Progrès de la fracturation hydraulique - Low-Tech, High-Tech et Climate-Tech.

La conférence sur la technologie de fracturation hydraulique (HFTC) s'est tenue à The Woodlands, au Texas, du 1er au 3 février 2022. La pause pandémique semble enfin terminée, tant qu'aucune nouvelle variante radicale n'apparaît.

La pause n'a pas arrêté l'innovation, qui a toujours été un ingrédient clé de l'industrie pétrolière et gazière. Voici quelques faits saillants récents, dont certains sont sortis de HFTC.

Avancées low-tech.

Une augmentation du nombre de puits à achever en 2022 et des sections de puits horizontales plus longues laissent présager un saut dans le sable de fracturation. Mais les mines de sable actuelles, plus souvent dans le bassin ces jours-ci, ont souffert de la baisse des prix et de l'entretien au cours des dernières années et pourraient ne pas être en mesure de répondre aux besoins.

Les pompes sont rares. Les opérateurs s'accrochent aux pompes qui doivent être réparées ou modernisées car les places de location sont limitées dans leur offre.

Certains opérateurs du Permien forent des puits horizontaux plus longs. Les données montrent une réduction des coûts de 15 à 20 % pour le forage et l'achèvement des puits par rapport aux dernières années, en partie parce que les puits peuvent être forés plus rapidement. Une entreprise a foré un horizontal de 2 milles en seulement 10 jours.

Un forage plus rapide est illustré par cette comparaison : au plus fort du forage du Permien en 2014, 300 appareils de forage ont foré moins de 20 millions de pieds latéraux en un an. L'année dernière, en 2021, moins de 300 plates-formes ont foré 46 millions de pieds - un résultat remarquable.

Une partie de la raison est une utilisation croissante de la conception simul-frac, où deux puits adjacents sont perforés et fracturés de concert - achèvement 70% plus rapide que la conception traditionnelle zipper-frac.

La production de pétrole par pied augmente avec la longueur horizontale de 1 mile à 2 miles. Alors que la plupart des puits du Permien mesurent désormais au moins 2 miles de long, certains opérateurs repoussent les limites. Pour un opérateur, près de 20 % des puits mesurent 3 milles de long et ils sont satisfaits des résultats.

Mais certains rapportent des résultats mitigés pour la productivité par pied. Alors que certains puits plus longs sont restés les mêmes, certains puits ont chuté de 10 à 20 % entre des longueurs de 2 milles et 3 milles. Un résultat définitif n'est pas encore disponible.

Une barre latérale à cela est l'énorme quantité d'eau et de sable utilisée pour fractionner un puits horizontal de 3 milles. Si les chiffres obtenus à partir d'un puits typique de 2 milles en 2018 sont extrapolés à un puits de 3 milles, nous constatons que les volumes d'eau totaux passent de 40 pieds à 60 pieds sur la zone gazonnée d'un stade de football - et cela soulève des questions sur la source de l'eau de fracturation. Une révélation similaire apparaît pour les volumes totaux de sable qui passent de 92 conteneurs de wagons à 138 conteneurs. Et c'est juste pour un puits

Les avancées de la haute technologie.  

À la tête de puits, l'accent est davantage mis sur la collecte de plus de données et le diagnostic des données pour améliorer la fracturation des puits horizontaux. 

Connectivité en champ proche.

Seismos a développé un diagnostic innovant qui peut caractériser la qualité de la connexion entre le puits de forage et le réservoir, ce qui est essentiel pour l'écoulement du pétrole dans un puits horizontal.

Une impulsion acoustique est utilisée pour mesurer la résistance à l'écoulement dans la région proche du puits de forage d'un puits qui a été fracturé. La métrique est appelée NFCI, pour Near-field Connectivity Index, et elle peut être mesurée tout le long d'un puits horizontal. Il a été démontré que le NFCI est corrélé à la production de pétrole à chaque étape de fracturation.

