Denken Sie, Sie wissen, wohin das Stützmittel während der Frakturierung gelangt? Basierend auf aktuellen Tests: Wetten Sie nicht darauf

Fertigstellungsingenieure haben auf der Grundlage jahrzehntelanger Erfahrung einige Faustregeln für den Fluss des Stützmittels herausgefunden.

Dieses Wissen wurde auf die Probe gestellt, als GEODynamics einen Bruchflächentest entwickelte, der eine Nachbildung eines Bühnendesigns in Originalgröße und vollem Druck bot, das von seinem ursprünglichen Geldgeber, PDC Energy, erstellt wurde.

Vor dem ersten Test des Ölfeld-Serviceunternehmens wurde gepumpt. Die Beteiligten legten ihr Geld in einen Pool, wobei der Gewinner davon ausging, wer am genauesten vorhergesagt hatte, wie viel Sand aus jedem Cluster floss.

„Derjenige, der die Wette gewonnen hat, war der CFO, der keine Ahnung hatte, wie Fracking funktionieren sollte. Am schlimmsten waren diejenigen, die dachten, sie wüssten Fracture zu kennen“, sagte Phil Snider, ein Berater des Projekts, der eine Schlüsselrolle beim Entwurf spielte des Tests.

Die Testergebnisse unterschieden sich wie beim Becken von der weit verbreiteten Annahme, dass die Flüssigkeit und der Sand an jedem Cluster in etwa gleichen Anteilen ausfließen.

Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass „Stützmittel und Flüssigkeit sich nicht so gleichmäßig bewegen, wie viele glauben“, sagte Steve Baumgartner, leitender technischer Ingenieurberater bei GEODynamics, als er die Tests auf der jüngsten SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition (HFTC) beschrieb.

Einige der Ergebnisse stimmten mit früheren Studien überein, die Computermodelle und weniger realistische Strömungstests verwendeten und zeigten, dass viele schnell fließende Sandkörner an den ersten Clustern einer Stufe vorbeirutschen.

GEODynamics hat herausgefunden, dass mittelgroße Stützmittel (40–70 Mesh) wahrscheinlich über frühe Stadien hinweg rutschen, was zu einem geringeren Ausfluss in frühen Clustern und einem stärkeren Ausfluss später im Stadium führt. Wenn die Körner jedoch kleiner sind (100 Mesh), ist die Verteilung gleichmäßiger.

Eine zweite Testrunde zeigte, dass eine Änderung des Bruchdesigns, die darauf abzielte, eine gleichmäßigere Schlammverteilung von Cluster zu Cluster zu erreichen, die Unterschiede zwischen Clustern weiter verringerte, größere Körner jedoch immer noch dazu neigten, an frühen Clustern vorbeizurutschen.

Was GEODynamics veröffentlichte, ist ein erster Blick auf ein geniales Stück Technik, das für eine Reihe von Tests verwendet wurde, die 2019 endeten, bevor COVID-19 ausbrach (SPE 209141).

Die Idee für den Test geht auf Fragen zurück, die bei früheren Fracking-Aufgaben aufgeworfen wurden. Wenn zum Beispiel bei einem Bohrloch, bei dem während der Frakturierung gesammelte Daten zeigten, dass alle Cluster effektiv stimuliert wurden, eine spätere Analyse jedoch ergab, dass etwa die Hälfte von ihnen keine Produktion lieferte. Warum?

„Diese Ungleichmäßigkeit kann teilweise auf Formationsvariabilität und Spannungsschatten benachbarter Bruchstadien zurückgeführt werden, aber auch ein ungleichmäßiger Fluss des Stützmittels in der Verrohrung kann eine wichtige Rolle spielen“, heißt es in einem zweiten Artikel über die Erstellung eines Modells für die Fertigstellungstechnik.

Die Vorstellung, dass sich Sandkörner und Flüssigkeit nicht im Gleichschritt bewegen, erscheint nicht überraschend, da sich Sandkörner wahrscheinlich anders verhalten als eine Mischung aus Wasser und Reibungsverminderer.

Die schwierige Frage für jeden Ingenieur, der mit der Planung von Komplettierungen auf der Grundlage der Annahme beginnen möchte, dass Flüssigkeits- und Sandströme nicht ähnlich sind, ist, wie dieser Unterschied quantifiziert werden kann.

