Mișcarea de susținere în carcasa Frac a fost întinsă în cuie, dar cât de important este cu adevărat pentru puțurile de șist?

Agentul de susținere constă din particule de dimensiunea nisipului injectate cu fluid de fracturare în timpul unei operațiuni de fracturare. În puțurile de petrol și gaz de șist, fluidul de fracție este de obicei apă cu un reductor de frecare (cum ar fi săpunul) adăugat pentru a reduce presiunea de pompare a fracției. Scopul agentului de susținere este de a opri închiderea fracturilor induse în rezervor după ce se oprește fracturarea și presiunea ridicată dispare.

În puțurile de petrol și gaz de șist, agentul de susținere utilizat este un amestec de nisip cu ochiuri de 100 și nisip cu ochiuri de 40-70, iar aceste boabe sunt ambele mai mici de un milimetru. Astfel de dimensiuni mici ale particulelor de nisip sunt necesare pentru ca nisipul să fie transportat prin fracturi înguste într-o rețea de fracturi creată de operația de fracturare. Nisipul mai mare ar astupa rețeaua și nu ar fi injectabil – asta s-a descoperit în primele zile ale revoluției șisturilor.

De obicei, puțurile orizontale din șist au o lungime de două mile și sunt pompate cu 40 de operațiuni sau etape separate de fracking. Fiecare etapă are aproximativ 250 de picioare lungime, iar carcasa metalică conține 10-20 de grupuri de perforații, cu mai multe perforații în fiecare grup. În mod ideal, puțul orizontal este bine perforat cu aceste găuri.

Calea de curgere a unui bob de susținere este evazivă. Mai întâi boabele trebuie să facă o îndoire în unghi drept pentru a trece de la curgerea de-a lungul carcasei într-o perforație. Apoi se confruntă cu o geometrie complexă de fractură - poate o fractură principală care se ramifică în fracturi secundare, așa cum trunchiul unui copac se răspândește în ramuri și apoi în crengi.

Va reuși grăuntele de susținere să intre în toate aceste fracturi sau unele dintre ele sunt prea înguste? Un grăunte de nisip cu ochiuri de 100 poate fi capabil să se strecoare într-o fractură mai îngustă atunci când un grăunte de 40-70 nu poate.

O îmbunătățire a producției de petrol și gaze prin utilizarea agenților de susținere cu granulație mai mică de 100 de ochiuri a fost documentatăși sugerează că merită să introduceți chiar și boabele de susținere mici în fracturi mai mici pentru a le menține deschise la fluxul de molecule de petrol sau gaz. Un astfel de agent de susținere se numește DEEPROP.

Noi teste ale curgerii agentului de susținere din carcasă.

Recent, unele noi teste au fost făcute care investighează curgere de proppant prin carcasa propriu-zisă, adică o lungime scurtă de carcasă orizontală care a fost perforată pentru a lăsa fluidul de fractură să iasă. Nu este un test subteran - tubulatura se așează pe o cadă la suprafață, iar cuva colectează agentul de susținere și fluidul care iese din perforații.

Un număr mare de operatori au susținut acest proiect în care au fost utilizate o varietate de clustere de perf cu diferite sarcini de perforare, design și orientări. Au fost studiate diferite rate de pompare, dimensiuni ale agentului de susținere și calitatea nisipului.

Hardware-ul de testare a fost cât se poate de realist. Carcasa a fost standard de 5.5 inchi, la fel ca și diametrele perforațiilor. Vitezele pompei au fost de până la 90 bpm (butoaie pe minut), care nu au mai fost utilizate până acum la testarea mișcărilor suportului.

A fost testată o singură etapă de fracturare, prin perforarea diferitelor grupuri de-a lungul unei țevi de aproximativ 200 de picioare lungime. Fiecare grup de perf avea propriul giulgiu care direcționa fluidul și agentul de susținere capturat în propriul rezervor, astfel încât acestea să poată fi măsurate.

Rezultatele au fost prezentate pentru două seturi diferite de clustere: 8 clustere într-o etapă cu 6 perf-uri în fiecare cluster, sau 13 clustere într-o etapă cu 3 perf-uri în fiecare cluster. Testerii au folosit fie nisip de 40-70 de ochiuri, fie nisip de 100 de ochiuri transportat de fluidul de apă lipici pompat la 90 bpm.

Aceste documente SPE raportează că evadarea agentului de susținere prin grupurile de perf și în cuve este neuniformă:

· Unele articole de susținere, în special ochiurile de dimensiuni mai mari, cum ar fi 40-70 de ochiuri, trec peste primele perforații ale grupului și nu intră în formație decât mai departe de-a lungul acestei etape. Aceste particule mai mari au mai mult impuls.

· Particulele de susținere mai mici, cum ar fi ochiurile de 100, intră mai uniform în perforațiile grupului.

· Au fost dezvoltate modele cu intrare limitată folosind doar o perforație per grup în partea de sus a carcasei.

