
13.Calculul numărului de agregate de pompare:
Folosim agregat ACF-700 cu diametrul plungerului de 100 mm, cu debitul de pompare
de 177 l/min și presiunea maximă de pompare de 700 bar.
Numărul de agregate plus doua de rezervă va fi :
N=ொೕ
ೌೝೌ+2 =ଶ
ଵ+2 = 13,29 , se vor utiliza 14 agregate.
14.Calculul puterii hidraulice de suprafaĠă:
P=ொೕ×ೞೠ
ହ×ὴ = ଷଷ× ଵ−య×ଵସ ,ଶ
ହ×,ଽ = 4142,9 CP
65 4.4 PROGRAMUL DE LUCRU
4.1.1 Amenajarea locaĠiei
Amenajarea locaĠiei pentru efecutarea fisurării presupune o serie de operaĠii de
pregatire a unor suprafeĠe din vecinătatea sondei pentru amplasarea utilajelor. Amenajarea
locaĠiei trebuie sa fie gata cu 2 saptămâni înaintea operaĠiei, iar suprafaĠa necesară este un
careu de 50 x60 m. Delimitarea ei se face în funcĠie de situaĠia din teren avându -se în vedere
ca sonda să fie prinsă pe una din laturile suprafeĠei amenajate. SuprafaĠa se va nivela dacă este
cazul, iar echipamentul va fi fixat pe dale de beton armat de dimensiuni standardizate.
Platforma de fixare a silozului trebuie să fie construcĠie monobloc din beton armat,
care se va îngropa la nivelul solului, cu următoarele dimensiuni: 4500x4500x3000 mm.
Utilajele vor fi aduse la sondă după cum urmează:
1. Silozul și rezervoarele pentru nisip (pad) cu minim 2 zile înainte de operaĠie.
Transportul nisipului se va face cu autocontainere tip APC- 10 care vor fi curăĠate bin e
înainte de folosire la nisip.
2. .Echipamentul de pompare, de amestec, monitorizare, manifolduri etc. Vor fi
aduse la sondă cu o zi înaintea operaĠiei. Se face amplasarea lor în teren, se fac
legăturile între ele, se probează la presiune și se începe faza finală de preparare și
tratare a fluidului de fracturare.
4.4.2 Echipamente necesare efectuării operaĠiei
Pentru efecuarea operaĠiei de fisurare sunt necesare următoarele echipamente:
Echipament de amestec;
Echipament de pompare;
Echipament de tratare;
Senzori(traductoare);
Echipament de calcul și monitorizare;
Scule și echipamente auxiliare;
Așezarea acestor echipamente în teren la operare depinde de tipul de echipamente folosit
și de situaĠia concretă legată de spaĠiu disponibil din jurul sondei.
66 a) Echipamentul de amestec
Există două modalităĠi de amestecare a nisipului și a celorlalĠi aditivi solizi și lichizi cu
fluidul de fisurare folosit:
1.Amestecarea înaintea operaĠiei a întregului volum de fluide de nisip și aditivi pentru
fracturare și apoi pomparea lui.
2. Amestecarea fluidului cu nisipul și ceilalĠi aditivi chiar în momentul pompării la puĠ.
Se optează pentru a doua metodă.
Prima metodă prezintă următoarele dezavantaje:
Cost majorat de spaĠiu suplimentar de depozitare al amestecului;
Costuri legate de evacuarea amestecului care a rămas nepompat din tancuri și de
spălarea acestora având în vedere faptul că acest amestec este toxic pentru mediul
înconjurător;
Există posibilitatea ca amestecul care se face cu un oarecare timp înaintea operaĠiei
să fie atacat de bacterii și să piardă din vâscozitate chiar înainte de a fi pompat;
Costuri legate de puterea hidraulică suplimentară necesară pompării unui fluid mult
mai vâscos;
Cea de- a doua metodă în care amestecul este creat chiar în timpul pompării, necesită un
sistem precis de dozare atât a aditivilor solizi, cât și a celor lichizi și echiparea necesară
pentru alimentarea, omogenizarea amestecului și pomparea lui în manifoldul de aspiraĠie al
pompelor de putere. Tot acest ansamblu descris mai sus constituie un echipament de
amestec (blender), care poate fi montat pe un autoșasiu sau pe sanie(skid).
