Progrese în Fracking - Low-Tech, High-Tech și Climate-Tech.

Conferința Tehnologiei de Fractură Hidraulică (HFTC) a avut loc în The Woodlands, Texas, în perioada 1-3 februarie 2022. Pauza pandemică pare să se fi încheiat în sfârșit, atâta timp cât nu apar variante radicale noi.

Pauza nu a oprit inovarea, care a fost întotdeauna un ingredient cheie al industriei de petrol și gaze. Iată câteva momente importante recente, dintre care unele au apărut din HFTC.

Progrese low-tech.

O creștere a numărului de puțuri care urmează să fie finalizate în 2022, plus secțiuni orizontale mai lungi de puțuri prefigurează o creștere a nisipului fracturat. Dar minele de nisip actuale, mai des în bazin în zilele noastre, au suferit de prețuri reduse și de întreținere în ultimii ani și este posibil să nu poată satisface nevoia.

Pompele sunt insuficiente. Operatorii se agață de pompele care au nevoie de reparații sau de modernizare, deoarece locurile de închiriere sunt limitate în aprovizionarea lor.

Unii operatori din Permian forează puțuri orizontale mai lungi. Datele arată o reducere a costurilor cu 15-20% pentru foraj și finalizarea puțurilor față de ultimii ani, parțial pentru că sondele pot fi forate mai rapid. O companie a forat un orizontal de 2 mile în doar 10 zile.

Forajul mai rapid este arătat de această comparație: la apogeul forajului Permian în 2014, 300 de platforme au forat mai puțin de 20 de milioane de picioare laterale într-un an. Anul trecut, 2021, mai puțin de 300 de platforme au forat 46 de milioane de picioare – un rezultat remarcabil.

O parte din motiv este o utilizare din ce în ce mai mare a designului simul-frac, în care două puțuri adiacente sunt perforate și fracturate în concert – finalizare cu 70% mai rapidă decât designul tradițional cu fermoar-frac.

Producția de ulei pe picior crește cu lungimea orizontală de la 1 milă la 2 mile. În timp ce majoritatea puțurilor din Permian au acum cel puțin 2 mile lungime, unii operatori depășesc limitele. Pentru un operator, aproape 20% din puțuri au o lungime de 3 mile și sunt mulțumiți de rezultate.

Dar unii raportează rezultate mixte pentru productivitatea pe picior. În timp ce unele puțuri mai lungi au rămas la fel, unele puțuri au scăzut cu 10-20% între lungimi de 2 mile și 3 mile. Un rezultat definitiv nu este încă disponibil.

O bară laterală la aceasta este cantitatea enormă de apă și nisip folosită pentru a sparge o fântână orizontală de 3 mile. Dacă numerele obținute dintr-o sondă tipică de 2 mile în 2018 sunt extrapolate la o sondă de 3 mile, constatăm că volumul total de apă crește de la 40 de picioare la 60 de picioare deasupra suprafeței în iarbă a unui stadion de fotbal - și acest lucru ridică întrebări cu privire la sursa de apa de frac. O revelație similară apare și pentru volumele totale de nisip care cresc de la 92 de containere vagoane la 138 de containere. Și asta este doar pentru o fântână

Progrese de înaltă tehnologie.  

La capul sondei, există un accent mai puternic pe colectarea mai multor date și diagnosticarea datelor pentru a îmbunătăți fracturarea sondelor orizontale. 

Conectivitate în câmp apropiat.

Seismos a dezvoltat un diagnostic inovator care poate caracteriza cât de bună este legătura dintre sondă și rezervor, care este cheia fluxului de petrol într-un puț orizontal.

Un impuls acustic este utilizat pentru a măsura rezistența la curgere în regiunea din apropierea sondei a sondei care a fost fracturată. Metrica se numește NFCI, pentru indicele de conectivitate în câmp apropiat și poate fi măsurată de-a lungul unui puț orizontal. S-a demonstrat că NFCI se corelează cu producția de ulei în fiecare etapă de fractură.

