EP2686519A2 - Fracturation electrique et statique d'un reservoir - Google Patents

Fracturation electrique et statique d'un reservoir

Info

Publication number
EP2686519A2
EP2686519A2 EP12708047.1A EP12708047A EP2686519A2 EP 2686519 A2 EP2686519 A2 EP 2686519A2 EP 12708047 A EP12708047 A EP 12708047A EP 2686519 A2 EP2686519 A2 EP 2686519A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
fracturing
reservoir
electrical
electrodes
tank
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP12708047.1A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP2686519B1 (fr
Inventor
Franck Rey-Bethbeder
Antoine Jacques
Justin Martin
Antoine SYLVESTRE de FERRON
Thierry Reess
Olivier Maurel
Christian LABORDERIE
Gilles PIJAUDIER-CABOT
Alain Gibert
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Centre National de la Recherche Scientifique CNRS
Universite de Pau et des Pays de lAdour
TotalEnergies SE
Original Assignee
Total SE
Universite de Pau et des Pays de lAdour
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Total SE, Universite de Pau et des Pays de lAdour filed Critical Total SE
Publication of EP2686519A2 publication Critical patent/EP2686519A2/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP2686519B1 publication Critical patent/EP2686519B1/fr
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/003—Vibrating earth formations

Definitions

  • the present invention relates to a device and a method for fracturing a geological reservoir of hydrocarbons, as well as a process for the production of hydrocarbons.
  • Static fracturing is a targeted dislocation of the reservoir, by means of the injection under very high pressure of a fluid intended to crack the rock.
  • the crack is made by a mechanical "stress” resulting from a hydraulic pressure obtained using a fluid injected under high pressure from a well drilled from the surface.
  • Hydrofracturing or “hydrosilicous fracturing” (or “frac jobs”, “frac'ing” or more generally “fracking”, or “massive hydraulic fracturing”).
  • US 2009/044945 A1 discloses in particular a static fracturing method as described above.
  • Static fracturing has the disadvantage that tank fracturing is generally unidirectional. Thus, only the hydrocarbon present in the reservoir portion around a deep but very localized crack is produced more rapidly.
  • Electric fracturing involves generating an electric arc in a well drilled in the reservoir (typically the production). The electric arc induces a pressure wave that damages the reservoir in all directions around the wave and thus increases its permeability.
  • US 4,074,758 discloses a method of generating an electro-hydraulic shock wave in a liquid in the wellbore to better recover oil.
  • US 4,164,978 suggests following the shock wave with an ultrasonic wave.
  • Document US 5,106,164 also describes a method for generating a plasma explosion and thus fracturing a rock, but in the case of a shallow hole, for a mining application and not for the production of hydrocarbons.
  • US 4,651,311 and US 4,706,228 disclose a device for generating an electrical discharge with electrodes in an electrolyte-containing chamber, wherein the electrodes are not subject to erosion by the plasma of the discharge.
  • WO 2009/073475 discloses a method for generating an acoustic wave in a fluid medium present in a well with a device comprising two electrodes between an upper packer and a lower packer defining a confined space. This document describes that the acoustic wave is maintained in a non-"shock wave” state in order to improve the damage, without, however, explaining the differences between "ordinary” acoustic wave and "shock" wave.
  • the method may include one or more of the following features:
  • the electric fracturing is repeated in different treatment zones along the well; - In each treatment zone, several arcs are generated after, preferably, said arcs induce a pressure wave whose rise time a rise time is decreasing;
  • the arcs are generated at a frequency equal to the resonance frequency of a material to be fractured in the tank;
  • the arcs are generated at a frequency less than 100 Hz, preferably less than 10 Hz, and / or greater than 0.001 Hz, preferably greater than 0.01 Hz;
  • the reservoir has a permeability less than 10 microdarcy
  • the tank is a reservoir of shale gas.
  • the electrical fracturing is generated by a fracturing device which comprises two packings defining therebetween a confined space in a well drilled in the reservoir; a pump for increasing the pressure of a fluid in the confined space; a fluid heater; at least one pair of two electrodes arranged in the confined space; and an electrical circuit for generating an electric arc between the two electrodes, the circuit comprising at least one voltage source connected to the electrodes and an inductance between the voltage source and one of the two electrodes;
  • the inductance is an adjustable inductance coil, preferably between 1 ⁇ and 100 mH, more preferably between 10 ⁇ and 1 mH;
  • a distance between the electrodes is adjustable, preferably between 0.2 and 5 cm, more preferably between 1 and 3 cm;
  • the voltage source comprises a capacitor of adjustable capacity
  • the voltage source comprises a Marx generator.
