Eine unkonventionelle Herausforderung: Können Gehäuseausfälle beim Hydraulic Fracturing verhindert werden?

Schieferproduzenten auf der ganzen Welt haben in den letzten Jahren gelernt, dass sie die Integrität von Bohrlöchern nicht als selbstverständlich betrachten können.

Bei Druckpumpenbehandlungen kommt es durch das Zusammenspiel von hydraulischem Brechen und Formationsgeomechanik zu einer Verformung und sogar Scherung des Stahlgehäuses. Im schlimmsten Fall bedeutet dies, dass einige Betreiber den Zugang zu langen Abschnitten eines Bohrlochs verlieren, bevor ein einziges Barrel Öl gefördert wird.

Dies wird größtenteils nicht als eine Herausforderung zwischen den Bohrlöchern angesehen, die mit Frac-Hits vergleichbar ist. Vielmehr wird davon ausgegangen, dass es sich um Intrawell-Phänomene handelt. Das Problem kann verschiedene Formen annehmen und hat keinen universellen Treiber.

George King, ein unabhängiger Berater und führender technischer Experte für hydraulisches Fracking, weist darauf hin, dass nicht jedes unkonventionelle Asset betroffen ist – was darauf hindeutet, dass die Geologie und das Verständnis des Gesteinsgefüges von Bedeutung sind. Allerdings zeigen Informationen, die er von Kundenbetreibern gesammelt hat, dass in bestimmten Schiefer- und Ölfeldern in den USA zwischen 20 und 30 % der Horizontalbohrungen in gewissem Maße betroffen sind.

„Manchmal liegt es an der Zementunterlage und manchmal an der Ummantelung selbst“, sagte King und zählte zwei der allgemeinen Grundursachen des Problems auf. Er fügte hinzu, dass die Verformung des Gehäuses „ein Artefakt einiger Schäden ist, die wir derzeit im Bereich des Bruchs und [während] der Zeitspanne des Bruchs sehen.“

Eine häufig gemeldete Version des Problems tritt auf, nachdem nur wenige Stufen am Fußende eines horizontalen Bohrlochs gebrochen sind. Als ein weiterer Stopfen ins Bohrloch gepumpt wird, um die Fertigstellung fortzusetzen, bleibt er plötzlich 1.000 Fuß bis 5.000 Fuß vor seinem Ziel stehen. Dies kann in der Kurve passieren oder irgendwo tief in der Seitenwand.

Oft wird die Verformung als Ovalisierung beschrieben. Wenn eine Verengung viel mehr als ein Zehntel Zoll des ursprünglichen Innendurchmessers des Rohrs einnimmt, besteht die Möglichkeit, dass nicht stimulierte Stufen über den Stopppunkt hinaus durch herkömmliche Plug-and-Perf-Methoden verloren gehen. Dieses Schicksal kann manchmal durch den Einsatz von Perforationspistolen mit schlankem Profil vermieden werden, dann sind jedoch immer noch andere Isolationstechnologien erforderlich, um herkömmliche Stopfen zu ersetzen.

Unkonventionelle Betreiber in China, Argentinien, Kanada und den USA waren alle mit dem Problem konfrontiert. Als Reaktion darauf hat die technische Gemeinschaft kürzlich ihre Zusammenarbeit auf Branchenkonferenzen intensiviert, um Antworten zu finden.

In China scheint das Problem pro Bohrloch weiter verbreitet zu sein. Nationale Ölunternehmen, die im Sichuan-Becken, dem aktivsten unkonventionellen Gebiet des Landes, arbeiten, haben berichtet, dass es bei mehr als 40 % der Gasbohrungen zu Gehäuseverformungen oder Ausfällen kam. Wie ihre US-Kollegen erkennen chinesische Betreiber das Problem typischerweise während eines Werkzeugdurchlaufs nach der Frakturierung.

Auch Argentiniens Vaca Muerta ist nicht immun. In einem von Forschern bei Chevron und YPF gemeinsam verfassten Fachartikel aus dem Jahr 2015 (URTeC 178620) werden Verrohrungsscherungen und Einschränkungen als häufig und „extrem schädlich für die Leistung des Bohrlochs“ bezeichnet.