Echipamentele de amestec trebuie să asigure următorii parametri:
Debitele realizate de pompele centrifuge (tip 8×10) de pe aspiraĠie și refulare
70 bmp (11 ݉ଷ/min) la 7 bar;
Densimetru radioactiv pe manifoldul de refulare;
ConcentraĠia de propant minim 300 kg/ ݉ଷ de gel;
Una sau două intrări direct în manifoldul de refulare pentru dozarea
reticulanĠilor lichizi;
Cuvă pentru amestecarea cu agitator mecanic de 1,5 ݉ଷ;
Sistem de alimentare cu nisip cu debit de până la 5 t/min (300 t/h);
Sistem de dozare a 3 aditivi lichizi cu posibilitatea de stocare de 1,3 ݉ଷ pentru
fiecare;
67 Sistem de dozare a KCL;
Posibilitatea de reglare automată sau manuală a debitelor fiecărui aditiv,
monitorizarea și înregistrarea lor, a pH -ului, temperaturii, vâscozităĠii la un
vehicul dotat pentru controlul tratamentului;
Blenderele trebuie să fie automatizate, folosind un calculator de proces care dozează
nisipul și aditivii conform programului stabilit. FuncĠionarea lor este asemănătoare siste melor
cu autoreglareîn care parametrii de intrare sunt în mod dinamic comparaĠi cu cei de ieșire și în
funcĠie de abateri sunt luate măsurile necesare.
Blenderul trebuie să compare în mod continuu debitul și densitatea fluidului la ieșire cu
debitul și densitatea la intrare și datorită volumului relativ mic al vasului de amestec și al
debitului mare de lucru răspunsul în timp al unei modificări de densitate a fluidului
(concentraĠia în propan) cere mai puĠin de 10 s. Acest răspuns rapid în timp permite o
respectare aproape perfectă a etapelor de pompare cu concentraĠii diferite conform
proiectului.
De asemenea, calculatorul de proces al blenderului menĠine presiunea din manifoldul de
refulare la o valoare constantă.
b) Agregate de pompare
Debitul de pompare necesar unei operaĠii de fisurare se alege astfel încât pierderile prin
frecare să nu devină considerabile în cazul unui debit prea mare, dar nici eficienĠa operaĠiei să
nu scadă prea mult în cazul unui debit prea mic.
În cazul în care echiparea sondei ne permite lucrul cu debite mari, eficienĠa operaĠiei
poate fi mult crescută știut fiind faptul că pierderile de fluid prin filtrare în strat sunt
proporĠionale rădăcinii pătrate a timpului. Din alte puncte de vedere, un debit mare de operare
necesită o putere hidraulică instalată mare și deci și un cost mai mare.
Partea de acĠionare care cuprinde mecanismul de transformare al mișcării de rotaĠie
primită de la cutia de viteză a pompei în mișcare du -te-vino, mecanism care are prin
proiectare o anumită capacitate de încărcare a barelor care împing plungerele și partea
propriu- zisă de pompare care cuprinde tot ceea ce vine în contact direct cu fluidul(supape,
bloc pompă, plungere). Partea de acĠionare are o configuraĠie fixă și o capacitate de încărcare
proiectată, iar partea de pompă propriu -zisă poate primi diferite configuraĠii, în funcĠie de
dimensiunea setului de plungere folosit.
Din testele făcute s -a observat că fluidele vâscoase influenĠează puĠin performanĠele
pompelor, în schimb concentraĠia în nisip a fluidelor pompate are o influenĠă mai mare asupra
68 dinamicii supapelor. În acest caz, funcĠionarea cu șocuri liniare poate fi ușor pusă pe seama
cantităĠii. Când posibilitatea apariĠiei cavităĠii este exclusă(manifoldul de aspiraĠie
corespunzător, presiune în linie de aspiraĠie) aceste șocuri în funcĠionare sunt datorate unei
întarzieri a închiderii supapei sau “plutirii supapei ”. Mo dificarea formei supapei și a arcului
care acĠionează au îndepartat în parte aceste neajunsuri iar restricĠiile impuse unei pompe cu 5
cilindri care au fost testate sunt următoarele:
ConcentraĠia maximă de propant la debitul de 3100 l/min: 1,5 kg/l
ConcentraĠia maximă de propant la debitul de 4600 l/min: 0,6 kg/l
c) Echipament de calcul și monitorizare
Sondele ce urmează a fi fisurate se echipeaza cu cap de erupĠie a cărei presiune
nominală trebuie sa reziste la presiunea de injecĠie din timpul efectuării operaĠiei, iar în
adâncime cu tubing, packer, valvă de circulaĠie, reducĠii etc.
Succesul unei operaĠii de fisurare depinde în mare parte de acurateĠea cu care sunt
măsuraĠi parametrii de lucru. Echipamentul de calcul și monitorizare va fi instalat într -un
vehicul special care să asigure în timpul operaĠiei un centru de control și operare prin care se
modifică parametrii de lucru conform programului operaĠiei. Se va urmări pe monitoare
evoluĠia în timp a operaĠiei, numărul etapei, începerea pompării amestecului cu nisip, volumul
total pompat, debitul, presiunea la tubing, presiunea la spaĠiul inelar, densitatea, concentraĠia
în ni sip, presiunea de fund la operare calculată. Parametrii de lucru vor fi înregistraĠi, astfel
încât la sfârșitul operaĠiei se poate evalua acurateĠea cu care a fost facută operaĠia.
