Un défi non conventionnel : les défaillances de tubage lors de la fracturation hydraulique peuvent-elles être arrêtées ?

Les producteurs de schiste du monde entier ont appris ces dernières années qu'ils ne peuvent pas tenir l'intégrité des puits de forage pour acquise.

Lors des traitements de pompage sous pression, l'interaction de la fracturation hydraulique et de la géomécanique de la formation déforme, voire cisaille, le tubage en acier. Dans le pire des cas, cela signifie que certains opérateurs ont perdu l'accès à de longues sections d'un puits de forage avant qu'il ne produise un seul baril de pétrole.

Ceci n'est en grande partie pas considéré comme un défi inter-puits similaire aux coups de fracturation. Il est plutôt considéré comme un phénomène intrapuits. Le problème peut prendre plusieurs formes et n'a pas de pilote universel.

George King, consultant indépendant et porte-parole technique de premier plan sur la fracturation hydraulique, souligne que tous les actifs non conventionnels ne sont pas touchés, ce qui indique que la géologie et la compréhension du tissu rocheux sont importantes. Cependant, les informations qu'il a recueillies auprès des opérateurs clients montrent que dans certains champs de pétrole de schiste et de réservoirs étanches aux États-Unis, entre 20 et 30 % des puits horizontaux sont plus ou moins touchés.

"Parfois, c'est avec le support en ciment, et parfois c'est avec le tubage lui-même", a déclaré King, énumérant deux des causes profondes générales du problème. Il a ajouté que la déformation du tubage est "un artefact de certains dommages que nous constatons actuellement dans le domaine de la fracturation et [pendant] la période de fracturation".

Une version couramment rapportée du problème apparaît après que quelques étapes seulement à l'extrémité d'un puits horizontal ont été fracturées. Alors qu'un autre bouchon est pompé au fond du trou pour continuer la complétion, il s'arrête soudainement à 1 000 pieds à 5 000 pieds de sa cible. Cela pourrait se produire dans le virage, ou cela pourrait être quelque part profondément dans le latéral.

Souvent, la déformation est décrite comme une ovalisation. Si une restriction consomme beaucoup plus d'un dixième de pouce du diamètre interne d'origine du tuyau, il est possible que des étapes non stimulées au-delà du point d'arrêt soient perdues au profit des méthodes conventionnelles de plug-and-perf. Ce sort peut parfois être évité en utilisant des pistolets perforateurs à profil mince, mais d'autres technologies d'isolation sont encore nécessaires pour remplacer les bouchons conventionnels.

Les opérateurs non conventionnels en Chine, en Argentine, au Canada et aux États-Unis ont tous été confrontés à ce problème. En réponse, la communauté technique a récemment intensifié ses efforts de collaboration lors de conférences de l'industrie pour trouver des réponses.

En Chine, le problème semble être plus répandu par puits. Les compagnies pétrolières nationales travaillant dans le bassin du Sichuan, la zone non conventionnelle la plus active du pays, ont signalé que plus de 40 % des puits de gaz ont subi des déformations ou des défaillances du tubage. Comme leurs homologues américains, les opérateurs chinois se rendent généralement compte du problème lors d'une opération d'outil post-fracturation.

L'Argentin Vaca Muerta n'est pas non plus à l'abri. Un article technique de 2015 co-écrit par des chercheurs de Chevron et YPF (URTeC 178620) présente le cisaillement du tubage et les restrictions comme étant courants et "extrêmement préjudiciables aux performances du puits".

Lorsqu'ils expliquent pourquoi le problème surgit aujourd'hui, plus d'une décennie après le début de la révolution du schiste, les experts s'empressent de souligner que beaucoup de choses ont changé depuis les premiers puits forés horizontalement et fracturés hydrauliquement.

"Aujourd'hui, le problème est qu'ils ne font plus que quatre ou cinq fractures", comme le faisaient les opérateurs à l'aube de l'exploration non conventionnelle, a expliqué Arash Dahi-Taleghani, professeur agrégé d'ingénierie pétrolière à la Penn State University. "Parfois, vous avez 150 à 200 fractures étroitement espacées et les taux d'injections sont élevés." Il a ajouté que les nouvelles technologies de dérivation pourraient même jouer un rôle, car leur travail consiste à créer des pressions à proximité du puits de forage. "Toutes ces choses peuvent mettre trop de pression sur le boîtier, ce qui n'était pas le cas auparavant."