Bei der Erklärung, warum das Problem heute, mehr als ein Jahrzehnt nach der Schieferrevolution, aufkommt, weisen Experten schnell darauf hin, dass sich seit den ersten horizontal gebohrten und hydraulisch gebrochenen Bohrlöchern viel verändert hat.

„Heutzutage besteht das Problem darin, dass sie nicht nur vier oder fünf Brüche erzeugen“, wie es die Betreiber zu Beginn der unkonventionellen Exploration taten, erklärte Arash Dahi-Taleghani, außerordentlicher Professor für Erdöltechnik an der Penn State University. „Manchmal hat man 150–200 Frakturen, die eng beieinander liegen, und die Injektionsraten sind hoch.“ Er fügte hinzu, dass möglicherweise auch neue Umlenktechnologien eine Rolle spielen, da ihre Aufgabe darin besteht, Druck in der Nähe des Bohrlochs aufzubauen. „All diese Dinge können das Gehäuse zu sehr belasten, was vorher nicht der Fall war.“

Dahi-Taleghani hat sowohl die US-amerikanische als auch die chinesische Seite des Problems untersucht. Er sagte, die Theorien über Gehäuseverformungen seien noch in der Entwicklung, bestätigte jedoch, dass es dafür mehrere Ursachen gebe.

Sie arbeiten möglicherweise unabhängig voneinander, aber es ist weitaus wahrscheinlicher, dass eine Kombination von Bedingungen zusammentrifft, die die Integrität des Bohrlochs gefährden. Die am weitesten verbreiteten Auslösemechanismen zeigen, dass sowohl gute Planung als auch die Natur eine Rolle spielen.

Sie beinhalten:

Eine Warnung an Schieferproduzenten lautet, dass ihre Wirtschaftsmodelle diese Probleme oft vernachlässigen, basierend auf der Annahme, dass Gehäuseversagen ein risikoarmes Ergebnis sei. „Aber je mehr Sie versuchen, bei der Rohrkonstruktion, beim Zement, bei den Kupplungen zu sparen „So etwas ist so – desto höher ist das Risiko, dass der Brunnen ausfällt, bevor man eine Rendite erzielen kann“, betonte King. „Das wird Ihre Kapitalwertberechnungen verändern.“

Im vergangenen Juli drängten sich mehr als 200 Branchenexperten in einem Raum auf der Unconventional Resources Technology Conference (URTeC) in Denver, wo ein Gremium, das hauptsächlich aus Branchenberatern bestand, Einblicke in durch Hydraulic Fracturing verursachte Bohrlochintegritätsprobleme bot. Erdölingenieure nutzten die Gelegenheit, den Experten Dutzende Fragen zu stellen.

Mehrere Anfragen drehten sich um die Beseitigung von Gehäuselecks. Sollte ein Liner-Patch oder ein Harzquetscher verwendet werden? Sollte beim Frakturieren ein Leck festgestellt werden (angezeigt durch einen unerwarteten Druckabfall), sollte das Pumpen gestoppt werden? Oder ist es besser, weiter zu pumpen und zu hoffen, dass der Sand das Loch überbrückt?

Wie stark sollte der Zement sein? Würde Schaumzement einen Teil der Scherkräfte besser absorbieren? Könnten im Reservoir lebende korrosive Bakterien den Einsturz des Gehäuses verschlimmern? Können Vorhersagen durch die Verwendung integrierter Modelle verbessert werden, die Geomechanik, Zementqualität und Verrohrungslasten berücksichtigen?

Eine Person stellte die vielleicht wichtigste Frage: Ist es möglich, Gehäuseausfälle zu beseitigen? Die Antwort darauf lautet nein – zumindest nicht in jedem Szenario. Die Antwort auf viele der anderen Fragen lautet: „Es kommt darauf an.“

Die Branche befindet sich weiterhin in einer Situation, in der es einfacher ist, das Problem zu beschreiben, als zu beschreiben, was als Reaktion darauf zu tun ist. Dies ist teilweise auf einen Mangel an öffentlich zugänglichen Informationen zurückzuführen. Und nicht jeder teilt die gleichen Erfahrungen. Einige Unternehmen bemerken das Problem möglicherweise in einem Jahr, andere in mehr als einem Dutzend.