  • Figures 1 to 3 diagrams showing proposed fracturing methods
  • Figures 4 to 6 an example of the electrical fracturing of the fracturing process of any one of Figures 1 to 3;
  • FIGS. 7 to 10 examples of a particular device for generating an electric arc
  • FIGS. 11 to 16 examples of measurements.
  • FIG. 1 there is provided a method of fracturing a geological reservoir of hydrocarbons.
  • the process of Figure 1 comprises static fracturing (S20) of the tank by hydraulic pressure. And the method of FIG. 1 also comprises, before, during or after the static fracturing (S20) (these three possibilities being represented by the dotted lines in FIG. 1), an electrical fracturing (S 10) of the reservoir by generating a electric arc in a well drilled in the tank.
  • S20 static fracturing
  • S 10 electrical fracturing
  • the term "electric arc” refers to an electric current created in an insulating medium.
  • the generation of the electric arc induces a "pressure wave", i.e. a mechanical wave passing through a pressure in the middle in which the wave passes.
  • the generation of the electric arc allows more diffuse / multidirectional reservoir damage than damage from static fracturing.
  • the generation of the electric arc thus causes microcracks in all directions around the position of the electric arc, and thus increases the permeability of the reservoir, typically by a factor of 10 to 1000.
  • this increase in permeability intervenes without using a means to prevent the closing of microcracks, such as propellant injection.
  • electrical fracturing (S 10) does not require considerable energy or large amounts of water. There is therefore no need for a particular water recycling system.
  • the electric arc is preferably generated in a fluid present in a well drilled in the tank.
  • the pressure wave resulting from the electric arc is thus transmitted with fewer attenuations.
  • the drilled well contains fluid which is typically water.
  • electric fracturing (S10) follows a drilling process, the drilled well can be automatically filled with water present in the tank. Potentially, if the drilled well does not fill automatically, it can be filled artificially.
  • Static fracturing can be any type of static fracturing known from the prior art.
  • the static fracturing (S20) may comprise, after the eventual drilling of a well in the reservoir, the injection of a fluid under high pressure into the well.
  • Static fracturing (S20) thus creates one or more unidirectional cracks, typically deeper than those created by electrical fracturing (S 10).
  • the fluid can be water, a mud or a technical fluid with controlled viscosity enriched with hard agents (grains of sieved sand, or ceramic microbeads) which prevent the fracture network from closing on itself at the time of the pressure drop.
  • hard agents grains of sieved sand, or ceramic microbeads
  • Static fracturing may comprise a first injection phase in a well drilled with a fracturing fluid that contains thickeners, and a second phase that involves the periodic introduction of propant (ie a proppant) into the fracturing fluid to feed the fracture created by propelling.
  • propant ie a proppant
  • the second phase or its sub-phases involves the additional introduction of a reinforcement and / or consolidation material, thereby increasing the strength of the propant clusters formed in the fracturing fluid.
  • Such static fracturing (S20) makes it possible to obtain fractures typically between 100 and 5000 meters.
  • Static fracturing can precede electrical fracturing (S 10).
  • the pressure wave generated by the electrical fracturing (S 10) can follow the course of the fluid introduced into the cracks created by static fracturing. (S20) and thus improve the damage.
  • static fracturing (S20) may precede electrical fracturing (S10) by less than a week.
  • FIG. 2 there is also provided a method of fracturing a geological reservoir of hydrocarbons previously statically fractured by hydraulic pressure.
  • the process of FIG. 2 then comprises the single electrical fracturing (S 10) of the reservoir, carried out in a reservoir where a well has already been drilled and has already been statically fractured.
  • the process of FIG. 2 allows the damage of reservoirs already exploited after static fracturing.
  • the process of Figure 2 allows the exploitation of an abandoned tank because already exploited, potentially reusing a well already drilled.
  • the process of FIG. 2 corresponds to the method of FIG. 1 (where static fracturing (S20) corresponds to this prior static fracturing).
  • the preliminary static fracturing may have been carried out according to the method of FIG.
  • FIG. 3 there is provided a method of fracturing a hydrocarbon geological reservoir comprising a particular electrical fracturing (S 10).
  • the electrical fracturing (S 10) proposed in the process of FIG. 3 can of course be used in the process of FIG. 1 and / or in the process of FIG. 2.
  • the process of FIG. 3 mainly comprises electrical fracturing ( S 10) of the reservoir by the generation of an electric arc in a fluid present in a well drilled in the reservoir (thus combined or not with static fracturing, for example the static fracturing (S20) of the process of FIG. 1).
  • the electric arc induces a pressure wave whose rise time is greater than 0.1 ⁇ , preferably greater than 10 ⁇ .
  • the process of Figure 3 improves the fracturing of the reservoir.
  • the rise time of the pressure wave is the time required for the pressure wave to reach the pressure peak, ie the maximum value of the wave (also called “peak pressure").
