Pozzi sigillati e l'improbabile "svolta decisiva" dietro una diagnostica delle fratture economica e accurata

Poco più di 2 anni fa, tra i terreni agricoli pianeggianti dell’Oklahoma centrale, Devon Energy ha inviato una serie di tecnologie di misurazione a fondo pozzo per studiare come le fratture idrauliche si muovono tra i pozzi durante il trattamento di stimolazione. L'operazione nello STACK tight-oil play è stata ciò che l'industria chiama un "progetto scientifico".

Una volta terminato il lavoro sul campo e quando gli ingegneri hanno iniziato a lavorare sui dati, si aspettavano di scoprire alcuni nuovi insegnamenti. Ciò che non si aspettavano era di ritrovarsi sulla buona strada per inventare un nuovo modo per misurare la dimensione delle fratture, la velocità della loro crescita e l’energia necessaria per formarle. La conoscenza di questi parametri invita all'uso del metodo scientifico per controllare la crescita delle fratture per una produttività ottimale.

L'obiettivo del progetto di monitoraggio era quello di unire i dati provenienti dai cavi in ​​fibra ottica permanenti con i dati acquisiti dai manometri di fondo pozzo di due pozzi della stessa unità di sviluppo. Ciascuno dei pozzetti del monitor era dotato di fibra che correva per tutta la lunghezza del lato. In diversi punti, i manometri venivano portati all'esterno dell'involucro insieme ai manometri portati all'interno. Erano tutti collegati alla superficie.

Gli ingegneri del produttore di scisto con sede a Oklahoma City aspettavano con ansia il progetto perché era una delle prime volte in cui avrebbero utilizzato la fibra ottica per misurare la deformazione trasversale dei pozzi. I dati sulla deformazione trasversale dei pozzi, una diagnostica di nuova concezione a sé stante, sono diventati popolari tra gli operatori che possono permetterseli perché forniscono immagini chiare delle fratture idrauliche quando entrano in contatto con i pozzi sfalsati.

Il team di ingegneri voleva sapere se i dati provenienti dai misuratori con porte esterne, che toccavano la roccia per "sentire" gli aumenti di pressione, potevano essere collegati ai dati della fibra. Nel frattempo, i misuratori interni erano lì per rilevare eventuali interferenze nella produzione tra i pozzi dopo il completamento.

Ciò che ha ridefinito il progetto è stato il fatto che l'operatore, su consiglio del fornitore della fibra ottica, non ha perforato i due pozzetti del monitor. Ciò è stato fatto per evitare che i fluidi di riserva e di stimolazione fluissero nell'involucro, cosa che avrebbe potuto alterare la temperatura della fibra e, di conseguenza, la qualità dei preziosi dati di deformazione.

Questa raccomandazione ha fatto la differenza. Ha effettivamente trasformato migliaia di metri di tubi d’acciaio in un proxy a basso costo per indagini microsismiche e installazioni in fibra ottica ad alto costo. Devon definisce la scoperta una “svolta decisiva” per l’ingegneria del sottosuolo.

La persona che ne vide i primi indizi fu Wolfgang Deeg, che all'epoca era consulente di completamento presso Devon e ora è un consulente indipendente. Il ruolo di Deeg nel progetto era quello di analizzare i dati delle fibre, ma ha deciso anche di dare un'occhiata ai dati raccolti dai manometri interni. Era perplesso. All'interno del set di dati erano presenti cambiamenti di pressione piccoli ma chiaramente identificabili.

"La prima cosa che mi sono chiesto è stata: 'Ha senso?'", ricorda Deeg. "Ho finito per calcolare quali dovevano essere gli aumenti di pressione richiesti all'esterno della carcassa, ed erano coerenti con i numeri che stavamo vedendo. È stato incoraggiante."

Tuttavia il mistero non era ancora stato risolto. Per gli altri membri del team, i dati imprevisti sulla pressione sono rimasti "una discussione più interessante che significativa: non sapevamo cosa significassero", ha affermato Kyle Haustveit, un ingegnere senior dei completamenti presso Devon.

Ma poi Haustveit ha iniziato a confrontare i dati di deformazione e pressione del pozzo incrociato provenienti dai corrispondenti stadi di frattura, allineandoli in base ai loro timestamp. "Ne ho fatti circa cinque o sei e ho visto una relazione incredibile", ha detto, sottolineando che questo è stato "ciò che ha innescato il nostro momento ah-ha".

Un tecnico di ingegneria ha rilevato il processo per circa altre 200 fasi di frattura e ha raccolto tutte le immagini in un unico piano di diapositive. "Ci siamo poi seduti in gruppo, abbiamo messo il tutto in modalità presentazione e abbiamo seguito ogni fase", ha detto Haustveit. "L'hai visto più e più volte: il fronte della tensione è arrivato proprio all'inflessione della pressione."