La fracturation hydraulique multi étagée.

[energy_isere]

La sociéte commune TNK-BP applique une technologie de fracturation hydraulique multi étagéepour développer des reserves de champs mature dans l' Ouest de la Sibérie.

Ils veulent applique cela dans 25 puits du champs de Samotlor.

TNK-BP Uses Fracking Technology to Boost Siberian Production

TNK-BP has become the first company in Russia to apply a unique improved multi-stage hydraulic fracturing technology to develop hard-to-recover reserves at mature fields in West Siberia, thereby reducing well completion cycle and costs.

TNK-BP is implementing a comprehensive programme to boost production performance of its mature fields in West Siberia. A pilot project run by Samotlorneftegaz and Trican Well Service to test a 6-stage hydraulic fracturing technology in 15 wells has demonstrated impressive performance: the time required to complete a well is more than three times shorter, while reservoir productivity is higher compared to other multi-stage fracking techniques.

The key element of the new technology is the use of special equipment to clean the wellbore after each fracking stage and proceed to commercial production immediately after completion of the sixth stage.

The Company plans to expand the project to a further 25 wells in the Samotlor field by the end of 2012, and from 2013 to use this technology to frac around 50 horizontal wells every year across its West Siberian subsidiaries.

"West Siberia is a strategic region for TNK-BP, with potential oil reserves of over 1.5 billion tonnes. The use of new technologies to develop mature fields has enabled TNK-BP to tap reserves that could not be commercially produced before. The success of the pilot project creates opportunities to scale up the new technique across other company assets. Careful selection and deployment of innovative technologies will enable the company to achieve its main objective of developing mature fields more efficiently and tapping hard-to-recover reserves in traditional oil-producing regions", said Francis Sommer, TNK-BP Senior Vice President, Operations and Technology.

http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/1 ... Production

Si Philippe pouvait commenter cette technique, ca aiderait un peu. J' avoue que c' est obscur pour moi.

les ''champs mature '' sont ils du conventionel en fin de vie ? C 'est à dire pas des 'tight oil' ?

[phyvette]

fracturation hydraulique multi étagée J' avoue que c' est obscur pour moi.

Si on s'en tiens au mots à mots, ce serait un forage vertical et des drains de fracturation hydraulique superposés ?
On ne trouve pas grand chose en cherchant sur le net.
Je n'ai pas trouvé mieux, la technologie serait elle trop récente ?

Procédé amélioré de fracturation étagée hydraulique de veines de charbon permettant d'améliorer le débit et la récupération totale du gaz contenu dans lesdites veines. Dans un aspect, l'amélioration consiste à compléter le puits par un cuvelage de 7 pouces ou plus ou un tubage de 3 pouces et demi ou plus. Dans un autre aspect, la fracturation étagée est poursuivie jusqu'à ce que la quantité ci-après d'agents de soutènement présentant un numéro de tamis compris entre 60 et 140 ait été déposée dans la formation: pour 5 =1 000 000; pour 20 = 2 000 000; et pour h >= 25, m >= 3 000 000; où h est l'épaisseur verticale de la veine de charbon exprimée en pieds et m est la quantité minimale en livres d'agents de soutènement fins déposés à l'intérieur de ladite veine. Dans un autre aspect, une veine de charbon fracturée par le procédé à étagement multiple est refracturée après production ou obturation dans le puits pendant une durée permettant l'obturation d'une fracture sur les agents de soutènement placés à l'intérieur lors de la fracturation étagée antérieure de la veine de charbon.

Lien

[phyvette]

Voila d'autre dénominations. Recouvrent elle la même technologie de fracturation étagée ?

La faible productivité naturelle des puits, typique des réservoirs dits tight,
est généralement insuffisante pour passer le seuil économique.
L’enjeu est donc de connecter le maximum de volume de roche au puits
pour un coût adéquat et de diminuer ainsi le nombre de puits à forer pour
produire les réserves associées. L’identification et l’évaluation des réservoirs
permettent de déterminer au mieux (optimum économique) le type de puits
à forer. Les différents designs de puits envisageables couvrent notamment
les architectures suivantes: puits verticaux avec fracturation hydraulique
(simple ou multiple), puits horizontaux ou fortement déviés (traversants),
puits multibranches (multilatéraux), puits horizontaux multifracturés,
puits multilatéraux/multifracturés, etc. Total met en œuvre de nouvelles
technologies pour le forage et la complétion des puits, telles que le forage
en conditions de sous-équilibre (under-balanced drilling) pour réduire
l’endommagement des couches productrices, ou l’utilisation de
nouveaux fluides de fracturation hydraulique en Argentine pour accélérer
et augmenter la production des puits.

