Die Bewegung von Stützmitteln in Frac-Gehäusen wurde festgenagelt, aber wie wichtig ist sie wirklich für Schieferbrunnen?

15
die-bewegung-von-stuetzmitteln-in-frac-gehaeusen-wurde-festgenagelt,-aber-wie-wichtig-ist-sie-wirklich-fuer-schieferbrunnen?

Pumpen von mit Sand vermischtem Wasser in einem Fracking-Vorgang für Anadarko in Franktown, Colorado.

Denver Post über Getty Images Stützmittel besteht aus sandgroßen Partikeln, die während eines Fracking-Vorgangs mit Frac-Flüssigkeit injiziert werden. In Schieferöl- und Gasquellen ist die Frac-Flüssigkeit normalerweise Wasser mit etwas Reibungsminderer (wie Seife), der hinzugefügt wird, um den Frac-Pumpdruck zu senken. Der Zweck des Stützmittels besteht darin, die induzierten Brüche in der Lagerstätte daran zu hindern, sich zu schließen, nachdem das Fracking aufhört und der erhöhte Druck nachlässt verwendet wird eine Mischung aus 200-Maschensand und 13-40 Maschensand und diese Körner sind beide kleiner als ein Millimeter im Durchmesser. Solche kleinen Sandpartikelgrößen sind notwendig, damit Sand durch schmale Brüche in einem Bruchnetz getragen werden kann, das durch den Fracking-Vorgang geschaffen wurde. Größerer Sand würde das Netzwerk verstopfen und nicht injizierbar sein – das wurde in den frühen Tagen der Schieferrevolution herausgefunden werden mit 40 separaten Fracking-Operationen oder -Stufen gepumpt. Jede Stufe ist etwa 200 Fuß lang und das Metallgehäuse enthält – Cluster von Perforationen, mit mehreren Perforationen in jedem Cluster. Idealerweise wird der Horizontalschacht mit diesen Löchern vollständig perforiert. Der Fließweg eines Stützmittels Getreide ist schwer fassbar. Zuerst muss das Korn eine rechtwinklige Biegung machen, um vom Fließen entlang des Gehäuses in eine Perforation zu gelangen. Dann wird es mit einer komplexen Bruchgeometrie konfrontiert – vielleicht ein Hauptbruch, der sich in Nebenbrüche verzweigt, wie ein Baumstamm sich in Äste und dann in Zweige ausbreitet.

Wird das Stützkorn in alle diese Brüche eindringen können oder sind einige von ihnen zu eng? Ein 200-Mesh-Sandkorn kann sich möglicherweise in einen engeren Bruch quetschen, wenn ein 100-13 Getreide kann nicht. Eine Verbesserung der Öl- und Gasförderung durch Verwendung von Stützmitteln mit einer kleineren Korngröße als 90-Mesh wurde dokumentiert und legt nahe, dass es sich lohnt, selbst winzige Stützmittelkörner in kleinere Brüche zu bringen, um sie für den Fluss von Öl- oder Gasmolekülen offen zu halten. Eines dieser Stützmittel heißt DEEPROP. Neue Tests zum Stützmittelfluss aus dem Futterrohr.

Kürzlich wurden einige neue Tests durchgeführt, die den Fluss des Stützmittels durch das Gehäuse selbst untersuchen, was einen Kurzschluss bedeutet Länge der horizontalen Verrohrung, die perforiert wurde, um die Frac-Flüssigkeit abzulassen. Es ist kein unterirdischer Test – die Rohrleitung liegt auf einer Wanne an der Oberfläche und die Wanne sammelt Stützmittel und Flüssigkeit, die aus den Perforationen austreten.