Abgesehen von Fallstudien aus China haben Schieferproduzenten in den letzten Jahren nur wenige relevante Veröffentlichungen zu diesem Thema erstellt. Die meisten Informationen über die Ovalisierung und Verformung von Gehäusen stammen aus dem Offshore-Bereich, wo die Verdichtung von Lagerstätten aufgrund von Produktion und Injektion seit Jahrzehnten ein bekanntes Problem ist.

Doch der fehlende Wissensaustausch innerhalb des unkonventionellen Sektors hat dazu geführt, dass es weder einen Konsens über bewährte Verfahren noch eine Reihe überzeugender Praxisbeispiele gibt, die wirksame Minderungsstrategien demonstrieren. Weitere Informationen werden jedoch bald bekannt gegeben.

Auf der SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference (HFTC) nächsten Monat in The Woodlands, Texas, wird ein Gremium aus allen Betreibern Fallstudien zu den Auswirkungen von Hydraulic Fracturing auf die Bohrlochintegrität in verschiedenen Becken vorstellen. Zu den Öl- und Gasunternehmen, die ihre Ergebnisse präsentieren werden, gehören Shell, BP, ConocoPhillips, Encana (bald in Ovintiv umbenannt) und XTO.

Terry Palisch, globaler technischer Berater bei Carbo Ceramics und technischer Leiter für Fertigstellungen bei SPE, half bei der Organisation sowohl des URTeC als auch des kommenden HFTC-Panels. Für ihn bestand das übergeordnete Ziel darin, die Betreiber davon zu überzeugen, dass es jetzt an der Zeit ist, mit dem Informationsaustausch zu beginnen.

„Wir sind uns der Empfindlichkeiten bewusst“, sagte er, „aber dies ist ein Branchenproblem, das wir lösen müssen, und wir werden es nur lösen, wenn wir zusammenarbeiten.“

Palisch fügte hinzu, dass der Schiefersektor, wie schon bei Frac-Hits, die fruchtbare Zusammenarbeit zu dem Zeitpunkt beschleunigt, zu dem Sanierungsbemühungen in Sicht kommen. Das Gremium beim HFTC wird Klarheit darüber schaffen, ob der Sektor in Bezug auf Gehäuseausfälle diesen Punkt erreicht.

Aktuelle Stimulationsstrategien und ihre Auswirkungen auf das Reservoir sind in jeder Hinsicht die größten Treiber für die Gehäuseverformung in Schiefervorkommen.

Die heutigen Fertigstellungsvorschriften erfordern die Anwendung hoher Bohrlochdrücke – ein Bereich von 8.000 psi bis 14.000 psi. Im Inneren des Reservoirs wirken diese Drücke nicht immer gleichmäßig.

Modelle haben den Bedienern schon lange gezeigt, dass ihre Stimulationen zu sogenannten Bi-Wing-Frakturen führen, die annähernd symmetrisch sind. Aber dank Diagnosen wie mikroseismischen Untersuchungen ist es allgemein bekannt, dass Bi-Wing-Frakturen eine Seltenheit sind. Die Norm ist asymmetrisches Brechen, insbesondere in Infill-Szenarien.

In extremen Fällen, so Dahi-Taleghani, hätten bei einigen Bohrlöchern in China 80–90 % der Stimulationsenergie nur auf einer Seite des Reservoirgesteins gewirkt. Das Thema war Gegenstand eines Vortrags, den er kürzlich auf der SPE Annual Technical Conference and Exhibition (ATCE) in Calgary (SPE 195944) vorstellte.

„Wenn man zur Seite drückt, entwickeln sich gewisse Scherspannungen“, erklärte er und fügte hinzu: „Das Gehäuse ist sehr stark, wenn es um Zug- oder Druckspannung geht, aber nicht so stark, wenn es um Scherspannungen geht.“

Ein Schervorgang schneidet ein Bohrloch nicht immer auseinander, wie das Wort schon sagt, aber es kann das Rohr so ​​weit verformen, dass das Bohrloch im Wesentlichen verschlossen wird. Im chinesischen Beispiel kamen die Forscher zu dem Schluss, dass bei Aktivierung solcher Versagensmechanismen der Bruch der nachfolgenden Stufen die Gehäuseverformung verschlimmerte.