Traductoarele de presiune, debit, densitate vor fi montate în diferite puncte ale
schemei de operare astfel încât să transmită spre centrul de control și monitorizare, mărimea
măsurată, converită direct în semnale electrice unificate.
4.4.3 Etapele tehnologice ale fract urării propriu -zise
a) Pregătirea sondei pentru fisurare cuprinde următoarele erape:
Omorârea sondei cu apă de zăcământ;
Spălarea puĠului până la oglindă;
Extragerea garniturii de tubing de la puĠ și introducerea unui rotovert de coloană de
ͷଵଶ⁄ pentru curăĠire;
Șablonarea coloanei de exploatare cu șablon de ɸ 118 mm;
69 Înlocuirea garniturii de tubing ʹ଼⁄ în J- 55 de la puĠ cu garnitură de tubing ʹ଼⁄ în C-
75 de operare și introducerea ei cu packer de coloană de ͷଵଶ⁄ în tip POZITEST;
Fixarea si armarea packerului la adâncimea de 2300 m și probarea lui la 120 -150 at, la
coloană;
În cazul în care echiparea sondei se face cu mult înainte de operaĠia de fracturare(mai
mult de o lună) sonda se va repune în producĠie. Este preferabil ca punerea în producĠie să se
facă folosind dislocuire cu azot( 𝑁ଶ) și tubing flexibil.
În cazul în care sonda se va pune în producĠie din nou până la executarea operaĠiei de
fisurare, packerul nu se va arma decât dupa ce reomorâm sonda înainte de fisurare.
Schimbarea dispozitivului de etanșare și suspendare a tubingului și montarea capului
de eupĠie de 700 at cu care se va face operaĠia presupune următoarele operaĠii:
Pe tubinghead- ul cu care este echipată sonda care este de tip; 9×6 se monteză o
flanșă dublă cu dimensiuni: 6 ’’x350 – 10’’x700 bar;
Peste această flanșă se montează o alta cu dime nsiuni: 10 ’’x 350 – ଵଵ⁄in x
700bar;
Se montează reducĠia ଵଵ⁄in – ʹଽଵ⁄ in x 700(boneta) peste care se montează
capul de eupĠie de 700 bar;
Se execută proba de presiune a ventilului principal și a crucii de legătură la 700bar.
Partea de instalaĠie care corespunde coloanei se va proba la presiunea de 120-150 at cu
ocazia probei etanșeităĠi i packerului.
b) Măsurarea presiunii în timpul și după fisurare
În timpul operaĠiei, evoluĠia presiunii ne furnizează informaĠii legate de răspunsul
zăcământului în perioada dezvoltării fisurii. Curba reală, măsurată în timpul operaĠiei ne dă
posibilitatea să stabilim cât de departe suntem de cazul ideal și deci interpretarea ei luând în
consideraĠie curgerea multifazică într -un inteval deschis în mai multe strate eterogene ne
permite să stabilim dacă mo delul ales pentru stimulare a fost bun sau nu.
70 c) Punerea în producĠie a sondelor după fisurare
În cazul în care se folosește packer permanent, sonda va fi pregătită cu mai mult timp
înainte de efectuarea operaĠiei. OperaĠia de fisurare se face prin capul de eupĠie care va fi a les
în funcĠie de preiunile de lucru.
Această metoda are dezavantajul că necesită instalaĠie de tubing flexibil pentru
spălarea podului de nisip care rămâne în zona perforaturilor după operaĠia de fisurare sau care
se poate forma pe tubing chiar în timpul operaĠiei.
Nisipul rămâne în coloană în zona perforaturilor, după fisurar e, doarece conform
programului fisurării, după pomparea ultimului volum de amestec nisip -gel care are o
concentraĠie maximă în nisip (până la Kg/l ) se pompează un volum de fluid de refulare care
este mai mic decât volumul tubingului. Acest lucru se face cu scopul de a avea o deschidere
maximă susĠinută a fisurii în imediata vecinătate a gaurii de sondă. În cazul în care se
folosește packer temporar, cu sau fără valvă de circulaĠie superioară, acesta va fi prevăzut în
partea de jos(sub packer) cu o Ġeavă spălătoare care trebuie să aibă lungimea de la locul de
fixare al packerului până la capul perforaturilor. InstalaĠia de intervenĠie trebuie să fie
prezentă la sondă pentru ca după operaĠie (după o zi) să dezarmeze packerul și să spele podul
de nisip, după care urmează înlocuirea garniturii de tubing ʹ଼⁄ in C-75 cu garnitura de lucru
și scoaterea packerului din sondă, iar apoi punerea în producĠie a son dei.
