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8.2.2 Fluid-Loss Properties of Fracturing Fluids在线视频

下一节:8.2.3 Rheological Properties of Fracturing Fluids

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8.2.2 Fluid-Loss Properties of Fracturing Fluids课程教案、知识点、字幕

同学们好

本节我们学习压裂液的滤失性

压裂的过程中压裂液起到的作用

主要是造缝和携砂

裂缝张开之后

压裂液进入到裂缝当中

正是因为压裂液不断的

在裂缝中进入

使得裂缝的体积加大

也就是裂缝在不断地延长

如果在压裂的过程中

压裂液滤失到地层当中了

使得留在裂缝中的压裂液越来越少了

裂缝就不会像我们期望的那样

继续延长了

压裂液的滤失是什么原因造成的

首先地层是多孔介质

另外在裂缝的内外是有压差的

也就是压裂液进入到裂缝当中

是有比较高的压力

而且这个压力

比周围地层的压力要高了很多

在这样一个压差作用之下

压裂液渗入到地层中

也就是渗入到多孔介质里面是必然的

因此我们有这样的一个认识

滤失是不可避免的

只可以缓解 不可根除

也就是因为这样的原因

在整个的压裂过程中

以及压裂的设计分析中

滤失的问题

是我们必须要面对和处理的问题

我们需要计算 有多少的滤失量

我们需要知道 有多快的滤失速度

首先 我们先看一下

参与滤失的面积

对于垂直缝来说 是怎么计算的

我们来看这个示意图

这是一个直井 压开了一对垂直缝的时候

这样的一种状态

这是裂缝的半长

这是裂缝的高度

对于这种裂缝来说

参与滤失的面积如何来计算

同学们可能会说

是用裂缝的半长 乘以裂缝的高度

这是这一侧的

两侧的不就是二倍的关系吗

实际上 我们压开的裂缝

是有两个壁面的

也就是有这一侧的壁面

也有这一侧的壁面

因此参与滤失的滤失面积

应该是四倍的裂缝半长

乘以裂缝的高度

这一点我们要特别的清楚

否则滤失面积算错了

后续的很多计算都是错误的

在这里我们再介绍一个概念

叫压裂液的效率

压裂液的效率指的是

停泵时刻缝的体积

比上总的注入量

停泵时刻缝的体积

也就意味着

克服了滤失之后

剩余在裂缝当中的压裂液的体积

这个比值 我们称为压裂液的效率

有一个概念

就是一般的情况之下

压裂液的效率 是40%到60%左右

那么就意味着 一般情况之下

有一半左右的压裂液

是滤失到地层中的

为了能够计算压裂液的滤失量

以及滤失速度

我们需要了解 压裂液滤失的过程

压裂液滤失 是由三个过程组成的

这三个过程分别是

压裂液进入到裂缝中

随着液体沿着壁面滤失到地层

压裂液中的固体颗粒 因为它的粒径大

没有深入到地层中

而是被留在了裂缝的壁面上

留在壁面上的这些固体颗粒

就形成了一种称为滤饼

这样一层滤饼 就一般地阻止了

压裂液进一步地透过滤饼

再进入到地层中

但是滤饼也是有一定的透过性的

后续的压裂液要想进入到

或者滤失到地层当中

是要透过滤饼才能完成的

这是第一个过程

第二个过程叫做侵入区

也就是压裂液在一定的压力作用之下

它会侵入或者是渗入到地层当中

第三个过程叫做压缩

也就是渗入地层之后的液体

再作用在地层的骨架以及地层的流体上

使它有一定程度的压缩

让出来一定的区域就称为压缩区

这三个过程中

滤饼所在的滤饼区

它的流动是受滤饼控制的

而侵入区 是受压裂液的粘度来控制

第三 岩石和流体的压缩

是受到了压缩性控制

我们需要强调的是

压裂液滤失的这三个过程

是相互衔接的

也就是说 这三个过程

可以是独立起作用

但是一般情况之下

是结合在一起 或者叫连接在一起

共同起作用来控制了

整个压裂液的滤失过程

我们下面就来看一下

对应这三个滤失过程里面

它的滤失系数是如何来确定的

首先我们先看的是

具有造壁性的压裂液 它的滤失系数

通过我们前面的讲解

我们知道

压裂液里的固相颗粒

在整个的施工过程中

会在裂缝的壁面上形成一层滤饼

这种滤饼的形成

会有效地降低滤失速度的进一步的增加

这个时候压裂液的滤失

它就会受到造壁性的控制

为了去测试不同的压裂液

它的滤失性的情况

我们要做实验 做什么实验呢

就是滤失量与滤失时间之间的

一个对应实验

这个实验的结果

一般整理成这样的一条曲线

这条曲线代表的是滤失量

与根下的滤失时间之间的一个关系

与根下的这个时间关系

可以得到一个线性的一条斜直线

