Fracturation hydraulique : les clés pour comprendre

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

Gaz de schiste et de charbon - Mons le 8 décembre 2014 2

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.


Université de Mons

Fracturation hydraulique

Sou

rce

: IFP

-EN


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


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.


Bref historique

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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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Installations de surface


Cit

ade

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ergy

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Installations de surface (bis)


by CMOh

http://blog.neosgeo.com/author/chris/

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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

Gaz de schiste et de charbon - Mons le 8 décembre 2014

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


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


F

B

W

a

d

L

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Modélisation de la propagation de la fracture


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)


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

ers

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

Sou

rce

: To

tal (

Ch

arle

z)


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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