71 CAP.5 EVALUAREA ECONOMICĂ A OPERAğIEI
5.1 DATE DE BAZĂ PENTRU ANALIZA ECONIMICĂ
Scopul analizei economice este de a determina dacă operaĠia de fisurare este rentabilă
din punct de vedere economic.
Analiza economică s -a efectuat în dolari($ ) după metoda ‘‘ Discounted Cash-Flow ’’,
considerându-se o rată de actualizare pentru determinarea N.P.V de 10 % și lucrându -se în
valori monetare constante.
Metoda “ Dscounted Cash-Flow ”, Metoda Fluxului de Numerar Capitalizat, aferentă
procesului de exploatare al unui zăcământ, se impune ca un procedeu care să corespundă
specificului industriei petrolier, capabil să optimizeze exploatarea zăcământului. Criteriul de
optimizare este, ca de altfel în orice activitate econimică, profitul maxim obĠinut în condiĠiile
micșorării riscului datorat gradului mare de incertitudine, caracteristic exploatării
zăcămintelor de hidrocarburi.
Prin medota “ Dscounted Cash-Flow ” se fundamentează un sistem de indicatori care
caracterizează procesul de exploatare al unui zăcământ de hidrocarburi ca o activitate
economică capabilă să aducă profit.
Analiza economică s -a efectuat pe o perioadă de trei ani, cât se consideră că are efect
operaĠia de fisurare, în două variante:
În prima variantă, care este varianta fără executarea operaĠiei de fisurare, nu s -au luat
în calcul investiĠii. În această variantă, debitul sondei în primul an este cel actual adică
21.800 N ݉ଷ/zi. Pentru următorii doi ani se consideră un declin de producĠie de 3% pe an.
În cea de- a doua variantă, care presupune executarea operaĠia de fisurare hidraulică s -a
considerat o investiĠie de 1.000.000 USD, reprezentând costul unei operaĠii de fisurare. În
această variantă, debitul sondei în primul an de analiză este cel estimat a se obĠine după
efectuarea ope raĠiei de fisurare adică de 3,28x 21.800= 71.500 N ݉ଷ/zi. Pentru următorii doi
ani se consideră același declin de producĠie de 3% pe an.
72 5.2 ANALIZA ECONOMICĂ.
Analiza economică s -a efectuat în USD cu respectarea următoarelor condiĠii:
Cota de dezvoltare este de 35% x cantitatea de gaze livrată x preĠul de livrare al
gazelor extrase;
Numărul de zile de funcĠionare a sondei pe an : 360 de zile;
Pentru evaluarea cheltuielilor de operare pe sondă s -a avut ca bază cheltuielile
înregistrate în anul 2 016 în USD: cheltuieli salariale, cheltuieli cu energie,apă, gaze,
cheltuieli materiale, revizii periodi ce și alte cheltuieli indirecte;
Impozitul pe profit de 16% din venitul net taxabil;
RedevenĠa petrolieră constituie element de cost și s -a calculat conform Legii Petrolului
nr. 238/2004, aplicând preĠul de livrare al gazelor naturale din producĠia internă, 35%
din producĠie;
Cash-Flow- ul(profitul) reprezintă venit net după taxare – investiĠiile + amortizarea;
Calculele au fost efectuate fără a se lua î n considerare T.V.A;
Tabelul 5.1 Indicatorii economici
SpecificaĠie Varianta 1 Varianta 2
Perioada de aŶaliză 2017-2019 2017-1019
IŶvestiții, ŵii USD 0 1000
Producția de gaze, 21,27 69,76
Cheltuieli de operare, mii USD 1964,59 1964,59
Profit actualizat cumulat, mii USD 1014,07 5919,88
RedeveŶță fizică gaze 5,32 17,44
RedeveŶță valorică gaze, ŵii USD 126,55 415,07
AŶul recuperării iŶvestiției aŶul efectuării operației
În urma efectuării analizei economice se evidenĠează faptul că executarea unei operaĠii
de fisurare hidraulică este rentabilă din punct de vedere economic.
73 5.2.1. VARIANTA 1, FĂRĂ OPERAğIA DE FISURARE.
Anul 2017
Debitul pe an:
Q = ܳ𝑧𝑖𝑖 ×͵Ͳ 𝑧𝑖݈݁ = 7,85 mil. ݉ଷ/an
1.Venit gaze:
ܸ𝑧 = ܳଶଵ × ݁ݎܲț = 7,85 x 160 = 1255,68 mii $
2. RedevenĠa:
Pentru a afla valoarea redeventei împartim debitul anual pe trimestru iar în funcĠie de
producĠia pe semestru se alege valoarea redevenșei din legea Petrolului.
