Avanços em Fracking – Low-Tech, High-Tech e Climate-Tech.

A Conferência de Tecnologia de Fraturamento Hidráulico (HFTC) foi realizada em The Woodlands, Texas, de 1 a 3 de fevereiro de 2022. O hiato da pandemia parece finalmente ter terminado, desde que não surjam novas variantes radicais.

O hiato não impediu a inovação, que sempre foi um ingrediente-chave da indústria de petróleo e gás. Aqui estão alguns destaques recentes, alguns dos quais saíram do HFTC.

Avanços de baixa tecnologia.

Um aumento no número de poços a serem concluídos em 2022, além de seções de poços horizontais mais longas, pressagiam um salto na areia de fraturamento. Mas as minas de areia atuais, mais frequentemente na bacia nos dias de hoje, sofreram com preços e manutenção reduzidos nos últimos anos e podem não ser capazes de suprir a necessidade.

As bombas estão em falta. Os operadores estão apegados às bombas que precisam de reparo ou atualização porque os locais de aluguel são limitados em sua oferta.

Alguns operadores no Permiano estão perfurando poços horizontais mais longos. Os dados mostram uma redução de custos de 15-20% para perfuração e completação de poços em comparação com anos recentes, em parte porque os poços podem ser perfurados mais rapidamente. Uma empresa perfurou uma horizontal de 2 milhas em apenas 10 dias.

Perfuração mais rápida é mostrada por esta comparação: no auge da perfuração do Permiano em 2014, 300 sondas perfuraram menos de 20 milhões de pés laterais em um ano. No ano passado, 2021, menos de 300 sondas perfuraram 46 milhões de pés – um resultado notável.

Parte do motivo é um uso crescente do projeto simul-frac, onde dois poços adjacentes são perfurados e fraturados em conjunto – conclusão 70% mais rápida do que o projeto zipper-frac tradicional.

A produção de petróleo por pé aumenta com o comprimento horizontal de 1 milha para 2 milhas. Embora a maioria dos poços no Permiano tenha agora pelo menos 2 milhas de comprimento, alguns operadores estão forçando os limites. Para um operador, quase 20% dos poços têm 3 milhas de comprimento e estão satisfeitos com os resultados.

Mas alguns relatam resultados mistos para produtividade por pé. Enquanto alguns poços mais longos permaneceram os mesmos, alguns poços caíram 10-20% entre comprimentos de 2 milhas e 3 milhas. Um resultado definitivo ainda não está disponível.

Uma barra lateral para isso é a enorme quantidade de água e areia usada para fraturar um poço horizontal de 3 milhas. Se os números obtidos de um poço típico de 2 milhas em 2018 são extrapolados para um poço de 3 milhas, encontramos volumes totais de água subindo de 40 pés para 60 pés sobre a área gramada de um estádio de futebol - e isso levanta questões sobre a fonte de a água da fratura. Uma revelação semelhante aparece para os volumes totais de areia que aumentam de 92 contêineres de vagões para 138 contêineres. E isso é apenas para um poço

Avanços de alta tecnologia.  

Na cabeça do poço, há um foco mais forte na coleta de mais dados e diagnóstico dos dados para melhorar o fraturamento de poços horizontais. 

Conectividade de campo próximo.

A Seismos desenvolveu um diagnóstico inovador que pode caracterizar quão boa é a conexão entre poço e reservatório, que é fundamental para o fluxo de óleo em um poço horizontal.

Um pulso acústico é usado para medir a resistência de fluxo na região próxima ao furo de poço de um poço que foi fraturado. A métrica é chamada NFCI, para índice de conectividade de campo próximo, e pode ser medida ao longo de um poço horizontal. Foi demonstrado que o NFCI se correlaciona com a produção de petróleo em cada estágio de fratura.

Estudos mostraram que o NFCI depende de:

· A geologia do reservatório – rochas frágeis fornecem números NFCI maiores do que rochas dúcteis.

· Proximidade de outros poços que podem induzir tensões que fazem com que os números de NFCI variem ao longo de um poço horizontal.

· Adicionando um desviador ou usando um projeto de fratura de entrada limitada que pode aumentar os valores de NFCI em 30%.

Monitoramento de pressão de poço selado.  

Outro exemplo de alta tecnologia é o SWPM, que significa Sealed Wellbore Pressure Monitoring. Um poço monitor horizontal, cheio de líquido sob pressão, se destaca de outro poço horizontal que deve ser fraturado ao longo de todo o seu comprimento. Os medidores de pressão no poço do monitor registram pequenas mudanças de pressão durante as operações de fraturamento.

O processo foi desenvolvido pela Devon Energy e Well Data Labs. Desde 2020, mais de 10,000 estágios de fraturamento – normalmente 40 ao longo de uma lateral de 2 milhas – foram analisados.

Quando as fraturas se espalham a partir de um determinado estágio de fratura e atingem o poço do monitor, um pico de pressão é registrado. O primeiro blip é verificado em relação ao volume de fluido de fratura bombeado, chamado VFR. O VFR pode ser usado como um proxy para a eficiência de fratura de cluster e até mesmo usado para descobrir a geometria da fratura. 

Outro objetivo pode ser entender se a depleção do reservatório, devido a um poço-mãe pré-existente, pode afetar o crescimento de fraturas. Uma nova fratura tende a se dirigir para uma porção esgotada de um reservatório.

Tensão perto do poço do cabo de fibra óptica.   

