Nach all den Jahren

Bei den Fracking-Designs geht der Trend zu längeren Phasen mit mehr Perforationsclustern, was Zeit und Geld spart.

Aus den Vorträgen auf der diesjährigen SPE-Konferenz und Ausstellung für hydraulische Fracturing-Technologie geht hervor, dass der Gedanke, der die Anzahl der Perforationen pro Cluster deutlich reduziert und die Effektivität des Fracturing verbessert hat, zur Branchennorm wird.

Es gibt jedoch einige Unternehmen, die den Konsens in Frage stellen, indem sie Bohrlöcher mit kürzeren Phasen und weniger Clustern aufbrechen, um zu sehen, ob sie mehr Öl- und Gasproduktion liefern.

ConocoPhillips hat darüber nachgedacht, „zu weniger Clustern pro Stufe zurückzukehren“, sagte Dave Cramer, ein leitender Ingenieur des Unternehmens.

„In einigen Bereichen testen wir weniger Cluster pro Stufe, basierend auf faserbasierten Beobachtungen in versetzten Bohrlöchern, die darauf hindeuten, dass dadurch die Gleichmäßigkeit der Fernfeldbehandlung verbessert wird“, sagte er und fügte hinzu: „Ein weiterer Vorteil der Reduzierung der Stufenlänge ist.“ Diese Injektionsrate in die hydraulischen Risse wird erhöht, was zu einer größeren Bruchbreite und einem verbesserten Stützstofftransport führt.“

Die erwähnten Offset-Bohrlochbeobachtungen stammen aus einem aktuellen Artikel von Devon Energy, in dem über einen Test berichtet wurde, der zu dem Schluss kam, dass Stufen mit weniger Clustern effizienter gebrochen wurden als längere Stufen mit mehr Clustern (SPE 212340).

Das 36-seitige Papier basierte auf umfangreichen Tests in Phase 3 des Hydraulic Fracturing Test Site 1 im Eagle Ford, wo ein mit einer breiten Palette von Clustern pro Stufe gebrochenes Bohrloch verwendet wurde, um einen Weg zu finden, fehlendes produktives Gestein möglichst effektiv zu brechen durch ein altes Bruchdesign.

Die Daten wurden an Unternehmen weitergegeben, die die öffentlich-private Partnerschaft mit dem US-Energieministerium unterstützen, darunter auch ConocoPhillips.

Die Autoren des Papiers schrieben: „Im Allgemeinen ist die Clustereffizienz bei Bühnenbildern mit weniger Clustern höher.“

Die Clustereffizienz hängt davon ab, dass die Eintrittslöcher in einem Cluster genügend Flüssigkeit mit einer ausreichend hohen Geschwindigkeit aufnehmen, um einen produktiven Bruch zu erzeugen. Die Bruchlänge ist das Ergebnis anderer Entscheidungen, einschließlich der Pumprate, der Anzahl der Eintrittslöcher, des Durchmessers und der Platzierung.

Der Gedanke hinter diesen Konstruktionen basiert – wie bei den meisten Frakturverfahren heutzutage – auf der Methode mit begrenztem Zugang. Diese Technik stellt sicher, dass die Pumprate und das Flüssigkeitsvolumen ausreichen, um alle Perforationen richtig zu stimulieren, die so dimensioniert und platziert sind, dass alle Eintrittslöcher die Möglichkeit haben, einen Bruch zu entwickeln.

Der Fokus der Branche auf eine ausgleichende Behandlung geht auf frühe Studien mit Glasfasern zurück, die zeigten, dass die ersten Cluster, die der Fersenseite des lateralen Bereichs am nächsten kamen, den Löwenanteil der Flüssigkeit aufnahmen und dominante Frakturen entwickelten, wodurch viele spätere Cluster nicht ausreichend stimuliert wurden.

Basierend auf aktuellen Arbeiten von Devon und Hess stellt die begrenzte Zufuhr sicher, dass die meisten Cluster stimuliert werden, dominante Cluster erhalten jedoch immer noch mehr als ihren Anteil, da die hohen Flussraten, die ihnen mehr Flüssigkeit begünstigen, auch dafür sorgen, dass sie schneller erodieren und so aufnehmen können flüssiger.

