Framsteg inom fracking – lågteknologi, högteknologi och klimatteknik.

Hydraulic Fracturing Technology Conference (HFTC) hölls i The Woodlands, Texas, den 1-3 februari 2022. Pandemiuppehållet verkar äntligen vara över, så länge som inga radikala nya varianter dyker upp.

Uppehållet har inte stoppat innovation, som alltid har varit en nyckelingrediens i olje- och gasindustrin. Här är några senaste höjdpunkter, varav några kom från HFTC.

Lågteknologiska framsteg.

En ökning av antalet brunnar som ska färdigställas 2022 plus längre horisontella brunnsektioner visar ett hopp i frac sand. Men nuvarande sandgruvor, oftare i bassängen nuförtiden, har drabbats av sänkta priser och underhåll under de senaste åren och kanske inte kan fylla behovet.

Pumpar är en bristvara. Operatörer hänger på pumpar som behöver repareras eller uppgraderas eftersom uthyrningsplatserna är begränsade i utbudet.

Vissa operatörer i Perm borrar längre horisontella brunnar. Uppgifterna visar en kostnadsminskning på 15-20 % för borrning och brunnskompletteringar jämfört med de senaste åren, bland annat för att brunnar kan borras snabbare. Ett företag borrade en 2 mil horisontell på bara 10 dagar.

Snabbare borrning visas av den här jämförelsen: vid höjden av Perm-borrning 2014, borrade 300 riggar mindre än 20 miljoner laterala fot på ett år. Förra året, 2021, borrade mindre än 300 riggar 46 miljoner fot – ett anmärkningsvärt resultat.

En del av anledningen är en ökande användning av simul-frac-designen, där två intilliggande brunnar perforeras och fraktas i samverkan – 70 % snabbare färdigställande än den traditionella zipper-frac-designen.

Oljeproduktionen per fot ökar med horisontell längd från 1 mil till 2 mil. Medan de flesta brunnar i Perm nu är minst 2 mil långa, tänjer vissa operatörer på gränserna. För en operatör är nästan 20 % av brunnarna 3 mil långa och de är nöjda med resultatet.

Men vissa rapporterar blandade resultat för produktivitet per fot. Medan några längre brunnar förblev desamma, sjönk vissa brunnar med 10-20 % mellan längder på 2 mil och 3 mil. Ett definitivt resultat är inte tillgängligt ännu.

En sidofält till detta är den enorma mängd vatten och sand som används för att bryta en 3-mil horisontell brunn. Om siffror som erhållits från en typisk 2-mils brunn 2018 extrapoleras till en 3-mils brunn, ser vi att de totala vattenvolymerna ökar från 40 fot till 60 fot över gräsytan på en fotbollsstadion - och detta väcker frågor om källan till frac vattnet. En liknande uppenbarelse dyker upp för totala sandvolymer som stiger från 92 järnvägsvagnscontainrar till 138 containrar. Och det här är bara för en brunn

Högteknologiska framsteg.  

Vid brunnshuvudet finns ett starkare fokus på att samla in mer data och diagnostisera data för att förbättra fracking av horisontella brunnar. 

Närfältsanslutning.

Seismos har utvecklat en innovativ diagnostik som kan karakterisera hur bra kopplingen är mellan borrhål och reservoar, vilket är nyckeln till flödet av olja till en horisontell brunn.

En akustisk puls används för att mäta flödesmotstånd i området nära borrhålet i en brunn som har brutits. Mätvärdet kallas NFCI, för närfältsanslutningsindex, och det kan mätas längs en horisontell brunn. Det har visat sig att NFCI korrelerar med oljeproduktionen i varje frac-steg.

Studier har visat att NFCI beror på:

· Reservoarens geologi — spröda bergarter ger större NFCI-tal än sega bergarter.

· Närhet till andra brunnar som kan inducera spänningar som gör att NFCI-tal varierar längs en horisontell brunn.

· Lägga till en avledare eller använda en design med begränsad ingång som kan öka NFCI-värdena med 30 %.

Övervakning av tätt borrhålstryck.  

Ett annat högteknologiskt exempel är SWPM, som står för Sealed Wellbore Pressure Monitoring. En horisontell monitorbrunn, fylld med vätska under tryck, står av från en annan horisontell brunn som ska fraktas längs hela sin längd. Tryckmätare i monitorbrunnen registrerar små tryckförändringar under frac-operationer.

Processen utvecklades av Devon Energy och Well Data Labs. Sedan 2020 har över 10,000 40 fracking-steg – vanligtvis 2 längs en XNUMX-mils lateral – analyserats.

När frakturer sprider sig från ett givet fraktsteg och når monitorbrunnen registreras en tryckblip. Den första blippen kontrolleras mot volymen av pumpad fraktionvätska, kallad VFR. VFR kan användas som en proxy för klusterfrac-effektivitet och till och med användas för att räkna ut sprickgeometri. 

Ett annat mål kan vara att förstå om reservoarutarmning, på grund av en redan existerande moderbrunn, kan påverka tillväxten av frakturer. En ny spricka tenderar att gå mot en utarmad del av en reservoar.

Nästan-brunn stam från fiberoptisk kabel.   

