Caractéristiques de la méthode à bouchon et perforation et de la méthode à bille et manchon

Analyse des coûts

Les économies les plus importantes réalisées grâce au système OHMS proviennent du gain de temps sur site et de la réduction des besoins en puissance liés au traitement de fracturation. La perforation par tubage, la perforation par câble et la pose de bouchons ne sont que quelques exemples des coûts supplémentaires engendrés par la procédure de bouchage et de perforation, coûts qui sont éliminés avec le système OHMS. La méthode de complétion OHMS a permis de réduire d'environ deux semaines les opérations de complétion, générant ainsi des économies de 300 000 à 400 000 dollars par puits (prix de 2005).

Les coûts supplémentaires liés aux opérations de bouchage et de perforation comprennent la location et l'installation d'une colonne de liaison pour fournir un mono-alésage pour le déploiement du bouchon et du canon, les frais de câble et les frais de pompage supplémentaires.

L'effet cumulatif de ce retard au cours d'un programme de forage soutenu peut avoir un impact significatif sur la valeur actuelle nette (VAN) du projet.

Par exemple, dans la formation de Bakken Shale, 200 barils supplémentaires sont utilisés par étape pour le pompage des bouchons. Pour une complétion en 14 étapes, le coût moyen de l'eau avec la méthode OHMS est de 40 000 $US, soit une économie de 15 % ou 6 000 $US par opération (Zander et al., 2010). L'effet cumulatif de ces économies sur la durée d'un programme de forage continu peut avoir un impact significatif sur la valeur actuelle nette du projet.

Aspects temporels

Sans problème logistique ni défaillance mécanique, le traitement de la fracture d'une cuvette OHMS à 20 étages (limite technique au moment de l'étude) a pu être réalisé en une seule opération de 24 heures. Une opération comparable de bouchage et de perforation peut prendre jusqu'à cinq jours.

Un autre avantage est d'accroître considérablement la disponibilité et la flexibilité du calendrier des traitements de fracturation hydraulique de la société de services.

La durée plus courte du traitement de stimulation des complétions OHMS permet de réduire le temps d'attente des services de fracturation et de diagraphie et de mettre le puits en production plus rapidement qu'avec un tubage cimenté, un puits bouché et perforé, ce qui optimise l'utilisation des équipes de fracturation, de plus en plus limitées (Edwards et al., 2010 ; Loehoefer et al., 2010). Cet écart est uniquement dû au temps nécessaire au pompage de chaque étage pour la méthode de bouchage et de perforation.

La méthode de bouchage et de perforation nécessite que des bouchons de pont soient pompés dans le tubage, ce qui implique de rincer le puits de tout agent de soutènement afin d'éviter que le bouchon ne se coince avant d'atteindre la profondeur de pose souhaitée, un processus qui prend du temps.

Performance de production

Cette étude a été menée afin de comparer les puits fracturés multi-étages cimentés et non cimentés dans le schiste de Barnett. Elle a analysé les données des deux types de puits sur une même période ainsi que les taux de récupération de la production à long terme.

Des études antérieures menées dans la formation de Barnett ont montré que les puits non cimentés sont plus performants que les puits cimentés (Fisher et al., 2004). Cependant, malgré l'exploitation d'autres gisements non conventionnels, l'idée persiste que les complétions à trou ouvert ne sont pas efficaces dans certaines zones où le tubage cimenté est prédominant (Britt et Smith, 2009).

OPTIMISATION Portée

Concernant l'optimisation de la production des puits stimulés multi-étages, des simulations récentes de profils de déplétion issues de complétions multi-étages à six étages, avec ou sans tubage cimenté, ont démontré que les complétions à trou ouvert offrent un meilleur drainage du puits horizontal (Themig, 2010). Cependant, la plupart des modèles ne permettent pas de simuler les contraintes variables dans un puits horizontal ; par conséquent, la trajectoire de propagation réelle et la taille de la fracture ne peuvent être déterminées. Ceci pose problème lorsqu'il s'agit d'optimiser la propagation de la fracture pour maximiser le contact avec la formation.