ொ
ସ = ,଼ହ
ସ = 1,96 mil. ݉ଷ/trimestru < 10 mil. ݉ଷ , prin urmare valoarea redevenĠei este
de 3,5%
R = ܳଶଵ × ͵, ͷ% × ݁ݎܲț 𝑖 ță = ,ͺͷ× ͵, ͷ% ×ͳͲ = 46,70 mii $
3.Cheltuieli de operare:
C.O: ܳଶଵ ×ț
ଵ య + 𝑖݈݂ܽ݊ț 𝑖݁= 7.850.000 ×ଽ
ଵ + 1,6% C.O = 717,62
mii$
4.Amortizarea:
A= 4 mii $
5.Profit brut:
ܲ = ܸ𝑧 − C. O − R − A = 1255,68 – 717,62 -46,7 – 4 = 487,36 mii $
6. Impozit pe profit :
ܫ = ܲ × ͳ% = 487,36 ×16% = 77,98 mii $
74 7.Profit net:
ܲ = ܲ – ܫ = 487,36 – 77,98 = 409,39 mii $
8. Cash Flow:
C.F = ܲ – InvestiĠia + A = 409,39 – 0 + 4 = 413,39 mii $
9. Profit actualizat:
P.V = C.F ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻబ = 413,39 x ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻబ = 413,39 mii $
10. Profit net actualizat cumulat:
N.P.V = ∑ܸ.ܲ = 413,39 mii $
75 Anul 2018
Debitul pe an:
ܳଶଵ଼ = ܳଶଵ −͵% × ܳଶଵ = 7,85 – 0,03 × 7,85 = 7,61 mil. ݉ଷ/an
1.Venit gaze:
ܸ𝑧 = ܳଶଵ଼ × ݁ݎܲț = 7,61 x 160 = 1218,01 mii $
2. RedevenĠa:
Pentru a afla valoarea redeventei împartim debitul anual pe trimestru iar în funcĠi e de
producĠia pe semestru se alege valoarea redevenșei din legea Petrolului.
ொ
ସ = ,ଵ
ସ = 1,90 mil. ݉ଷ/trimestru < 10 mil. ݉ଷ , prin urmare valoarea redevenĠei este
de 3,5%
R = ܳଶଵ଼ × ͵, ͷ% × ݁ݎܲț 𝑖 ță = ,ͳ× ͵, ͷ% ×ͳͲ = 45,29 mii $
3.Cheltuieli de operare:
C.O: ܳଶଵ଼ ×ț
ଵ య + inflaĠie = 7.610.000 ×ଽ
ଵ + 3,1% C.O= 655,39 mii $
4.Amortizarea:
A= 4 mii $
5.Profit brut:
ܲ = ܸ𝑧 − C. O − R − A =1218,01 -655,39 – 45,29 – 4 = 428,69 mii $
6. Impozit pe profit :
ܫ = ܲ × ͳ% = 655,39 ×16% = 68,59 mii $
7.Profit net:
ܲ = ܲ – ܫ = 428,69 – 68,59 = 360,1 mii $
76 8. Cash Flow:
C.F = ܲ – InvestiĠia + A = 360,1 – 0 + 4 = 364,1 mii $
9. Profit actualizat:
P.V = C.F ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻబ = 364,1 x ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻభ = 331 mii $
10. Profit net actualizat cumulat:
N.P.V = ∑ܸ.ܲ = 413,39+331 = 744,39 mii $
77 Anul 2019
Debitul pe an:
ܳଶଵଽ = ܳଶଵ଼ −͵% × ܳଶଵ଼ = 7,61 – 0,03 × 7,61 = 7,38 mil. ݉ଷ/an
1.Venit gaze:
ܸ𝑧 = ܳଶଵଽ × ݁ݎܲț = 7,38 x 160 = 1181,47 mii $
2. RedevenĠa:
Pentru a afla valoarea redeventei împartim debitul anual pe trimestru iar în funcĠie de
producĠia pe semestru se alege valoarea redevenșei din legea Petrolului.