  • a rise time greater than 0.1 ps, preferably greater than 10 ⁇ $ corresponds to a pressure wave which penetrates better into the tank.
  • Such a pressure wave is particularly effective (ie the wave penetrates deeper) in the case of ductile materials, such as those that make up shale gas reservoirs.
  • the rise time is less than 1 ms, advantageously less than
  • the pressure wave may have a maximum pressure of up to 10 kbar, preferably greater than 100 bar and / or less than 1000 bar. This may correspond to an energy stored between 10 J and 2 MJ, preferably between 10 kJ and 500 kJ.
  • the well can be horizontal.
  • the well may be horizontal and have a length preferably between 500 and 5000 m, preferably between 800 and 1200 m, for example at a depth between 1000 and 10000 m, for example between 3000 and 5000 m.
  • Electric fracturing (S10) can be repeated in different treatment zones along the well. Indeed, with electric fracturing (S 10), a pressure wave usually penetrates less deeply than static fracturing. Thus, with electrical fracturing (S 10), cracks of length less than 100 m, typically less than 50 m, and typically greater than 20 m, are typically obtained. For a well several hundred meters long, the repetition of electrical fracturing (S 10) along the well allows damage along the well and therefore a better possible exploitation of the reservoir.
  • each treatment zone or in the single treatment zone if it is unique, several arcs can be generated afterwards.
  • the generation of an electric arc is repeated in a substantially fixed position.
  • the damage is thus improved by repeating the pressure wave.
  • the generated arcs can be the same or different.
  • the arcs generated subsequently induce a pressure wave whose rise time is decreasing.
  • the arches in succession can present an increasingly steep front, thus inducing a pressure wave having a rise time faster and faster.
  • the first impulses have slower fronts to penetrate deeply, whereas the pulses to the stiffer fronts fracture closer to the well and more densely. We optimize ⁇ damaged.
  • the first arcs can for example induce a pressure wave whose rise time is greater than 10 ⁇ , preferably 100 ⁇ .
  • the last arcs can then induce a pressure wave whose rise time is less than the rise time of the first arcs, for example less than 10 or 100 us.
  • the first arcs comprise at least one arc, preferably a number less than 10,000 or even 1000, and the last arcs comprise at least one arc, preferably a number less than 10,000 or even 1000.
  • the arcs can be generated at a frequency less than 100 Hz, preferably less than 10 Hz, and / or greater than 0.001 Hz, preferably greater than 0.01 Hz.
  • frequency can be (sensiMely) equal to the resonant frequency of the material to be fractured in the tank. This ensures more effective damage.
  • the reservoir may have a permeability less than 10 microdarcy.
  • This may include a shale gas tank.
  • the gas is typically adsorbed (up to 85% on Lewis Shale) and poorly trapped in pores.
  • the low permeability of this type of reservoir does not make it possible to hope to directly produce trapped gases in such a medium, only the surface gas (adsorbed gas) can be produced.
  • an effective electrical fracturing (S 10) over a radius of 30 m along a horizontal well of 1000 m would allow gas recovery that can exceed 50 MNm 3 (assuming 26 Nm 3 of gas per m 3 of rock as suggested by Faticle "Porosity and Permeability of Eastern Devonian Shale gas" above).
  • the fracturing process of any one of FIGS. 1 to 3 can thus be included in a hydrocarbon production process of the tank, typically shale gas.
  • the generation of the electric arc can induce a temperature gradient generating a pressure wave in the fluid.
  • Electrical fracturing may include the prior injection into the fluid of an agent improving the plasticity of the material forming the reservoir.
  • the agent may comprise a chemical additive.
  • the chemical additive may be an agent inducing the rock fracture.
  • the additive may include steam. This will further improve fracturing.
  • electrical fracturing (S 10) is carried out of a tank 40 in which a horizontal well 43 has been drilled.
  • Electrical fracturing (S 10) is here combined with static fracturing, not specifically illustrated and possibly prior, which has induced major fractures 41 in the reservoir.
  • the fracturing process here makes it possible to produce hydrocarbon by means of a production pipe located at the surface, at the wellhead 45.
  • the electric arc is here generated at the level of a fracturing device 47.
  • electrical fracturing induces secondary fractures 42 at the point where the arc is generated.
  • the secondary fractures 42 are shorter but more diffuse than the main fractures 41.
  • the electrical fracturing (S 10) is repeated in different treatment zones along the well.
  • Figure 4 shows indeed an initial phase of electric fracturing (S 10) downhole.
  • Figure 5 shows an intermediate phase in the middle of the well.
  • Figure 6 shows a final phase at the beginning of the well.
  • the progression of secondary fractures 42 is thus observed during the repetition of electrical fracturing.
