Fortschritte beim Fracking – Low-Tech, High-Tech und Climate-Tech.

Die Hydraulic Fracturing Technology Conference (HFTC) fand vom 1. bis 3. Februar 2022 in The Woodlands, Texas, statt. Die Pandemiepause scheint endlich vorbei zu sein, solange keine radikal neuen Varianten auftauchen.

Die Pause hat die Innovation nicht gestoppt, die schon immer ein wichtiger Bestandteil der Öl- und Gasindustrie war. Hier sind einige aktuelle Highlights, von denen einige aus dem HFTC stammen.

Low-Tech-Fortschritte.

Eine Erhöhung der Anzahl der im Jahr 2022 fertiggestellten Bohrlöcher sowie längere horizontale Bohrlochabschnitte deuten auf einen Anstieg des Frac-Sands hin. Aber aktuelle Sandminen, die sich heutzutage häufiger im Becken befinden, haben in den letzten Jahren unter niedrigeren Preisen und Wartungsarbeiten gelitten und sind möglicherweise nicht in der Lage, den Bedarf zu decken.

Pumpen sind Mangelware. Betreiber halten an Pumpen fest, die repariert oder modernisiert werden müssen, da nur begrenzte Mietplätze zur Verfügung stehen.

Einige Betreiber im Perm bohren längere Horizontalbrunnen. Die Daten zeigen eine Kostenreduzierung von 15–20 % für Bohrungen und Bohrlochfertigstellungen im Vergleich zu den letzten Jahren, unter anderem weil Bohrlöcher schneller gebohrt werden können. Ein Unternehmen bohrte in nur 2 Tagen eine 10-Meilen-Horizontalbohrung.

Dieser Vergleich zeigt, dass schneller gebohrt werden kann: Auf dem Höhepunkt der Perm-Bohrungen im Jahr 2014 bohrten 300 Bohrgeräte weniger als 20 Millionen Seitenfuß pro Jahr. Im vergangenen Jahr, 2021, bohrten weniger als 300 Bohrgeräte 46 Millionen Fuß – ein bemerkenswertes Ergebnis.

Ein Grund dafür ist die zunehmende Verwendung des Simul-Frac-Designs, bei dem zwei benachbarte Bohrlöcher gemeinsam perforiert und gefrackt werden – eine um 70 % schnellere Fertigstellung als beim herkömmlichen Zipper-Frac-Design.

Die Ölproduktion pro Fuß steigt mit der horizontalen Länge von 1 Meile auf 2 Meilen. Während die meisten Bohrlöcher im Perm mittlerweile mindestens 2 Meilen lang sind, gehen einige Betreiber an ihre Grenzen. Bei einem Betreiber sind fast 20 % der Bohrlöcher 3 Meilen lang, und er ist mit den Ergebnissen zufrieden.

Einige berichten jedoch von gemischten Ergebnissen für die Produktivität pro Fuß. Während einige längere Bohrlöcher gleich blieben, sanken einige Bohrlöcher bei Längen von 10 Meilen bis 20 Meilen um 2–3 %. Ein definitives Ergebnis liegt noch nicht vor.

Ein Nebeneffekt ist die enorme Menge an Wasser und Sand, die für die Frakturierung eines 3-Meilen-Horizontalbrunnens verwendet wurde. Wenn die Zahlen eines typischen 2-Meilen-Brunnens im Jahr 2018 auf einen 3-Meilen-Brunnen hochgerechnet werden, stellen wir fest, dass die Gesamtwassermenge über der Rasenfläche eines Fußballstadions von 40 Fuß auf 60 Fuß ansteigt – und dies wirft Fragen über die Quelle auf das Frac-Wasser. Eine ähnliche Erkenntnis ergibt sich für die gesamten Sandmengen, die von 92 Waggons auf 138 Container ansteigen. Und das ist nur für einen gut

Hightech-Fortschritte.  

Am Bohrlochkopf liegt ein stärkerer Fokus auf der Sammlung weiterer Daten und der Diagnose der Daten, um das Fracking horizontaler Bohrlöcher zu verbessern. 

Nahfeldkonnektivität.

Seismos hat eine innovative Diagnose entwickelt, die charakterisieren kann, wie gut die Verbindung zwischen Bohrloch und Lagerstätte ist, die für den Ölfluss in ein horizontales Bohrloch von entscheidender Bedeutung ist.

Ein akustischer Impuls wird verwendet, um den Strömungswiderstand im bohrlochnahen Bereich eines gefrackten Bohrlochs zu messen. Die Metrik heißt NFCI (Near Field Connectivity Index) und kann entlang eines horizontalen Bohrlochs gemessen werden. Es wurde gezeigt, dass NFCI mit der Ölproduktion in jeder Frac-Stufe korreliert.