GEODynamics bietet in den Veröffentlichungen eine Alternative an, die auf der Modellierung unter Verwendung seiner Testdaten sowie der Bruchanalyse im Bohrloch basiert. Diese Arbeit wurde inzwischen in ein Fracturing-Beratungsprogramm namens StageCoach integriert.

Die Analyse gehörte zu den Sachleistungen einer Gruppe von Unterstützern, zu der auch Apache (jetzt eine Tochtergesellschaft von APACorp), Chesapeake Energy, ExxonMobil, Hess und Jagged Peak Energy gehörten.

Nachdem sie nun die Ergebnisse der ersten beiden Testrunden vorlegen, ist die Saison offen für diejenigen, die sich fragen, ob der realistischste Oberflächentest aller Zeiten realistisch genug ist.

Niemand bezweifelt, dass ihnen etwas Schwieriges gelungen ist, indem sie der Vorgehensweise bei der mehrstufigen Frakturierung in horizontalen Bohrlöchern am nächsten gekommen sind.

„Sie haben bei der Einrichtung großartige Arbeit geleistet“, sagte Dave Cramer, Senior Engineering Fellow bei ConocoPhillips. Er sagte, dieses Papier sei eine hervorragende Quelle für „jeden, der über einen solchen Test nachdenkt“.

Aber jeder, der eine Frakturierungssimulation erstellt, muss damit rechnen, von denen verteufelt zu werden, die darauf hinweisen, dass sie die Realität im Bohrloch nicht vollständig widerspiegeln, darunter auch Cramer.

In diesem Fall wurde viel weniger Sand gepumpt als bei einem echten Frac-Verfahren, da das gesamte Volumen unüberschaubar groß und kostspielig gewesen wäre. Und während der Test die Zugabe eines Reibungsminderers zur Flüssigkeit beinhaltete – 2 Gallonen pro 1.000 Gallonen Wasser für Runde 1; 1 Gallone pro 1.000 Gallonen in Runde 2 – sie verwendeten nicht die höhere Konzentration, die zur Herstellung eines hochviskosen Reibungsverminderers erforderlich war.

Dies wäre eine interessante Ergänzung gewesen, da die dickere Flüssigkeit möglicherweise die Verteilung des Sandes ausgeglichen hätte, der aus den Clustern der Testphase floss.

Für Cramer war das ein großes Versäumnis. Baumgartner sagte jedoch, dass ihre Befürworter die niedrigeren Konzentrationen befürworteten, weil sie damals aus Kostengründen keine höheren Konzentrationen dieser polymerbasierten Additive verwendeten. Und es gab eine Grenze für die Anzahl der Tests, die sie durchführen konnten. Baumgartner sagte, sie müssten „Nein“ sagen, wenn es darum ging, eine lange Liste von Variablen zu testen, die „zu einer riesigen Matrix von Experimenten geführt hätte“.

Nach Baumgartners Vortrag stand jemand im Publikum auf, machte ihm Komplimente und sagte: „Man kann kaum glauben, dass es der erste Test ist, aber es ist der erste, den ich gesehen habe.“

Es wurden weitere Fracking-Flow-Tests durchgeführt, jedoch nicht in diesem Maßstab. Vor zehn Jahren richtete Halliburton in seinem Testzentrum in Duncan, Oklahoma, einen Strömungskreislauf ein, um zu sehen, wo das Stützmittel austritt.

Die Außenanlage umfasste das Äquivalent von drei Perforationen – im Vergleich zu bis zu 48 beim GEODynamics-Test – und die maximale Pumprate betrug 14 bbl/min, verglichen mit 90 bbl/min beim jüngsten Test.

Im Halliburton-Artikel aus dem Jahr 2013 heißt es, dass die Pumprate zwischen 7 und 14 bbl/min hoch genug sei, um das Stützmittel in der Schwebe zu halten, aber nicht hoch genug, um ein Sicherheitsrisiko darzustellen (SPE 163856).