  • the secondary fractures 42 are dispersed all around the well 43. It is then possible to recover the hydrocarbon surrounding these secondary fractures 42, a hydrocarbon potentially distant from the main fractures 41 and thus difficult to recover by a single static fracturing.
  • the electric arc of the method of any one of FIGS. 1 to 3 or 4 to 6 may be generated by any device provided for the generation of such an arc.
  • a particular device for generating the arc will now be described. It is understood that the various functionalities of the particular device (i.e. the different actions it achieves) can be integrated into the process of any one of Figures 1 to 3, including the electrical fracturing S10 of the process.
  • the particular device of fracturing a geological hydrocarbon reservoir comprises two packings defining therebetween a confined space in a well drilled in the reservoir (ie intended to be confined at least when the particular device is installed in a wellbore in the tank), and an electrical circuit (configured / adapted / planned) for generating an electric arc between two electrodes arranged in the confined space.
  • the circuit comprises at least one voltage source connected to the electrodes and an inductance between the voltage source and one of the two electrodes.
  • the device also includes a pump for increasing the pressure of a fluid in the confined space and a fluid heater. The particular device improves the fracturing of the reservoir.
  • the device may comprise a membrane that delimits the confined space.
  • the membrane is then preferably el 1 ement in a material suitable for good conduction of pressure waves, which optimizes electrical fracturing (S 10).
  • confined is meant that the confined space is provided so that the pressure and temperature therein can be changed by the pump and the heater, as known to those skilled in the art. This optimizes the fluid present in the confined space to promote the appearance of an electric arc between the two electrodes, depending on the conditions of the reservoir or the nature of the fluid. For example, increasing the temperature at constant pressure generally facilitates the appearance of an electric arc.
  • “containment” may but does not necessarily mean complete closure, and similarly, the seal may but is not necessarily total.
  • the circuit comprises at least one inductor between the voltage source and the electrode to which it is connected.
  • the inductance can be any component that induces a time delay of the current with respect to the voltage.
  • the value of an inductance is expressed in Henry.
  • the inductance may thus be a coil, possibly wound around a core of ferromagnetic material, or ferrites. Inductance is also known as "self”, “solenoid” when it comes to a coil, or “self-inductance”.
  • the inductance attenuates the current front in the circuit. This makes it possible to obtain a rise time of the slower pressure wave, and thus a pressure wave which penetrates better into the tank. Damage to the tank is thus deeper.
  • the inductance may be greater than 1 ⁇ or 10 ⁇ , and / or less than 100 ⁇ l or 1 mH.
  • the device can be movable along the well and set before the generation of an electric arc.
  • the device may comprise moving means, eg by remote control. This allows the device to be adapted in particular to the fracturing process of Figures 4 to 6, with the advantages thereof.
  • the device can then be powered by a high voltage power supply located on the surface and connected to the device by electrical cables following the well. (Indeed, in the example of FIGS. 4 to 6, the mobility of the fracturing device 47, which may be the particular device, makes it possible to fracture the reservoir all along the well, the device 47 being supplied in this example with a high voltage power supply 44 located at the surface and connected to the device 47 by the cables 46.)
  • the device can then also include a stall system. This allows the device to remain in the well when it is blocked. We can then recover the well and / or the stem train.
  • the device may be of generally elongated shape, which allows it to be moved more easily in the well.
  • the device may also include several pairs of electrodes, over a length.
  • the electrodes can be powered by several storage capacities. This makes it possible to perform the fracturing more quickly. Indeed, several arcs can then be generated at the same time between each pair of electrodes, and achieve several damages at the same time.
  • the device may include a chemical additive injection system that includes a storage tank for storing the additive and a pump for injecting the additive into the confined volume during use of the device.
  • the heater may include a source of hot fluid and a delivery conduit, the conduit having an opening proximate the electrodes such that, during operation of the device, hot fluid may be delivered from the source to the electrodes so as to create a thermal gradient between the electrodes.
  • the conduit can pass through one or both electrodes.
  • FIGS. 7 to 10 show a device 100 constituting an example of the particular device for fracturing a geological reservoir of hydrocarbons. presented above.
  • the device 100 of FIG. 7 comprises the two packings 102 and 103 defining between them the confined space 104.
  • the confined space 104 is here delimited by the membrane 108.
  • the device 100 also comprises the two electrodes 106. arranged in the confined space 104.
  • the two electrodes 106 are in the example respectively connected to the voltage source by an input 109 and a ground 103 (here merged with the seal 103) of the circuit, which allows the formation of the electric arc between the two electrodes 106.
  • the electrodes may have a radius of between 0.1 mm and 50 mm, preferably between 1 mm and 30 mm.
  • FIG. 7 the pump for increasing the pressure of a fluid in the confined space and the fluid heating apparatus are not shown.
