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Hydrofracturing sans énergie hydraulique

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Hydrofracturing a besoin d'eau ? un bon nombre d'eau. Le puits typique du Dakota du Nord exige 3 ? 5 millions de gallons de l'eau, et lui doivent être raisonnablement propres

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La réutilisation rompant des fluides est des importantes affaires, mais le débarras de l'eau des matières solides dissoutes est cher et produit d'un jet de rebut de ses propres. L'eau saumâtre est souvent trouvée dans les formations salines encadrant des réservoirs de gaz, et peut être employée pour quelques puits.

Un problème continu, cependant, est la concurrence croissante pour des sources d'eau. Les producteurs d'agriculture et d'énergie concurrencent déjà les utilisateurs domestiques pour des approvisionnements en eau à travers l'Amérique du Nord, et on s'attend à ce que seulement la situation devienne plus mauvaise.

Les producteurs de pétrole et de gaz sont souvent derniers sur la liste de clients préférés de l'eau. Quand elle vient aux puits de alimentation de personnes ou de perçage, les gens gagnent habituellement. Confronté aux restrictions à l'utilisation d'eau, les foreuses recherchent des manières de réduire ou éliminer l'eau comme fluide dans leurs processus de rupture hydrauliques.

Beaucoup de solutions de rechange sont en cours de développement ou dans l'utilisation commerciale. Celles-ci incluent ? activation ? arrosez avec les gaz supercritiques, utilisant le gaz liquéfié en tant que primaire en rompant le propane liquide et convertissant dans un liquide pour l'usage comme fluide de rupture. Chacun a ses avantages et inconvénients, mais tous sont actuellement dans les épreuves ou l'utilisation commerciale quelque part aux États-Unis.

Libération du pétrole et du gaz serrés

Hydrofracturing est une technique employée pour libérer vers le haut ? fortement ? pétrole et gaz. Le processus commence par foré bien, qui s'embranche souvent dehors dans les alésages horizontaux multiples se prolongeant à travers une formation géologique ressource-productrice. Une fois que les puits sont forés, un mélange de l'eau, stabilisateurs et ? proppants ? ? les particules ont conçu pour maintenir des ruptures ouvertes et coulantes - est pompé dans bien à la pression. Le fluide alors est enlevé et le puits est nettoyé des particules proppant et rompues excessives avec l'utilisation de plus de fluides. Après cleanout, le puits est apporté en ligne. Quelques puits individu-pressurisent, alors que d'autres exigent le pompage mécanique pour extraire les hydrocarbures.

Le fluide de rupture traditionnel est l'eau de 99%. Ajouter un petit pourcentage de l'azote liquide ou l'anhydride carbonique à l'eau est dû possible aux pressions impliquées. Ce processus, appelé ? fluide activé ? a plusieurs avantages. D'une manière plus importante, il améliore l'efficacité du fluide de rupture, de ce fait réduisant la quantité de l'eau requise. La cavitation et les bulles du gaz entraîné améliorent l'insertion proppant, laissant moins d'excès proppant pour être nettoyé du puits réalisé.

? Il n'y a aucune question que là n'est pas autant application de cette technologie qu'il pourrait y avoir ? dit Mukul Sharma, un professeur à l'Université du Texas, qui avait recherché des ruptures activées. ? Nous avons vu un avantage clair dans plusieurs des schistes canadiens utilisant ces fluides activés. ? Aux États-Unis, cependant, il semble être une issue de poulet-et-oeuf avec des fournisseurs voulant assurer le gaz, mais ayant besoin d'une demande constante du marché pour justifier des usines de gaz de bâtiment.

L'activation de l'eau réduit le gonflement des particules d'argile dans la formation, améliorant de ce fait l'écoulement final de porosité et d'hydrocarbure. Les fluides activés exigent peu d'additifs comme des acides, des commandes de viscosité et des retardements de gonflement, réduisant des risques environnementaux. Si l'eau est disponible et un programme de traitement établi est en place, le gaz activant peut être la meilleure solution.

Rupture cryogénique

Mais ce qui si un emplacement a accès à une source peu coûteuse et à fort débit d'anhydride carbonique ? Les champs de production qui sont près d'une centrale électrique et qui capturent l'anhydride carbonique (CO2) peuvent signifier que c'utilisant le CO2 liquéfié afin de la rupture est un grand choix. Connue sous le nom de rupture cryogénique, utilisation du CO2 liquéfié ou azote peut bientôt devenir une eau-alternative dans les parties eau-soumises à une contrainte du Texas, du Colorado et de la Californie.

L'école du Colorado des mines dans d'or, Colo., a plusieurs puits cryogéniques d'essai en cours de développement. Les chercheurs là commencent les essais liquides de rupture cryogéniques d'injection. Jusqu'ici le rapport ayant examiné seulement l'azote liquide. Ce fluide est facilement procurable, bout rapidement, refroidit la roche rapidement et est non-toxique, les chercheurs disent. L'azote liquide à une température de -321F rompt la roche par pression et également avec le choc thermique. Puisqu'aucune eau n'est employée, les argiles mettent-ils ? la bosse de t et là est peu de fluide polluant-chargé de flowback à traiter.