Studiile au arătat că NFCI depinde de:

· Geologia rezervorului — rocile fragile dau numere NFCI mai mari decât rocile ductile.

· Proximitatea altor puțuri care pot induce tensiuni care fac ca numerele NFCI să varieze de-a lungul unui puț orizontal.

· Adăugarea unui deviator sau utilizarea unui design de fracție de intrare limitată care poate crește valorile NFCI cu 30%.

Monitorizarea presiunii din puțul de foraj etanș.  

Un alt exemplu de înaltă tehnologie este SWPM, care înseamnă Sealed Wellbore Pressure Monitoring. O sondă orizontală de monitorizare, umplută cu lichid sub presiune, se află departe de o altă sondă orizontală care urmează să fie fracturată pe toată lungimea sa. Manometrele din puțul de monitor înregistrează mici modificări de presiune în timpul operațiunilor de fracturare.

Procesul a fost dezvoltat de Devon Energy and Well Data Labs. Din 2020, au fost analizate peste 10,000 de etape de fracturare - de obicei 40 de-a lungul unei laterale de 2 mile.

Atunci când fracturile se răspândesc dintr-un anumit stadiu de fractură și ajung la puțul monitorului, se înregistrează o presiune de presiune. Primul blip este verificat în raport cu volumul de fluid frac pompat, numit VFR. VFR poate fi folosit ca un proxy pentru eficiența fracției cluster și chiar folosit pentru a afla geometria fracturii. 

Un alt obiectiv poate fi acela de a înțelege dacă epuizarea rezervorului, din cauza unui puț parental preexistent, poate afecta creșterea fracturilor. O nouă fractură tinde să se îndrepte către o porțiune epuizată a unui rezervor.

Tensiune aproape de puț de la cablul de fibră optică.   

Un cablu de fibră optică poate fi înșirat de-a lungul unui puț orizontal și atașat la exteriorul carcasei puțului. Cablul optic este protejat de o manta metalica. Un fascicul laser este trimis pe cablu și captează reflexiile cauzate de crimparea sau expansiunea minusculă (adică deformarea) a cablului atunci când geometria unei fracturi la sondă este modificată de o schimbare a presiunii sondei în timpul producției de petrol.

Sunt înregistrate momente precise când are loc o reflexie laser și aceasta poate fi utilizată pentru a calcula locația de-a lungul cablului a fost sertizat - pot fi identificate segmente de puțuri de până la 8 inchi.

Semnalele laser sunt legate de geometria și productivitatea fracturii la un anumit grup de perforații. O modificare mare a deformarii ar sugera o modificare mare a lățimii fracturii legate de acea perforație. Dar nicio modificare a tensiunii nu ar indica nicio fractură la acea perforație sau o fractură cu conductivitate foarte scăzută.

Sunt primele zile, iar valoarea reală a acestei noi tehnologii nu a fost încă determinată.

Progresele climatice-tehnologice.  

Acestea sunt inovații legate de schimbările climatice și emisiile de gaze cu efect de seră (GES) care contribuie la încălzirea globală.

E-fracking.

În câmpul petrolier, o modalitate de a reduce emisiile de GES este ca companiile de petrol și gaze să își ecologească propriile operațiuni. De exemplu, prin utilizarea, în loc de motorină, a gazului natural sau a energiei electrice eoliene sau solare pentru a pompa operațiunile de fracturare.  

Într-o sesiune plenară de deschidere la HFTC, Michael Segura, vicepreședinte senior, a declarat că Halliburton este unul dintre jucătorii importanți ai flotelor frac alimentate cu energie electrică sau a tehnologiei e-frac. De fapt, e-fracturile au fost inițiate de Halliburton în 2016 și comercializate în 2019.

Segura a spus că beneficiile constau în economiile de combustibil, precum și în reducerea GES de până la 50%. El a susținut că acesta a fost un „impact destul de remarcabil asupra profilului de emisii al industriei noastre”.