  • the electrical circuit for the generation of an electric arc between the two electrodes 106, its voltage source and the inductance are not shown either, but may be according to FIGS. 8 to 10 which show schematically examples of the device 100.
  • the device 100 of FIG. 8 comprises the inductance coil 110.
  • the voltage source comprises the capacitor 112.
  • the capacitor 112 may have a capacitance greater than 1 ⁇ m, preferably greater than 10 ⁇ m. Such a capacity makes it possible to reach an energy causing the appearance of a subsonic arc.
  • An electric arc is said to be “subsonic” or “supersonic” depending on its speed.
  • a “subsonic” arc is typically associated with thermal processes: the arc is propagated through gas bubbles created by warming the water. We speak of “slow” propagation of the electric discharge, typically of the order of 10 m / s. The main characteristics of a subsonic discharge are related to high energies involved (typically beyond several hundred Joules), thermal processes associated with a long time of application of the voltage and at low levels of energy. voltage (low electric field). In this discharge regime, the pressure wave propagates in a large volume of gas before spreading in the fluid.
  • a “supersonic” arc is typically associated with electronic processes.
  • the discharge propagates in the water without a thermal process with a filamentary appearance.
  • the characteristics of a supersonic discharge are related to low energies involved, to high voltages associated with a short application time and to strong electric fields (MV / cm).
  • MV / cm strong electric fields
  • the thermal effects are negligible. Since the discharge can not develop directly in the liquid phase, the notion of micro-bubbles can be taken into account to explain the development of this discharge regime.
  • the volume of gas involved is lower than in the case of subsonic discharges.
  • the capacitor 112 may have a capacity less than 1000 ⁇ , preferably less than 200 ⁇ .
  • the capacitor 112 is separated from the inductor by the spark gap 114 which can be initiated by the pulse generator 116. This makes it possible to control the discharges of the capacitor 112 and thus the pressure waves generated by the electric arc.
  • the pulse generator 116 may be configured for a repetition of the waves as described above.
  • the voltage source i.e. capacitor 112 is charged by a charger
  • High Voltage 120 provided in an auxiliary circuit 122 at a voltage U of between 1 and 500 kV, preferably between 50 and 200 kV.
  • the auxiliary circuit is preferably located on the surface, and is then separable from the device.
  • the device 100 of FIG. 9 is different from the example of FIG. 8 in that a Marx generator 118 replaces the capacitor 112 and the assembly (spark gap 114 + pulse generator 116).
  • the generator Marx 118 allows during its discharge the creation of a supersonic electronic arc, imposing a higher voltage than the capacitor 112.
  • the voltage source comprises the capacitor 112 of FIG. 8 and the Marx generator 118 of FIG. 9.
  • the pulse generator 116 primes the first spark gap 117 of the Marx generator 118.
  • Device 100 further comprises ferrites 119 forming a saturable inductance in a path leading the capacitor directly to the inductor.
  • the ferrites 119 are configured to be saturated once the Marx generator 118 is discharged. Once the ferrites 119 are saturated, only the capacitor 112 discharges. This allows a temporary isolation of the capacitor 112 and thus the passage (ie switching) of a supersonic arc to a subsonic arc.
  • the device thus provides a coupling between a supersonic discharge and subsonic.
  • the subsonic discharge produced by the capacitor 112 occurs after a delay corresponding to the breakdown time of the generator Marx 118.
  • the switching can be done in a time less than 1 s.
  • the duration of the discharge produced by the Marx generator 118 is very short, lasting less than 1 microsecond, and amplitude greater than 100 kV.
  • the various components of the device 100 are of adjustable characteristics, ie their characteristics can be modified before use as a function of the reservoir, or during use as a function of the response or advancement of fracturing.
  • the coil 110 may be of adjustable inductance.
  • the characteristics of the Marx generator 118 (capacity of each capacitor in parallel, number of capacitors operating) can be adjustable.
  • the distance between the electrodes 106 preferably between 0.2 and 5 cm, more preferably between 1 and 3 cm, can also be adjustable.
  • the capacitance of the capacitor 112 can also be adjustable. This makes it possible to have a device 100 adapted to the fracturing of any type of tank. Indeed, it is not necessary to replace the device 100 when changing the reservoir to be fractured (and that the material is different) because it is sufficient to modify one or more of the adjustable parameters. This also makes it possible to optimize ⁇ damage by modifying, possibly remotely, the parameters in use.
  • the generation of the pressure wave can be broken down into two phases: a pre-discharge phase S 100 and a post-discharge phase. discharge S 110, separated by the appearance S 105 of the arc.
  • the voltage drops. This fall corresponds to the discharge of the equivalent capacity of the energy bank or the Marx generator into the equivalent resistance of the device 100.
  • the equivalent resistance is important, the better is the conservation of energy in the pre-breakdown phase.