Lien page 13

[Philippe]

Il est difficile de répondre à la question posée par energy. Il faut connaître les gisements pour se faire une idée des enjeux. J’ai trouvé un papier de l’USGS, malheureusement sans les planches : http://pubs.usgs.gov/bul/2201/G/B2201-G-508.pdf. Je n’ai pas eu le courage de me le peler en entier, mais on peut éliminer certaines idées, et en proposer d’autres.

Samotlor est situé dans le système pétrolier Bazhenov-Néocomien (page 17). Les réservoirs sont tous sableux (ou gréseux, ce qui est à peu près la même chose, page 19). Il n’y a pas de réservoirs carbonatés (calcaires et dolomies, qui sont les meilleurs candidats à la fracturation).

Les principaux niveaux producteurs, Megion et Vartov, ont une épaisseur d’une vingtaine de mètres, une porosité de 20% à 26%, et une excellente perméabilité, supérieure à 100 millidarcys. Ces niveaux ne sont pas candidats à de la fracturation : une bonne perméabilité est une contre-indication, mais il y a aussi le fait que ces gisements ont été exploités avec une injection d’eau massive. Toute fracturation ferait venir essentiellement de l’eau aux puits. Exeunt ces deux réservoirs.

Il existe aussi un réservoir sableux plus médiocre, l’Achimov. Par paresse, je copie ce qui en est écrit : “ Reservoir properties of the second group of Neocomian sandstones (reservoirs of the Achimov Formation) that are developed on slopes of the clinoform bodies and in the toe-of-slope turbidite fans are substantially worse. Porosity is relatively high (commonly 18–20 percent), but permeability is low, varying from several millidarcies to a few tens of millidarcies. Sandstone beds, 1–2 m to several meters thick, alternate with shales. Sandstones are laterally discontinuous and form lens-like bodies. Yields of wells at early stages of field production commonly were 100 to 200 b/d or less. Many discovered oil pools in Achimov sandstones remain undeveloped ». C’est, à mon avis, ce niveau qui est visé par le projet. On a une sorte de mille-feuilles de bancs minces de sables et d’argiles, relativement minces, et surtout lenticulaires pour les niveaux sableux. Tout le contraire des beaux bancs sableux continus sur longue distance de Megion et Vartov. Deux forages à quelques centaines de mètres l’un de l’autre peuvent tomber dans des niveaux qui ne communiquent pas d’un puits à l’autre. L’idée est donc de pallier les carences de la nature. On fait un puits horizontal, qui permet d’aller aussi loin qu’on veut, puis on fait des fracturations hydrauliques suivant un espacement à définir. Les fractures se développent verticalement sur une distance de l’ordre de 50 à 100 mètres de part et d’autre du drain horizontal (au-dessus et au-dessous, donc), ce qui permet de mettre en communication avec le puits toutes les lentilles qu’il est impossible d’atteindre avec des forages horizontaux. La beauté avec les réservoirs lenticulaires, c’est que leur isolement leur évite l’envahissement par de l’eau. Les puits peuvent produire de l’huile anhydre.

Il y a enfin un thème non-conventionnel, les argiles de Bazhenov. Il a été possible d’en obtenir une petite production au gisement de Salym (page 20). Peut-être le consortium envisage-t-il d’aider la nature à relâcher ces précieux hydrocarbures ? Je crois néanmoins que, si c’étaient le cas, ils le diraient.

Faute de précisions, j’opterai pour les gisements lenticulaires de la formation Achimov.

[energy_isere]

Il est difficile de répondre à la question posée par energy. Il faut connaître les gisements pour se faire une idée des enjeux. J’ai trouvé un papier de l’USGS, malheureusement sans les planches : http://pubs.usgs.gov/bul/2201/G/B2201-G-508.pdf. Je n’ai pas eu le courage de me le peler en entier, mais on peut éliminer certaines idées, et en proposer d’autres.

