fracturation hydraulique : les clés pour comprendre
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Faculté Polytechnique
Jean-Pierre Tshibangu & Fanny Descamps Service de Génie Minier, UMONS - FPMs
Fracturation hydraulique : les clés pour comprendre
Gaz de schistes et de charbon : quelques aspects d'ingénierie
Mons, 8 Décembre 2014
Université de Mons
Historique et définitions
Mise en œuvre technique
Conception et modélisation: mécanique de la rupture fragile, modélisation mécanique, productivité
A propos des fluides de fracturation
Mesures et contrôle
Plan de la présentation
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Université de Mons
Qu’est-ce que la fracturation hydraulique?
La fracturation hydraulique ou « fracking » est une techniquedestinée à casser la couche ou zone payante dans un réservoir deliquide ou de gaz de manière à améliorer la productivité.
Elle consiste à mélanger différentes composantes (généralementdes produits chimiques) pour préparer le fluide de fracturationapproprié à un cas spécifique, et à pomper le mélange dans lacouche à des débit et pression suffisamment élevés pour initier etfaire propager une fracture hydrauliquement.
Il existe également une fracturation dite acide pratiquée dans lesformations carbonatées dont le but est de dissoudre de la matièrele long des fractures.
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Université de Mons
Fracturation hydraulique
Sou
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: IFP
-EN
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Université de Mons
Le phénomène de fracturation en vue d’augmenter la production avaitdéjà été observé au cours des années trente. Mais il faudra attendrejuillet 1947 pour voir le premier traitement de fracturationspécifiquement dédié à la stimulation de la production; elle a étéconduite dans le champ gazier de Hugoton en Arkansas (USA).
Depuis sa découverte, la fracturation hydraulique s’est développéedepuis le simple processus à faibles volume et débit d’injection, à uneméthode complexe à haute ingénierie utilisée pour différents objectifs.Elle peut être utilisée pour améliorer la productivité des puits ensupplantant les problèmes de dommage autour du puits pendant lesopérations de forage et de complétion; elle peut également êtreutilisée pour faire des fractures profondes dans les réservoirs à faibleperméabilité.
Bref historique
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Université de Mons
Au cours des années, la technologie associée à la fracturation s’estaméliorée significativement. Des fluides de fracturation ont été mis aupoint pour des réservoirs variés allant des cas peu profonds et faibletempérature à des formations dans des environnements profonds etchauds. Beaucoup de types d’éléments de soutènement ou“proppants” ont été développés par exemple, allant du sable siliceux,le “standard”, à des matériaux fortement résistants comme les billesde bauxite frittées, qui peuvent être utilisées dans des formationsprofondes où la contrainte de fermeture de la fracture excède lacapacité des sables.
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Bref historique
Université de Mons
Mise en œuvre technique
Système à 1 ou 2 obturateursGaz de schiste et de charbon - Mons le 8 décembre 2014
Application des cycles d’injection et mesure des pressions.
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Vue générale des opérations
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Université de Mons
Installations de surface
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Université de Mons
Installations de surface (bis)
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by CMOh
Université de Mons
Conception et modélisation : géométrie et orientation des fractures
Cas d’un puits vertical avec 2 contraintes horizontalesprincipales à l’infiniSolution de Kirsch:
σθ = 3 σH – σh – pS -p si θ = 0
σθ = 3 σH – σh – pS - p si θ = π/2
Si H > h & pS +p > 3 σh – σH → Fracturation hydrauliquepossible pour θ = π/2
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Orientation par rapport à la profondeur (Le Tirant et Gay)
Le fracking permet la mesure des contraintes in situ.
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Cartographie des contraintes
mesurées in situ en Europe.