Auf die Frage, warum der niedrigere Druck verwendet wurde, sagte der Moderator des Papiers, Freddy Crespo, damals Anwendungstechniker am Houston Technology Center von Halliburton, in einer JPT-Geschichte, dass der Testaufbau nicht für die Pumpraten ausgelegt sei, die für die Frakturierung verwendet werden. „Wenn man höhere Durchflussraten erreicht, wird es explodieren.“

Halliburtons Tests, bei denen festgestellt wurde, dass größere Sandkörner wahrscheinlich an der ersten Öffnung vorbeischlüpfen und dazu führen würden, dass große Mengen aus späteren Löchern ausfließen, verliefen ohne Zwischenfälle.

Der Testaufbau von GEODynamics hat gezeigt, dass es möglich ist, Oberflächentests sicher durchzuführen, wenn die Pumprate 90 bbl/min beträgt. Sein täuschend einfaches Design wurde von Cramer als das Werk eines „verrückten Genies“ beschrieben.

Er bezog sich auf Snider, dem das Wort „Genie“ nicht gefällt, und wies darauf hin, dass viele der Ideen und auch eine Menge Motivation von denen stammten, die auf diesem Gebiet arbeiteten.

„Viel Erfahrung vor Ort zu haben und eng mit den Außendienstmitarbeitern zusammenzuarbeiten, ist der Schlüssel“, sagte Snider. Er fügte hinzu, dass die Fachleute „alle mit großer Leidenschaft dabei waren“, während die Ingenieure im Büro eher die Frage stellten, ob dies sicher möglich sei.

Sicherheit war ein ernstes Anliegen. Das Team beobachtete die Tests hinter einer Barriere und suchte nach Anzeichen dafür, dass die Gülle durch die dicken Stahlbarrieren rund um das Gehäuse gedrungen war. Außerdem flogen sie eine Drohne, um nach ersten Anzeichen von Lecks zu suchen.

„Von größter Bedeutung ist es, deutlich zu machen, dass nicht alle Tests zu Ende geführt wurden“, heißt es in dem GEODynamics-Papier. Die Tests wurden abgebrochen, „als Erosion sowohl durch die Außenhülle als auch durch den Viehtrog aus Gummi auftrat und nicht mehr alle Flüssigkeiten in den Tanks aufgefangen wurden.“

Auch die Kostendämpfung war von entscheidender Bedeutung. Basierend auf ihrer endgültigen Abrechnung stellten die Geldgeber dem Projekt Sachleistungen in Höhe von etwa 5 Millionen US-Dollar zur Verfügung, sagte Baumgartner. Das hört sich nach viel Geld an, wenn man bedenkt, dass ein Prozess immer wieder zu einem Preis simuliert wurde, der in manchen Fällen den Kosten für die Frakturierung einer einzelnen Bohrung entspricht.

Um die Kosten zu begrenzen, wurden alle Tests an Fracturing-Standorten durchgeführt, die einfachen Zugang zu Fracturing-Flotten, qualifizierten Mannschaften, Vorräten und Flüssigkeitsentsorgung boten, die von ihren Unterstützern bereitgestellt wurden.

Der Druckpumpenbetreiber dieser frühen Tests, Liberty Oilfield Services, ging bei dieser unregelmäßigen Vereinbarung über die Kooperation hinaus. Ihr Technologiedirektor Mike Mayerhofer beriet sie bei der Durchführung des Tests und schrieb Teile des Papiers, sagte Baumgartner.

Der Plan entwickelte sich, als sie aus ihren Fehlern lernten. In der ersten Runde wurden die Tests nach Fertigstellung der Bohrlöcher durchgeführt. Sie haben gelernt, dass es nicht ideal ist, ein Team zu bitten, einen Test durchzuführen, wenn es mit dem nächsten Job fortfahren muss.

Danach testeten sie in den Pausen die eigentliche Frakturierung. Das zur Teststufe führende Rohr wurde wie ein drittes Bohrloch mit horizontalem Frac-Kopf angeschlossen. Dies ermöglichte einen schnellen Übergang zum Testen während der Pausen bei den Fracking-Arbeiten.

Zu den weiteren ersten Erkenntnissen gehörte der Einbau eines Ablassventils in die Tanks, nachdem man gesehen hatte, wie lange es dauerte, die Flüssigkeit mit einem Saugwagen zu entfernen. Und die für Flüssigkeits- und Sandmessungen erforderliche Mathematik war viel einfacher, nachdem man von Tanks mit unregelmäßigen, abgewinkelten Kanten auf rechteckige umgestiegen war.

