Avances en fracking: baja tecnología, alta tecnología y tecnología climática.

La Conferencia de Tecnología de Fractura Hidráulica (HFTC) se llevó a cabo en The Woodlands, Texas, del 1 al 3 de febrero de 2022. La pausa pandémica parece haber terminado por fin, siempre que no aparezcan nuevas variantes radicales.

La pausa no ha detenido la innovación, que siempre ha sido un ingrediente clave de la industria del petróleo y el gas. Aquí hay algunos aspectos destacados recientes, algunos de los cuales surgieron de HFTC.

Avances de baja tecnología.

Un aumento en la cantidad de pozos que se completarán en 2022 más secciones de pozos horizontales más largas presagia un salto en la arena de fracturación. Pero las minas de arena actuales, más a menudo en la cuenca en estos días, han sufrido precios reducidos y mantenimiento en los últimos años, y es posible que no puedan satisfacer la necesidad.

Las bombas son escasas. Los operadores se aferran a las bombas que necesitan reparación o actualización porque los lugares de alquiler son limitados en su suministro.

Algunos operadores en el Pérmico están perforando pozos horizontales más largos. Los datos muestran una reducción de costos del 15-20% para la perforación y terminación de pozos en comparación con los últimos años, en parte porque los pozos se pueden perforar más rápido. Una empresa perforó una horizontal de 2 millas en solo 10 días.

Esta comparación muestra una perforación más rápida: en el apogeo de la perforación Pérmica en 2014, 300 equipos perforaron menos de 20 millones de pies laterales en un año. El año pasado, 2021, menos de 300 plataformas perforaron 46 millones de pies, un resultado notable.

Parte de la razón es un uso cada vez mayor del diseño de fracturamiento simultáneo, en el que dos pozos adyacentes se disparan y fracturan al mismo tiempo: una terminación un 70 % más rápida que el diseño tradicional de fracturamiento en cremallera.

La producción de petróleo por pie aumenta con la longitud horizontal de 1 milla a 2 millas. Si bien la mayoría de los pozos en el Pérmico ahora tienen al menos 2 millas de largo, algunos operadores están superando los límites. Para un operador, casi el 20% de los pozos tienen 3 millas de largo y están satisfechos con los resultados.

Pero algunos reportan resultados mixtos para la productividad por pie. Mientras que algunos pozos más largos se mantuvieron igual, algunos pozos cayeron entre un 10 y un 20 % entre longitudes de 2 y 3 millas. Un resultado definitivo aún no está disponible.

Una barra lateral a esto es la enorme cantidad de agua y arena utilizada para fracturar un pozo horizontal de 3 millas. Si los números obtenidos de un pozo típico de 2 millas en 2018 se extrapolan a un pozo de 3 millas, encontramos que los volúmenes totales de agua aumentan de 40 pies a 60 pies sobre el área de césped de un estadio de fútbol, ​​y esto plantea preguntas sobre la fuente de el agua de fractura. Una revelación similar aparece para los volúmenes totales de arena que aumentan de 92 contenedores de vagones a 138 contenedores. Y esto es solo para uno bueno

Avances de alta tecnología.  

En boca de pozo, hay un mayor enfoque en recopilar más datos y diagnosticar los datos para mejorar el fracking de pozos horizontales. 

Conectividad de campo cercano.

Seismos ha desarrollado un diagnóstico innovador que puede caracterizar qué tan buena es la conexión entre el pozo y el yacimiento, que es clave para el flujo de petróleo hacia un pozo horizontal.

Se usa un pulso acústico para medir la resistencia al flujo en la región cercana al pozo de un pozo que ha sido fracturado. La métrica se llama NFCI, por el índice de conectividad de campo cercano, y se puede medir a lo largo de un pozo horizontal. Se ha demostrado que NFCI se correlaciona con la producción de petróleo en cada etapa de fracturamiento.

Los estudios han demostrado que el NFCI depende de:

· La geología del yacimiento: las rocas quebradizas dan números NFCI más grandes que las rocas dúctiles.

· Proximidad de otros pozos que pueden inducir tensiones que hacen que los números de NFCI varíen a lo largo de un pozo horizontal.

· Agregar un desviador o usar un diseño de fracturamiento de entrada limitada que puede aumentar los valores de NFCI en un 30%.

Monitoreo de la presión del pozo sellado.  

Otro ejemplo de alta tecnología es SWPM, que significa Monitoreo de presión de pozo sellado. Un pozo monitor horizontal, lleno de líquido a presión, se separa de otro pozo horizontal que se va a fracturar en toda su longitud. Los manómetros en el pozo monitor registran pequeños cambios de presión durante las operaciones de fracturación.

El proceso fue desarrollado por Devon Energy y Well Data Labs. Desde 2020, se han analizado más de 10,000 40 etapas de fracking, generalmente 2 a lo largo de un lateral de XNUMX millas.

Cuando las fracturas se extienden desde una etapa de fractura dada y alcanzan el pozo del monitor, se registra una señal de presión. La primera señal se compara con el volumen de fluido de fracturación bombeado, llamado VFR. El VFR se puede usar como un indicador de la eficiencia de la fractura en racimo e incluso se puede usar para determinar la geometría de la fractura. 

Otro objetivo puede ser comprender si el agotamiento del yacimiento, debido a un pozo principal preexistente, puede afectar el crecimiento de las fracturas. Una nueva fractura tiende a dirigirse hacia una porción agotada de un yacimiento.

Tensión cercana al pozo del cable de fibra óptica.   