  • the configuration of electrodes can therefore, in each case (subsonic or supersonic) allow to obtain the least possible loss of energy. This corresponds to the optimization of the water heating in one case and the electric field in the other.
  • the electrical circuit can be modeled by an RLC circuit in oscillating mode.
  • UB which is the voltage at the time of dielectric breakdown of water.
  • L, C and R are respectively the inductance, the capacitance and the resistance of the circuit.
  • This current i (t) is a function of the breakdown voltage UB (dielectric breakdown of the medium) of the capacitor, the inductance and the resistance of the circuit.
  • FIGS. 12 and 13 represent the peak pressure measurements as a function of the maximum current during the IS discharge phase and the linear regression of the measurements, in subsonic and supersonic mode, respectively. It can be seen that the pressure at a similar peak current is greater for a "supersonic" discharge. This can be explained in part by the processes generating the electric arc in the water and the volume of gas between the electric arc and the liquid in the inter-electrode space present.
  • a pressure sensor has been used to visualize the waveforms of the pressures generated as a function of the frequency spectrum.
  • This frequency spectrum can indeed be modified by the dielectric breakdown mode, by the parameters of the electric circuit, by the volume of gas, as well as by the nature of the liquid used.
  • Two examples of frequency spectrum associated with a subsonic and supersonic discharge were tested. It appeared that the higher the spectrum showed low frequencies, roughly 1 "damage was diffuse.
  • the result of various experiments carried out shows a linear relation of the dPma X / dt p as a function of the current front d / dtj, represented in FIG. 16.
  • the current front has an influence on the pressure front. The slower the current front, the lower the pressure.
  • the peak current i max is controlled by the available energy at the moment of the arc noted E b and by the inductance of the circuit L, these are the two parameters on which the user must act.
  • the resistance R is considered very low and the capacitance C is a function of the energy Et " .
  • the peak pressure generated is therefore controlled by the current i max (parameters E h and L) and by the coefficient k i (function of the inter-electrode distance and the dielectric rapture mode of the water). We can therefore act on E b , L and kj to obtain the desired pressure.
  • the coefficient k 2 corresponds to the electro-acoustic physical coupling.
  • the maximum of the pressure wave, resulting from the dielectric breakdown of water, depends mainly on the value of the maximum current, called I trix .
  • This value of the peak current is a function of the breakdown voltage and the impedances of the electrical circuit.
  • a way to optimize the current is to increase the breakdown voltage of the gap. This amounts to maximizing the switched electrical energy in the medium.
  • the amplitude of the pressure wave is optimized by reducing the impedance of the circuit.
  • the current injection form, the dielectric breakdown mode and the nature of the liquid have an influence on the dynamics of the pressure wave.
  • This dynamic and the acoustic performance of the device can also be modified by the injection of artificial bubbles and by the "double pulse” method (subsonic and supersonic).
  • the value of the pressure peak is greater in supersonic mode than in subsonic mode.
  • the value of the pressure peak is greater the greater the inter-electrode distance.
  • the geometry of the electrodes, with constant injected current, has no influence on the peak pressure generated, but may play a role in reducing the electrical losses in the pre-discharge phase.
  • the above studies confirm the usefulness of introducing an inductance between the voltage source and one of the two electrodes to act on the pressure wave generated in the end.
  • the studies also confirm the interest of having adjustable parameters, eg inductance, capacitor capacity, characteristics of the Marx generator. Indeed, the pressure wave depends on these parameters, the ability to adjust them to control the pressure wave.
  • the present invention is not limited to the examples described and shown, but it is capable of numerous variants accessible to those skilled in the art.
  • the principles outlined above can be applied to the production of seismic data.
  • the generation of the electric arc could alternatively induce a pressure wave having characteristics lower than those required for the fracturing of the reservoir. This can be done, for example, by adapting the charging voltage of the fracturing device and the charging voltage, and by varying the inductance.
  • Such a seismic data production method can then comprise the reception of a reflection of the pressure wave, the reflected wave then being typically modulated by its passage through the material constituting the reservoir.
  • the seismic data production method can then also include reflected wave analysis to determine reservoir characteristics. We can then build a seismic survey based on the reception.

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
  • Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

L'invention se rapporte notamment à un procédé de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures comprenant une fractoration statique (S20) du réservoir par pression hydraulique, et une fracturation électrique (S 10) du réservoir par génération d'un arc électrique dans un puits foré dans le réservoir. L'invention permet ainsi une fracturation du réservoir améliorée.

Description

FRACTURATION ELECTRIQUE ET STATIQUE D'UN RESERVOIR
La présente invention concerne un dispositif et un procédé de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures, ainsi qu'un procédé de production d'hydrocarbures.