Studien haben gezeigt, dass NFCI abhängig ist von:

· Die Geologie des Reservoirs – sprödes Gestein ergibt größere NFCI-Zahlen als duktiles Gestein.

· Nähe zu anderen Bohrlöchern, die Spannungen hervorrufen können, die dazu führen, dass die NFCI-Zahlen entlang eines horizontalen Bohrlochs variieren.

· Durch das Hinzufügen eines Umleiters oder die Verwendung eines Frac-Designs mit begrenztem Eintritt können die NFCI-Werte um 30 % gesteigert werden.

Versiegelte Bohrlochdrucküberwachung.  

Ein weiteres High-Tech-Beispiel ist SWPM, was für Sealed Wellbore Pressure Monitoring steht. Eine horizontale Monitorbohrung, die mit unter Druck stehender Flüssigkeit gefüllt ist, steht über ihre gesamte Länge von einer anderen horizontalen Bohrung ab, die gefrackt werden soll. Druckmessgeräte im Monitorbrunnen zeichnen winzige Druckänderungen während des Frac-Vorgangs auf.

Das Verfahren wurde von Devon Energy und Well Data Labs entwickelt. Seit 2020 wurden über 10,000 Fracking-Stufen – typischerweise 40 entlang einer 2 Meilen langen Seitenstrecke – analysiert.

Wenn sich Brüche von einem bestimmten Bruchstadium aus ausbreiten und das Überwachungsbohrloch erreichen, wird ein Druckstoß aufgezeichnet. Der erste Blip wird anhand des Volumens der gepumpten Frac-Flüssigkeit, VFR genannt, überprüft. Der VFR kann als Indikator für die Cluster-Frac-Effizienz und sogar zur Ermittlung der Bruchgeometrie verwendet werden. 

Ein weiteres Ziel kann darin bestehen, zu verstehen, ob die Erschöpfung des Reservoirs aufgrund einer bereits vorhandenen Mutterbohrung das Wachstum von Brüchen beeinflussen kann. Eine neue Fraktur führt tendenziell zu einem erschöpften Teil eines Reservoirs.

Bohrlochnahe Belastung durch Glasfaserkabel.   

Ein Glasfaserkabel kann entlang eines horizontalen Bohrlochs verlegt und an der Außenseite des Bohrlochgehäuses befestigt werden. Das optische Kabel ist durch einen Metallmantel geschützt. Ein Laserstrahl wird durch das Kabel geschickt und erfasst Reflexionen, die durch geringfügige Kräuselung oder Ausdehnung (d. h. Dehnung) des Kabels entstehen, wenn sich die Geometrie eines Bruchs am Bohrloch durch eine Änderung des Bohrlochdrucks während der Ölförderung ändert.

Es werden genaue Zeiten aufgezeichnet, wann eine Laserreflexion auftritt, und daraus kann berechnet werden, an welcher Stelle entlang des Kabels gecrimpt wurde – Bohrlochsegmente mit einer Größe von bis zu 8 cm können identifiziert werden.

Die Lasersignale hängen mit der Geometrie und Produktivität des Bruchs an einem bestimmten Perforationscluster zusammen. Eine große Dehnungsänderung würde auf eine große Änderung der Breite des mit dieser Perforation verbundenen Bruchs hinweisen. Aber keine Dehnungsänderung würde darauf hindeuten, dass an dieser Perforation kein Bruch vorliegt oder dass es sich um einen Bruch mit sehr geringer Leitfähigkeit handelt.

Wir befinden uns noch in den Anfängen und der wahre Wert dieser neuen Technologie muss noch ermittelt werden.

Fortschritte in der Klimatechnologie.  

Hierbei handelt es sich um Innovationen im Zusammenhang mit dem Klimawandel und dem Ausstoß von Treibhausgasen (THG), die zur globalen Erwärmung beitragen.

E-Fracking.

Auf dem Ölfeld besteht eine Möglichkeit zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen darin, dass Öl- und Gasunternehmen ihre eigenen Betriebe umweltfreundlicher gestalten. Beispielsweise durch die Nutzung von Erdgas oder Wind- oder Solarstrom anstelle von Diesel für die Förderung von Fracking-Vorgängen.  

In einer Eröffnungsplenarsitzung am HFTC sagte Michael Segura, Senior Vice President, Halliburton sei einer der Hauptakteure bei elektrisch betriebenen Frac-Flotten oder E-Frac-Technologie. Tatsächlich wurden E-Fracs 2016 von Halliburton initiiert und 2019 kommerzialisiert.

Segura sagte, dass die Vorteile in Kraftstoffeinsparungen sowie einer Reduzierung der Treibhausgasemissionen um bis zu 50 % liegen. Er behauptete, dies sei eine „ziemlich bemerkenswerte Auswirkung auf das Emissionsprofil unserer Branche“.