Se puede tender un cable de fibra óptica a lo largo de un pozo horizontal y unirlo al exterior del revestimiento del pozo. El cable óptico está protegido por una funda metálica. Se envía un rayo láser por el cable y recoge los reflejos causados ​​por un minúsculo engarce o expansión (es decir, tensión) del cable cuando una fractura en el pozo tiene su geometría alterada por un cambio en la presión del pozo durante la producción de petróleo.

Se registran tiempos precisos cuando ocurre un reflejo láser y esto se puede usar para calcular qué ubicación a lo largo del cable se engarzó; se pueden identificar segmentos de pozo tan pequeños como 8 pulgadas.

Las señales láser están relacionadas con la geometría y la productividad de la fractura en un grupo de disparos en particular. Un gran cambio de deformación sugeriría un gran cambio en el ancho de la fractura conectada a esa perforación. Pero ningún cambio de deformación indicaría que no hay fractura en esa perforación, o una fractura con muy baja conductividad.

Estos son los primeros días y el valor real de esta nueva tecnología aún no se ha determinado.

Avances en tecnología climática.  

Se trata de innovaciones relacionadas con el cambio climático y las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que están contribuyendo al calentamiento global.

fracking electrónico.

En el campo petrolero, una forma de reducir las emisiones de GEI es que las empresas de petróleo y gas reverdezcan sus propias operaciones. Por ejemplo, utilizando, en lugar de diésel, gas natural o electricidad eólica o solar para bombear operaciones de fracking.  

En una sesión plenaria de apertura en HFTC, Michael Segura, vicepresidente sénior, dijo que Halliburton era uno de los principales actores en flotas de fracturación eléctrica o tecnología de fracturación electrónica. De hecho, los e-fracs fueron iniciados por Halliburton en 2016 y comercializados en 2019.

Segura dijo que los beneficios radican en el ahorro de combustible, así como en reducciones de GEI de hasta un 50%. Afirmó que esto fue un "impacto bastante notable en el perfil de emisiones de nuestra industria".

También dijo que la compañía ha hecho “un gran compromiso con el desarrollo de equipos y tecnología habilitadora, como la fracturación alimentada por la red”. Aparentemente, esto se refiere al uso de electricidad de la red, en lugar de turbinas de gas alimentadas por gas de boca de pozo o fuentes de GNC o GNL.

Las flotas eléctricas más comunes usan gas de boca de pozo para hacer funcionar turbinas de gas para generar electricidad que alimenta la flota, dijo un observador. Esto reduce la huella de GEI en dos tercios y significa que se pueden completar más pozos bajo una licencia de emisión de GEI dada.

Los E-fracs son solo alrededor del 10% del mercado ahora, pero se espera que la demanda mundial para reducir los GEI aumente el uso de e-fracs, donde normalmente se pueden lograr reducciones de GEI del 50%.

Geotermia.  

La energía geotérmica es ecológica en comparación con los combustibles fósiles, porque extrae energía de formaciones subterráneas en forma de calor que se puede convertir en electricidad.

Hot Dry Rock era el nombre del método para aprovechar la energía geotérmica mediante la fracturación hidráulica del granito en las montañas cercanas al Laboratorio Nacional de Los Álamos (LANL) en Nuevo México. Esto fue en la década de 1970.

El concepto, inventado en LANL, era bastante simple: perforar un pozo inclinado en el granito y fracturarlo. Perfore un segundo pozo a cierta distancia que conectaría con la(s) fractura(s). Luego, bombee agua hacia el primer pozo, a través de la(s) fractura(s) donde recogería calor, luego hacia el segundo pozo, donde el agua caliente podría impulsar una turbina de vapor para producir electricidad.

El concepto era simple, pero los resultados de la fractura fueron todo menos simples: una red de pequeñas fracturas que complicaron y redujeron el flujo de agua al segundo pozo. Las eficiencias no eran grandes y el proceso era costoso.

El concepto se ha probado en muchos otros lugares del mundo, pero permanece en la cúspide de la asequibilidad comercial.

John McLennon, de la Universidad de Utah, habló en la sesión plenaria de HFTC sobre un nuevo plan. Él es parte de un equipo que quiere expandir el concepto perforando pozos horizontales en lugar de casi verticales y desplegando la última tecnología de fracking del campo petrolero. El proyecto se llama Sistemas Geotérmicos Mejorados (EGS) y está financiado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE).

El proyecto perforó el primero de dos pozos de 11,000 pies en marzo de 2021. El enfoque es fracturar el primer pozo y mapear las fracturas para diseñar un plan de estimulación para el segundo pozo a 300 pies del primero que brindará la conectividad necesaria entre el dos pozos Si funciona, planean adaptar las operaciones a dos pozos que se encuentran a 600 pies de distancia.

Es un poco irónico que la tecnología de pozos desarrollada para la revolución del gas y el petróleo de esquisto se pueda injertar en una fuente de energía limpia para ayudar a reemplazar las energías de combustibles fósiles.

Otra versión de esto, con fondos del DOE para la Universidad de Oklahoma, es producir energía geotérmica a partir de cuatro viejos pozos de petróleo y usarla para calentar las escuelas cercanas.

A pesar del entusiasmo en proyectos como estos, Bill Gates argumenta que la energía geotérmica contribuirá solo modestamente al consumo mundial de energía:

Alrededor del 40 por ciento de todos los pozos excavados para la geotermia resultan ser fracasos. Y la energía geotérmica solo está disponible en ciertos lugares del mundo; los mejores lugares tienden a ser áreas con actividad volcánica superior a la media.