„Unabhängig vom beabsichtigten Design führt die Stimulation zu einem ähnlich großen dominanten Bruch und nimmt eine ähnliche Menge an Flüssigkeit auf“, heißt es in der Devon-Studie. Das bedeutet, dass der verbleibende Flüssigkeitsfluss für spätere Stadien ungefähr gleich ist, unabhängig davon, ob 10 oder 20 weitere Cluster stimuliert werden müssen.

Basierend auf den Ergebnissen der Testbohrungen von Devon nahm die Frakturierungseffizienz mit zunehmender Anzahl von Clustern pro Stufe ab. Angesichts der höheren Kosten für die Aufteilung mehrerer Stufen ist ein gewisser Effizienzverlust ein akzeptabler Kompromiss. Aber die Daten deuten darauf hin, dass es eine Grenze gibt.

„Die gesamte (Pump-)Rate reicht nicht aus, um alle 22 Perfs aufzubrechen. Das schränkt ein, was man aus diesen Zehenclustern herausholen kann“, sagte Jackson Haffener, ein Geophysiker aus Devon, als er auf dem SPE Oklahoma City Oil and Gas Symposium einen Vortrag über das Papier hielt.

Auf dem Symposium sagte Haffener, dass wir mit neuen, kürzeren Bühnendesigns „jetzt weniger Ressourcen mit geringerer Clusteranzahl hinterlassen.“

Cramer sagte, dass die Produktionsgewinne durch kürzere Phasen mit weniger Clustern voraussichtlich „bedeutsam“ seien.

„Wir versuchen immer, die Kosten zu senken“, aber „möglicherweise müssen wir etwas mehr bezahlen, um den größtmöglichen Gewinn zu erzielen“, fügte er hinzu.

Diese ermutigenden Worte beantworten nicht die offensichtliche Frage eines Fertigstellungsingenieurs, der darüber nachdenkt, kürzere Phasen mit weniger Clustern auszuprobieren: Wie viel mehr kann eine kürzere Phase produzieren?

Die obigen Zitate deuten darauf hin, dass kürzere Stufen mehr Öl und Gas liefern können. Basierend auf den Offenlegungen gibt es jedoch nur wenige öffentliche Informationen darüber, ob eine Verkürzung die Produktion erhöhen kann, die erforderlich ist, um die Kosten für die Aufteilung weiterer Stufen zu rechtfertigen. Und das ist von entscheidender Bedeutung geworden, da börsennotierte Unternehmen ihren Anteil an großen Aktienbeteiligungen ausbauen.

„Wenn sie mehr Geld ausgeben, gibt es große Bestrebungen herauszufinden, warum“, sagte Justin Mayorga, Vizepräsident für Schiefer-Lieferkettenforschung bei Rystad.

Die Bereiche, in denen Unternehmen bereit sind, mehr auszugeben, sind bewährte Möglichkeiten zur Produktionssteigerung; Beispielsweise pumpen Unternehmen mehr Sand – wobei die Durchschnittswerte im Perm von 2.200 Pfund pro Fuß auf 2.500 Pfund steigen, sagte er. Er fügte hinzu, dass dies die Erholung der Sandproduktion widerspiegele, die die Preise auf ein erschwingliches Niveau gesenkt habe.

Unternehmen geben auch mehr für Pumpen mit extrem hoher Leistung aus, die effizienter die Pumprate liefern können, die zum effektiven Aufbrechen mehrerer Bohrlöcher erforderlich ist, und ersetzen dieselbetriebene Pumpen zugunsten von Pumpen, die mit kostengünstigerem Erdgas betrieben werden, sagte Mayorga.

Und sie geben mehr für Diagnosetests und Analyserunden aus, um die produktivsten Optionen beim Bau von Bohrlöchern herauszufinden.

Ein gutes Beispiel dafür ist der Prozess, mit dem Hess die Ideen bewies, die in seinen aktuellen Designstandard einflossen. Er wird in einem Artikel beschrieben, in dem das neue Cluster-Design im Titel als „One-Shot-Wunder“ bezeichnet wird (SPE 212358).