El a mai spus că compania și-a asumat „un angajament mare față de dezvoltarea echipamentelor și a tehnologiei care să permită, cum ar fi fracturarea alimentată prin rețea”. Aparent, aceasta se referă la utilizarea energiei electrice din rețea, mai degrabă decât de la turbine cu gaz alimentate cu gaz din capul puțului sau surse GNC sau GNL.

Cele mai obișnuite flote electrice folosesc gaz din capul puțului pentru a rula turbinele cu gaz pentru a genera energie electrică care alimentează flota, a spus un observator. Acest lucru reduce amprenta de GES cu două treimi și înseamnă că mai multe puțuri pot fi finalizate sub o anumită licență de emisie de GES.

E-fracturile reprezintă acum doar aproximativ 10% din piață, dar se așteaptă ca cererea mondială de reducere a GES să crească utilizarea e-frac-urilor, unde de obicei se pot obține reduceri de GES cu 50%.

Geotermală.  

Energia geotermală este verde în comparație cu combustibilii fosili, deoarece extrage din formațiunile subterane energie sub formă de căldură care poate fi transformată în energie electrică.

Hot Dry Rock a fost numele metodei de a profita de energia geotermală prin fracturarea granitului în munții din apropierea Laboratorului Național Los Alamos (LANL) din New Mexico. Asta a fost în anii 1970.

Conceptul, inventat la LANL, a fost destul de simplu: forați un puț înclinat în granit și spargeți puțul. Forați un al doilea puț la o distanță care s-ar conecta la fractură(e). Apoi pompați apă în prima fântână, prin fractură(e) de unde ar prelua căldură, apoi în al doilea puț unde apa fierbinte ar putea conduce o turbină cu abur pentru a produce energie electrică.

Conceptul a fost unul simplu, dar rezultatele fracturii au fost orice altceva decât simple – o rețea de fracturi minuscule care a complicat și a redus debitul de apă către al doilea puț. Eficiența nu a fost mare, iar procesul a fost costisitor.

Conceptul a fost încercat în multe alte locuri din lume, dar rămâne în pragul accesibilității comerciale.

John McLennon, de la Universitatea din Utah, a vorbit în sesiunea plenară a HFTC despre un nou plan. El face parte dintr-o echipă care dorește să extindă conceptul forând puțuri orizontale în loc de cele aproape verticale și implementând cea mai recentă tehnologie de fracking din câmpul petrolier. Proiectul se numește Enhanced Geothermal Systems (EGS) și este finanțat de Departamentul de Energie al SUA (DOE).

Proiectul a forat primul dintre cele două puțuri de 11,000 de picioare în martie 2021. Abordarea este de a fracți prima sondă și de a mapa fracturile pentru a proiecta un plan de stimulare pentru a doua sondă la 300 de picioare de primul puț care va asigura conectivitatea necesară între două fântâni. Dacă funcționează, intenționează să adapteze operațiunile la două puțuri care se află la 600 de picioare una de cealaltă.

Este puțin ironic că tehnologia puțurilor dezvoltată pentru revoluția petrolului și gazelor de șist poate fi grefată într-o sursă de energie curată pentru a ajuta la înlocuirea energiilor din combustibili fosili.

O altă versiune a acestui lucru, cu fonduri de la DOE către Universitatea din Oklahoma, este de a produce energie geotermală din patru puțuri vechi de petrol și de a o folosi pentru a încălzi școlile din apropiere.

În ciuda entuziasmului față de proiecte ca acestea, Bill Gates susține că geotermalul va contribui doar modest la consumul de energie al lumii:

Aproximativ 40 la sută din toate fântânile săpate pentru geotermală se dovedesc a fi nenorociri. Iar geotermala este disponibilă doar în anumite locuri din lume; cele mai bune locuri tind să fie zone cu activitate vulcanică peste medie.