Dahi-Taleghani a étudié les côtés américain et chinois du problème. Il a déclaré que les théories sur la déformation du tubage évoluent encore, mais a affirmé qu'il existe de multiples causes.

Ils peuvent travailler indépendamment, mais il est beaucoup plus probable qu'une combinaison de conditions s'aligne pour compromettre l'intégrité du puits de forage. Les mécanismes de déclenchement les plus largement reconnus reflètent le fait que la bonne planification et la nature ont des rôles à jouer.

Ils comprennent:

Un avertissement diffusé aux producteurs de schiste est que leurs modèles économiques négligent souvent ces problèmes en se basant sur l'hypothèse que la défaillance du tubage est un résultat à faible risque. "Mais plus vous essayez de lésiner sur la conception de votre conduite, votre ciment, vos raccords - ce genre de chose - plus le risque que le puits tombe en panne avant que vous puissiez obtenir un retour est élevé", a souligné King. "Cela va changer vos calculs de valeur actualisée nette."

En juillet dernier, plus de 200 professionnels de l'industrie se sont rassemblés dans une salle lors de la conférence sur les technologies des ressources non conventionnelles (URTeC) à Denver, où un panel composé principalement de consultants de l'industrie a offert des informations sur les problèmes d'intégrité des puits induits par la fracturation hydraulique. Les ingénieurs pétroliers ont profité de l'occasion pour poser des dizaines de questions aux experts.

Plusieurs demandes de renseignements portaient sur la façon de remédier aux fuites de tubage. Faut-il utiliser un liner patch ou un squeeze en résine ? Si une fuite est détectée lors de la fracturation (indiquée par une chute de pression inattendue), le pompage doit-il s'arrêter ? Ou est-il préférable de continuer à pomper et d'espérer que le sable comblera le trou ?

Quelle doit être la force du ciment ? Le ciment moussé absorberait-il mieux certaines des forces de cisaillement ? Les bactéries corrosives vivant dans le réservoir pourraient-elles aggraver l'effondrement du tubage ? Les prévisions peuvent-elles être améliorées en utilisant des modèles intégrés qui tiennent compte de la géomécanique, de la qualité du ciment et des charges de tubage ?

Une personne a peut-être posé la question la plus importante : est-il possible d'éliminer les défaillances du boîtier ? La réponse à cette question est non, du moins pas dans tous les scénarios. La réponse à beaucoup d'autres questions est "ça dépend".

L'industrie reste dans une position où il est plus facile de décrire le problème que de décrire ce qu'il faut faire en réponse. Cela est dû en partie au manque d'informations accessibles au public. Et tout le monde ne partage pas les mêmes expériences. Certaines entreprises peuvent voir le problème dans un puits par an, d'autres peuvent le voir dans plus d'une douzaine.

En dehors des études de cas en Chine, les producteurs de schiste ont produit peu d'articles pertinents sur le sujet ces dernières années. La plupart des informations sur l'ovalisation et la déformation du tubage proviennent du domaine offshore où le compactage du réservoir dû à la production et à l'injection est un problème connu depuis des décennies.

Mais l'absence de partage des connaissances au sein du secteur non conventionnel l'a laissé sans consensus sur les meilleures pratiques, ou un ensemble solide d'exemples de terrain qui démontrent des stratégies d'atténuation efficaces. Cependant, plus d'informations seront bientôt connues.

Lors de la conférence SPE sur la technologie de fracturation hydraulique (HFTC) du mois prochain à The Woodlands, au Texas, un panel composé de tous les opérateurs présentera des études de cas sur les effets de la fracturation hydraulique sur l'intégrité des puits dans divers bassins. Les sociétés pétrolières et gazières qui présenteront leurs conclusions sont Shell, BP, ConocoPhillips, Encana (bientôt rebaptisée Ovintiv) et XTO.