Ihr Vorschlag bestand darin, neue Arbeitsabläufe und ein 3D-Erdmodell zu verwenden, um besser zu verstehen, wie das Reservoir auf asymmetrische Brüche reagieren würde. Darüber hinaus wird in der Studie argumentiert, dass eine bessere Modellierung ein „rationales Abstandsdesign“ ermöglicht und dass die Kombination mit einer mikroseismischen Überwachung in Echtzeit den Betreibern dabei helfen wird, Gehäuseausfälle aktiv zu entschärfen.

Ein extremer Druck kann auch dazu führen, dass sich das Rohr um einen Hundertstel Zoll nach außen aufbläht. Eine solche Erweiterung mag klein erscheinen, ist aber bedeutsam.

„Während man mit dem Perforieren und Brechen fortfährt, kommt der Druck wieder zurück, sodass man für die Dauer der Frac-Arbeit den Druck zyklisch nach unten [die Verrohrung] senkt – und jedes Mal, wenn man das macht, dehnt man das Rohr aus.“ „, sagte König. Und wenn sich Rohre immer wieder ausdehnen und zusammenziehen, öffnet sich die Tür zu Ermüdungsproblemen.

Dann ist da noch das Problem der Temperatur und ihrer Auswirkung auf das Stahlgehäuse. Die Temperaturen am Bohrlochboden in einem Schieferbohrloch können über 200 °F (200 °F) liegen, wohingegen Frakturierungsflüssigkeiten normalerweise bei Oberflächentemperaturen gepumpt werden, die an einem warmen Tag 70 bis 80 °F (21 bis 27 °C) betragen können.

Cam Matthews, wissenschaftlicher Mitarbeiter beim in Edmonton ansässigen Ingenieurbüro C-FER Technologies, stellte fest, dass der Unterschied an einem kalten Tag bis zu 200 °F betragen könnte (d. h. 50 °F Einspritzwasser und 250 °F Reservoirtemperatur). .

„Jedes Mal, wenn man kalte Flüssigkeit über einen angemessenen Zeitraum mit hoher Geschwindigkeit injiziert, überträgt man diese Oberflächentemperatur auf den Boden des Bohrlochs“, erklärte er. „Dies wirkt sich aus mechanischer Sicht auf das Rohr aus, insbesondere wenn man es zu allen anderen Belastungen hinzufügt.“

Durch die Temperaturschwankung wird das Rohr auch unter Spannung gesetzt, wodurch das Rohr ohne Zement um bis zu 20–30 Fuß nach oben gezogen würde. Auch wenn es unwahrscheinlich ist, dass sich eine zementierte Ummantelung in einem so großen Ausmaß bewegt, können dennoch schädliche Axialkräfte entstehen hoch. King erklärte, dass dies zu einer gewissen „Hin- und Herbewegung“ des Gehäuses führt, wodurch „es zu einer dynamischen Belastung und Punktbelastung des Rohrs kommt“.

Obwohl sie eine halbe Welt voneinander entfernt sind, haben das Sichuan-Becken und die Vaca Muerta ein wichtiges Merkmal gemeinsam: Sie liegen im Schatten von zwei der größten Gebirgsketten der Welt. In China ist es der Himalaya, während es in Argentinien die Anden sind.

Beide Gebirgszüge ziehen das geologische Gefüge der beiden Schieferbecken wie ein Zelt hoch und erzeugen so starke tektonische Kräfte und Störungszonen. Wenn dies nicht berücksichtigt wird, könnte dies den Untergang von Bohrlöchern im Wert von mehreren Millionen Dollar bedeuten.

Wenn eine Verwerfung in der Nähe eines Bohrlochs aktiviert wird und abrutscht, ist das Stahlgehäuse den Bewegungen der Erde ausgeliefert. Dieses Problem wurde hauptsächlich in China gemeldet.

Dahi-Taleghani sagte, dass chinesische Betreiber nach jahrelangen Problemen nun fehlerbedingte Scherungen vermeiden, indem sie mehr Zeit mit der Erkennung gefährlicher Zonen verbringen. Ihre nächste Vorgehensweise besteht darin, keine Bruchcluster im Umkreis von 200–250 Fuß auf beiden Seiten einer Verwerfung zu platzieren. Abgesehen von seismischen Daten können Verwerfungen laut Dahi-Taleghani während der Bohrungen „mit Fingerabdrücken“ erfasst werden, da sie stark mit Ereignissen mit Zirkulationsverlusten korrelieren.

