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

Proppant besteht aus sandgroßen Partikeln, die während eines Fracking-Vorgangs mit Frac-Flüssigkeit injiziert werden. Bei Schieferöl- und -gasquellen handelt es sich bei der Frac-Flüssigkeit normalerweise um Wasser, dem etwas Reibungsverminderer (z. B. Seife) zugesetzt wird, um den Frac-Pumpdruck zu senken. Der Zweck von Stützmitteln besteht darin, zu verhindern, dass sich die verursachten Risse in der Lagerstätte schließen, nachdem das Fracking gestoppt wurde und der erhöhte Druck nachlässt.

In Schieferöl- und Schiefergasbohrungen wird als Stützmittel eine Mischung aus 100-Mesh-Sand und 40-70-Mesh-Sand verwendet, wobei diese Körner jeweils einen Durchmesser von weniger als einem Millimeter haben. Solche kleinen Sandpartikelgrößen sind erforderlich, damit Sand durch enge Risse in einem durch den Fracking-Vorgang entstandenen Rissnetzwerk transportiert werden kann. Größerer Sand würde das Netzwerk verstopfen und wäre nicht injizierbar – das wurde in den frühen Tagen der Schieferrevolution herausgefunden.

Typischerweise sind horizontale Schieferbohrungen zwei Meilen lang und werden in 40 separaten Fracking-Vorgängen oder -Stufen gepumpt. Jede Stufe ist ungefähr 250 Fuß lang und das Metallgehäuse enthält 10 bis 20 Perforationsgruppen mit mehreren Perforationen in jeder Gruppe. Idealerweise wird der Horizontalschacht mit diesen Löchern gründlich perforiert.

Der Fließweg eines Stützmittelkorns ist schwer zu bestimmen. Zunächst muss das Korn eine rechtwinklige Biegung machen, um nicht entlang der Hülle in eine Perforation zu gelangen. Dann ist es mit einer komplexen Bruchgeometrie konfrontiert – vielleicht einem Hauptbruch, der sich in Nebenbrüche verzweigt, so wie ein Baumstamm sich in Äste und dann in Zweige ausbreitet.

Kann das Stützmittelkorn in alle diese Risse eindringen oder sind einige davon zu schmal? Ein 100-mesh-Sandkorn kann möglicherweise in einen engeren Spalt hineingequetscht werden, während ein 40-70-mesh-Korn nicht in der Lage ist.

Eine Verbesserung der Öl- und Gasproduktion durch die Verwendung von Stützmitteln mit einer Korngröße von weniger als 100 Mesh wurde dokumentiert, und schlägt vor, dass es sich lohnt, selbst winzige Stützmittelkörner in kleinere Risse zu bringen, um sie für den Fluss von Öl- oder Gasmolekülen offen zu halten. Ein solches Stützmittel heißt DEEPROP.

Neue Tests zum Ausfließen des Stützmittels aus dem Gehäuse.

Vor kurzem einige neue Tests wurden durchgeführt, die das untersuchen Fluss von Proppant durch das Gehäuse selbst, d. h. ein kurzes Stück horizontales Gehäuse, das perforiert wurde, um die Frac-Flüssigkeit herauszulassen. Es handelt sich nicht um einen unterirdischen Test – die Rohrleitungen liegen auf einer Wanne an der Oberfläche und die Wanne sammelt Stützmittel und Flüssigkeit, die aus den Perforationen austritt.

Eine große Anzahl von Betreibern hat dieses Projekt unterstützt, bei dem verschiedene Perforationscluster mit unterschiedlichen Perforationsladungen, Designs und Ausrichtungen verwendet wurden. Es wurden verschiedene Pumpraten, Stützmittelgrößen und Sandqualität untersucht.

Die Testhardware war so realistisch wie möglich. Das Gehäuse war standardmäßig 5.5 Zoll groß, ebenso wie die Perforationsdurchmesser. Die Pumpraten betrugen bis zu 90 Schläge pro Minute (Barrel pro Minute), was noch nie zuvor bei Tests von Stützmittelbewegungen verwendet wurde.

Es wurde eine einzelne Bruchstufe getestet, bei der verschiedene Cluster entlang eines etwa 200 Fuß langen Rohrs perforiert wurden. Jeder Perf-Cluster verfügte über eine eigene Abdeckung, die die aufgefangene Flüssigkeit und das Stützmittel in seinen eigenen Tank leitete, sodass sie gemessen werden konnten.

Die Ergebnisse wurden für zwei verschiedene Gruppen von Clustern präsentiert: 8 Cluster in einer Phase mit 6 Perfs in jedem Cluster oder 13 Cluster in einer Phase mit 3 Perfs in jedem Cluster. Die Tester verwendeten entweder 40-70-Mesh-Sand oder 100-Mesh-Sand, der von einer glatten Wasserflüssigkeit getragen wurde, die mit 90 Schlägen pro Minute gepumpt wurde.

In diesen SPE-Papieren wird berichtet, dass das Entweichen des Stützmittels durch die Perf-Cluster und in die Wannen ungleichmäßig ist:

· Einige Stützmittelartikel, insbesondere die größeren Maschenweiten wie 40-70 Mesh, passieren die ersten Gruppenperforationen und dringen erst weiter in dieser Phase in die Formation ein. Diese größeren Teilchen haben mehr Impuls.

· Kleinere Stützmittelpartikel, z. B. 100 Mesh, dringen gleichmäßiger in die Clusterperforationen ein.

· Es wurden Designs mit begrenztem Zugang entwickelt, bei denen nur eine Perforation pro Cluster an der Oberseite des Gehäuses verwendet wird.