Es war eine aufsehenerregende Schlagzeile für einen SPE-Bericht über Feldtests, der den Wert von One-Shot-Clustern untermauerte. Bei näherer Betrachtung befürchtete das Hess-Team jedoch, dass die Leser diesen Satz mit Songs in Verbindung bringen könnten, die „One-Hit-Wonder“ sind, die das Gegenteil seines systematischen langfristigen Leistungsverbesserungsprogramms darstellen.

In dem Artikel wurden die umfangreichen diagnostischen Tests und Analysen beschrieben, die durchgeführt wurden, bevor Hess seine Bakken-Frakturierungsmethoden änderte. Zu den Änderungen gehörten die Reduzierung der Anzahl der Löcher pro Gruppe von drei auf eins und die Verpflichtung zu einem extrem begrenzten Zugangsdesign mit Perforationen, die den Eintrittslochpegel auf einen Reibungsdruck von 2.000 psi drücken.

Längere Phasen reduzierten die benötigte Anzahl pro Bohrloch um 12 und senkten die Fertigstellungskosten um mehr als 10 %, sagte Ohm (Apiwat) Lorwongngam, technischer Berater für Fertigstellungen bei Hess.

Der limitierte Zugangsansatz hinter Hess‘ Aufsatz stimmt in vielen Punkten mit dem Devon-Aufsatz überein. Beide befürworteten Designs mit extrem eingeschränktem Zugang und identifizierten Probleme mit einer hohen Anzahl von Clustern pro Stufe.

Das Hess-Papier enthielt ein Diagramm, aus dem hervorgeht, dass die Gleichförmigkeit der Brüche deutlich abnahm, je mehr sich die Anzahl der Cluster 20 näherte, und dass sich die Ergebnisse von da an verschlechterten (Abb. 1).

Lorwongngam sagte, die Grenze für die Anzahl der Ein-Loch-Cluster basiere auf der Anzahl von Barrel pro Minute, die an jedes Loch geliefert werden können, wobei 4,5 etwa das Minimum sei.

„Wir haben herausgefunden, dass wir die Gesamtzahl der Cluster in einer Stufe auf bis zu 20 erhöhen können, während wir gleichzeitig einen hohen Druck mit begrenztem Eintritt aufrechterhalten und die Rate pro Cluster über 5,0 Barrel pro Minute halten. Wir haben bis zu 24 Cluster pro Bohrloch getestet, um die Obergrenze zu verstehen“, sagte er.

Das aktuelle Design von Hess umfasst rund 18 Cluster für Stufen in der Nähe der Ferse des Seitenkanals, wo es die hohe Durchflussrate liefern kann, die zur Behandlung all dieser Löcher erforderlich ist. Aber Stufen nahe dem Ende (Fuß) der Seitenleitungen haben etwa halb so viele Cluster, um die geringere Pumprate auszugleichen, die sich aus der Reibung ergibt, die auf Seitenleitungen auftritt, die typischerweise 2 Meilen lang sind.

Das One-Shot-Design wird es Hess auch ermöglichen, die Bohrlochproduktion zu steigern, indem mehr Single-Shot-Cluster für engere Abstände hinzugefügt werden, wenn die Ölpreise steigen und bleiben.

In der Zeitung heißt es, dass das Design Geld sparen würde, indem die Anzahl der Stufen reduziert würde, ohne die Produktion zu beeinträchtigen. Basierend auf der zweijährigen Nutzung des Designs haben „die Produktionszahlen von Hess pro Bohrloch unsere internen Erwartungen übertroffen“, sagte Lorwongngam.

Und Hess ist ständig auf der Suche nach Verbesserungsmöglichkeiten. Lorwongngam sagte, Hess führe derzeit Feldtests mit faseroptischen Dehnungsmessungen durch, um das Bruchwachstum zu messen, und erwäge, wie man beurteilen könne, ob sein Stützmittel effektiv verteilt werde.

Mit der Zeit entwickeln Ingenieure ein besseres Gespür für die Auswirkungen von Variablen und deren Wechselwirkung.