Terry Palisch, conseiller technique mondial chez Carbo Ceramics et directeur technique SPE pour les finitions, a aidé à organiser à la fois l'URTeC et le prochain panel HFTC. Pour lui, l'objectif primordial a été de convaincre les opérateurs qu'il est maintenant temps de commencer à partager des informations.

"Nous sommes conscients des sensibilités", a-t-il dit, "mais c'est un problème de l'industrie que nous devons résoudre, et nous ne le résoudrons que si nous travaillons ensemble."

Palisch a ajouté que, comme cela a été le cas avec les impacts de fracturation, le secteur du schiste a tendance à accélérer une collaboration fructueuse au moment où les efforts de remédiation commencent à apparaître. Le panel du HFTC fournira des éclaircissements sur la question de savoir si le secteur atteint ce point en ce qui concerne les défaillances de tubage.

Les stratégies de stimulation actuelles et leurs effets sur le réservoir sont de toute évidence les principaux moteurs de la déformation du tubage dans les zones de schiste.

Les prescriptions de complétion d'aujourd'hui exigent l'application de pressions de fond de puits élevées, une plage qui s'étend de 8 000 psi à 14 000 psi. A l'intérieur du réservoir, ces pressions ne sont pas toujours appliquées uniformément.

Les modèles ont depuis longtemps montré aux opérateurs que leurs stimulations entraînent des fractures dites bi-wing qui sont à peu près symétriques. Mais grâce à des diagnostics tels que des relevés microsismiques, il est bien entendu que les fractures bi-ailes sont une rareté. La norme est la fracturation asymétrique, en particulier dans les scénarios de remplissage.

Dans les cas extrêmes, Dahi-Taleghani a déclaré que certains puits en Chine ont vu 80 à 90 % de l'impact de l'énergie de stimulation sur un seul côté de la roche réservoir. La question a fait l'objet d'un article qu'il a récemment présenté à la conférence et exposition techniques annuelles de SPE (ATCE) à Calgary (SPE 195944).

"Lorsque vous poussez d'un côté, vous développez des contraintes de cisaillement", a-t-il expliqué, ajoutant que "le tubage est très résistant en termes de contrainte de traction ou de compression, mais pas tellement en ce qui concerne les contraintes de cisaillement".

Un événement de cisaillement ne coupe pas toujours un puits, comme le mot l'indique, mais il peut déformer suffisamment le tuyau pour essentiellement fermer le puits de forage. Dans l'exemple chinois, les chercheurs ont conclu que lorsque de tels mécanismes de défaillance étaient activés, la fracturation des étages suivants exacerbait la déformation du tubage.

Leur proposition était d'utiliser de nouveaux flux de travail et un modèle terrestre 3D pour mieux comprendre comment le réservoir réagirait à la fracturation asymétrique. De plus, l'étude fait valoir qu'une meilleure modélisation permet une "conception d'espacement rationnel" et que l'associer à une surveillance microsismique en temps réel aidera les opérateurs à atténuer activement les défaillances du tubage.

Une pression à des niveaux extrêmes peut également faire gonfler le tuyau vers l'extérieur d'un centième de pouce. Une telle expansion peut sembler minime, mais elle est significative.

"Alors que vous continuez à perforer et à fracturer, vous récupérez cette pression, vous réduisez donc la pression [le boîtier pendant] la durée du travail de fracturation - et chaque fois que vous faites cela, vous agrandissez ce tuyau ", a déclaré King. Et lorsque le tuyau se dilate et se contracte encore et encore, la porte aux problèmes de fatigue s'ouvre.

Ensuite, il y a la question de la température et de son effet sur le boîtier en acier. Les températures de fond dans un puits de schiste peuvent dépasser 200 °F, alors que les fluides de fracturation sont généralement pompés à des températures de surface qui, par temps chaud, peuvent être de 70 à 80 °F.

Cam Matthews, chercheur à la société d'ingénierie C-FER Technologies basée à Edmonton, a noté que le différentiel par temps froid pouvait atteindre 200 ° F (c'est-à-dire, 50 ° F d'eau d'injection et une température de réservoir de 250 ° F).