Um cabo de fibra óptica pode ser estendido ao longo de um poço horizontal e fixado na parte externa do revestimento do poço. O cabo óptico é protegido por uma bainha de metal. Um feixe de laser é enviado pelo cabo e capta reflexões causadas por crimpagem ou expansão (ou seja, deformação) do cabo quando uma fratura no poço tem sua geometria alterada por uma mudança na pressão do poço durante a produção de petróleo.

Os tempos precisos são registrados quando ocorre uma reflexão do laser e isso pode ser usado para calcular qual local ao longo do cabo foi crimpado – segmentos de poços tão pequenos quanto 8 polegadas podem ser identificados.

Os sinais de laser estão relacionados com a geometria e a produtividade da fratura em um determinado conjunto de perfuração. Uma grande mudança de deformação sugeriria uma grande mudança na largura da fratura conectada a essa perfuração. Mas nenhuma mudança de tensão indicaria nenhuma fratura nessa perfuração, ou uma fratura com condutividade muito baixa.

Estes são os primeiros dias, e o valor real dessa nova tecnologia ainda não foi determinado.

Avanços da tecnologia climática.  

São inovações relacionadas às mudanças climáticas e às emissões de gases de efeito estufa (GEE) que estão contribuindo para o aquecimento global.

Fratura eletrônica.

No campo petrolífero, uma maneira de reduzir as emissões de GEE é por meio de empresas de petróleo e gás esverdeando suas próprias operações. Por exemplo, usando, em vez de diesel, gás natural ou energia eólica ou solar para bombear as operações de fracking.  

Em uma sessão plenária de abertura no HFTC, Michael Segura, vice-presidente sênior, disse que a Halliburton era um dos principais players em frotas de fraturamento elétrico ou tecnologia de fraturamento eletrônico. De fato, os e-fracs foram iniciados pela Halliburton em 2016 e comercializados em 2019.

Segura disse que os benefícios estão na economia de combustível, bem como nas reduções de GEE de até 50%. Ele afirmou que este foi um “impacto bastante notável no perfil de emissões de nossa indústria”.

Ele também disse que a empresa fez “um grande compromisso com o desenvolvimento de equipamentos e tecnologia de habilitação, como fraturamento alimentado por rede”. Isso aparentemente se refere ao uso de eletricidade da rede, em vez de turbinas a gás movidas a gás de cabeça de poço ou fontes de GNV ou GNL.

As frotas eletrônicas mais comuns usam gás de boca de poço para acionar turbinas a gás para gerar eletricidade que alimenta a frota, disse um observador. Isso reduz a pegada de GEE em dois terços e significa que mais poços podem ser concluídos sob uma determinada licença de emissão de GEE.

E-fracs são apenas cerca de 10% do mercado agora, mas espera-se que a demanda mundial para reduzir GEE aumente o uso de e-fracs, onde normalmente podem ser alcançadas reduções de 50% de GEE.

Geotérmico.  

A energia geotérmica é verde em comparação com os combustíveis fósseis, porque extrai das formações subterrâneas energia na forma de calor que pode ser convertida em eletricidade.

Hot Dry Rock era o nome do método para extrair energia geotérmica por fraturamento de granito nas montanhas próximas ao Laboratório Nacional de Los Alamos (LANL) no Novo México. Isso foi na década de 1970.

O conceito, inventado na LANL, era bastante simples: perfurar um poço inclinado no granito e fraturar o poço. Perfure um segundo poço a alguma distância que se conectaria à(s) fratura(s). Em seguida, bombeie a água para baixo do primeiro poço, através das fraturas onde receberia calor, depois para o segundo poço, onde a água quente poderia acionar uma turbina a vapor para produzir eletricidade.

O conceito era simples, mas os resultados das fraturas eram tudo menos simples – uma rede de pequenas fraturas que complicavam e reduziam o fluxo de água para o segundo poço. As eficiências não eram grandes e o processo era caro.

O conceito foi testado em muitos outros lugares ao redor do mundo, mas permanece à beira da acessibilidade comercial.

John McLennon, da Universidade de Utah, falou na sessão plenária do HFTC sobre um novo plano. Ele faz parte de uma equipe que deseja expandir o conceito perfurando poços horizontais em vez de quase verticais e implantando a mais recente tecnologia de fraturamento do campo petrolífero. O projeto é chamado de Enhanced Geothermal Systems (EGS) e é financiado pelo Departamento de Energia dos EUA (DOE).

O projeto perfurou o primeiro de dois poços de 11,000 pés em março de 2021. A abordagem é fraturar o primeiro poço e mapear as fraturas para projetar um plano de estimulação para o segundo poço a 300 pés do primeiro poço que fornecerá a conectividade necessária entre os dois poços. Se funcionar, eles planejam adaptar as operações a dois poços que ficam a 600 pés de distância.

É um pouco irônico que a tecnologia de poço desenvolvida para a revolução do petróleo e gás de xisto possa ser enxertada em uma fonte de energia limpa para ajudar a substituir as energias de combustíveis fósseis.

Outra versão disso, com fundos do DOE para a Universidade de Oklahoma, é produzir energia geotérmica a partir de quatro poços de petróleo antigos e usá-la para aquecer escolas próximas.

Apesar do entusiasmo em projetos como esses, Bill Gates argumenta que a geotérmica contribuirá apenas modestamente para o consumo de energia do mundo:

Cerca de 40% de todos os poços cavados para geotérmica acabam sendo inúteis. E a geotérmica está disponível apenas em alguns lugares ao redor do mundo; os melhores pontos tendem a ser áreas com atividade vulcânica acima da média.