Dans la production d'hydrocarbures, la perméabilité et/ou la porosité du matériau constituant le réservoir a une influence sur la production d'hydrocarbures, notamment sur la vitesse de production et ainsi la rentabilité. C'est notamment ce que rappelle l'article "Porosity and permeability of Eastem Devonian Shale gas" de Soeder, D.J ., publié dans SPE Formation Evaluation, en 1988, vol. 3, n°l , pp. 116- 124, qui présente l'étude de huit échantillons de « shale gas » (i.e. gas de schiste) du Dévonien, issus des Appalaches. Cet article explique notamment que la production de ce shale gas présente la difficulté que la perméabilité du réservoir (i.e. du matériau constituant le réservoir) est faible.
Ainsi, diverses techniques existent pour faciliter la vitesse de production d'hydrocarbures, notamment dans un réservoir peu perméable et peu poreux. Ces techniques consistent à fracturer le réservoir de manière statique ou dynamique.
La fracturation statique est une dislocation ciblée du réservoir, par le moyen de l'injection sous très haute pression d'un fluide destiné à fissurer la roche. La fissure est effectuée par un « stress » mécanique issu d'une pression hydraulique obtenue à l'aide d'un fluide injecté sous haute-pression à partir d'un puits foré depuis la surface. On parle aussi d'« hydrofracturation » ou « fracturation hydrosiliceuse » (ou encore « frac jobs », « frac'ing » ou plus généralement « fracking », ou de « fracturation hydraulique massive »). Le document US 2009/044945 Al présente notamment un procédé de fracturation statique tel que décrit ci-dessus.
La fracturation statique présente l'inconvénient que la fracturation du réservoir est généralement unidirectionnelle. Ainsi, seul l'hydrocarbure présent dans la portion du réservoir autour d'une fissure profonde mais très localisée est produit plus rapidement.
Pour obtenir une fracturation plus diffuse, la fracturation dynamique, ou fracturation électrique, a été introduite. La fracturation électrique consiste à générer un arc électrique dans un puits foré dans le réservoir (typiquement le puits de production). L'arc électrique induit une onde de pression qui endommage le réservoir dans toutes les directions autour de l'onde et accroît ainsi sa perméabilité.
Plusieurs documents traitent de la fracturation électrique. Par exemple, le document US 4,074,758 présente un procédé consistant à générer une onde de choc électro-hydraulique dans un liquide dans le puits de forage pour mieux récupérer du pétrole. Le document US 4,164,978 suggère de faire suivre l'onde de choc par une onde ultrasonique. Le document US 5,106,164 décrit également un procédé pour générer une explosion plasmique et ainsi fracturer une roche, mais dans le cas d'un trou peu profond, pour une application minière et non de production d'hydrocarbures. Les documents US 4,651,311 et US 4,706,228 présentent un dispositif pour générer une décharge électrique avec des électrodes dans une chambre contenant un électrolyte, dans lequel les électrodes ne sont pas sujettes à l'érosion par le plasma de la décharge. Le document WO 2009/073475 décrit un procédé pour générer une onde acoustique dans un milieu fluide présent dans un puits avec un dispositif comprenant deux électrodes entre une garniture d'étanchéité supérieure et une garniture d'étanchéité inférieure définissant un espace confiné. Ce document décrit que l'onde acoustique est maintenue dans un état non-« onde de choc » afin d'améliorer l'endommageaient, sans toutefois expliciter les différences entre onde acoustique « ordinaire » et onde de « choc ».
Aucun de ces documents ne produit une fracturation du réservoir entièrement satisfaisante. Il y a donc un besoin pour fracturer un réservoir d'hydrocarbures de manière améliorée.
Pour cela, il est proposé un procédé de fracturation d'un réser oir géologique d'hydrocarbures, dans lequel le procédé comprend une fracturation statique du réservoir par pression hydraulique, et une fracturation électrique du réservoir par génération d'un arc électrique dans un puits foré dans le réservoir.
Suivant des exemples, le procédé peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes :
- la fracturation statique précède la fracturation électrique ;
- le puits est horizontal ;
- la fracturation électrique est répétée en différentes zones de traitement le long du puits ; - en chaque zone de traitement, plusieurs arcs sont générés à la suite, de préférence, lesdits arcs induisent une onde de pression dont le temps de montée un temps de montée est décroissant ;
- en chaque zone de traitement, les arcs sont générés à une fréquence égale à la fréquence de résonance d'un matériau à fracturer dans le réservoir ;
- les arcs sont générés à une fréquence inférieure à 100 Hz, de préférence inférieure à 10 Hz, et/ou supérieure à 0,001 Hz, de préférence supérieure à 0,01 Hz ;
- le réservoir a une perméabilité inférieure à 10 microdarcy ;
- le réservoir est un réservoir de gaz de schiste.