ொ
ସ = ,ଷ଼
ସ = 1,85 mil. ݉ଷ/trimestru < 10 mil. ݉ଷ , prin urmare valoarea redevenĠei este
de 3,5%
R = ܳଶଵଽ × ͵, ͷ% × ݁ݎܲț 𝑖 ță = ,͵ͺ× ͵, ͷ% ×ͳͲ = 43,94 mii $
3.Cheltuieli de operare:
C.O: ܳଶଵଽ ×ț
ଵ య + inflaĠie = 7.380.000 ×ଽ
ଵ + 3,4% C.O= 591,57 mii $
4.Amortizarea:
A= 4 mii $
5.Profit brut:
ܲ = ܸ𝑧 − C. O − R − A =1181,47- 591,57 – 43,94 – 4 = 383,71 mii $
6. Impozit pe profit :
ܫ = ܲ × ͳ% = 383,71 ×16% = 61,39 mii $
7.Profit net:
ܲ = ܲ – ܫ = 383,71 – 61,39 = 322,31 mii $
78 8. Cash Flow:
C.F = ܲ – InvestiĠia + A = 322,31 – 0 + 4 = 326,31 mii $
9. Profit actualizat:
P.V = C.F ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻబ = 326,31 x ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻమ = 269,68 mii $
10. Profit net actualizat cumulat:
N.P.V = ∑ܸ.ܲ = 413,39+331+269,68 = 1014,07 mii $
79 5.2.2. VARIANTA 2, DUPA OPERAğIA DE FISURARE
În anul 2017 , anul execuĠiei operaĠiei de fisurare hidraulică vom avea o investiĠie de
1.000.000 USD, reprezentând valoarea acesteia.
Anul 2017
Debitul pe an:
ܳଶଵ =ܳ𝑧𝑖𝑖 ×͵Ͳ 𝑧𝑖݈݁ × φ = 21,8 ×͵Ͳ × 3,28 = 25,74 mil. ݉ଷ/an
1.Venit gaze:
ܸ𝑧 = ܳଶଵ × ݁ݎܲț = 25,74 x 160 = 4118,63 mii $
2. RedevenĠa:
Pentru a afla valoarea redeventei împartim debitul anual pe trimestru iar în funcĠie de
producĠia pe semestru se alege valoarea redevenșei din legea Petrolului.
ொ
ସ = ଶହ,ସ
ସ = 6,44 mil. ݉ଷ/trimestru < 10 mil. ݉ଷ , prin urmare valoarea redevenĠei este
de 3,5%
R = ܳଶଵ × ͵, ͷ% × ݁ݎܲț 𝑖 ță = ʹͷ,Ͷ× ͵, ͷ% ×ͳͲ = 153,16 mii $
3.Cheltuieli de operare:
C.O = 717,62 mii $
4.Amortizarea:
A= 4 + ூ
ଷ = 4 + ଵ
ଷ = 337,33 mii $
5.Profit brut:
ܲ = ܸ𝑧 − C. O − R − A =4118,63 – 717,62 – 153,16 – 337,33 = 2910,51 mii $
80 6. Impozit pe profit :
ܫ = ܲ × ͳ% = 2910,51 ×16% = 465,68 mii $
7.Profit net
ܲ = ܲ – ܫ = 2910,51-465,68 = 2444,83 mii $
8. Cash Flow:
C.F = ܲ – InvestiĠia + A =2444,83 – 1000 + 337,33 = 1782,17 mii $
9. Profit actualizat:
P.V = C.F ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻబ = 1782,17 x ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻబ = 1782,17 mii $
10. Profit net actualizat cumulat:
N.P.V = ∑ܸ.ܲ = 1782,17 = 1782,17 mii
81
Anul 2018
Debitul pe an:
ܳଶଵ଼ =ܳଶଵ −͵% × ܳଶଵ = 25,74- 0,03 × 25,74 = 24,97 mil. ݉ଷ/an
1.Venit gaze:
ܸ𝑧 = ܳଶଵ଼ × ݁ݎܲț = 24,97 x 160 = 3995,07 mii $
2. RedevenĠa:
Pentru a afla valoarea redeventei împartim debitul anual pe trimestru iar în funcĠie de
producĠia pe semestru se alege valoarea redevenșei din legea Petrolului.
ொ
ସ = ଶସ,ଽ
ସ = 6,24mil. ݉ଷ/trimestru < 10 mil. ݉ଷ , prin urmare valoarea redevenĠei este
de 3,5%
R = ܳଶଵ଼ × ͵, ͷ% × ݁ݎܲț 𝑖 ță = ʹͶ,ͻ× ͵, ͷ% ×ͳͲ = 148,57 mii $
3.Cheltuieli de operare:
C.O = 655,39 mii $
4.Amortizarea:
A= 4 + ூ
ଷ = 4 + ଵ
ଷ = 337,33 mii $
5.Profit brut:
ܲ = ܸ𝑧 − C. O − R − A = 3995,07 – 655,39 – 148,57 – 337,33 = 2576,19 mii $
6. Impozit pe profit :
ܫ = ܲ × ͳ% = 2576,19 ×16% = 412,19 mii $
82 7.Profit net:
ܲ = ܲ – ܫ = 2576,19-412,19 = 2164 mii $
8. Cash Flow:
C.F = ܲ – InvestiĠia + A = 2164 – 0 + 337,33 = 2501,34 mii $
9. Profit actualizat:
P.V = C.F ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻభ = 2501,34 x ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻభ = 2273,94 mii $
10. Profit net actualizat cumulat:
N.P.V = ∑ܸ.ܲ = 1782,17 + 2273,94 = 4056,11 mii $
83 Anul 2019
Debitul pe an:
ܳଶଵଽ =ܳଶଵ଼ −͵% × ܳଶଵ଼ = 24,97- 0,03 × 24,97 = 24,22 mil. ݉ଷ/an
1.Venit gaze:
ܸ𝑧 = ܳଶଵଽ × ݁ݎܲț = 24,22 x 160 = 3875,22 mii $
2. RedevenĠa:
Pentru a afla valoarea redeventei împartim debitul anual pe trimestru iar în funcĠie de
producĠia pe semestru se alege valoarea redevenșei din legea Petrolului.