"Chaque fois que vous injectez du fluide froid à des débits élevés pendant une période raisonnable, vous transmettez cette température de surface jusqu'au fond du puits de forage", a-t-il expliqué. "Cela affecte le tubulaire du point de vue du chargement mécanique, en particulier lorsque vous l'ajoutez à toutes les autres contraintes."

La variation de température met également le tuyau en tension, ce qui, s'il n'était pas pour le ciment, rétracterait le tuyau vers le haut jusqu'à 20 à 30 pieds. Bien que le tubage cimenté ne soit pas susceptible de se déplacer à un tel degré, des forces axiales dommageables peuvent encore s'accumuler. King a expliqué que cela provoque un mouvement "d'avant en arrière" du tubage, à quel point "vous entrez dans une charge dynamique et une charge ponctuelle de ce tuyau".

Bien qu'ils soient à l'autre bout du monde, le bassin du Sichuan et la Vaca Muerta partagent une caractéristique importante : ils se trouvent à l'ombre de deux des plus grandes chaînes de montagnes du monde. En Chine, c'est l'Himalaya, tandis qu'en Argentine, ce sont les Andes.

Les deux chaînes tirent le tissu géologique des deux bassins de schiste comme une tente, créant des forces tectoniques sévères et des zones de failles. Lorsqu'il n'est pas pris en compte, cela pourrait signifier la mort de puits de forage de plusieurs millions de dollars.

Si une faille près d'un puits de forage est activée et glisse, alors le tubage en acier est à la merci des mouvements de la Terre. Ce problème a été signalé principalement en Chine.

Dahi-Taleghani a déclaré qu'après des années de difficultés, les opérateurs chinois évitent désormais le cisaillement lié aux défauts en passant plus de temps à détecter les zones dangereuses. Leur prochain plan d'action consiste à ne pas placer d'amas de fracturation à moins de 200 à 250 pieds de chaque côté d'une faille. Outre les données sismiques, Dahi-Taleghani a déclaré que les failles peuvent être "empreintes digitales" pendant le forage car elles sont fortement corrélées aux événements de circulation perdue.

Les plus grandes sources de préoccupation aux États-Unis et au Canada tournent autour du processus de construction de puits, ce qui signifie d'une part que la forme d'un puits est un facteur. Si un puits horizontal présente une courbe en dogleg trop prononcée ou trop d'ondulations prononcées par la suite, le tubage est lié à un facteur de stress appelé charge ponctuelle ou charge non linéaire.

En termes simples, plus le dogleg est pointu, plus le potentiel de fatigue de la carcasse est élevé. Pour comprendre le chargement ponctuel dans ce contexte, il est utile d'imaginer comment un trombone s'affaiblit et finit par se déformer ou se casser lorsqu'il est plié à plusieurs reprises d'avant en arrière.

La gravité signalée du dogleg est généralement de l'ordre de 7 ° à 10 ° par cent pieds. Cependant, cette mesure peut être trompeuse puisqu'elle ne comprend que les points entre le début d'une colonne de conduite et la fin. Lorsque des mesures sont prises en continu à l'intérieur du puits, des doglegs de plus de 30° par cent pieds ont été enregistrés.

De longs intervalles de conduite ne sont pas susceptibles de dépasser des angles aussi aigus, et bien que de courts intervalles le puissent, ils sont soumis à une charge ponctuelle ou non linéaire lorsqu'ils se déplacent vers le fond du trou. Le forage de trajectoires plus douces et le lissage de sections d'ondulations font partie des recommandations discutées pour réduire le nombre de points de contrainte le long du tubage.

Le chargement ponctuel devient également moins préoccupant lorsqu'un travail de ciment de qualité a été réalisé. Cependant, la définition de la « qualité » a fait l'objet de débats dans la zone de schiste depuis le début de la cimentation horizontale des puits.

King a déclaré que du point de vue de l'isolement zonal, la plupart des travaux de cimenterie font leur travail. Il est moins certain dans le secteur du schiste de savoir si la plupart des travaux de cimentation supportent le tuyau à partir d'une charge non uniforme imposée par le réservoir.