这条斜直线的夹角α

它的斜率 我们一般称为m

对应这样的一条滤失线

我们可以得到

一个滤失量与时间之间的关系

这个关系就是

V等于Vsp加上m乘以√t

这个地方的m指的就是

这条实验曲线的斜率m

这个Vsp表达的是这个斜直线上的截距

也就是所谓的初滤失量

要注意的是

这个斜率m 它的单位是什么

它的单位就是cm^3/√min

这个同学们要记住

根据那个公式

我们可以整理出滤失速度

是用这个式子来计算的

m是实验曲线的斜率

A是参与滤失的面积

t是滤失的时间

0.005是一个单位换算

A是岩心的截面积

在这个公式里面

它的滤失速度的单位是m/min

滤失速度的这个表达式里面

我们将这一部分

与时间无关的这一部分

给它提取出来 给它定义一下

我们称为滤失系数

有了这个滤失系数之后

滤失速度就可以写成这种表达式 C/√t

这就是为什么我们要求

各种不同的因素控制之下的滤失系数

因为我们得到了滤失系数之后

除以√t 就可以得到滤失速度了

根据这样的一个讲解

我们知道滤失系数是有单位的

而且它的单位是m/√min

这个也需要大家记住

这就是通过实验的方式

得到了滤失速度

整理出滤失系数

对于造壁性控制的压裂液来说

它的滤失系数是这样来计算的

正是因为有了这样的定义

我们针对其它的两种形式

也相应地进行滤失系数的计算

当然在这个造壁性的滤失系数里面

我们还需要对压降进行一个修正

通过这个修正的式子

得到造壁性的滤失系数

下面我们就来看

第二种受压裂液粘度控制的

滤失系数是如何来计算

所谓的受粘度控制的滤失

是指的压裂液的粘度大大的超过了

油藏流体粘度的时候

这时压裂液的滤失主要是

取决于压裂液的粘度

我们根据达西公式 可以整理出

类似于造壁性的滤失系数

同样地位的一个系数

这个系数我们称为C1

表达的就是受压裂液粘度控制的滤失系数

这个滤失系数跟哪些因素有关系

跟压差有关 跟孔隙度有关

也跟裂缝内的压裂液的黏度有关系

同样地

这个滤失系数的单位 也是m/√min

第三种是

受地层流体压缩性控制的滤失系数

这种滤失系数是压裂液的粘度

接近油藏流体粘度的时候

刚才的是大于远大于

现在是接近油藏流体粘度的时候

控制压裂液滤失的是这种压缩性

压缩性的滤失系数

整理出来公式是这个公式

这里面需要注意的是

压降是裂缝内外的压降

而这个时候的粘度

指的是地层流体的粘度

这一点大家要特别注意

受到这三种机理控制

而且是同时受到这三种机理控制的时候

综合的滤失系数计算

是由下面的这个公式来完成的

这个公式我们大家可以想到是

比较类似于我们以前学过的

什么条件之下的一个公式呢

这个公式是一种调和计算的公式

它是相当于我们电路计算里面

电容的串联

电容串联之后的总电容

和各个分支电容之间的关系

跟这个公式是完全一样

希望大家能够记住这个公式

同时我们根据分压降的公式

可以得到综合滤失系数的

另外的一种表达形式

就是以下的这种表达形式

这两种方法都可以在分别地获得了

各个机理控制的分项滤失系数的情况之下

得到综合的滤失系数

有了滤失系数

根据我们前面介绍的

滤失系数比上√t

就可以得到滤失的速度

这就是为什么 我们要学习掌握

滤失系数的计算

是因为它跟滤失速度是直接相关的

以上就是我们介绍的本节的主要内容

同学们再见

Production Engineering课程列表:

Chapter 1 Introduction

-1.1 Main Tasks of Production Engineering

--1.1 Main Tasks of Production Engineering

-1.2 Flow in Production System

--1.2 Flow in Production System

-Problems

--Chapter 1 - Problems

Chapter 2 Inflow Performance Relationship

-2.1 IPR Curve and Well Productivity

--2.1.1 Single-Phase Oil Inflow Performance Relationships

--2.1.2 Well Productivity

-2.2 Vogel's IPR and Applications

--2.2.1 Vogel's IPR Equation

--2.2.2 Determination of IPR Curves Using Vogel's Equation

--2.2.3 Skin Factor and Flow Efficiency