Des études ont montré que le NFCI dépend de :

· La géologie du réservoir — les roches cassantes donnent des indices NFCI plus importants que les roches ductiles.

· La proximité d'autres puits qui peuvent induire des contraintes qui font varier les nombres NFCI le long d'un puits horizontal.

· Ajout d'un aiguillage ou utilisation d'une conception de fracturation à entrée limitée qui peut augmenter les valeurs NFCI de 30 %.

Surveillance de la pression du puits de forage scellé.  

Un autre exemple de haute technologie est SWPM, pour Sealed Wellbore Pressure Monitoring. Un puits de surveillance horizontal, rempli de liquide sous pression, se détache d'un autre puits horizontal qui doit être fracturé sur toute sa longueur. Les manomètres dans le puits de surveillance enregistrent de minuscules changements de pression pendant les opérations de fracturation.

Le processus a été développé par Devon Energy et Well Data Labs. Depuis 2020, plus de 10,000 40 étapes de fracturation – généralement 2 le long d'un latéral de XNUMX milles – ont été analysées.

Lorsque les fractures se propagent à partir d'un stade de fracturation donné et atteignent le puits de surveillance, un pic de pression est enregistré. Le premier blip est vérifié par rapport au volume de fluide de fracturation pompé, appelé VFR. Le VFR peut être utilisé comme indicateur de l'efficacité de la fracturation de cluster et même utilisé pour déterminer la géométrie de la fracture. 

Un autre objectif peut être de comprendre si l'épuisement du réservoir, dû à un puits parent préexistant, peut affecter la croissance des fractures. Une nouvelle fracture a tendance à se diriger vers une partie épuisée d'un réservoir.

Contrainte près du puits du câble à fibre optique.   

Un câble à fibres optiques peut être tendu le long d'un puits horizontal et fixé à l'extérieur du tubage du puits. Le câble optique est protégé par une gaine métallique. Un faisceau laser est envoyé dans le câble et capte les réflexions causées par un sertissage ou une dilatation (c'est-à-dire une déformation) du câble lorsqu'une fracture au niveau du puits voit sa géométrie altérée par un changement de pression dans le puits pendant la production de pétrole.

Des temps précis sont enregistrés lorsqu'une réflexion laser se produit et cela peut être utilisé pour calculer quel emplacement le long du câble a été serti - des segments de puits aussi petits que 8 pouces peuvent être identifiés.

Les signaux laser sont liés à la géométrie et à la productivité de la fracture au niveau d'un groupe de perforations particulier. Un grand changement de déformation suggérerait un grand changement dans la largeur de la fracture reliée à cette perforation. Mais aucun changement de contrainte n'indiquerait aucune fracture au niveau de cette perforation, ou une fracture avec une très faible conductivité.

Nous n'en sommes qu'à nos débuts et la valeur réelle de cette nouvelle technologie n'a pas encore été déterminée.

Les progrès de la technologie climatique.  

Ce sont des innovations liées au changement climatique et aux émissions de gaz à effet de serre (GES) qui contribuent au réchauffement climatique.

Fracturation électronique.

Dans le domaine pétrolier, une façon de réduire les émissions de GES consiste à ce que les sociétés pétrolières et gazières verdissent leurs propres opérations. Par exemple, en utilisant, à la place du diesel, du gaz naturel ou de l'électricité éolienne ou solaire pour pomper les opérations de fracturation hydraulique.  

Lors d'une session plénière d'ouverture au HFTC, Michael Segura, vice-président senior, a déclaré qu'Halliburton était l'un des principaux acteurs des flottes de frac à propulsion électrique ou de la technologie e-frac. En fait, les e-fracs ont été initiés par Halliburton en 2016 et commercialisés en 2019.

Segura a déclaré que les avantages résidaient dans les économies de carburant ainsi que dans les réductions de GES pouvant atteindre 50 %. Il a affirmé qu'il s'agissait d'un "impact assez remarquable sur le profil des émissions de notre industrie".

