Pensi di sapere dove va il Proppant durante la frattura? Basato su test recenti: non scommetterci

Gli ingegneri del completamento hanno individuato alcune regole pratiche sul modo in cui il materiale fluisce sulla base di decenni di esperienza.

Questa conoscenza è stata messa alla prova quando GEODynamics ha creato un test della superficie di frattura che offriva una ricreazione a grandezza naturale e a piena pressione di un progetto di scena creato dal suo sostenitore iniziale, PDC Energy.

Prima che venisse pompato il primo test della società di servizi petroliferi. le persone coinvolte mettono i loro soldi in una piscina con il vincitore in base a chi ha previsto con maggiore precisione la quantità di sabbia fuoriuscita da ciascun ammasso.

"Quello che ha vinto la scommessa è stato il direttore finanziario che non aveva idea di come avrebbero dovuto funzionare i frac. I peggiori erano quelli che pensavano di conoscere la fratturazione", ha affermato Phil Snider, un consulente del progetto che ha svolto un ruolo chiave nella progettazione. della prova.

Come per la piscina, i risultati dei test divergevano dal presupposto diffuso secondo cui il fluido e la sabbia fuoriescono in proporzioni più o meno uguali da ciascun ammasso.

I risultati suggeriscono che "il materiale di supporto e il fluido non si muovono in modo così uniforme come molti credono", ha affermato Steve Baumgartner, consulente tecnico senior presso GEODynamics, mentre descriveva i test alla recente SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition (HFTC).

Alcuni dei risultati erano coerenti con studi precedenti che utilizzavano modelli computerizzati e test di flusso meno realistici che mostravano che molti granelli di sabbia che scorrevano velocemente scivolavano oltre i primi ammassi in una fase.

GEODynamics ha scoperto che è probabile che il materiale di sostegno di medie dimensioni (40-70 mesh) scivoli oltre le fasi iniziali, con conseguente riduzione del deflusso nei primi cluster e maggiore deflusso nelle fasi successive. Ma se i grani sono più piccoli (100 mesh), la distribuzione è più uniforme.

Un secondo ciclo di test ha dimostrato che un cambiamento nella progettazione della frattura volto a ottenere una distribuzione più uniforme del liquame da un cluster all'altro riduceva ulteriormente le differenze tra i cluster, ma i grani più grandi tendevano comunque a scivolare oltre i primi cluster.

Ciò che GEODynamics ha reso pubblico è un primo sguardo a un ingegnoso pezzo di ingegneria utilizzato per una serie di test terminati nel 2019, prima che colpisse il COVID-19 (SPE 209141).

L'idea del test risale alle domande sollevate dai lavori di fratturazione passati. Ad esempio, quando un pozzo in cui i dati raccolti durante la fratturazione indicavano che tutti i cluster erano stati effettivamente stimolati, ma un'analisi successiva indicava che circa la metà di essi non riusciva a produrre. Perché?

"Questa non uniformità può essere attribuita in parte alla variabilità della formazione e all'ombreggiamento dello stress dovuto agli stadi di frattura adiacenti, ma anche il flusso non uniforme di materiale di sostegno nell'involucro può svolgere un ruolo importante", afferma un secondo articolo sulla creazione di un modello per l'ingegneria di completamento.

L'idea che i granelli di sabbia e il fluido non si muovano di pari passo non sembra sorprendente perché è probabile che i granelli di sabbia si comportino diversamente da una miscela di acqua e riduttore di attrito.

La domanda difficile per qualsiasi ingegnere che voglia iniziare a progettare componenti basati sul presupposto che i flussi di fluidi e sabbia non siano simili è come quantificare tale differenza.

GEODynamics offre nei documenti un'alternativa basata sulla modellazione effettuata utilizzando i dati dei test e l'analisi della fratturazione del pozzo. Da allora questo lavoro è stato incorporato in un programma di consulenza sulla fratturazione, chiamato StageCoach.

L'analisi è stata parte del supporto in natura fornito da un gruppo di sostenitori che è cresciuto fino a includere Apache (ora una filiale di APACorp), Chesapeake Energy, ExxonMobil, Hess e Jagged Peak Energy.

Ora che vengono mostrati i risultati dei primi due cicli di test, è aperta la stagione per coloro che si chiedono se il test di superficie più realistico di sempre sia abbastanza realistico.

Nessuno mette in dubbio che abbiano fatto qualcosa di difficile arrivando il più vicino possibile a eguagliare il modo in cui viene eseguita la fratturazione multistadio nei pozzi orizzontali.

"Hanno fatto un ottimo lavoro nel metterlo a punto", ha detto Dave Cramer, ricercatore di ingegneria senior per ConocoPhillips. Ha detto che questo documento è un'eccellente risorsa per "chiunque stia contemplando un test del genere".