Il movimento di Proppant nell'involucro di Frac è stato inchiodato, ma quanto è davvero importante per Shale Wells?

Proppant è costituito da particelle delle dimensioni della sabbia iniettate con fluido frac durante un'operazione di fracking. Nei pozzi di petrolio e gas di scisto, il fluido frac è solitamente acqua con l'aggiunta di un riduttore di attrito (come il sapone) per abbassare la pressione di pompaggio del frac. Lo scopo del proppant è impedire la chiusura delle fratture indotte nel giacimento dopo che il fracking si interrompe e la pressione elevata svanisce.

Nei pozzi di petrolio e gas di scisto, il proppant utilizzato è una miscela di sabbia a 100 mesh e sabbia a 40-70 mesh, e questi granelli sono entrambi più piccoli di un millimetro di diametro. Tali piccole dimensioni delle particelle di sabbia sono necessarie affinché la sabbia possa essere trasportata attraverso fratture strette in una rete di fratture creata dall'operazione di fratturazione. Una sabbia più grande bloccherebbe la rete e non sarebbe iniettabile, come si è scoperto nei primi giorni della rivoluzione dello shale.

Tipicamente, i pozzi orizzontali nello scisto sono lunghi due miglia e vengono pompati con 40 operazioni o fasi di fracking separate. Ogni stadio è lungo circa 250 piedi e l'involucro metallico contiene 10-20 gruppi di perforazioni, con diverse perforazioni in ciascun gruppo. Idealmente, il pozzo orizzontale è completamente perforato con questi fori.

Il percorso di flusso di un grano propante è sfuggente. Per prima cosa il grano deve fare una curva ad angolo retto per passare dal flusso lungo l'involucro in una perforazione. Quindi si trova di fronte a una complessa geometria di frattura, forse una frattura principale che si ramifica in fratture sussidiarie, come un tronco d'albero si allarga nei rami e poi nei ramoscelli.

Il grano propante sarà in grado di entrare in tutte queste fratture o alcune di esse sono troppo strette? Un granello di sabbia da 100 mesh può essere in grado di comprimersi in una frattura più stretta quando un granello da 40-70 non può.

Un miglioramento della produzione di petrolio e gas mediante l'utilizzo di proppants con granulometria inferiore a 100 mesh è stato documentato, e suggerisce che valga la pena inserire anche minuscoli granelli di propante in fratture più piccole per tenerli aperti al flusso di molecole di petrolio o gas. Uno di questi sostenitori si chiama DEEPROP.

Nuove prove di deflusso di propante dall'involucro.

Di recente alcuni nuovi test sono stati fatti che indagano sul flusso di proppant attraverso l'involucro stesso, ovvero un breve tratto di involucro orizzontale che è stato perforato per far uscire il fluido frac. Non è un test sotterraneo: le tubazioni si trovano su una vasca in superficie e la vasca raccoglie materiale e liquido che esce dalle perforazioni.

Un gran numero di operatori ha sostenuto questo progetto in cui è stata utilizzata una varietà di cluster di perforazione con differenti cariche di perforazione, design e orientamenti. Sono state studiate diverse velocità di pompaggio, dimensioni dei puntelli e qualità della sabbia.

L'hardware di test è stato il più realistico possibile. L'involucro era standard di 5.5 pollici così come i diametri di perforazione. Le velocità della pompa raggiungevano i 90 bpm (barili al minuto), che non erano mai state utilizzate prima per testare i movimenti di spinta.

È stata testata una singola fase di fratturazione, perforando diversi cluster lungo un tubo lungo circa 200 piedi. Ogni ammasso di perfezioni aveva il proprio velo che dirigeva il fluido catturato e l'espansore nel proprio serbatoio, in modo che potessero essere misurati.

Sono stati presentati i risultati per due diversi insiemi di cluster: 8 cluster in una fase con 6 perf in ciascun cluster o 13 cluster in una fase con 3 perf in ciascun cluster. I tester hanno utilizzato sabbia da 40-70 mesh o sabbia da 100 mesh trasportata da un fluido di acqua scivolosa pompato a 90 bpm.

Questi documenti SPE riportano che la fuga del proppante attraverso i gruppi di prestazioni e nelle vasche non è uniforme:

· Alcuni articoli di sostegno, in particolare le maglie di dimensioni maggiori come 40-70 maglie, navigano oltre le prime perforazioni a grappolo e non entrano nella formazione fino a quando non si prosegue in quella fase. Queste particelle più grandi hanno più slancio.

· Le particelle di proppante più piccole, come 100 mesh, entrano nelle perforazioni del grappolo in modo più uniforme.

· Sono stati sviluppati design a ingresso limitato utilizzando una sola perforazione per grappolo nella parte superiore dell'involucro.