Il a également déclaré que la société s'était « largement engagée dans le développement d'équipements et de technologies habilitantes, telles que la fracturation alimentée par le réseau ». Cela fait apparemment référence à l'utilisation de l'électricité du réseau, plutôt que de turbines à gaz alimentées par du gaz de tête de puits ou des sources de GNC ou de GNL.

Les flottes électroniques les plus courantes utilisent le gaz de tête de puits pour faire fonctionner des turbines à gaz afin de produire de l'électricité qui alimente la flotte, a déclaré un observateur. Cela réduit l'empreinte GES de deux tiers et signifie que davantage de puits peuvent être complétés en vertu d'une licence d'émission de GES donnée.

Les e-fracs ne représentent actuellement qu'environ 10 % du marché, mais la demande mondiale pour réduire les GES devrait accroître l'utilisation des e-fracs, où généralement des réductions de 50 % des GES peuvent être réalisées.

Géothermie.  

L'énergie géothermique est verte par rapport aux combustibles fossiles, car elle extrait des formations souterraines de l'énergie sous forme de chaleur qui peut être convertie en électricité.

Hot Dry Rock était le nom de la méthode pour exploiter l'énergie géothermique en fracturant le granit dans les montagnes proches du Laboratoire national de Los Alamos (LANL) au Nouveau-Mexique. C'était dans les années 1970.

Le concept, inventé au LANL, était assez simple : forer un puits oblique dans le granit et fracturer le puits. Forez un deuxième puits à une certaine distance qui se connecterait à la ou aux fractures. Ensuite, pompez l'eau dans le premier puits, à travers la ou les fractures où elle capterait la chaleur, puis dans le deuxième puits où l'eau chaude pourrait entraîner une turbine à vapeur pour produire de l'électricité.

Le concept était simple, mais les résultats de la fracture étaient tout sauf simples - un réseau de minuscules fractures qui compliquaient et réduisaient le débit d'eau vers le deuxième puits. L'efficacité n'était pas grande et le processus était coûteux.

Le concept a été essayé dans de nombreux autres endroits à travers le monde, mais reste sur le point d'être abordable sur le plan commercial.

John McLennon, de l'Université de l'Utah, a parlé lors de la session plénière du HFTC d'un nouveau plan. Il fait partie d'une équipe qui souhaite étendre le concept en forant des puits horizontaux au lieu de puits presque verticaux et en déployant la dernière technologie de fracturation hydraulique à partir du champ pétrolifère. Le projet s'appelle Enhanced Geothermal Systems (EGS) et est financé par le Département américain de l'énergie (DOE).

Le projet a foré le premier des deux puits de 11,000 2021 pieds en mars 300. L'approche consiste à fractionner le premier puits et à cartographier les fractures pour concevoir un plan de stimulation pour le deuxième puits à 600 pieds du premier puits qui fournira la connectivité nécessaire entre le deux puits. Si cela fonctionne, ils prévoient d'adapter les opérations à deux puits distants de XNUMX pieds.

Il est un peu ironique que la technologie de puits développée pour la révolution du pétrole et du gaz de schiste puisse être greffée sur une source d'énergie propre pour aider à remplacer les énergies fossiles.

Une autre version de cela, avec des fonds du DOE à l'Université de l'Oklahoma, consiste à produire de l'énergie géothermique à partir de quatre anciens puits de pétrole et à l'utiliser pour chauffer les écoles à proximité.

Malgré l'enthousiasme suscité par des projets comme ceux-ci, Bill Gates affirme que la géothermie ne contribuera que modestement à la consommation d'énergie mondiale :

Environ 40 % de tous les puits creusés pour la géothermie s'avèrent être des ratés. Et la géothermie n'est disponible que dans certains endroits du monde ; les meilleurs endroits ont tendance à être des zones avec une activité volcanique supérieure à la moyenne.