Die Hardware im Teststadium war serienmäßig. Die Gehäusespezifikationen basierten auf den Anforderungen von PDC Energy: 5,5 Zoll. 23# P-110-Stahl, perforiert mit den gleichen Lochgrößen und Abständen, die das Unternehmen für seine Brunnen verwendet.

Die Reihe von Testclustern wurde auf eine Reihe großer, offener Kisten geschnallt, die als Behälter für den Sand dienten, der aus jedem Cluster floss.

Um den Hochdruck-Schlammdampf zu blockieren, umgaben sie das Gehäuse mit einem dickwandigen Rohr mit einem Durchmesser von 13⅝ Zoll, das den Schlamm von diesem Cluster in den darunter liegenden Behälter leitete.

Um die Rohre herum befand sich so etwas wie ein Spritzschutz – ein umgedrehter, ovaler Gummi-Kunststoff-Tank. Es hatte eine verblüffende Ähnlichkeit mit den Tanks, die zur Tränkung des Viehs verwendet wurden, da es zu diesem Zweck von der Tractor Supply Company verkauft wurde – einer Kette von landwirtschaftlichen Bedarfsartikelläden, die mit „täglich niedrigen Preisen“ wirbt.

Zu den kostengünstigen Lösungen gehörten auch farbenfrohe Poolschwimmer und -nudeln, mit denen der Wasserstand in den Tanks aus der Ferne verfolgt werden konnte.

Ziel war es, so lange zu pumpen, bis die Behälter fast voll waren. Anschließend maßen sie das Sandvolumen im Tank und das verdrängte Wasser. Weitere Datenquellen waren ein Drucksensor an jedem Cluster und die im Frac-Trailer gesammelten Daten.

Auch Problemlösungen waren gefragt. Als ein früher Test abgebrochen werden musste, weil der Schleifschlamm die einzelne Rohrschicht durchschnitt, verstärkten sie die Barriere.

„Das Testteam gruppierte sich neu und beschaffte über einen Zeitraum von einigen Tagen 1.500 Fuß schwere Forstkette und fertigte 20-Zoll-Gehäuseschalen, die um die Forstkette herumgeschraubt wurden“, heißt es in dem Papier.

Diese Barrieren erwiesen sich als zuverlässig, wenn auch nicht undurchdringlich.

„Während dieser Tests konnten einige der abrasiven Hochdruckschlammströme, die aus dem 5,5-Zoll-Gehäuse austraten, schließlich durch das dickwandige 13,625-Zoll-Gehäuse, zwei Lagen gehärteter Forstkette und ein äußeres dickwandiges 20-Zoll-Gehäuse erodieren -in. Gehäuse-Muschelschale und schließlich der Viehfuttertrog aus Gummi“, heißt es in der Zeitung.

„Wir wussten nie, wo es zu einem Verstoß kommen würde“, sagte Snider. Während sich die Strömung im Gehäuse verlangsamt, bleibt die Kraft auf das Gehäuse hoch, wenn der Wasserstrahl durch ein kleines Loch drückt, das für einen Differenzdruck von 1.500 psi ausgelegt ist.

Nach einem Durchbruch konnten die Reparaturkosten der Reparatur begrenzt werden, indem die Muschelbarrieren so angepasst wurden, dass der Bach auf eine frische Oberfläche traf. Schließlich begannen sie auch, die Kontaktfläche mit harten Bändern zu verstärken, sagte Snider.

Letztendlich bieten Fracking-Tests möglicherweise ein realistisches Maß für Dinge, die im Bohrloch nicht direkt beobachtet werden können, aber keine Nachbildung davon.

Einige Kommentare und Fragen von Ingenieuren auf der Konferenz, die mit Lob begann, führten zur Verwendung des Wortes „aber“. Beispielsweise wurden die Referenten gefragt, ob sie darüber nachdenken würden, harte Schichten um das Gehäuse herum anzubringen, die den Gegendruck simulieren würden, der durch den Zement und das Gestein um ein tatsächliches Bohrloch herum entsteht. Die Autoren des Testpapiers schrieben: „In einer perfekten theoretischen Welt“ wäre es gut zu wissen, wie sich diese Drücke auf den Abfluss auswirken.