ொ
ସ = ଶସ,ଶଶ
ସ = 6,06 mil. ݉ଷ/trimestru < 10 mil. ݉ଷ , prin urmare valoarea redevenĠei este
de 3,5%
R = ܳଶଵଽ × ͵, ͷ% × ݁ݎܲț 𝑖 ță = ʹͶ,ʹʹ× ͵, ͷ% ×ͳͲ = 144,11 mii $
3.Cheltuieli de operare:
C.O= 591,57 mii $
4.Amortizarea:
A= 4 + ூ
ଷ = 4 + ଵ
ଷ = 337,33 mii $
5.Profit brut:
ܲ = ܸ𝑧 − C. O − R − A =3875,22 – 591,37- 144,11 – 337,33 = 2283,13 mii $
6. Impozit pe profit :
ܫ = ܲ × ͳ% = 2283,13 ×16% = 365,3 mii $
7.Profit net:
ܲ = ܲ – ܫ = 2283,13 – 365,3 = 1917,83 mii $
84 8. Cash Flow:
C.F = ܲ – InvestiĠia + A = 1917,83 – 0 + 337,33 = 2255,16 mii $
9. Profit actualizat:
P.V = C.F ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻమ = 2255,16 x ଵ
ሺଵ+భబ
భబబሻమ = 1863,77 mii $
10. Profit net actualizat cumulat:
N.P.V = ∑ܸ.ܲ = 1782,17 + 2273,94 + 1863,77 = 5919,88 mii $
85 CONCLUZII:
Scopul acestei lucrări a fost de a prezenta Proiectarea unei operaĠii de fisurare
hidraulică.
Fisurarea hidraulică este un proces de stimulare a sondelor care are ca și scop creșterea
productivităĠii sondelor.
OperaĠia de fisurare hidraulică are ca și scop marirea productivităĠii sondelor și este
posibilă în următoarele situaĠii:
c. La sondele care produc din strate cu permeabilitate redusă, unde în urma realizării
unor fisuri cu permeabilitate mare duce la mărirea semnificativă a debitului produs.
d. La sondele unde se constată existenĠa unor bariere în jurul gaurii de sondă.În acest caz,
fisurile create străpung practic zona contaminată, făcând legatura cu zona de mare
permeabilitate sau, în cazul calcarelor fisurate, cu alte fisuri.
Rocile care se pot fisura hidraulic sunt: gresiile, calcarele, nisipurile neconsolidate,dolomitele,
conglomeratele și marnele foarte tari sau casante.
Tipul fisurii care se crează (verticală, orizontală sau înclinată) depinde de rezistenĠa
tangenĠială sau axială pe care o opune roca.
Pentru ca valoarea presiunii de fisurare sa fie cât mai mică, este necesar ca perforaturile să
fie curate. În acest scop de un real folos sunt reperforările și spălările cu acid ale intervalul ui
productiv înaintea efectuării operaĠiei de fisurare.
Seletarea sondei în vederea efectuării operaĠiei de fisurare, se face luâd în considerare
următoarele aspecte:
ExistenĠa în capacul și baza unităĠii hidrodinamice a unor bariere impermeabile, care
datorită parametrilor diferiĠi de cei ai rocii colectoare, limitează creșterea pe vericală
a fisurii;
FormaĠiunea productivă este constituită din roci compacte(gresie), fără intercalaĠii
marnoase sau acvifere;
Sonda este relativ centrală în cadrul obiectivului de exploatare;
Grosimea efectivă saturată cu gaze este de ordinul yecilor de metri;
Debitul sondei este mai mic comparativ cu cel al sondelor învecinate, care produc de
la același obiectiv;
86 Obiectivul de exploatare al sondei are o rezervă geologică rezonabilă, condiĠie
esenĠială în amortizarea investiĠiei prin sporul de producĠie ce se preconzează a se
obĠine în urma stimulării;
OperaĠiile precedente de stimulare efectuate pe aceeași structura au avut rezultat
pozitiv;
În urma calculelor efectuate asupra sond ei, folosind metoda de fisurare hidraulică, s-a
determinat lungimea, l=10 0 m, și grosimea fisurii, g = 3,8 mm, presiunea de fisurare
Pfis =378 [bar ] și volumul fisurii V= 17,2 ݉ଷ ,productivitatea sondei a crescut cu 3,28% ,
reprezentând o crestere de debit de la 21,8 mii ݉ଷ/zi la 71,5 mii ݉ଷ/zi,.
