Tres ideas de tres leyendas de Frac: Daneshy, Montgomery y Smith.

El 7 de septiembre de 2022, NSI Technologies organizó una sesión pública de Vimeo con tres leyendas del fracking seleccionadas por la Society of Petroleum Engineers (SPE): Ali Daneshy, Carl Montgomery y Mike Smith.

El tema fue cómo se crea valor mediante el uso de la fracturación hidráulica, a menudo denominada fracking.

Para mí, una respuesta es que el fracking aumentó históricamente la producción de petróleo y gas de los pozos verticales entre 3 y 4 veces. Amoco descubrió el fracking en 1947. Existe un rumor de que el gerente decidió que no se justificaba realizar más estudios, pero los ingenieros regresaron por las noches e hicieron experimentos subterráneos secretos que verificaron el concepto.

En el otro extremo está el fracking de esquisto, donde un pozo horizontal de 2 millas de largo se fractura típicamente 40 veces separadas a lo largo de su longitud. El esquisto es casi impermeable, por lo que los pozos de esquisto ni siquiera son comerciales, a menos que estén fuertemente fracturados. Pero el pozo de gas de esquisto más grande en Marcellus produjo alrededor de 70 Mcfd después del fracking. Dos enormes pozos de petróleo de esquisto en el Pérmico fueron anunciado por Devon en 2018 produciendo 11,000-12,000 boe/d en un período temprano de 24 horas.

¿El valor del fracking? En solo 20 años, el fracking fue responsable de la revolución del esquisto que hizo que los EE. UU. fueran autosuficientes en petróleo y gas por primera vez desde 1947. La revolución del esquisto ha permitido a los EE. en 2016 el mayor exportador de GNL (gas natural licuado). ¿Y adónde va este GNL? En este momento, la mayor parte va a Europa para apuntalar los suministros de gas que Rusia ha estado recortando.

Leyendas de la fracturación hidráulica.

Ali Daneshy trabajó muchos años para Halliburton, una empresa de servicios que brindaba servicios como fracking a empresas de petróleo y gas. Luego, Ali se convirtió en consultor internacional en fracking y tecnologías asociadas.

Carl Montgomery trabajó para Dowell que se convirtió en Dowell-Schlumberger, luego en Conoco-Phillips, Arco y finalmente NSI. Carl tiene una amplia experiencia en estimulación de pozos y fracking. Como ejemplo de esto, trabajé con Carl para tratar de adaptar las terminaciones de cavidades en agujero abierto, tan exitosas en los pozos de metano en capas de carbón, a los pozos perforados en arenas débiles.

Mike Smith estuvo en la investigación de Amoco durante muchos años, luego se fue con Ken Nolte para iniciar NSI. Habían formulado un modelo para la fracturación hidráulica masiva de areniscas compactas, que permitía interpretar fácilmente el comportamiento de la presión de bombeo. De hecho, tomé uno de los lugares disponibles cuando Mike y Ken se fueron de Amoco.

Ali Daneshy.

Ali dijo que estaba impresionado con los pozos de esquisto donde se crean cientos de fracturas alrededor de pozos horizontales muy largos durante un período de solo un par de semanas. Pueden realizar operaciones de fracturamiento simultáneo en dos o más pozos, con una eficiencia notable que reduce significativamente los costos de terminación de pozos.

La clave, dice Daneshy, es desarrollar sistemas, materiales, tecnologías y alianzas, incluso en la medida del análisis en tiempo real de dónde van las fracturas mediante el uso de mediciones de presión en pozos cercanos. Estos cambios de presión en los pozos vecinos son lo que él llama datos de interacción impulsados ​​por fracturación.

Daneshy incluso ha escrito un nuevo libro llamado Interacciones impulsadas por fracturación (FDI): guías para el análisis en tiempo real y la ejecución de tratamientos de fracturación.

Carlos Montgomery.

Carl habló sobre su experiencia en Siberia cuando se le encargó mejorar los tratamientos de fracturación en cuatro grandes yacimientos petrolíferos, cada uno más grande que Prudhoe Bay.

¿Las pautas anteriores? Hubo un incentivo para no descartar el trabajo de fracturación. Esto era más importante que maximizar la conductividad de la fractura.

En los 15 pozos que fueron “tratados con valor” por Carl, las tasas de petróleo aumentaron cuatro veces en promedio.

En un paso bastante inusual, Montgomery no reveló el secreto de la creación de valor de fracturación en Siberia, sino que dirigió dos preguntas a la audiencia:

1. Cuando paga dinero por una operación de fracking, ¿qué está comprando en realidad? Pista: no es el fluido de fracturación, ni el apuntalante, ni el equipo de bombeo.

2. Con respecto a un contrato de frac, ¿quién lo escribe, especifica lo que realmente quiere comprar y tiene documentado cómo lograrlo?

Las respuestas llegaron más tarde, durante la sesión de preguntas y respuestas.

Respuesta 1: Está comprando conductividad de fracturación. Pero Carl rara vez ve esto abordado, incluso hoy en día. Él dice que usa apuntalante, pero ¿qué tipo de apuntalante y cuánto se requiere para la máxima conductividad?

Respuesta 2: asegúrese de configurar sus contratos de fractura para maximizar la conductividad de fractura, porque esa es la clave que controla el caudal de petróleo o gas del yacimiento.

Mike Smith.

Mike ha fracturado pozos de petróleo y gas en 46 países de todo el mundo. Su ejemplo de creación de valor de fractura se basa en el campo Wattenberg en DJ Basin, en el centro de Colorado, que comenzó a perforar en la década de 1970.

Smith usó el análisis de presión de fracturación para diagnosticar un problema continuo de filtrado. Por encima de cierta presión, se abrieron fracturas naturales y aumentaron la tasa de fuga del fluido de fracturación que se bombeaba. A medida que el fluido de fracturación se filtró, el apuntalante que transportaba se quedó atrás y obstruyó el flujo, por lo que la presión aumentó considerablemente, la fracturación se filtró y el trabajo de fracturación tuvo que terminarse.

Smith ajustó los parámetros de fracturamiento hasta que pudo bombear todo el apuntalante. Este “Frac revisado” tenía una velocidad de bombeo más baja, un tercio más de apuntalante y un tercio menos de volumen de fluido. Los caudales de gas de los nuevos pozos se dispararon.

El nuevo frac revolucionó la producción de gas de la cuenca, como se muestra en la figura: el uso de Revised Frac comenzó en la línea azul vertical. Los pozos nuevos produjeron 4 veces más que los pozos anteriores.

La mejora en la producción de petróleo fue espectacular. En 2003, el campo de Wattenberg en Colorado ocupaba el puesto número 7 en la lista de productores de gas de EE. UU. (ver figura). La clave para crear valor de fractura fue el uso de Smith de su nuevo desarrollo propio (con Nolte): análisis de presión de fractura.

Para el futuro, a Smith le gustaría ver más datos básicos recopilados para facilitar la interpretación de herramientas de diagnóstico sofisticadas pero costosas como microsísmica, etc. Por datos más básicos, se refiere a pruebas de esfuerzo, DFITS, mini-fracturas, etc. más registros de rutina. en tiempo real de la presión de fondo de pozo en pozos vecinos.

Es fascinante reflexionar sobre estos pequeños fragmentos de la vida de los gigantes que han trabajado en el fracking, no durante años, sino durante décadas.