Bien que la méthode de bouchage et de perforation semble répondre à la plupart des problèmes mentionnés ci-dessus, notamment l'isolation par cimentation, les perforations s'étendant dans la formation pour lutter contre la contrainte circonférentielle (Britt et al., 2009), la cimentation du puits latéral empêche la contribution à la production des fractures et fissures naturelles souvent présentes dans les réservoirs non conventionnels, dont un puits latéral à trou ouvert bénéficierait.

Caractéristiques opérationnelles

Le principal avantage opérationnel des complétions OHMS réside dans leur réalisation en une seule opération de pompage continue, sans nécessiter d'appareil de forage ni de services de diagraphie/CT. Cette caractéristique unique a permis de réaliser d'importantes économies de temps et de coûts.

Cependant, la technologie de bouchage et de perforation nécessitait les opérations suivantes, effectuées en fond de puits une fois la profondeur totale atteinte : cimentation du tubage latéral, perforation par tube flexible ou par tubage transporté jusqu'au pied du puits, mise en place de 5 ou 6 bouchons de pontage et perforations pour un traitement de fracturation hydraulique en 6 ou 7 étapes. Ensuite, après la fracturation, il fallait procéder au long forage des bouchons de pontage mis en place entre chaque étape.

Dynamique de stimulation

Les opinions divergent quant à la manière dont les fractures se produisent dans les deux systèmes :

Le système OHMS permet au traitement de fracturation de cibler la zone de contrainte principale minimale le long du puits et de propager une ou plusieurs fractures. Cette méthode semble particulièrement adaptée aux environnements de roche dure à faible perméabilité ; toutefois, la modélisation des fractures peut s’avérer complexe.

Cependant, la méthode Plug and Perf utilise des points d'entrée en béton dans la formation pour faciliter l'amorçage de la fracture puis sa propagation dans tout le réservoir.

Temps d'arrêt bien

Si l'on exclut les problèmes de planification des traitements de fracturation souvent rencontrés, un puits complété à l'aide de la technique OHMS peut être mis en production dans les deux jours suivant la libération de l'appareil de forage.

Le système de bouchon et de perforation peut ajouter 4 jours supplémentaires au traitement de la fracture et engendrer plusieurs « problèmes » logistiques, notamment des problèmes de transport et de planification.

Facteurs HSE (Santé, Sécurité et Environnement)

Les complétions OHMS sont plus sûres grâce à la réduction du nombre d'allers-retours dans le puits, à la réduction du temps passé sur site et à l'absence de nécessité d'utiliser des explosifs de perforation.

Meilleures pratiques de fracturation

Le développement des meilleures pratiques de fracturation au cours des dernières décennies comprendrait : ne pas trop déplacer l’agent de soutènement, assurer la conductivité à proximité du puits, favoriser le retour immédiat, optimiser la récupération de la charge, maintenir les pressions de rupture basses, minimiser la tortuosité de la fracture et minimiser la charge de fluide (Themig, 2010).

Reflux immédiat.

La gestion de la période de retour de fluide d'un puits est un paramètre reconnu comme facteur important pour une performance de production optimale (Crafton et Gunderson, 2007). Les puits complétés par la méthode OHMS peuvent être immédiatement remis en production après stimulation, contrairement aux puits nécessitant un forage long et fastidieux pour retirer les bouchons de pontage et d'éventuelles périodes d'arrêt qui peuvent aggraver les dommages à la formation et entraîner des réductions irréversibles du débit et de la perméabilité récupérée.

Surdéplacement

Dans les opérations de fracturation par injection et perforation, afin d'éviter que les bouchons de pontage ne se bloquent dans le puits en raison de la présence d'agent de soutènement provenant de l'étape précédente, le volume total de fluide contenu dans le puits est déplacé avant la mise en place du bouchon de pontage. Cette opération permet non seulement d'éliminer l'excédent d'agent de soutènement, mais aussi de le repousser dans la fracture, loin du puits. En revanche, en tenant compte du type de système utilisé, des profondeurs, des longueurs latérales et des fluides déplacés, les complétions OHMS permettent un positionnement plus précis de la bille sur son siège. Ceci permet d'isoler le traitement de fracturation de l'étape précédente et d'obtenir une situation optimale : l'agent de soutènement est placé directement au fond du puits, réduisant ainsi le surdéplacement du traitement de fracturation.

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