„Es gibt viele verschiedene Tricks, die man spielen kann“, indem man Variablen anpasst, die vom Cluster-Design und dem pro Perforation gepumpten Stützmittel bis hin zur Pumprate und dem Reibungsdruck reichen, sagte Cramer. „Bei all diesen Dingen muss man Kompromisse eingehen. Ich möchte diesen Punkt betonen.“

Ein wichtiger Grund dafür, dass Devons Bruchbewertungen von der allgemeinen Meinung abweichen, ist, dass der Bediener mit einer von ihm entwickelten neuen Methode Daten über das Bruchwachstum gesammelt hat.

Auf dem Eagle Ford-Testgelände verwendete Devon Glasfaser in einem Beobachtungsbohrloch, das 225 Fuß von einem Bohrloch entfernt war, das gerade gebrochen wurde. Die Dehnungsmessung zeigte, wo jeder Bruch wuchs. Diese Daten sowie die Bildgebung im Bohrloch, mit der gemessen wurde, wie stark die Eintrittslöcher während des Druckpumpens wuchsen, wurden zur Messung der Brucheffizienz verwendet.

Sie beobachteten, dass das 22-Cluster-Stadium die größte Anzahl an langen Brüchen erzeugte, diese vier Brüche stellten jedoch nur etwa 18 % der von der Beobachtungsbohrung gemessenen langen Brüche dar. Das 7-Cluster-Stadium übertraf es mit durchschnittlich 2,5 langen Frakturen – eine Rate von 35 %.

Als sie die Daten analysierten, hatten die 7-Cluster-Stufen mit hoher Perforationsreibung eine Clustereffizienz von 100 %. Die 22-Cluster-Stadien waren mit 78 % am niedrigsten, dazwischen lagen die 12-Cluster-Stadien.

In den Stadien mit der höchsten Clusterzahl stellte die Arbeit fest, dass alle dominanten Frakturen aus der Fersenseite des Stadiums herauswuchsen, was darauf hindeutet, dass diejenigen auf der Zehenseite schlecht stimuliert wurden.

„Die Schlussfolgerung aus dieser Beobachtung ist, dass Designs mit hoher Clusteranzahl die weniger dominanten Cluster nicht ausreichend stimulieren, was die Ergebnisse der Perforationsbildgebung bestätigt“, heißt es in der Devon-Studie.

Cramer fügte ein kontraintuitives Argument für kürzere Etappen basierend auf der Sandverteilung hinzu. Seiner Meinung nach nehmen die dominanten Cluster, die die meiste Flüssigkeit aufnehmen, nicht immer so viel Sand auf. In solchen Fällen ist es wahrscheinlich, dass die Produktion aus dem großen Bruch im Laufe der Zeit durch eine schlechte Stützung beeinträchtigt wird.

Die Ein-Wort-Erklärung für die Ungleichheit ist Trägheit. Die hohe Fließgeschwindigkeit, wenn die Aufschlämmung die ersten Perforationen erreicht, drückt die Flüssigkeit in das Eintrittsloch, während ein geringerer Anteil der schwereren Sandkörner dort hinein gelangt. Die Trägheit der schwereren Sandpartikel führt dazu, dass ein Großteil davon in Eintrittslöchern am Fußende des Bohrlochs landet, wo die Fließgeschwindigkeit geringer ist, sagte Cramer.

Über diese logisch klingende Möglichkeit wird seit Jahren gesprochen, aber es gab keinen Test, der realistisch genug war, um die Ingenieure davon zu überzeugen, ihre Annahme aufzugeben, dass der Flüssigkeits- und Sandausfluss ungefähr gleich ist, oder die Erstellung realistischerer Sandverteilungsformeln zu unterstützen.

Auch Cramer hatte seine Zweifel, aber seine Meinung begann sich zu ändern, als ein Ingenieur bei ConocoPhillips in Kanada, der sich über den unerwartet hohen Behandlungsdruck Sorgen machte, beschloss, das Design des Clusters zu ändern, um zu sehen, ob sich der Druck dadurch verringerte.

Er hoffte, die Sandverteilung auszugleichen, indem er von zwei auf drei Löcher hintereinander auf der oberen Seite des Gehäuses wechselte und andere mögliche Erklärungen für diese höheren Druckwerte ansprach, sagte Cramer. Die Ergebnisse waren vielversprechend und die Post-Bohrloch-Diagnostik deutete auf eine viel bessere Proppant-Verteilung hin, es gab jedoch kein Papier mit Einzelheiten dazu.