In den USA und Kanada gibt es größere Bedenken hinsichtlich des Bohrlochbauprozesses, was zum einen bedeutet, dass die Form eines Bohrlochs eine Rolle spielt. Wenn ein horizontales Bohrloch eine zu starke Dogleg-Kurve oder danach zu viele scharfe Wellen aufweist, ist die Verrohrung zwangsläufig einer Belastung ausgesetzt, die als Punktbelastung oder nichtlineare Belastung bezeichnet wird.

Vereinfacht ausgedrückt gilt: Je schärfer das Dogleg, desto höher ist die Gefahr einer Gehäuseermüdung. Um die Punktbelastung in diesem Zusammenhang zu verstehen, ist es hilfreich, sich vorzustellen, wie eine Büroklammer schwächer wird und schließlich knickt oder bricht, wenn sie wiederholt vor und zurück gebogen wird.

Der gemeldete Schweregrad des Doglegs liegt normalerweise in der Größenordnung von 7–10° pro hundert Fuß. Diese Messung kann jedoch täuschen, da sie nur die Punkte zwischen dem Anfang und dem Ende eines Rohrstrangs umfasst. Bei kontinuierlichen Messungen im Bohrloch wurden Doglegs von über 30° pro hundert Fuß aufgezeichnet.

Bei langen Rohrabschnitten ist es unwahrscheinlich, dass sie sich über solche scharfen Winkel hinausbewegen. Bei kurzen Abschnitten ist dies zwar möglich, sie unterliegen jedoch einer punktuellen oder nichtlinearen Belastung, wenn sie sich im Bohrloch bewegen. Das Bohren sanfterer Flugbahnen und das Glätten von Wellenabschnitten gehören zu den diskutierten Empfehlungen, um die Anzahl der Spannungspunkte entlang der Verrohrung zu verringern.

Auch die Punktbelastung wird weniger problematisch, wenn eine qualitativ hochwertige Zementarbeit durchgeführt wurde. Allerdings ist die Definition von „Qualität“ seit Beginn der horizontalen Bohrlochzementierung im Schiefergebiet umstritten.

King sagte, dass unter dem Gesichtspunkt der Zonenisolation die meisten Zementarbeiten ihren Zweck erfüllen. Weniger sicher ist im Schiefersektor, ob die meisten Zementarbeiten das Rohr vor ungleichmäßiger Belastung durch das Reservoir schützen.

Und obwohl eine stärkere Ummantelung als offensichtliche Lösung erscheinen mag, ist dies nicht das, was die Leute, die sich mit dem Thema befassen, fordern. Dickere Wände und die Verwendung von höherwertigem Stahl lösen diese Probleme nicht immer und sind aus wirtschaftlicher Sicht oft unpraktische Optionen.

„Die Verrohrung macht etwa 20 bis 30 % der gesamten Bohrlochkosten aus – das ist eine Menge Geld, und aufgrund ständiger Budgetprobleme entscheiden sich die Betreiber dafür, die minimalen Kosten für die Planung eines Bohrlochs zu zahlen“, sagt Christine Noshi, eine Erdölingenieurin Im Rahmen ihres Graduiertenprogramms an der Texas A&M University erforschte sie die Gehäuseintegrität bei unkonventionellen Ressourcen.

Noshi, jetzt Praktikantin in der Landmark-Softwareabteilung von Halliburton, präsentierte letztes Jahr auf der International Petroleum Technology Conference in Peking (IPTC 19311) ihre Erkenntnisse zur Vorhersage und Prävention von Gehäuseausfällen. Zu ihren Schlussfolgerungen gehört, dass es dem Schiefersektor an den erforderlichen Rechenwerkzeugen mangelt, um die Vorhersage von Gehäuseausfällen zu verbessern.