--2.2.4 Extension of Vogel's Equation for Non-Complete Wells

--2.2.5 Combination Single-Phase Liquid and Two-Phase Flow

-Problems

--Chapter 2--Problems

Chapter 3 Wellbore Flow Performance

-3.1 Two-Phase Flow in Wellbore

--3.1.0 Introduction

--3.1.1 Flow Regimes in Vertical Flow

--3.1.2 Slip Phenomenon

--3.1.3 Flow Parameters

-3.2 Two-Phase Vertical Flow Pressure Gradient Models

--3.2.1 Two-Phase Pressure Gradient Equations

--3.2.2 Predicting Gas-Liquid Flow Regimes Using the Okiszewski Correlation

--3.2.3 Pressure Gradient Calculation Using the Okiszewski Correlation

-3.3 Vertical Lift Performance

--3.3 Vertical Lift Performance

-Problems

--Chapter 3--Problems

Chapter 4 Nodal System Analysis

-4.1 Nodal Analysis Approach

--4.1.1 Introduction

--4.1.2 Solution Node at Bottom of Well

--4.1.3 Solution Node at Wellhead

-4.2 Flow through Chokes

--4.2.1 Choke Performance

--4.2.2 Solution Node at Choke

-Problems

--Chapter 4--Problems

Chapter 5 Gas Lift

-5.1 Principles of Gas Lift

--5.1.1 Introduction

--5.1.2 Initial Kick-off of Gas Lift

-5.2 Gas Lift Valves and Gas Lift Completions

--5.2.1 Valve Mechanics

--5.2.2 Gas Lift Completions

-5.3 Gas Lift Design

--5.3.1 Gas Lift Design for Specific Production Rate

--5.3.2 Gas Lift Design for Specific Injection Rate

--5.3.3 Kick-off Procedure with Unloading Valves

--5.3.4 Design Depths of Unloading Valves

-Problems

--Chapter 5--Problems

Chapter 6 Sucker Rod Pumping(I)

-6.1 Introduction of Surface and Downhole Equipment

--6.1.1 Pumping Unit

--6.1.2 Sucker Rod

--6.1.3 Sucker Rod Pump

-6.2 Operating Principle of Sucker Rod Pumps

--6.2.1 Pumping Cycle

--6.2.2 Pump Displacement

-6.3 Pumping Unit Kinematics

--6.3.1 Motion of Polished Rod-Simple Harmonic Motion

--6.3.2 Motion of Polished Rod-Crank and Pitman Motion

-6.4 Polished Rod Load

--6.4.1 Static Load

--6.4.2 Dynamic Load

--6.4.3 Peak Polished Rod Load and Minimum Polished Rod Load

-Problems

--Problems for chapter 6: Sucker Rod pumping I

Chapter 6 Sucker Rod Pumping(II)