Eine große Anzahl von Betreibern hat dies unterstützt Projekt, bei dem eine Vielzahl von Perforationsclustern mit unterschiedlichen Perforationsladungen, Designs und Ausrichtungen verwendet wurden. Es wurden verschiedene Pumpraten, Stützmittelgrößen und Sandqualitäten untersucht. Die Testhardware war so realistisch wie möglich. Das Gehäuse war 5,5 Zoll Standard, ebenso wie die Perforationsdurchmesser. Die Pumpraten waren so hoch wie 40 bpm (Barrel pro Minute), was noch nie beim Testen von Stützmitteln verwendet worden war Bewegungen vor.

Eine einzelne Brechstufe wurde getestet, indem verschiedene Cluster entlang eines Rohrs um perforiert wurden Fuß lang. Jeder Perf-Cluster hatte seine eigene Ummantelung, die die aufgefangene Flüssigkeit und das Stützmittel in einen eigenen Tank leitete, damit sie gemessen werden konnten. Die Ergebnisse wurden für zwei verschiedene Gruppen von Clustern präsentiert: 8 Cluster in einer Stufe mit 6 Perfs in jedem Cluster, oder Cluster in einer Stufe mit 3 Perforationen in jedem Cluster. Die Tester verwendeten entweder 40-40 Maschensand oder 40-Maschensand getragen von Slick Wasser Flüssigkeit gepumpt bei 100 bpm. Diese SPE-Papiere berichten, dass der Austritt des Stützmittels durch die Perf-Cluster und in die Wannen ungleichmäßig ist: · Einige Stützmittelartikel, insbesondere die größeren Maschenweiten wie 90-70 Mesh, segeln Sie an den ersten Cluster-Perforationen vorbei und betreten Sie die Formation erst im weiteren Verlauf dieser Phase. Diese größeren Partikel haben mehr Impuls.

· Kleinere Stützpartikel, wie z. B. 100-Mesh, geben Sie die Cluster-Perforationen gleichmäßiger ein. · Designs mit begrenztem Eintritt wurden entwickelt, die nur eine Perforation pro Cluster an der Oberseite des Gehäuses verwenden .

· Besonders bei größeren Stützmitteln ziehen Perforationen am Boden des Gehäuses zu viel Stützmittel an (Schwerkraftwirkung) und können durch Erosion vergrößert werden, so dass weniger Stützmittel gelangt um Perforationen weiter entlang der Frac-Phase zu bündeln. Stützmittelaustritt aus der Verrohrung ist ungleichmäßig.

Alle Tests zeigten ungleichmäßige Verteilungen des Stützmittelaustritts. Die Tabelle zeigt das Verhältnis von größtem Stützmittel, das aus einem Cluster austritt: kleinstem Stützmittel, das aus einem Cluster austritt (dh maximales Stützmittel: minimales Stützmittel), sowie zweitgrößtes Stützmittel: zweitniedrigstes Stützmittel. Diese Verhältnisse sind ein Indikator für Ungleichmäßigkeit – ein größeres Verhältnis bedeutet eine ungleichmäßigere Verteilung und umgekehrt. Ergebnisse von Oberflächentests des Stützmittels, das die Verrohrung durch Perforationscluster verlässt.

SPE 4000 Die Ergebnisse zeigen, dass 90-40 Mesh-Stützmittel (größere Verhältnisse) ist weniger gleichmäßig verteilt als 40-Mesh-Stützmittel (geringere Verhältnisse) – in beiden Cluster-Szenarien. Die Interpretation der Berichte ist, dass mehr der 13-40 Proppant, da es sich um größere und schwerere Sandkörner handelt , neigen dazu, von ihrem Schwung an den früheren Leistungsclustern vorbei getragen zu werden, bevor sie in den späteren Leistungsclustern austreten, verglichen mit den 100-mesh proppant.

Dies ist nicht so ideal, da das Ziel darin besteht, das Stützmittel in einer Phase des Frackings gleichmäßig über alle Perforationscluster zu verteilen. Aber nun zu der großen Frage, wie viel Unterschied das macht? Die Herausforderung besteht darin, die Verfahren so zu optimieren, dass die Verteilung der Stützmittelaustritte gleichmäßiger wird. Aus den Berichten wurden Testergebnisse in ein numerisches Fluiddynamikmodell (SPE 209178) integriert. Dieser Ansatz wurde in ein Fracturing-Beratungsprogramm namens StageCoach integriert.