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Mécanique de la rupture fragile: modes de propagation des fissures et mécanismes
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2
3cos
2cos
2sin
2
3sin
2sin1
2cos
2
3sin
2sin1
2cos
2
,
r
cK I
xy
y
x
x
y
0
r
-c c
1 1CK K
Critère de propagation:
KIC est un paramètre du matériau
I II III
Mode I ou d’ouverture
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Mesure du facteur d’intensité de contrainte en mode I
Essais de flexion
2
9
2
7
2
5
2
3
2
1
30,15466,15018,8742,1858,11W
a
W
a
W
a
W
a
W
a
WB
PK c
Ic
Roche UCS (MPa) K1C (3 pts) (MPam) K1C (4 pts) (MPam)
Dolomie Marche les Dames 106 1,34 1,56
Porphyre Lessines 95 2,75
Calcaire Soignies 73 1,48 1,77
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F
B
W
a
d
L
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Modélisation de la propagation de la fracture
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𝑊 0, 𝑡 = 𝑔1 − 𝜈 𝜂𝑄𝐿2
𝜇𝐻
1 4
𝐿 =𝑄
16𝐻𝐶2𝑊 0, 𝑡𝑝
2𝛼𝐿
𝜋− 1 + 𝑒𝑥𝑝 𝛼𝐿
2 𝑒𝑟𝑓𝑐 𝛼𝐿
𝑊 0, 𝑡 = 41 − 𝜈2 𝜂𝑄𝐿 𝑡
𝜋𝐸
1 4
𝛼𝐿 =8𝐶 𝑡
𝜋𝑊 0, 𝑡𝑝
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On peut également évaluer le volume injecté. Typiquement, letraitement de fracturation a évolué en taille en partant de lamini-fracturation (exemple 2 m³) pour des longueurs faibles, àcelles massives à haute pénétration (MHF – Massive HydraulicFracturing) qui dépassent les 4 à 5000 m³ de fluide defracturation et 1.5 millions de kilogrammes de l’agent proppant.Les MHF ont joué un rôle important dans le développement desréservoirs de gaz peu perméables qui ne pouvaient pas êtreautrement économiques, d’où leur emploi dans l’exploitation desgaz de schistes.
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Agents proppants et conductivité des fractures : Indice de Productivité (IP)
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The Mc Guire-Sikora model is suited for determining the required fracture conductivity in an oil well producing from high-or medium-permeability formation. This fig can be used to determine the conductivity ratio needed to achieve a given PI (Productivity Index) ratio. The selection of a proppant consists of determining the optimum economic value of wkf (w: propped width of fracture, kf : permeability of proppant), fracture conductivity, for a given well.
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Perméabilité des proppants et effet de la contrainte
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Caractéristiques des fluides de forage et de fracturation
Phase de forage:
Débit: assure l’évacuation des cuttings sans re-broyage
Contrôle de densité: donner un soutènement à la paroi du forage
Thixotropie: former un gel pour éviter la sédimentation pendant l’arrêt de pompage
Formation du cake (fine couche déposée sur la paroi): éviter l’arrive des fluids de formation ainsi que la perte des fluides forage.
Phase de fracturation:
Transport des éléments de soutènement (proppants): sable, billes de bauxite …
Faible filtration et haute viscosité pendant le traitement
Faible viscosité et compatibilité avec les fluides de formation pour permettre un dégorgement facile après le traitement
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Fluides de forage et fracturation:type, composition et usage
A base d’eau: bentonite, eau, baryte (densificateur), sels (KCl) pour inhiber le gonflement des argiles, … - bons du point de vue environnemental mais peuvent induire un gonflement des argiles.
A base d’huile: huiles, densificateurs,… - conviennent pour les formations gonflantes mais sont polluants. Souvent interdits dans beaucoup de pays.
Polymères: il en existe des convenables pour toutes les formations géologiques, mais sont onéreuses en général.
Additifs: gels (gomme de guar, …), acides pour nettoyer après traitement, etc.
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Pendant les opérations de fracturation: Pressions en tête de puits Débit Volumes injectés Densité de la boue (vérifier la concentration en proppant) Mesures acoustiques (pendant la propagation de la
fracture)
Après la fracturation: Pression Volume de fluide de fracturation récupéré Hauteur de fracture et ses autres dimensions: débit,
température, diagraphie gamma si proppants dopés.
Mesures et contrôle
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Eif
fel
tow
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Mesures microsismiqueset extension des fractures
Dep
th (
m)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
1 1001 2001 3001 4001 5001 6001
Dep
th, m
Fracture stages
Typical aquifer depths
Fracture tops
Fracture bottoms
Average perforation depth
After Warpinski et al
10
00
m
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Ch
arle
z)
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Extensions verticales des fractures
Cartographie de la propagation des fractures par auscultation
microsismique temps réel.
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Après plus de 50 ans de pratique de fracturationhydraulique pour améliorer la production des liquideset des gaz, la technique est de mieux en mieuxmaîtrisée par les ingénieurs.
Mais notre habilité à déterminer la forme des fracturesin-situ, leurs dimensions (longueur, largeur et hauteur),l’azimut et la conductivité est toujours en coursd’amélioration et la recherche doit continuer à s’yemployer.
Conclusion
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Merci pour l’attention
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