-6.5 Calculation of Counterbalancing, Torque and Power

--6.5.1 Balance of Pumping Unit

--6.5.2 Counterbalancing Calculation

--6.5.3 Torque and Torque Factor

--6.5.4 Torque Curves

--6.5.5 Prime Mover Selection

-6.6 Volumetric Efficiency of Pump

--6.6.1 Stroke Loss

--6.6.2 Gas Effect on Pump Performance

--6.6.3 Measures of Enhancing Pump Volumetric Efficiency

-6.7 Design of Pumping System

--6.7.1 Strength Calculation and Design of Sucker Rod Strings

--6.7.2 Design Procedures of Pumping System

-6.8 Analysis of Sucker Rod Pumping Well Conditions

--6.8.1 Acoustic Surveys and Analysis of Annular Liquid Levels

--6.8.2 Introduction of Dynamometer Card

--6.8.3 Typical Dynamometer Cards

-Problems

--Problems: Chapter 6: Sucker Rod Pumping (II)

Chapter 7 Water Injection

-7.1 Water Injection System

--7.1.1 Water Resources and Water Treatment

--7.1.2 Introduction of Water Injection System

-7.2 Injectivity Analysis

--7.2.1 Injectivity and Injectivity Index Curves

--7.2.2 Injectivity Test

-7.3 Injection Tubing String

--7.3 Introduction of Injection Tubing Strings

-7.4 Analysis and Application of Injectivity Index Curves

--7.4.1 Analysis of Injectivity Index Curves

--7.4.2 Injection Choke Deployment

-Problems

--Chapter 7--Problems

Chapter 8 Hydraulic Fracturing(I)

-8.0 Introduction

--8.0 Introduction

-8.1 The Fracturing of Reservoir Rock

--8.1.1 Basic Rock Mechanics Parameters

--8.1.2 In-Situ Stresses

--8.1.3 Stresses at Borehole

--8.1.4 Fracture Initiation Conditions

-Problems

--Chapter 8(I)--Problems

Chapter 8 Hydraulic Fracturing(II)

-8.2 Fracturing Fluids

--8.2.1 Introduction

--8.2.2 Fluid-Loss Properties of Fracturing Fluids

--8.2.3 Rheological Properties of Fracturing Fluids

-8.3 Proppants

--8.3.1 Introduction

--8.3.2 Fracture Conductivity

--8.3.3 Suspending Proppants

--8.3.4 Settling Proppants

--8.3.5 Proppant Selection

-8.4 Hydraulic Fracturing Design

--8.4.1 Productivity Index of Hydraulic Fracturing Wells

--8.4.2 Fracture Geometry Models

--8.4.3 Design Procedure for Hydraulic Fracturing

-Problems

--Chapter 8(II)--Problems

Chapter 9 Acidizing

-9.0 Introduction

--9.0 Introduction

-9.1 Carbonate Acidizing

--9.1.1 Mechanism of Carbonate Acidizing

--9.1.2 Effect Factors of Reaction Rate

--9.1.3 Acid Fracturing

--9.1.4 Effective Distance of Live Acid

--9.1.5 Pad Acid Fracturing

-9.2 Sandstone Acidizing

--9.2.1 Mechanism of Sandstone Acidizing

--9.2.2 Mud Acid Treatment Design

-9.3 Acidizing Treatment Technologies

--9.3.1 Acid and Additives

--9.3.2 Acidizing Treatment Operations

-Problems

--Chapter 9--Problems

Final Exam

-Final Exam

8.2.2 Fluid-Loss Properties of Fracturing Fluids笔记与讨论

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