Fracturing operations employ two pr

Fracturing operations employ two principal substances—proppants and fracturing fluids. Proppants are particles that hold the fractures open, preserving the newly formed pathways. Fracturing fluids may be aqueous or nonaqueous and must be sufficiently viscous to create and propagate a fracture and also transport the proppant down the wellbore and into the fracture. Once the treatment ends, the fracturing fluid viscosity must decrease enough to promote rapid and efficient evacuation of the fluid from the well. Traditional fracturing treatments consist of two fluids. The first fluid, or pad, does not contain proppant and is pumped through casing perforations at a rate and pressure sufficient to break down the formation and create fractures. The second fluid, or proppant slurry, transports proppant through the perforations into the newly opened fractures. When pumping ceases, the fractures relax, holding the proppant pack in place, and the fracturing fluids flow back into the wellbore to make way for hydrocarbon production. Ideally, the proppant pack should be free of stimulation fluid residue that can impair conductivity and hydrocarbon production.

For more than 60 years, chemists and engineers have sought to develop fracturing fluids, proppants and placement techniques that help produce ideal propped fractures and maximize well productivity. As a result, the chemical and physical nature of fracture fluids has evolved significantly. The industry has developed essentially residue-free fluids; an example is the ClearFRAC family of polymer-free fracturing fluids. Heterogeneous proppant packs have further enhanced proppant pack conductivity, exemplified by the HiWAY flow-channel hydraulic fracturing technique.

Today’s proppant packs pose little resistance to fluid flow. However, achieving optimal well productivity still requires that the fracturing fluid be able to enter all of the perforations, there by allowing maximal wellbore access to the region to be stimulated. Failure to do so may leave a large fraction of the reservoir untouched and, consequently, large volumes of hydrocarbons inaccessible.

Результаты (русский) 1:

ГРП операций используют две основные вещества — пропантов и трещиноватости жидкостей. Проппантов являются частицы, которые держат открытыми переломами, сохраняя вновь образованных пути. ГРП жидкости могут быть водные или неводного и должны быть достаточно вязким, чтобы создавать и распространять перелом и также транспорта проппанта вниз скважине и в перелом. После лечения заканчивается ГРП жидкости вязкость должна уменьшаться достаточно для содействия быстрой и эффективной эвакуации жидкости из скважины. Традиционные гидроразрывов процедуры состоят из двух жидкостей. Первая жидкость или pad, не содержит проппанта и прокачивается через отверстия корпуса на скорость и давление достаточно, чтобы сломать формирования и создания переломов. Вторая жидкость или проппанта раствор, транспортирует проппанта через отверстия в недавно открытых переломах. После откачки прекращается, переломах расслабиться, держа проппанта пакет на месте и жидкости ГРП поток обратно в скважине для производства углеводородов. В идеале проппанта пакет должны быть свободны от стимуляции жидкости остаток, который может нарушить проводимость и производства углеводородов.Более 60 лет химики и инженеры приступили к разработке пласта жидкости, пропантов и размещения методы, которые помогают производить идеальные подпирание переломов и максимизировать производительность хорошо. В результате химического и физического характера разрушения жидкости значительно изменилась. Промышленность разработала практически без остатка жидкости; примером является семейство ClearFRAC полимер свободной жидкости ГРП. Гетерогенные проппанта пакеты еще расширенной проппанта pack проводимости, примером Хиуэй потока канальный гидравлический ГРП технику.Сегодняшние проппанта пакеты представляют мало сопротивление потока жидкости. Однако достижение оптимальной производительности также по-прежнему требует что ГРП жидкость сможет ввести все перфораций, там, позволяя максимальный скважине доступ региона стимулируется. Неспособность сделать это может оставить большую часть водохранилища нетронутой и, следовательно, большие объемы углеводородов недоступны.

Результаты (русский) 2:

Гидроразрыва операции используют два основных веществ-проппантов и жидкостей для гидроразрыва. Проппанты представляют собой частицы , которые держат переломы открытые, сохраняя новообразованные пути. Жидкостей для гидроразрыва может быть водной или неводной , и должен быть достаточно вязким , чтобы создать и распространить трещину , а также транспортировать расклинивающий вниз по стволу скважины и в трещину. После того , как обработка заканчивается, вязкость жидкости гидроразрыва должна уменьшаться достаточно , чтобы способствовать быстрому и эффективному эвакуации жидкости из скважины. Традиционные методы лечения разрыва пласта состоят из двух жидкостей. Первая текучая среда, или коврик, не содержит проппанта и прокачивают через перфорацию обсадной колонны со скоростью и давлением , достаточным , чтобы сломать пласт и создавать трещины. Вторая жидкость или расклинивающий суспензию, транспортирует расклинивающий агент через перфорационные отверстия в недавно открытых переломов. При перекачивании прекращается, переломы расслабиться, держа пачку проппанта на месте, и гидроразрыва жидкости стекать обратно в скважину , чтобы освободить место для добычи углеводородов. В идеале, проппанта , должны быть свободны от стимуляции остатков жидкости , которые могут негативно повлиять проводимость и добычи углеводородного сырья. На

протяжении более 60 лет, химики и инженеры стремились разработать жидкостей для гидроразрыва, проппантов и методов размещения , которые помогают производить идеальные подпер переломы и увеличить продуктивность скважин , В результате химической и физической природы жидкости разрушения значительно изменилась. Промышленность разработала по существу без остатка жидкости; примером может служить семейство ClearFRAC полимерных свободных жидкостей разрыва пласта. Гетерогенные пакеты проппанта дальнейшему повышению проппанта , проводимость, примером проточного канала гидравлического разрыва пласта методом Hiway.

Современные пакеты проппанта создают небольшое сопротивление потоку жидкости. Однако достижение оптимальной производительности скважины по- прежнему требует, чтобы жидкость для гидроразрыва быть в состоянии ввести все перфорационные каналы , там, позволяя максимальный доступ к скважинной области стимулироваться. Несоблюдение этого правила может оставить большую часть резервуара нетронутой и, как следствие, большие объемы углеводородов недоступны.