· În special pentru substanța de susținere mai mare, perforațiile din partea inferioară a carcasei atrag prea mult agent de susținere (efect de gravitație) și pot fi mărite prin eroziune, astfel încât mai puțin agent de susținere ajunge la perforațiile grupate mai departe de-a lungul stadiului de fractură.

Ieșirea de susținere din carcasă este neuniformă.

Toate testele au evidențiat distribuții inegale de ieșire a suplimentului. Tabelul arată raportul dintre cel mai mare agent de susținere care iese dintr-un cluster: cel mai mic agent de susținere care iese dintr-un cluster (adică agent de susținere maxim: agent de susținere minim), precum și al doilea cel mai mare agent de susținere: al doilea cel mai mic agent de susținere. Aceste rapoarte sunt un proxy pentru neuniformitate - un raport mai mare înseamnă o distribuție mai neuniformă și invers.

Rezultatele arată că agentul de susținere de 40-70 de ochiuri (raporturi mai mari) este distribuit mai puțin uniform decât agentul de susținere de 100 de ochiuri (raporturi mai mici) – în ambele scenarii de cluster.

Interpretarea dată de rapoarte este că mai multe dintre substanțele de susținere 40-70, fiind granule de nisip mai mari și mai grele, tinde să fie transportate de impulsul lor dincolo de grupurile de perf anterioare înainte de a ieși în grupurile de perf ulterioare, în comparație cu suportul de 100 de ochiuri. .

Acest lucru nu este atât de ideal, deoarece scopul este de a obține agentul de sprijin distribuit uniform în toate grupurile de perforații într-o singură etapă de fracturare. Dar acum la marea întrebare: cât de multă diferență face asta?

Provocarea constă în optimizarea procedurilor, astfel încât distribuțiile de ieșire ale suportului să fie mai uniforme. Din rapoarte, rezultatele testelor au fost încorporate într-un model computațional de dinamică a fluidelor (SPE 209178). Această abordare a fost inclusă într-un program de consiliere în fracturare, numit StageCoach.

Între timp, rapoartele afirmă că „fluxul neuniform de agent de susținere în carcasă poate fi la fel de important ca variabilitatea formării și umbrirea tensiunii”. Să privim mai în profunzime acest lucru.

Alte surse de variabilitate a producției de șist.

Întrebarea reală este cât de importantă este o distribuție inegală a agentului de susținere pentru producția de petrol și gaze de șist?

Variabilitatea mare a sondelor de petrol și gaze de șist a fost documentată. De exemplu, sondele orizontale din șistul Barnett cu o lungime tipică de 4000-5000 de picioare arată că 10% din fundul puțurilor fac mai puțin de 600 Mcfd, în timp ce primele 10% din puțuri fac mai mult de 3,900 Mcfd.

Se știe că mai mulți alți factori contribuie la variabilitatea largă a debitelor de petrol sau gaze de șist.

Dacă lungimea sondei orizontale și orientarea sondei sunt normalizate pentru a elimina variabilitatea lor, atunci etapele de fracție, dimensiunea agentului de susținere și cantitățile de agent de susținere pot fi considerate efecte de ordinul întâi. Aceste efecte de ordinul întâi au fost prioritizate și optimizate în jocurile de șist mai mature.

Apoi există proprietăți geologice, cum ar fi fracturile naturale în șisturi, stresul in situ și fracturabilitatea rocii șisturilor. Acestea sunt considerate efecte de ordinul doi deoarece sunt mult mai greu de cuantificat. Eforturile de a minimiza aceste surse de variabilitate includ înregistrarea puțului orizontal, instalarea de cablu optic sau instrumente sonice sau geofoane microseismice pentru a măsura răspândirea fracturilor și interacțiunea cu geologia locală de-a lungul unui puț orizontal.

Față de aceste surse de variabilitate, distribuția ieșirii tubului și uniformitatea agentului de susținere pare de o importanță comparabilă cu alte efecte de ordinul doi, cum ar fi geologia și schimbările de stres de-a lungul unui puț orizontal. Nu există nicio modalitate ca uniformitatea ieșirii carcasei să poată explica variabilitatea producției între 600 Mcfd și 3,900 Mcfd, așa cum s-a observat în șisturile Barnett.

Pentru a spune acest lucru într-un alt mod, lucrul critic este să obțineți susținătorul care iese din majoritatea clusterelor de perf și în fracturile create. Acest lucru a fost realizat prin pomparea unui agent de susținere foarte mic, de 100 de ochiuri sau de 40-70 de ochiuri (și adesea ambele) și prin optimizarea concentrației și a cantităților de agent de sprijin pentru un anumit joc de șist.

Acesta este 90% din obiectivul care a fost atins cu succes remarcabil în revoluția șisturilor din ultimii 20 de ani. Deci, din noile teste de suprafață, este greu de văzut că variabilitatea minoră a ieșirilor de susținere de la unul la altul cluster de perforații ar putea avea un efect de prim ordin asupra producției de petrol sau gaze.

Dar poate că rezultatele altor teste, teste diferite, în acest proiect vor dezvălui efecte mai semnificative asupra producției de șist.