„Alles muss vom Ingenieur eingegeben werden“, erklärte sie. „Heutzutage gibt es keine Software, die den Prozess automatisiert – nicht einmal den einfachsten Arbeitsablauf zum Entwerfen eines Gehäusestrangs – oder Ihnen mitteilt, dass bei diesem Strang ein höheres Risiko für einen Ausfall besteht, oder die Sie vor potenziellen Gefahren warnt.“

Matthews argumentiert auch, dass die traditionellen Designmethoden angesichts der Komplexität, die unkonventionelle Umgebungen mit sich bringen, einfach überfordert sind. Die heute verwendeten Berechnungen konzentrieren sich größtenteils ausschließlich auf Stress.

„Man bestimmt die zulässigen Belastungen, ermittelt die Belastungen, legt dann einen Sicherheitsfaktor fest und schon ist das Leben gut“, sagte er und fügte hinzu, dass der einzige Haken darin besteht, dass dieser einfache Arbeitsablauf nur für den konventionellen Arbeitsablauf gilt Welt. „Die starken Druck-Temperatur-Zyklen und die potenziellen durch Formationsbewegungen verursachten Belastungen (Beanspruchungen) stellen definitiv unterschiedliche Belastungsbedingungen und Designüberlegungen in diesen Bohrlöchern dar, die nicht traditionell sind.“

Matthews sagte, die Zementierung könne durch Drehen des Futterrohrs verbessert werden, eine übliche Praxis bei vertikalen Bohrlöchern. Im unkonventionellen Bereich wird das Drehen von Rohren jedoch selten durchgeführt, was zum Teil auf Bedenken hinsichtlich der inhärenten Biegeermüdung und Torsionsbelastung bei Rohrverbindungen zurückzuführen ist.

Dieser Kompromiss verdeutlicht auch, dass Rohrverbindungen als eine weitere häufige Ursache für Gehäuseversagen gelten, insbesondere in den Bauabschnitten horizontaler Schieferbrunnen. C-FER ist eines von mehreren Unternehmen, die in einem API-Komitee vertreten sind, das gegründet wurde, um Industriestandards für Gehäuseverbindungen zu überprüfen. Das kürzlich gebildete Komitee wird bei der Entscheidung behilflich sein, ob neue Verbindungsqualifizierungsprotokolle für deren Anwendung in solchen horizontalen Bohranwendungen erstellt werden müssen (SPE 194369).

Gehäuseausfälle sind naturgemäß oft schwer zu diagnostizieren. Manchmal liegt dies daran, dass die Übeltäterstufe zum Zeitpunkt der Erkennung des Problems nicht zugänglich ist. Aber neue Technologien haben es einfacher gemacht, die Probleme zu erkennen. Zwei der Unternehmen, die diesen Vorwurf anführen, sind EV und DarkVision.

Im Jahr 2018 hat sich der auf visuelle Diagnose spezialisierte EV mit Anadarko Petroleum (letztes Jahr von Occidental Petroleum übernommen) zusammengetan, um ein Bohrlochkamerasystem einzusetzen, das in ein Multifinger-Messschieber-Tool integriert war. Das Projekt, das als erstes seiner Art beschrieben und in einem auf der letztjährigen HFTC vorgestellten Dokument (SPE 194252) detailliert beschrieben wird, zeigte, wie die Kombination von visuellen Daten und Dickenmessungen Gewissheit über die Ursache von Gehäuseverformungen bietet.

Anadarko entschied sich dafür, das System in eines seiner Bohrlöcher im Westen von Texas zu leiten, nachdem beim Abpumpen eines Stopfens und einer Perforationskanone ein Hindernis entdeckt wurde.

Das System fand Dutzende Gehäusemanschetten, die einen Teil ihres ursprünglichen Innendurchmessers verloren hatten. Bei vier dieser Halsbänder wurde festgestellt, dass sie eine starke Ovalisierung aufwiesen. Normale Kragen im Bohrloch wiesen einen durchschnittlichen Durchmesser von 3,92 Zoll auf, während die deformierten Kragen einen durchschnittlichen Durchmesser von 3,71 Zoll hatten. Der Kragen, der der aufgehängten Tiefe am nächsten lag, hatte nur einen Durchmesser von 3,46 Zoll und ein anderer, der sich ein paar hundert Fuß entfernt befand, war mit 3,18 Zoll sogar noch enger .