En fiberoptisk kabel kan spännas ut längs en horisontell brunn och fästas på utsidan av brunnshöljet. Den optiska kabeln är skyddad av en metallmantel. En laserstråle sänds ner i kabeln och fångar upp reflektioner orsakade av små krympning eller expansion (dvs. töjning) av kabeln när en spricka i brunnen får sin geometri förändrad av en förändring i brunnstrycket under oljeproduktion.

Exakta tider registreras när en laserreflektion inträffar och detta kan användas för att beräkna vilken plats längs kabeln som krimpades – brunnssegment så små som 8 tum kan identifieras.

Lasersignalerna är relaterade till sprickans geometri och produktivitet vid ett speciellt perforeringskluster. En stor töjningsförändring skulle antyda en stor förändring av bredden på frakturen som är kopplad till den perforeringen. Men ingen töjningsförändring skulle indikera ingen fraktur vid den perforeringen, eller en fraktur med mycket låg konduktivitet.

Det här är tidiga dagar, och det verkliga värdet av denna nya teknik har ännu inte fastställts.

Klimattekniska framsteg.  

Det är innovationer relaterade till klimatförändringar och utsläpp av växthusgaser (GHG) som bidrar till den globala uppvärmningen.

E-fracking.

På oljefältet är ett sätt att minska utsläppen av växthusgaser genom att olje- och gasbolag gör sin egen verksamhet grönare. Till exempel genom att istället för diesel använda naturgas eller vind- eller solel för att pumpa fracking.  

I en inledande plenarsession på HFTC sa Michael Segura, senior vice president, att Halliburton var en av de största aktörerna inom eldrivna frac-flottor eller e-frac-teknologi. Faktum är att e-fracs initierades av Halliburton 2016 och kommersialiserades 2019.

Segura sa att fördelarna ligger i bränslebesparingar samt minskningar av växthusgaser med upp till 50 %. Han hävdade att detta var en "ganska anmärkningsvärd inverkan på vår industris utsläppsprofil."

Han sa också att företaget har gjort "ett stort engagemang för utvecklingen av utrustning och möjliggörande teknik, såsom nätdriven sprickning." Detta syftar uppenbarligen på att använda el från nätet, snarare än från gasturbiner som drivs av brunnshuvudgas eller CNG- eller LNG-källor.

De vanligaste e-flottorna använder brunnhuvudgas för att driva gasturbiner för att generera elektricitet som driver flottan, sa en observatör. Detta minskar växthusgasavtrycket med två tredjedelar och innebär att fler brunnar kan färdigställas under en given utsläppslicens för växthusgaser.

E-fracs är bara cirka 10 % av marknaden nu, men den globala efterfrågan på att sänka växthusgaser förväntas öka användningen av e-fracs, där man vanligtvis kan uppnå 50 % minskningar av växthusgaser.

Geotermisk.  

Geotermisk energi är grön jämfört med fossila bränslen, eftersom den utvinner energi från underjordiska formationer i form av värme som kan omvandlas till el.

Hot Dry Rock var namnet på metoden att utnyttja geotermisk energi genom att fracka granit i bergen nära Los Alamos National Laboratory (LANL) i New Mexico. Detta var på 1970-talet.

Konceptet, som uppfanns på LANL, var ganska enkelt: borra en lutande brunn i graniten och bryt brunnen. Borra en andra brunn en bit bort som skulle ansluta till sprickan/sprickorna. Pumpa sedan ner vatten i den första brunnen, genom sprickan/sprickorna där det skulle ta upp värme, sedan upp i den andra brunnen där det varma vattnet kunde driva en ångturbin för att producera el.

Konceptet var enkelt, men sprickresultaten var allt annat än enkla – ett nätverk av små sprickor som komplicerade och minskade vattenflödet till den andra brunnen. Effektiviteten var inte stor och processen var dyr.

Konceptet har prövats på många andra platser runt om i världen, men är fortfarande på gränsen till kommersiell överkomlighet.

John McLennon, från University of Utah, talade vid HFTC:s plenarsession om en ny plan. Han är en del av ett team som vill utöka konceptet genom att borra horisontella brunnar istället för nästan vertikala, och använda den senaste frackingstekniken från oljefältet. Projektet heter Enhanced Geothermal Systems (EGS) och finansieras av US Department of Energy (DOE).

Projektet borrade den första av två brunnar på 11,000 2021 fot i mars 300. Tillvägagångssättet är att bryta den första brunnen och kartlägga sprickorna för att utforma en stimuleringsplan för den andra brunnen 600 fot från den första brunnen som kommer att tillhandahålla den anslutning som behövs mellan två brunnar. Om det fungerar planerar de att anpassa verksamheten till två brunnar som ligger XNUMX fot från varandra.

Det är lite ironiskt att välteknologi som utvecklats för skifferolja- och gasrevolutionen kan ympas in i en ren energikälla för att hjälpa till att ersätta fossilbränsleenergi.

En annan version av detta, med medel från DOE till University of Oklahoma, är att producera geotermisk energi från fyra gamla oljekällor och att använda den för att värma upp skolor i närheten.

Trots entusiasmen i projekt som dessa, hävdar Bill Gates att geotermisk energi endast kommer att bidra blygsamt till världens energiförbrukning:

Cirka 40 procent av alla brunnar som grävs för geotermisk värme visar sig vara smuts. Och geotermisk värme är endast tillgänglig på vissa platser runt om i världen; de bästa platserna tenderar att vara områden med vulkanisk aktivitet över genomsnittet.