În urma efectuării calculului economic s -a ajuns la concluzia că folosirea acestei
metode este rentabilă din punct de vedere economic profitul net actualizat cumulat crescând
de la 1014,07 la 5919,88 mii $.
87
ANEXA 1
Varianta I fara fisurare hidraulica
An Investitii Productia de
gaze Pret gaze Venituri
gaze Redeventa Cheltuieli de
operare Amortizare Profit
brut Impozit
pe profit Profit
net Cash-
Flow Profit
actualizat Profit net
actualizat
mii $ mil. mc $/1000
mc mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $
2017 0 7,85 160 1255,68 46,70 717,62112 4 487,36 77,98 409,39 413,39 413,39 413,39
2018 0 7,06 160 1130,11 42,03 655,39 4 428,69 68,59 360,10 364,10 331,00 744,39
2019 0 6,36 160 1017,10 37,82 591,57 4 383,71 61,39 322,31 326,31 269,68 1014,07
Varianta II dupa fisurarea hidraulica
An Investitii Productia de
gaze Pret gaze Venituri
gaze Redeventa Cheltuieli de
operare Amortizare Profit
brut Impozit
pe profit Profit
net Cash-
Flow Profit
actualizat Profit net
actualizat
mii $ mil. mc $/1000
mc mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $ mii $
2017 1000 25,74 160 4118,63 153,16 717,62 337,33 2910,51 465,68 2444,83 1782,17 1782,17 1782,17
2018 0 23,17 160 3706,77 137,85 655,39 337,33 2576,19 412,19 2164,00 2501,34 2273,94 4056,11
2019 0 20,85 160 3336,09 124,06 591,57 337,33 2283,13 365,30 1917,83 2255,16 1863,77 5919,88
88 Bibliografie
1. Foidaș, I. ,
2. Gheorghiu, S.,
3. Ștefănescu, D -P., Foidaș, I.,
4. Tocan, I.,
5. Dumitrescu, V.,
Dima, Al.,
Cristescu, G.,
Proorocu, E.,
6. Duinea, D.,
Pop, O.,
7. Cristian, M.,
Socol, S.,
Constantinescu, A.,
8. Foidaș, I.,
9. Ștefănescu, D -P.,
10. Ștefănescu, D -P.,
Foidaș, I.,
„Curs economisire ”.
„Eliminarea apei din sondele de gaze ”,
Editura Salgo, Sibiu, 2010.
„Îndrumar de laborator. Probleme și teste
în extracĠia și condiĠionarea gazelor
naturale ”, Universitatea „Lucian Blaga ”,
Sibiu, 2005.
„Exploatarea sondelor ”, Editura didactică
și pedagogică, București, 1967 .
„Agendă I.F.F.O.S.P” .
„ExtracĠia și transportul ĠiĠeiului și
gazelor ”, Editura Didactică și pedagogică ,
București.
„Cercetarea productivităĠii și receptivităĠii
sondelor ”, Editura Tehnică, București,
1982.
„Testarea și producerea zăcămintelor de
gaze naturale ”, Editura UniversităĠii
„Lucian Blaga ” din Sibiu, 2014.
„Teorie și aplicaĠii numerice în ingineria
zăcămintelor de gaze naturale” , Editura
UniversităĠii „ Lucian Blaga ” din Sibiu,
2002.
„ExtracĠia și condiĠionarea gazelor
naturale ”, Editura UniversităĠii „ Lucian
Blaga ” din Sibiu, 2007.
OPIS
Prezentul proiect de diplomă conĠine :
…85…… pagini scrise
…..6….. figuri
…..3…..tabele
….54 …..ecuaĠii
………… desene formate
Absolvent:
………………………………………………
Sunt de acord cu prezentarea Proiectului de diplomă în sesiunea iulie 2017 a
candidatului ………………………………………………………………… cu tema rezolvată în
prezentul proiect.
Data, Semnătura coordonatorului,
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Proiectarea unei operaĠii de fisurare hidraulică [631740] (ID: 631740)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.