Trois aperçus de trois légendes du Frac - Daneshy, Montgomery et Smith.

Le 7 septembre 2022, NSI Technologies a organisé une session publique Vimeo avec trois Fracking Legends sélectionnés par la Society of Petroleum Engineers (SPE) : Ali Daneshy, Carl Montgomery et Mike Smith.

Le sujet était de savoir comment créer de la valeur en utilisant la fracturation hydraulique, souvent appelée fracturation.

Pour moi, une réponse est que la fracturation a historiquement augmenté la production de pétrole et de gaz à partir de puits verticaux de 3 à 4 fois. La fracturation a été découverte par Amoco en 1947. Une rumeur existe selon laquelle le directeur a décidé qu'une étude plus approfondie n'était pas justifiée, mais les ingénieurs sont revenus la nuit et ont fait des expériences souterraines secrètes qui ont vérifié le concept.

À l'autre bout du livre se trouve la fracturation de schiste où un puits horizontal de 2 miles de long est généralement fracturé 40 fois sur sa longueur. Le schiste est presque imperméable, de sorte que les puits de schiste ne sont même pas proches du commerce à moins qu'ils ne soient fortement fracturés. Mais le plus gros puits de gaz de schiste du Marcellus a produit environ 70 Mcfd après fracturation. Deux puits de pétrole de schiste monstrueux dans le Permien ont été annoncé par Devon en 2018 faisant 11,000 12,000 à 24 XNUMX bep / j au début d'une période de XNUMX heures.

La valeur de la fracturation? En seulement 20 ans, la fracturation a été responsable de la révolution du schiste qui a rendu les États-Unis autosuffisants en pétrole et en gaz pour la première fois depuis 1947. La révolution du schiste a permis aux États-Unis d'exporter du pétrole et du gaz depuis 2016, et les États-Unis sont devenus en 2022 le plus grand exportateur de GNL (gaz naturel liquéfié). Et où va ce GNL ? À l'heure actuelle, la majorité va en Europe pour consolider les approvisionnements en gaz que la Russie a coupés.

Légendes de la fracturation hydraulique.

Ali Daneshy a travaillé de nombreuses années pour Halliburton, une société de services qui fournissait des services tels que la fracturation hydraulique aux sociétés pétrolières et gazières. Puis Ali est devenu consultant international en fracturation hydraulique et technologies associées.

Carl Montgomery a travaillé pour Dowell qui est devenu Dowell-Schlumberger, puis Conoco-Phillips, Arco et enfin NSI. Carl possède une très vaste expertise en stimulation de puits et en fracturation hydraulique. À titre d'exemple, j'ai travaillé avec Carl pour essayer d'adapter les complétions de cavités à ciel ouvert, si réussies dans les puits de méthane de houille, aux puits forés dans des sables faibles.

Mike Smith était dans la recherche Amoco pendant de nombreuses années, puis est parti avec Ken Nolte pour démarrer NSI. Ils avaient formulé un modèle pour la fracturation hydraulique massive des grès serrés, qui permettait une interprétation facile du comportement de la pression de pompage. En fait, j'ai pris l'une des places disponibles lorsque Mike et Ken ont quitté Amoco.

Ali Danesh.

Ali a déclaré qu'il était impressionné par les puits de schiste où des centaines de fracturations sont créées autour de très longs puits horizontaux sur une période de quelques semaines seulement. Ils peuvent effectuer des opérations de fracturation simultanées dans deux puits ou plus, avec une efficacité remarquable qui réduit considérablement les coûts de complétion des puits.

La clé, dit Daneshy, est de développer des systèmes, des matériaux, des technologies et des alliances, même dans la mesure de l'analyse en temps réel de l'endroit où vont les fracturations en utilisant des mesures de pression dans les puits à proximité. Ces changements de pression dans les puits de compensation sont ce qu'il appelle des données d'interaction induites par la fracturation.