Das Hinzufügen weiterer Löcher pro Cluster ist mit Kosten verbunden. Größere Cluster erhöhen die Menge an Flüssigkeit, die pro Stufe benötigt wird, um sicherzustellen, dass alle Löcher stimuliert werden. Typischerweise besteht die Lösung darin, die Anzahl der Cluster zu reduzieren, was zu einer kürzeren Phase führt.

In einem Artikel von GEODynamics im letzten Jahr wurde über den realistischsten Test von Sandausflüssen berichtet, der einem realistischen Test von Sandausflüssen am nächsten gekommen ist. Dabei wurde ein Bühnenmodell in voller Größe verwendet, das Oberflächenmessungen des Wasser- und Sandflusses ermöglichte (SPE 209178).

Seine Ergebnisse aus Tests mit 8- und 13-Cluster-Konfigurationen widersprachen der Annahme, dass der Cluster, der am meisten Wasser aufnimmt, immer auch die größte Menge Sand aufnimmt, sagte Steve Baumgartner, leitender technischer Ingenieurberater bei GEODynamics, der eine Rolle spielte Schlüsselrolle bei der Oberflächenprüfung.

„In den Clustern an der Zehenseite landet mehr Sand mit einer Maschenweite von 40/70 als in den Clustern an der Fersenseite“, sagte er (Abb. 2). Ihre Tests zeigten, dass dies bei den kleineren Partikeln im 100-Mesh-Sand nicht der Fall ist, die „in der Flüssigkeit bleiben und in der Lage sind, in allen Clustern von der Ferse bis zur Zehenseite um die Ecke zu gelangen“.

Als sie die nach dem Test gesammelte Flüssigkeit und den Sand maßen, stellten sie fest, dass 100-Mesh-Sand mit größerer Wahrscheinlichkeit in allen Clustern gleichmäßig austritt, sagte er.

Da die Branche auf längere Phasen umgestiegen ist, ist das Kosten-Nutzen-Verhältnis gesunken, da die Übergangszeit zwischen den Phasen während der Frakturierung kürzer wird.

Zipper-Fracs, die von einem Bohrloch zum nächsten hin und her wechseln, haben es ermöglicht, ein Bohrloch zu pumpen, während ein Drahtleitungsteam die nächste Stufe des zweiten Bohrlochs perforiert, das im Rahmen dieses Hin- und Her-Musters gebrochen wird.

Simul-Fracs ermöglichen die gleichzeitige Zerkleinerung mehrerer Stufen, was die Nachfrage nach extrem großen Pumpen steigert, sagte Mayorga.

Die durchschnittliche Zeit zwischen den Etappen ist von 45 Minuten vor einem Jahrzehnt auf 25 Minuten oder weniger gesunken, und Dienstleistungsunternehmen, darunter SLB, entwickeln automatisierte Pump- und Wireline-Managementsysteme, die weitere Verkürzungen versprechen.

Verbesserte Hardware und zunehmend automatisierte Steuerungssysteme haben ebenfalls zu kürzeren Schaltzeiten geführt, aber die Branche ist weit von dem Ziel entfernt, rund um die Uhr zu pumpen.

Laut Tim Marvel, Vizepräsident für Geschäftsentwicklung und Technologie bei SEF Energy, besteht der durchschnittliche Job heute darin, etwa 16 Stunden am Tag zu pumpen. Zu den Beteiligungen des Unternehmens gehört Downing, das ein automatisiertes Fertigstellungssystem entwickelt, das die Zeit zwischen den Phasen verkürzt und das Ziel hat, rund um die Uhr zu brechen.

„Jeden Tag kommen wir vorbei und schauen uns die Leerräume zwischen den Phasen an, die in einem zeitbasierten Aktivitätsdiagramm angezeigt werden, und schauen, wie viel wir eliminieren können“, sagte er.

Marvel sagte, dass ihr Automatisierungssystem den Benutzern derzeit erlaubt, durchschnittlich 20 Stunden pro Tag zu pumpen. Dies geschieht mit Funktionen, die die Übergangszeit zwischen den Stufen verkürzen, ein kontinuierliches Pumpen während der Übergänge ermöglichen und drahtgebundene Vorgänge automatisieren. Zur Maschine gehört eine Einheit, die nach jedem Gebrauch genau die richtige Menge Fett auf die Ventile aufträgt.