Et bien qu'un boîtier plus solide puisse sembler un remède évident, ce n'est pas ce que demandent les personnes qui étudient la question. Des murs plus épais et l'utilisation d'acier de meilleure qualité ne résoudront pas toujours ces problèmes et sont souvent des options peu pratiques d'un point de vue économique.

« Le tubage représente environ 20 % à 30 % du coût total du puits. C'est une somme énorme, et en raison de problèmes budgétaires constants, les opérateurs choisissent de payer le coût minimum de conception de tout puits », Christine Noshi, une ingénieure pétrolière qui a étudié l'intégrité du tubage dans les ressources non conventionnelles dans le cadre de son programme d'études supérieures à la Texas A&M University.

Noshi, maintenant stagiaire au sein de la division logicielle Landmark d'Halliburton, a présenté ses conclusions sur la prédiction et la prévention des défaillances de tubage l'année dernière lors de la Conférence internationale sur les technologies pétrolières à Pékin (IPTC 19311). L'une de ses conclusions est que le secteur du schiste ne dispose pas des outils informatiques nécessaires pour étendre la prévision des défaillances du tubage.

"Tout doit être saisi par l'ingénieur", a-t-elle expliqué. "Il n'existe aujourd'hui aucun logiciel qui automatise le processus - même le flux de travail le plus simple pour concevoir une chaîne de tubage - ou qui vous indique qu'il existe un risque plus élevé de défaillance dans cette chaîne ou qui vous avertit des dangers potentiels."

Matthews soutient également que les méthodes de conception traditionnelles sont tout simplement dépassées par le nombre de complexités impliquées dans les environnements non conventionnels. Pour la plupart, les calculs utilisés aujourd'hui se concentrent carrément sur le stress.

"Vous déterminez vos contraintes admissibles, vous déterminez quelles seront les charges, puis vous y mettez un facteur de sécurité, et la vie est bonne", a-t-il déclaré, ajoutant que le seul problème est que ce flux de travail simple ne s'applique vraiment qu'au monde conventionnel. "Les cycles sévères de pression-température et les charges induites par le mouvement potentiel de la formation (déformations) représentent certainement différentes conditions de chargement et considérations de conception dans ces puits qui ne sont pas traditionnels."

Matthews a déclaré que la cimentation pourrait être améliorée en faisant tourner le tubage, une pratique normale dans les puits verticaux. Cependant, la rotation des tuyaux est rarement effectuée dans le secteur non conventionnel en partie en raison des inquiétudes concernant les impacts inhérents à la fatigue en flexion et à la charge de torsion qu'elle a sur les connexions de tuyaux.

Ce compromis souligne également que les raccords de tuyauterie sont considérés comme une autre source courante de défaillance du tubage, en particulier dans les sections de construction des puits de schiste horizontaux. C-FER est l'une des nombreuses sociétés représentées au sein d'un comité API qui a été créé pour examiner les normes de l'industrie pour les connexions de tubage. Le comité récemment formé aidera à décider si de nouveaux protocoles de qualification de connexion doivent être rédigés pour leur application dans de telles applications de puits horizontaux (SPE 194369).

De par leur nature même, les défaillances de tubage sont souvent difficiles à diagnostiquer. Parfois, cela est dû au fait que l'étape coupable est inaccessible au moment où le problème est détecté. Mais les nouvelles technologies ont permis de voir plus facilement les problèmes. Deux des entreprises qui mènent cette charge sont EV et DarkVision.

En 2018, le spécialiste du diagnostic visuel EV s'est associé à Anadarko Petroleum (acquis l'année dernière par Occidental Petroleum) pour déployer un système de caméra de fond de trou intégré à un outil d'étrier multidoigts. Le projet, décrit comme le premier du genre et détaillé dans un article partagé lors du HFTC de l'année dernière (SPE 194252), a démontré comment la combinaison de données visuelles et de mesures d'épaisseur offre une certitude quant à la source des déformations du boîtier.

Anadarko a choisi de faire fonctionner le système dans l'un de ses puits de l'ouest du Texas après la découverte d'une obstruction lors du pompage d'un bouchon et d'un pistolet perforant.