Daneshy a même écrit un nouveau livre intitulé Frac-Driven Interactions (FDI): Guides pour l'analyse et l'exécution en temps réel des traitements de fracturation.

Carl Montgomery.

Carl a parlé de son expérience en Sibérie lorsqu'il a été chargé d'améliorer les traitements de fracturation dans quatre immenses champs pétrolifères, chacun plus grand que Prudhoe Bay.

Les directives précédentes? Il y avait une incitation à ne pas filtrer le travail de fracturation. Cela était plus important que de maximiser la conductivité de la fracture.

Dans les 15 puits qui ont été « traités à la valeur » par Carl, les taux de pétrole ont été multipliés par quatre en moyenne.

Dans une démarche plutôt inhabituelle, Montgomery n'a pas révélé le secret de la création de valeur de fracturation en Sibérie, mais a plutôt posé deux questions au public :

1. Lorsque vous payez pour une opération de fracturation hydraulique, qu'achetez-vous réellement ? Indice : ce n'est pas le liquide de fracturation, ni le proppant, ni l'équipement de pompage.

2. En ce qui concerne un contrat de frac, qui l'écrit, précise-t-il ce que vous voulez vraiment acheter, et a-t-il documenté comment y parvenir ?

Les réponses sont venues plus tard, lors de la session de questions-réponses.

Réponse 1 : Vous achetez une conductivité de fracturation. Mais Carl voit rarement cela abordé, même de nos jours. Il dit que vous utilisez un agent de soutènement, mais quel type d'agent de soutènement et combien est nécessaire pour une conductivité maximale ?

Réponse 2 : Assurez-vous de configurer vos contrats de fracturation pour maximiser la conductivité de fracturation, car c'est la clé qui contrôle le débit de pétrole ou de gaz du réservoir.

Mike Smith.

Mike a fracturé des puits de pétrole et de gaz dans 46 pays à travers le monde. Son exemple de création de valeur de fracturation est basé sur le champ Wattenberg dans le DJ Basin, au centre du Colorado, qui a commencé à forer dans les années 1970.

Smith a utilisé l'analyse de la pression de fracturation pour diagnostiquer un problème de filtrage persistant. Au-dessus d'une certaine pression, des fractures naturelles se sont ouvertes et ont augmenté le taux de fuite du fluide de fracturation pompé. Lorsque le fluide de fracturation s'est échappé, l'agent de soutènement qu'il transportait a été laissé derrière et a obstrué le flux, de sorte que la pression a fortement augmenté, le frac a été filtré et le travail de fracturation a dû être terminé.

Smith a ajusté les paramètres de fracturation jusqu'à ce qu'il soit en mesure de pomper tout l'agent de soutènement. Ce « Frac révisé » avait un débit de pompe inférieur, un tiers d'agent de soutènement en plus et un tiers de volume de fluide en moins. Les débits de gaz des nouveaux puits ont grimpé en flèche.

Le nouveau frac a révolutionné la production de gaz à partir du bassin, comme le montre la figure - l'utilisation du Frac révisé a commencé à la ligne bleue verticale. Les nouveaux puits ont produit 4 fois plus que les puits précédents.

L'amélioration de la production de pétrole a été spectaculaire. En 2003, le champ de Wattenberg dans le Colorado était numéro 7 dans la liste des producteurs de gaz aux États-Unis (voir figure). La clé de la création de valeur de fracturation était l'utilisation par Smith de son propre nouveau développement (avec Nolte) : l'analyse de la pression de fracturation.

Pour l'avenir, Smith aimerait voir plus de données de base collectées pour faciliter l'interprétation d'outils de diagnostic sophistiqués mais coûteux comme la microsismique, etc. Par données plus basiques, il entend des tests de résistance, DFITS, mini-fracs, etc. en temps réel de la pression de fond dans les puits décalés.

Il est fascinant de réfléchir à ces minuscules extraits de la vie de géants qui ont travaillé dans la fracturation hydraulique - non pas pendant des années mais pendant des décennies.