..................

Faute de précisions, j’opterai pour les gisements lenticulaires de la formation Achimov.

Merci pour la réponse éclairée d' un spécialiste. J' aurai été incapable de trouver.

[energy_isere]

fracturation hydraulique multi étagée J' avoue que c' est obscur pour moi.

Si on s'en tiens au mots à mots, ce serait un forage vertical et des drains de fracturation hydraulique superposés ?
On ne trouve pas grand chose en cherchant sur le net.
Je n'ai pas trouvé mieux, la technologie serait elle trop récente ?

.....

ici : http://www.aterraexploration.com/index-3-1.html

ca consiste a faire des fractures addidionelles sur des zones latérale du forage horizontal et par ''paquets''

ici http://www.ercb.ca/enerfaqs/EnerFAQs14-Fracturing.pdf l' explication par le texte est plus précise, dommage qu' il n' y ait pas de figures.
Je comprend que les ''paquet'' voient le fracking les un aprés les autre en commancant par celui du bout le plus loin de la surface.

[Philippe]

La technique de fracturation hydraulique multi-étagée est simplement ce qui se fait en routine sur les puits d’hydrocarbures de schistes (sous le nom de fracturation hydraulique). On commence par forer un puits horizontal d’une certaine longueur : le rapport du CGIET et du CGEDD – page 34 - cite des longueurs actuelles de 1 600 mètres, et des longueurs envisagées de 3 200 mètres dans le futur. Il est ensuite procédé à la mise en place d’un tube pour protéger la partie horizontale du trou contre les éboulements. Contrairement aux forages classiques, ce tube n’est pas cimenté sur son extrados. Il est, en effet, difficile de réussir une cimentation parfaite sur d’aussi grandes longueurs en horizontal : le ciment, très dense, va bien cimenter la partie inférieure du tube, mais aura du mal à rendre étanche la génératrice supérieure. Du coup, on contourne la difficulté en insérant dans le train de tubes, lors de la descente, un dispositif d’étanchéité (un « packer » dans le jargon pétrolier) en élastomères tous les 100 mètres environ. Une fois le tube au fond, on « gonfle » les dispositifs d’étanchéité pour qu’ils viennent se plaquer contre la paroi du trou, isolant ainsi les uns des autres les différents tronçons de 100 mètres de longueur. Je ne sais pas comment s’effectue le « gonflage », mais je suppose qu’il doit se déclencher en appliquant une certaine pression au liquide présent dans le puits lors de l’opération. Ensuite, on attaque les fracturations, en commençant par la partie la plus lointaine du puits. On perce avec des charges creuses une zone entre deux « packers ». L’affaire peut être vue au lien suivant, trouvé sur le site de ZAZA ENERGY : http://www.zazaenergy.com/pages/downloa ... hepel_.pdf, et notamment diapos 25 et 26. Diapo 25, on voit que la première zone travaillée est perforée entre 13 470 pieds et 13 651 pieds, soit sur une longueur de 55 mètres. On comprend, avec la liste des perforations (en bleu diapos 25 et 26) et avec les paramètres de l’opération, diapo 27, que les « packers » (les « plugs » dans la présentation) sont à 13 440 pieds, 13 200 pieds, 12 960 pieds etc. (diapo 25). On pompe le fluide de fracturation et on fracture la première zone. On isole ensuite provisoirement la zone fracturée par mise en place d’un bouchon, et on recommence l’opération sur la zone suivante, et ainsi de suite. A la fin, on récupère les bouchons provisoires, et on ouvre le puits pour dégorgement.

A noter que je n’ai jamais assisté à une telle opération, et que mes propos sont une interprétation de mes lectures et ne sont pas forcément rigoureux.

[energy_isere]

OK, merci. Ca explique mieux ce que j' avais trés partiellement compris.

[energy_isere]

........... L’affaire peut être vue au lien suivant, trouvé sur le site de ZAZA ENERGY : http://www.zazaenergy.com/pages/downloa ... hepel_.pdf, ........

Interessant.

Puits avec drains multiples :