Unterdessen heißt es in den Berichten, dass „ein ungleichmäßiger Stützmittelfluss in der Verrohrung ebenso wichtig sein kann wie Formationsvariabilität und Spannungsschattenbildung“. Sehen wir uns das genauer an. Andere Ursachen für Schwankungen bei der Schieferproduktion.

Die eigentliche Frage ist, wie wichtig eine ungleichmäßige Verteilung von Stützmitteln für die Förderung von Schieferöl und -gas ist.

Die große Variabilität von Schieferöl- und -gasquellen wurde dokumentiert. Beispielsweise horizontale Bohrlöcher im Barnett-Schiefer mit typischer Länge 4000-900 Füße zeigen den Boden % der Brunnen machen weniger als 4000 Mcfd während der Spitze % der Brunnen machen mehr als 3, 200 Mcfd.

Es ist bekannt, dass mehrere andere Faktoren zu den großen Schwankungen der Flussraten von Schieferöl oder -gas beitragen. Wenn die horizontale Bohrlochlänge und Bohrlochausrichtung normalisiert werden, um ihre Variabilität zu beseitigen, dann können Frac-Stufen, Stützmittelgröße und Stützmittelmengen als Effekte erster Ordnung angesehen werden. Diese Effekte erster Ordnung wurden in reiferen Schiefervorkommen priorisiert und optimiert.

Dann gibt es geologische Eigenschaften wie natürliche Brüche im Schiefer, Spannungen vor Ort und Frakturierbarkeit des Schiefergesteins. Diese gelten als Effekte zweiter Ordnung, da sie viel schwieriger zu quantifizieren sind. Bemühungen zur Minimierung dieser Schwankungsquellen umfassen die Protokollierung des horizontalen Bohrlochs, die Installation von optischen Kabeln oder Schallinstrumenten oder mikroseismischen Geophonen, um die Bruchausbreitung und die Wechselwirkung mit der lokalen Geologie entlang eines horizontalen Bohrlochs zu messen. Im Vergleich zu diesen Schwankungsquellen scheint die Verteilung des Gehäuseaustritts und die Gleichmäßigkeit des Stützmittels von vergleichbarer Bedeutung wie andere Effekte zweiter Ordnung, wie z. B. Geologie und Spannungsänderungen entlang eines horizontalen Bohrlochs. Es gibt keine Möglichkeit, dass die Gleichmäßigkeit des Gehäuseausgangs die Produktionsvariabilität zwischen 200 Mcfd und 3, erklären kann. Mcfd wie im Barnett Shale beobachtet. Um es anders auszudrücken, das Entscheidende ist, es zu bekommen Stützmittel, das aus den meisten Perf-Clustern austritt und in die erzeugten Frakturen gelangt. Dies wurde durch das Pumpen sehr kleiner Stützmittel, 100-Maschen oder 70-40 Mesh (und oft beides) und die Optimierung der Stützmittelkonzentration und -mengen für ein bestimmtes Schiefervorkommen. Das ist 40% des Ziels, das wurde in der Schieferrevolution der letzten Jahre mit bemerkenswertem Erfolg erreicht. Aus den neuen Oberflächentests ist also schwer zu erkennen, dass eine geringfügige Variabilität der Stützmittelaustritte von einem zum anderen Perforationscluster eine Auswirkung erster Ordnung auf die Öl- oder Gasförderung haben könnte.

Aber vielleicht werden Ergebnisse aus anderen Tests, anderen Tests in diesem Projekt deutlichere Auswirkungen auf die Schieferproduktion zeigen.

HINTERLASSEN SIE EINE ANTWORT

Please enter your comment!
Please enter your name here

Diese Website verwendet Akismet, um Spam zu reduzieren. Erfahre mehr darüber, wie deine Kommentardaten verarbeitet werden.