Le système a trouvé des dizaines de colliers de tubage qui avaient perdu une partie de leur diamètre interne d'origine. Parmi ceux-ci, quatre colliers ont subi un ovalisation sévère. Les colliers normaux dans le puits présentaient un diamètre moyen de 3,92 pouces tandis que les colliers déformés mesuraient en moyenne 3,71 pouces. Le collier le plus proche de la profondeur suspendue ne mesurait que 3,46 pouces de diamètre et un autre situé à quelques centaines de pieds était encore plus serré à 3,18 pouces.

Le double ensemble de données a été utilisé par Anadarko pour conclure que, dans ce cas, le conducteur derrière les déformations était en surcouple. Cela a été soutenu par le fait que l'ovalisation a également été observée 1 à 2 pieds au-dessus de chacun des colliers anormaux.

Au lieu de caméras, DarkVision utilise une technologie de balayage acoustique pour capturer des images de l'ensemble du puits de forage au fur et à mesure que son outil se déplace à travers celui-ci. Les opérateurs sont venus à la startup technologique basée à Vancouver pour analyser l'érosion par perforation. Au cours de ce travail, l'entreprise a également découvert des problèmes d'intégrité de puits inattendus, y compris le premier puits dans lequel l'outil a été exécuté.

"Il y avait juste un gros trou là-bas, et nous n'étions pas sûrs qu'il y avait une perforation bien qu'elle ne corresponde pas à l'endroit où les perforations étaient censées se trouver", a rappelé Stephen Robinson, le directeur général de DarkVision. "Il s'est avéré que les données correspondaient très bien à l'endroit où les prises étaient installées."

Lors de ce premier déploiement, cinq trous de tubage ont été trouvés; suffisant pour persuader l'opérateur d'envisager un autre type de prise à l'avenir. Tous les bouchons n'ont pas échoué dans ce puits ou dans les puits suivants, mais DarkVision n'a enregistré de tels défauts que là où les bouchons étaient installés. "Pour la même raison que les perforations s'érodent, il y a du proppant qui passe et cela crée un chemin de fuite de plus en plus grand", a expliqué Robinson.

De tels trous de tubage peuvent entraîner de fortes chutes de pression lors de la fracturation hydraulique, ce qui réduit l'énergie de stimulation délivrée dans la matrice de schiste.

DarkVision a également vu plusieurs puits où l'érosion des bouchons a coupé les câbles à fibres optiques attachés à l'extérieur du boîtier. Le diagnostic haute définition coûte environ 1 million de dollars par puits et fait partie des technologies les plus délicates utilisées en fond de puits. Une coupure dans la fibre est facilement confirmée en faisant correspondre le point auquel un trou a été découvert à l'endroit où les données de la fibre arrêtent de diffuser. "Vous ne savez pas où cela va commencer, ou où cela va se terminer, ou quelles étapes cela va affecter. Mais chaque fois que vous installez une prise, vous avez une chance de casser votre fibre", a déclaré Robinson.

SPE 184868 Une enquête de causalité pour les défaillances de tubage observées survenant pendant les opérations de fracturation par Neal Adams, Neal Adams Services, et al.

IPTC 19331 Approches d'exploration de données pour la prédiction et la prévention des défaillances de tubage par Christine Noshi, Texas A&M University, et al.

SPE 194369 Développement d'une méthode d'évaluation pour les connexions de tubage utilisées dans les puits à fracture hydraulique par Kirk Hamilton, C-FER Technologies, et al.

SPE 195944 Impact du volume de roche stimulé asymétrique sur la déformation du tubage dans la fracturation en plusieurs étapes ; Une étude de cas par Hao Yu, Southwest Petroleum University, et al.

URTeC 178620 Interference Behaviour Analysis in Vaca Muerta Shale Oil Development, Loma Campana Field, Argentina par Milena Rimedio, YPF, et al.

SPE 194252 Restriction latérale longue diagnostiquée par un combo caméra-étrier sur un tracteur E-Line en un seul passage par Allison Lay, Anadarko, et al.