Der duale Datensatz wurde von Anadarko verwendet, um zu dem Schluss zu kommen, dass in diesem Fall der Fahrer, der hinter den Verformungen stand, ein zu hohes Drehmoment anwendete. Dies wurde durch die Tatsache gestützt, dass auch 1–2 Fuß über jedem der anomalen Kragen eine Ovalisierung beobachtet wurde.

Anstelle von Kameras verwendet DarkVision eine akustisch basierte Scantechnologie, um Bilder des gesamten Bohrlochs zu erfassen, während sich das Werkzeug durch das Bohrloch bewegt. Betreiber sind zu dem in Vancouver ansässigen Technologie-Startup gekommen, um Perforationserosion zu analysieren. Im Zuge dieser Arbeiten stellte das Unternehmen auch unerwartete Probleme mit der Bohrlochintegrität fest – darunter auch beim ersten Bohrloch, in dem das Gerät jemals eingesetzt wurde.

„Da war nur ein großes Loch, und wir waren nicht sicher, ob es eine Perforation gab, obwohl sie nicht mit der Stelle übereinstimmte, an der die Perforationen sein sollten“, erinnerte sich Stephen Robinson, der Geschäftsführer von DarkVision. „Es stellte sich heraus, dass die Daten sehr gut mit der Position der Stecker übereinstimmten.“

Bei diesem ersten Einsatz wurden fünf Gehäuselöcher gefunden; genug, um den Betreiber davon zu überzeugen, in Zukunft einen anderen Steckertyp in Betracht zu ziehen. Nicht jeder Stopfen versagte in diesem Bohrloch oder in nachfolgenden Bohrlöchern, aber DarkVision hat solche Defekte nur dort aufgezeichnet, wo Stopfen eingesetzt wurden. „Aus dem gleichen Grund, aus dem die Perforationen erodieren, gelangt Stützmittel durch, wodurch ein immer größerer Leckpfad entsteht“, erklärte Robinson.

Solche Verrohrungslöcher können beim hydraulischen Frakturieren zu großen Druckabfällen führen, was die Stimulationsenergie verringert, die in die Schiefermatrix eingebracht wird.

DarkVision hat auch mehrere Bohrlöcher gesehen, in denen durch Pfropfenerosion Glasfaserkabel durchtrennt wurden, die an der Außenseite des Gehäuses befestigt waren. Die hochauflösende Diagnose kostet etwa 1 Million US-Dollar pro Bohrloch und gehört zu den heikelsten Technologien, die im Bohrloch eingesetzt werden. Ein Schnitt in der Faser kann leicht bestätigt werden, indem der Punkt, an dem ein Loch entdeckt wurde, mit der Stelle abgeglichen wird, an der die Faserdaten nicht mehr übertragen werden. „Sie wissen nicht, wo es beginnt, wo es endet oder welche Phasen es beeinflussen wird. Aber jedes Mal, wenn Sie einen Stecker setzen, besteht die Gefahr, dass Ihre Glasfaser beschädigt wird“, sagte Robinson.

SPE 184868 Eine Ursachenuntersuchung für beobachtete Gehäuseausfälle bei Fracking-Vorgängen von Neal Adams, Neal Adams Services et al.

IPTC 19331 Data Mining Approaches for Casing Failure Prediction and Prevention von Christine Noshi, Texas A&M University, et al.

SPE 194369 Entwicklung einer Bewertungsmethode für Gehäuseverbindungen, die in hydraulisch gebrochenen Bohrlöchern verwendet werden von Kirk Hamilton, C-FER Technologies, et al.

SPE 195944 Einfluss des asymmetrisch stimulierten Gesteinsvolumens auf die Gehäuseverformung bei der mehrstufigen Frakturierung; Eine Fallstudie von Hao Yu, Southwest Petroleum University, et al.

URTeC 178620 Interferenzverhaltensanalyse in der Vaca Muerta Shale Oil Development, Loma Campana Field, Argentinien von Milena Rimedio, YPF, et al.

SPE 194252 Lange seitliche Einschränkung, diagnostiziert durch Kamera-Messschieber-Kombination an E-Line-Traktor in einem Durchgang von Allison Lay, Anadarko, et al.