Er sagte auch, das Unternehmen habe „ein großes Engagement in die Entwicklung von Ausrüstung und Basistechnologie, wie zum Beispiel netzbetriebenes Fracturing“, geleistet. Dies bezieht sich offenbar auf die Nutzung von Strom aus dem Netz und nicht auf Gasturbinen, die mit Bohrlochgas oder CNG- oder LNG-Quellen betrieben werden.

Die gängigsten E-Flotten nutzen Bohrlochgas, um Gasturbinen anzutreiben und Strom zu erzeugen, der die Flotte antreibt, sagte ein Beobachter. Dies reduziert den Treibhausgas-Fußabdruck um zwei Drittel und bedeutet, dass im Rahmen einer bestimmten Treibhausgasemissionslizenz mehr Bohrlöcher fertiggestellt werden können.

E-Fracs machen derzeit nur etwa 10 % des Marktes aus, aber es wird erwartet, dass die weltweite Nachfrage nach einer Reduzierung der Treibhausgasemissionen den Einsatz von E-Fracs verstärken wird, wobei typischerweise eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 50 % erreicht werden kann.

Geothermie.  

Geothermie ist im Vergleich zu fossilen Brennstoffen umweltfreundlich, da sie aus unterirdischen Formationen Energie in Form von Wärme gewinnt, die in Strom umgewandelt werden kann.

Hot Dry Rock war der Name der Methode, geothermische Energie durch Fracking von Granit in den Bergen in der Nähe des Los Alamos National Laboratory (LANL) in New Mexico zu erschließen. Das war in den 1970er Jahren.

Das bei LANL erfundene Konzept war recht einfach: Bohren Sie einen schrägen Brunnen in den Granit und brechen Sie den Brunnen auf. Bohren Sie in einiger Entfernung ein zweites Bohrloch, das eine Verbindung zu den Brüchen herstellen würde. Dann pumpen Sie das Wasser durch den ersten Brunnen hinunter, durch den/die Bruch(e), wo es Wärme aufnimmt, und dann den zweiten Brunnen hinauf, wo das heiße Wasser eine Dampfturbine zur Stromerzeugung antreiben kann.

Das Konzept war einfach, aber die Bruchergebnisse waren alles andere als einfach – ein Netzwerk winziger Brüche, das den Wasserfluss zum zweiten Brunnen erschwerte und verringerte. Die Effizienz war nicht besonders hoch und der Prozess war teuer.

Das Konzept wurde an vielen anderen Orten auf der Welt ausprobiert, steht aber immer noch an der Schwelle zur kommerziellen Erschwinglichkeit.

John McLennon von der University of Utah sprach auf der Plenarsitzung des HFTC über einen neuen Plan. Er ist Teil eines Teams, das das Konzept erweitern möchte, indem es horizontale statt nahezu vertikale Bohrlöcher bohrt und die neueste Fracking-Technologie aus dem Ölfeld einsetzt. Das Projekt heißt Enhanced Geothermal Systems (EGS) und wird vom US-Energieministerium (DOE) finanziert.

Im Rahmen des Projekts wurde im März 11,000 das erste von zwei 2021-Fuß-Bohrlöchern gebohrt. Der Ansatz besteht darin, das erste Bohrloch aufzubrechen und die Brüche zu kartieren, um einen Stimulationsplan für das zweite Bohrloch 300 Fuß vom ersten Bohrloch entfernt zu entwerfen, das die erforderliche Konnektivität zwischen den beiden Bohrlöchern gewährleistet zwei Brunnen. Wenn es funktioniert, planen sie, den Betrieb auf zwei Bohrlöcher umzustellen, die 600 Fuß voneinander entfernt liegen.

Es ist ein wenig ironisch, dass die für die Schieferöl- und Schiefergas-Revolution entwickelte Bohrtechnologie in eine saubere Energiequelle eingepfropft werden kann, um fossile Brennstoffe zu ersetzen.

Eine andere Variante davon, mit Mitteln des DOE an die University of Oklahoma, besteht darin, aus vier alten Ölquellen geothermische Energie zu gewinnen und diese zum Heizen von Schulen in der Nähe zu nutzen.

Trotz der Begeisterung für Projekte wie diese argumentiert Bill Gates, dass Geothermie nur geringfügig zum weltweiten Stromverbrauch beitragen wird:

Etwa 40 Prozent aller für die Geothermie gegrabenen Brunnen erweisen sich als Blindgänger. Und Geothermie ist nur an bestimmten Orten auf der Welt verfügbar; Die besten Orte sind in der Regel Gebiete mit überdurchschnittlicher vulkanischer Aktivität.