Doch die Wiederherstellung des Zements und Gesteins rund um einen Brunnen stellte enorme bauliche und sicherheitstechnische Herausforderungen dar. Baumgartner kam zu dem Schluss: „Als wir diese Möglichkeit im Designprozess untersuchten, wurden die Kosten astronomisch unerschwinglich.“

Aus Cramers Sicht stellt dies ein Problem dar, da der Fluss aus dem Bohrloch erheblich durch den Gegendruck auf die Flüssigkeit und den Sand beeinflusst wird, die durch gewundene Fließwege in das umgebende Reservoir gelangen.

In dem Papier wurde auch darauf hingewiesen, dass weniger Sand gepumpt wurde als zum Aufbrechen einer Schieferbohrung. Sie pumpten fast 1.300 Pfund Sand pro Perforation, verglichen mit „über 30.000 Pfund Stützmittel pro Perforation in unseren Montney-Anwendungen“, sagte Cramer.

Um so groß zu werden, müsste man von 31 Tonnen Stützmittel auf mehrere Hundert Tonnen ansteigen. Ein Vergleich pro Frac-Stufe ist schwer zu ermitteln, da Cluster heutzutage oft nur eine Perforation aufweisen, was dazu führt, dass die Stadien mit weit weniger als den 48 im ersten getesteten Stufendesign frakturiert werden.

Als ConocoPhillips darüber nachdachte, einen Oberflächentest durchzuführen, überzeugten die logistischen Herausforderungen und die hohen Kosten, die mit der Verwendung von so viel Sand verbunden sind, das Unternehmen davon, es nicht zu versuchen, sagte Cramer.

Die im Test pro Minute gepumpte Sandmenge lag weitaus näher als der Gewichtsunterschied pro Cluster vermuten ließe, da das Pumpen gestoppt werden musste, wenn die Lagertanks voll waren, was normalerweise etwa 10 Minuten dauerte.

Für Cramer, dessen Bohrlochstudien auf Messungen beruhen, wie viele Perforationen im Boden über etwa zwei Stunden Pumpzeit erodiert werden, kann dies das Loch von vorne nach hinten erweitern und zu einem Anstieg der Durchflusskapazität führen. Im Vergleich dazu war der Oberflächenverschleiß, den er bei den GEODynamics-Proben sah, vergleichsweise gering.

„Projekte, die auf Oberflächentests basieren, sind von Natur aus begrenzt“, bemerkte er und fügte hinzu: „Die wichtigsten Erkenntnisse wurden und werden auch weiterhin durch die Untersuchung tatsächlicher Behandlungen gewonnen, einschließlich Bohrlochmessungen von Perforationseintrittslöchern [vor und nach den Behandlungen], ergänzt durch Behandlung von Druckanalysen und faseroptischen Messungen.

Auf der diesjährigen HFTC wurde ein Artikel vorgestellt, der die von ihm erwähnten Methoden beschreibt, einschließlich eines Beispiels, bei dem eine der Perforationen im letzten von sechs Clustern [Zehenseite] 25 % des Stützmittels aufnahm, basierend auf der Post-Frac-Analyse (SPE 209184). ).

Die übermäßig große Größe der Perforation an der Zehenseite deutete darauf hin, dass sie „einen unverhältnismäßigen Anteil des Stützmittels“ erhalten hatte, was laut der Zeitung „an der Trägheit des Stützmittels“ liegen könnte. Das Papier fügte hinzu: „Dieses Verhalten wurde im Rest des Bohrlochs nicht häufig beobachtet.“

Die Leiter des GEODynamics-Projekts erkannten den Wert von Bohrlochstudien an, wobei die Mitgliedsunternehmen Studien auf der Grundlage ihrer Analyse von Bruchdaten beisteuerten, um den Ergebnissen an der Oberfläche unterirdische Perspektiven hinzuzufügen.

Feigen. Die Abbildungen 1–4 zeigen, wie sich der Sand in einem Teststadium an der Oberfläche auf die Cluster verteilte, wodurch gemessen werden konnte, wie viel aus jedem Cluster herausfloss (SPE 209141).

Beide Diskussionsseiten sind sich darin einig, dass dem Stützmittel und dessen Einsatz mehr Aufmerksamkeit geschenkt werden muss.