Le problème principal avec la rupture cryogénique obtient le gaz au puits. Bien que la construction de canalisation de CO2 augmente à travers l'Amérique du Nord, peu de secteurs sont bien servis.

Les États-Unis ont plus de 500.000 milles de gazoducs, et approximativement 3.600 milles de canalisations de CO2. Les canalisations existantes de CO2, à l'origine construites pour soutenir ont augmenté le rétablissement d'huile, relient des fournisseurs aux champs dans le Texas occidental, le Colorado méridional, la Louisiane et le Mississippi, et le Dakota du Nord nordique. Ni la Californie ni le nord-est n'ont des réseaux de canalisation de CO2, limitant ces secteurs au gaz mis en bouteille ou à rien. Plusieurs producteurs industriels de gaz favorisent les systèmes autonomes d'extraction, principalement pour l'azote, mais le coût demeure jusqu'ici prohibitif.

Un autre défi avec le gaz liquéfié obtient la distribution égale des proppants dans des formations de roche. Plusieurs producteurs travaillent avec du CO2 gélifié en grès, où le besoin de proppants est moins et le fluide est capable de supporter sa propre charge proppant. La rupture thermique est également un problème dans quelques formations, car elle tend l'au-dessus-rupture la doublure de puits et peut causer assez obstruer que l'avantage thermique net tombe à zéro. Les pompes, les joints et les modes opératoires tous auront besoin d'une mise à niveau pour traiter ces basses températures de fonctionnement.

Du côté positif, le CO2 liquide combine avec de l'eau entraîné pour former l'acide carbonique, qui érode plus loin des doublures de fissure et améliore la porosité. Pendant que le CO2 liquide tourne de nouveau à un gaz à l'intérieur de la formation, cette énergie entraînée peut être employée pour nettoyer la formation et pour la préparer pour la production. Si une source bon marché, abondante et fiable du CO2 est disponible aux foreuses, l'accès à l'eau peut devenir un point discutable.

techniques Hydrocarbure-basées

les fluides Hydrocarbure-basés de rupture offrent une troisième alternative. Deux choses les gisements de gaz que naturel ont dans l'abondance sont gaz naturel et propane. D'abord examiné en 2007, la rupture propane-basée est actuellement sous la commercialisation par plusieurs compagnies, y compris Calgary, GasFrac Alberta-basé et ecorpStim Houston-basé. Les avantages en chef de la rupture propane-basée sont accès à fournir et nettoyage simplifié. Le du côté incliné est l'à niveau élevé du soin requis pour empêcher des incendies et des explosions.

la rupture ecoStimPropane-basée s'est historiquement fondée sur le propane liquéfié, mais le butane et le pentane sont permis dans un peu pour certains types de roche. Chacun des cartel trois bien avec le jet produit de gaz et se dissout également bien dans l'huile et d'autres liquides de gaz, convertissant le fluide de rupture en produit final.

Propane ? l'inflammabilité de s est une issue. Des lances de Richard, un principal conseiller de services de gisement de pétrole à l'industrie pétrolière et un ancien ingénieur de Halliburton, ont été rapportées comme disant ? En tant qu'ancien ingénieur de frack, j'obtiens les willies quand je pense à l'obtention n'importe où près d'un frack qui est inflammable. Quand attrape-t-il le feu, il doesn ? brûlure de t bien. ?

EcorpStim a relevé ce défi avec une solution inflammable appelée le heptafluoropropane. Selon la compagnie, le fluide est inflammable, densité non-toxique et sa élevée fournit les charges proppant effectivement et complètement. Vers le bas du latéral, il ? s pas un sous-produit normal des puits de gaz, les besoins d'être acheté d'un fournisseur et exige la séparation de l'après utilisation produit de jet de gaz. GasFrac, en revanche, favorise l'utilisation du propane pur.

Recherche continue

Pendant que la nécessité de conserver l'eau potable augmente, la conclusion d'autres options liquides pour hydrofracturing devient une considération de plus en plus importante pour des producteurs de pétrole et de gaz. Dans les secteurs où les canalisations de CO2 existent et l'eau est la rupture chère et cryogénique peut être l'option favorisée d'option. D'une part, les avantages de la technologie liquide activée peuvent être si irrésistibles que le coût d'approvisonnement ait liquéfié le CO2 ou l'azote peut ne pas importer. En conclusion, dans les régions où ni l'eau ni les canalisations n'existent, la rupture propane-basée vaut l'examen, bien que le processus soit toujours dans sa enfance.

Un fait demeure : les conflits au-dessus de l'eau sont susceptibles ici de rester. La conclusion des options viables est de plus en plus une priorité pour l'huile et l'industrie du gaz.