· Insbesondere bei größeren Stützmitteln ziehen Perforationen am Boden des Gehäuses zu viel Stützmittel an (Schwerkrafteffekt) und können durch Erosion vergrößert werden, sodass weniger Stützmittel in die Perforationen weiter entlang der Frac-Stufe gelangt.

Der Austritt des Stützmittels aus dem Gehäuse ist ungleichmäßig.

Alle Tests zeigten eine ungleichmäßige Verteilung des Stützmittelaustritts. Die Tabelle zeigt das Verhältnis des größten aus einem Cluster austretenden Stützmittels zum kleinsten aus einem Cluster austretenden Stützmittel (dh maximales Stützmittel zu minimalem Stützmittel) sowie das Verhältnis von zweitgrößtem Stützmittel zu zweitniedrigstem Stützmittel. Diese Verhältnisse sind ein Indikator für Ungleichmäßigkeiten – ein größeres Verhältnis bedeutet eine ungleichmäßigere Verteilung und umgekehrt.

Die Ergebnisse zeigen, dass 40-70-Mesh-Stützmittel (größere Verhältnisse) weniger gleichmäßig verteilt sind als 100-Mesh-Stützmittel (geringere Verhältnisse) – in beiden Cluster-Szenarien.

Die in den Berichten gegebene Interpretation lautet, dass im Vergleich zum 40-mesh-Stützmittel ein größerer Teil des 70-100-Stützmittels, da es sich um größere und schwerere Sandkörner handelt, durch seinen Impuls tendenziell an den früheren Perf-Clustern vorbei getragen wird, bevor es in den späteren Perf-Clustern austritt .

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 zur großen Frage: Welchen Unterschied macht das?

Die Herausforderung besteht darin, die Verfahren so zu optimieren, dass die Austrittsverteilungen des Stützmittels gleichmäßiger sind. Aus den Berichten wurden Testergebnisse in ein numerisches Strömungsdynamikmodell integriert (SPE209178). Dieser Ansatz wurde in ein Fracturing-Beratungsprogramm namens StageCoach integriert.

Unterdessen heißt es in den Berichten, dass „ein ungleichmäßiger Fluss des Stützmittels in der Verrohrung ebenso wichtig sein kann wie Formationsvariabilität und Spannungsschatten.“ Schauen wir uns das genauer an.

Andere Ursachen für die Variabilität der Schieferproduktion.

Die eigentliche Frage ist, wie wichtig eine ungleichmäßige Verteilung des Stützmittels für die Produktion von Schieferöl und -gas ist.

Die große Variabilität der Schieferöl- und Gasquellen wurde dokumentiert. Beispielsweise zeigen horizontale Bohrlöcher im Barnett-Schiefer mit einer typischen Länge von 4000–5000 Fuß, dass die unteren 10 % der Bohrlöcher weniger als 600 Mcfd erbringen, während die oberen 10 % der Bohrlöcher mehr als 3,900 Mcfd erbringen.

Es ist bekannt, dass mehrere andere Faktoren zu den großen Schwankungen der Schieferöl- oder Schiefergasdurchflussraten beitragen.

Wenn die horizontale Bohrlochlänge und Bohrlochausrichtung normalisiert werden, um ihre Variabilität zu beseitigen, können Frac-Stufen, Stützmittelgröße und Stützmittelmengen als Effekte erster Ordnung betrachtet werden. Diese Effekte erster Ordnung wurden in ausgereifteren Schiefervorkommen priorisiert und optimiert.

Hinzu kommen geologische Eigenschaften wie natürliche Brüche im Schiefer, Spannungen vor Ort und Bruchfähigkeit des Schiefergesteins. Diese werden als Effekte zweiter Ordnung betrachtet, da sie viel schwieriger zu quantifizieren sind. Zu den Bemühungen, diese Variabilitätsquellen zu minimieren, gehören die Protokollierung des horizontalen Bohrlochs, die Installation von optischen Kabeln oder Schallinstrumenten oder mikroseismischen Geophonen, um die Ausbreitung von Brüchen und die Wechselwirkung mit der lokalen Geologie entlang eines horizontalen Bohrlochs zu messen.

Im Hinblick auf diese Variabilitätsquellen scheinen die Verteilung des Futterrohraustritts und die Gleichmäßigkeit des Stützmittels von vergleichbarer Bedeutung zu sein wie andere Effekte zweiter Ordnung wie Geologie und Spannungsänderungen entlang eines horizontalen Bohrlochs. Es gibt keine Möglichkeit, dass die Gleichmäßigkeit des Gehäuseaustritts die im Barnett Shale beobachtete Produktionsschwankung zwischen 600 Mcfd und 3,900 Mcfd erklären kann.

Anders ausgedrückt: Entscheidend ist, dass das Stützmittel aus den meisten Perf-Clustern austritt und in die entstandenen Brüche gelangt. Dies wurde erreicht, indem sehr kleine Stützmittel mit einer Maschenweite von 100 oder 40–70 Maschen (und oft auch beide) gepumpt und die Stützmittelkonzentration und -mengen für ein bestimmtes Schiefergebiet optimiert wurden.

Das sind 90 % des Ziels, das in der Schieferrevolution der letzten 20 Jahre mit bemerkenswertem Erfolg erreicht wurde. Aus den neuen Oberflächentests ist daher schwer zu erkennen, dass geringfügige Schwankungen beim Austritt des Stützmittels von einem zum anderen Perforationscluster einen Effekt erster Ordnung auf die Öl- oder Gasförderung haben könnten.

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