Marvels Aufgabe besteht auch darin, einen Weg zu finden, die Betreiber davon zu überzeugen, für die Nutzung eines automatisierten Systems zu zahlen und ihre Abläufe an diese Änderung anzupassen. Während einer Präsentation auf dem OKC-Symposium schlug er vor, dass eine Verlagerung auf kürzere Etappen eine Öffnung bieten könnte.

„Wenn es zwischen den Etappen keine Zeitstrafe gibt, würden Sie dann zu kürzeren Etappen fahren?“ fragte Marvel auf dem Symposium (SPE 213101).

Wenn sie in der Lage wären, nahezu 24 Stunden am Tag zu pumpen, würde sich die Anzahl der Stufen im Brunnen weniger auf die Gesamtkosten auswirken, stimmte Lorwongngam zu. Er sagte jedoch, dass die Kosten für Drahtleitungen und Perforationskanonen pro Stufe noch berücksichtigt werden müssten.

Trotz all dieser Automatisierung gibt es immer noch durchschnittlich vier Stunden Ausfallzeit pro Tag, von denen ein Großteil für den Austausch von Pumpen aufgewendet wird, die durch das Pumpen von all dem Wasser und Sand beschädigt sind.

Marvel stimmt zu, dass Ausfallzeiten für Reparaturen nach wie vor ein großer Kostenfaktor und ein Hindernis für den 24/7-Betrieb sind. In seiner Präsentation berichtete er über erfolgreiche Demonstrationen des Robotersystems des Unternehmens vor Ort, das eine defekte Pumpe sicher entfernen und durch eine neue ersetzen kann, ohne dass sich Menschen im roten Bereich aufhalten müssen, während die Frakturierung weitergeht.

„Durch den automatisierten Pumpenwechsel können Sie Wartungsarbeiten durchführen, ohne den Pad-Betrieb zu unterbrechen“, sagte Marvel. In der Vergangenheit haben sie mit ein oder zwei Pumpen gezeigt, was sie leisten können.

„Die erste kommerzielle Flotte, die auf den meisten Frac-Pumpen zum Einsatz kommt, wird im Juli/August-Zeitraum eingesetzt“, sagte er.

Durch seine Berechnung kann das System die Zeit zwischen den Stufen auf 30 Sekunden reduzieren, wodurch die Pumpzeit pro Tag um Stunden verlängert wird und die Arbeiter von gefährlichen Orten ferngehalten werden.

„Das Pumpen verlangsamt sich etwas; wir stoppen nicht. Wir stellen den Reißverschluss um und starten wieder“, sagte Marvel, der sagte, dass die Änderung „fast augenblicklich“ erfolgt.

Eine Pumpe austauschen

Quelle: SPE 213101.

Zur weiteren Lektüre

SPE 212340 Neudefinition gewinnbarer Reserven im Eagle Ford: Refracs und Infill-Entwicklung Lehren aus Phase 3 des Hydraulic Fracturing Test Site 1 (HFTS) von K. Brinkley, C. Thompson und J. Haffener, Devon Energy et al.

SPE 212358 One Shot Wonder XLE Design: Eine Fallstudie zur kontinuierlichen Verbesserung der Entwicklung von XLE Design im Bakken von AO Lorwongngam, M. McKimmy und E. Oughton et al., Hess Corp.

SPE 213101 Automated Completion Surface System: The Path to Fracturing 24/7 von T. Marvel, SEF Energy; A. Johnson, Downing; P. Douget und Michael Mast, Blue Ox Resources, et al.

SPE 209141 Durchführung und Erkenntnisse aus den ersten beiden Oberflächentests zur Nachbildung unkonventioneller Frakturierung und Proppant-Transport von P. Snider und S. Baumgartner, GEODynamics Inc.; und M. Mayerhofer, Liberty Oilfield Services, et al.

SPE 209178 Modellierung des Proppant-Transports in Gehäusen und Perforationen basierend auf Proppant-Transport-Oberflächentests von J. Kolle, Oil States Energy Services; A. Mueller, ACMS LLC; und S. Baumgartner, GEODynamics, et al.