Cramer sagte, die Branche benötige ein aktualisiertes Modell zur Vorhersage der Stützmittel- und Flüssigkeitsströme zwischen Perforationsclustern und hydraulischen Brüchen. Als Beweis führt er an, dass ein von ihm 1987 entwickeltes Modell immer noch im Einsatz sei. ConocoPhillips ist nun Teil eines gemeinsamen Industrieprojekts von acht Unternehmen, das dies anstrebt.

Beide sind sich auch darin einig, dass Unternehmen stärker darauf achten müssen, ob der gekaufte Sand ihren Spezifikationen entspricht.

Basierend auf dem Sand, der während der Bruchprüfung verwendet wurde, sagte Snider, dass es „einige radikale Unterschiede in der Sandqualität“ gebe. Es wurde beobachtet, dass extrem eckige Sandkörner abrasiver sind als abgerundete und die Erosionsrate von Pumpanlagen und Perforationen beschleunigen können.

Ihre Tests zeigten, dass größere 40/70-Mesh-Maschen eher über frühere Stadien hinausrutschen als 100-Mesh-Maschen. In der Praxis variiert die Größe der als 40/70 und 100 Mesh verkauften Körner jedoch stark und kann sich überschneiden.

Beispielsweise ist 100 Mesh als eine Mischung von 70 bis 140 Mesh definiert, dies ist jedoch nicht durch einen Industriestandard festgelegt. Der gelieferte Sand kann eine Mischung sein, die sich am oberen oder unteren Ende dieses Bereichs und sogar weit darüber hinaus konzentriert.

Cramer hat Unterschiede im tatsächlichen und versprochenen Größenbereich von Stützmitteln aus Minen untersucht, von denen einige weitaus näher an den Spezifikationen liegen als andere.

Zu seinen Bedenken zählen Partikel mit einer Maschenweite von 50 Mesh oder mehr, da sie Brückenbildung verursachen können – im Wesentlichen durch Selbstorganisation zu einer Struktur, die wie eine Umleitung die Strömungskanäle in der Nähe von Bohrlöchern blockieren kann.

Die GEODynamics-Gruppe führte insgesamt 20 Testrunden durch und berücksichtigte dabei Variablen wie große Stützmittel, niedrigere Pumpraten und ob das Stützmittel gleichmäßiger ausfließt, wenn das Perforationsloch schräg angeschossen wird, wie etwa bei einer Ausfahrt auf einer Autobahn. Sie möchten einen Artikel zu späteren Tests vorlegen, beispielsweise zu den Auswirkungen des Pumpens größerer Stützmittel oder niedrigerer Pumpraten.

Basierend auf den beiden Veröffentlichungen ist es logisch anzunehmen, dass je größer die Größe des Stützmittels ist, desto mehr würde zur Fußseite des Bohrlochs rutschen. Aufgrund der Erfahrungen aus der Vergangenheit sollten Sie jedoch keine großen Wetten darauf eingehen.

SPE 209141 Durchführung und Erkenntnisse aus den ersten beiden Oberflächentests zur Nachbildung unkonventioneller Fracking- und Proppant-Transporte von Phil Snider und Steve Baumgartner, GEODynamics; Mike Mayerhofer, Liberty Oilfield Services; und Matt Woltz, PDC Energy.

SPE 209178 Modellierung des Proppant-Transports in Gehäusen und Perforationen basierend auf Proppant-Transport-Oberflächentests von Jack Kolle, Oil States Energy Services; Alan Mueller, ACMS; Steve Baumgartner und David Cuthill, GEODynamics.

SPE 201376 Pumpdown Diagnostics for Plug-and-Perf Treatments von David D. Cramer, Jon Snyder und Junjing Zhang, ConocoPhillips Company.

SPE 163856 Proppant-Verteilung in mehrstufigen hydraulisch gebrochenen Bohrlöchern: Eine groß angelegte Innengehäuseuntersuchung von Freddy Crespo, Nevil Kunnath Aven und Janette Cortez, Halliburton; MEIN Soliman, Texas Tech University; Atul Bokane, Siddharth Jain und Yogesh Deshpande, Halliburton.

SPE 209184 Verbesserung der Ausführungsabwicklung durch detaillierte Analyse von akustischen Bildgebungs- und Stimulationsdaten von Mark Watson, Mitch Schinnour, David D. Cramer und Matt White, ConocoPhillips Company.