· In particolare per puntelli più grandi, le perforazioni nella parte inferiore dell'involucro attirano troppo puntelli (effetto gravità) e possono essere allargate dall'erosione, in modo che meno puntelli arrivino a perforazioni a grappolo più avanti lungo lo stadio frac.

L'uscita dall'involucro non è uniforme.

Tutti i test hanno rivelato distribuzioni di uscita non uniformi. La tabella mostra il rapporto tra il più grande proppante che esce da un ammasso: il più piccolo che esce da un gruppo (cioè il più grande proppante: il minimo che esce), così come il secondo più grande: il secondo più basso. Questi rapporti sono un proxy per l'irregolarità: un rapporto più grande significa una distribuzione più irregolare e viceversa.

I risultati mostrano che 40-70 mesh proppant (rapporti più grandi) è distribuito in modo meno uniforme rispetto a 100 mesh proppant (rapporti inferiori) - in entrambi gli scenari di cluster.

L'interpretazione data dai rapporti è che più del proppante 40-70, essendo granelli di sabbia più grandi e pesanti, tende a essere trasportato dal loro slancio oltre i precedenti ammassi di perf prima di uscire nei successivi ammassi di perf, rispetto al proppante da 100 mesh .

Questo non è l'ideale perché l'obiettivo è quello di distribuire uniformemente il supporto su tutti i cluster di perforazione in una fase di fracking. Ma ora alla grande domanda: quanta differenza fa questo?

La sfida consiste nell'ottimizzare le procedure in modo che le distribuzioni di uscita propante siano più uniformi. Dalle relazioni, i risultati dei test sono stati incorporati in un modello di fluidodinamica computazionale (SPE 209178). Questo approccio è stato integrato in un programma di consulenza sulla frattura, chiamato StageCoach.

Nel frattempo, i rapporti affermano che "il flusso non uniforme di proppante nell'involucro può essere importante quanto la variabilità della formazione e l'ombra dello stress". Diamo un'occhiata più a fondo a questo.

Altre fonti di variabilità della produzione di scisto.

La vera domanda è quanto sia importante una distribuzione non uniforme di proppante per la produzione di petrolio e gas di scisto?

La grande variabilità dei pozzi di petrolio e gas di scisto è stato documentato. Ad esempio, i pozzi orizzontali nello scisto di Barnett di lunghezza tipica 4000-5000 piedi mostrano che il 10% inferiore dei pozzi produce meno di 600 Mcfd mentre il 10% superiore dei pozzi produce più di 3,900 Mcfd.

È noto che molti altri fattori contribuiscono all'ampia variabilità delle portate di petrolio o gas di scisto.

Se la lunghezza orizzontale del pozzo e l'orientamento del pozzo sono normalizzati per rimuovere la loro variabilità, gli stadi frac, la dimensione del proppante e le quantità di proppante possono essere considerati effetti del primo ordine. Questi effetti di primo ordine sono stati prioritari e ottimizzati nei giochi di scisto più maturi.

Poi ci sono proprietà geologiche come fratture naturali nello scisto, stress in situ e fratturabilità della roccia di scisto. Questi sono considerati effetti di secondo ordine perché sono molto più difficili da quantificare. Gli sforzi per ridurre al minimo queste fonti di variabilità includono la registrazione del pozzo orizzontale, l'installazione di cavi ottici o strumenti sonori o geofoni microsismici per misurare la diffusione della frattura e l'interazione con la geologia locale lungo un pozzo orizzontale.

Contro queste fonti di variabilità, la distribuzione dell'uscita dell'involucro e l'uniformità del proppante sembrano di importanza paragonabile ad altri effetti del secondo ordine come la geologia e le variazioni di stress lungo un pozzo orizzontale. Non c'è modo che l'uniformità di uscita dell'involucro possa spiegare la variabilità della produzione tra 600 Mcfd e 3,900 Mcfd come osservato nel Barnett Shale.

Per dirlo in un altro modo, la cosa fondamentale è far uscire il proppante dalla maggior parte dei gruppi di prestazioni e nelle fratture create. Ciò è stato ottenuto pompando proppante molto piccolo, 100 mesh o 40-70 mesh (e spesso entrambi) e ottimizzando la concentrazione e le quantità di proppante per un particolare gioco di scisto.

Questo è il 90% dell'obiettivo che è stato raggiunto con notevole successo nella rivoluzione dello shale degli ultimi 20 anni. Quindi è difficile vedere dai nuovi test di superficie che una piccola variabilità nelle uscite del proppante da un cluster di perforazione all'altro potrebbe avere un effetto di primo ordine sulla produzione di petrolio o gas.

Ma forse i risultati di altri test, test diversi, in questo progetto riveleranno effetti più significativi sulla produzione di scisto.