- la fracturation électrique est générée par un dispositif de fracturation qui comprend deux garnitures d'étanchéité définissant entre elles un espace confiné dans un puits foré dans le réservoir ; une pompe d'augmentation de la pression d'un fluide dans l'espace confiné ; un appareil de chauffage du fluide ; au moins une paire de deux électrodes agencées dans l'espace confiné ; et un circuit électrique pour la génération d'un arc électrique entre les deux électrodes, le circuit comprenant au moins une source de tension reliée aux électrodes et une inductance entre la source de tension et l'une des deux électrodes ;
- l'inductance est une bobine d'inductance réglable, de préférence comprise entre 1 μΗ et 100 mH, encore de préférence comprise entre 10 μΗ et 1 mH ;
- une distance entre les électrodes est réglable, de préférence comprise entre 0,2 et 5 cm, encore de préférence comprise entre 1 et 3 cm ;
- la source de tension comprend un condensateur de capacité réglable ;
- la source de tension comprend un générateur de Marx.
Il est également proposé un procédé de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures préalablement fracturé statiquement par pression hydraulique, dans lequel le procédé comprend une fracturation électrique du réservoir tel que celle décrite ci-dessus.
II est également proposé un procédé de production d'hydrocarbures comprenant la fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures suivant le procédé décrit ci-dessus. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description détaillée qui suit des modes de réalisation de l'invention, donnés à titre d'exemple uniquement et en références aux dessins qui montrent :
figures 1 à 3, des schémas représentant des procédés de fracturation proposés ;
figures 4 à 6, un exemple de la fracturation électrique du procédé de fracturation de l'une quelconque des figures 1 à 3 ;
figures 7 à 10, des exemples d'un dispositif particulier de génération d'un arc électrique;
- figures 11 à 16, des exemples de mesures.
En référence à la figure 1, il est proposé un procédé de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures. Le procédé de la figure 1 comprend une fracturation statique (S20) du réservoir par pression hydraulique. Et le procédé de la figure 1 comprend également, avant, pendant ou après la fracturation statique (S20) (ces trois possibilités étant représentées par les pointillés sur la figure 1), une fracturation électrique (S 10) du réservoir par génération d'un arc électrique dans un puits foré dans le réservoir. Le procédé de la figure 1 améliore la fracturation du réservoir.
L'expression « arc électrique » désigne un courant électrique créé dans un milieu isolant. La génération de l'arc électrique induit une « onde de pression », i.e. une onde mécanique faisant subir en son passage une pression au milieu dans lequel l'onde passe. La génération de l'arc électrique permet un endommagement du réservoir plus diffus/multidirectionnel que 1 ' endommagement issu d'une fracturation statique. La génération de l'arc électrique entraîne ainsi des microfissures dans toutes les directions autour de la position de l'arc électrique, et augmente ainsi la perméabilité du réservoir, typiquement d'un facteur 10 à 1000. De plus, cette augmentation de la perméabilité intervient sans pour autant utiliser un moyen pour empêcher la fermeture des microfissures, tel l'injection de propant. En outre, la fracturation électrique (S 10) ne nécessite pas d'énergies considérables ni de quantités d'eau trop importantes. 11 n'y a donc pas besoin de système de recyclage de l'eau particulier.
On peut ainsi accéder à de l'hydrocarbure présent dans le réservoir difficilement disponible par fracturation statique. La combinaison de la fracturation statique (S20) et de la fracturation électrique (S 10) permet donc une meilleure fracturation globale du réservoir.
L'arc électrique est de préférence généré dans un fluide présent dans un puits foré dans le réservoir. L'onde de pression issue de l'arc électrique est ainsi transmise avec moins d'atténuations. Le puits foré contient du fluide qui est typiquement de l'eau. En d'autres termes, lorsque la fracturation électrique (S10) succède à un procédé de forage, le puits foré peut être automatiquement rempli d'eau présente dans le réservoir. Potentiellement, si le puits foré ne se remplit pas automatiquement, on peut le remplir artificiellement.
La fracturation statique (S20) peut être tout type de fracturation statique connue de l'art antérieur. De manière générale, la fracturation statique (S20) peut comprendre, après l'éventuel forage d'un puits dans le réservoir, l'injection d'un fluide sous haute pression dans le puits. La fracturation statique (S20) crée ainsi une ou plusieurs fissures unidirectionnelles, typiquement plus profondes que celles créées par la fracturation électrique (S 10).
Le fluide peut être de l'eau, une boue ou un fluide technique à viscosité contrôlée enrichi en agents durs (grains de sable tamisé, ou microbilles de céramique) qui empêchent que le réseau de fracture se referme sur lui-même au moment de la chute de pression.
La fracturation statique (S20) peut comprendre une première phase d'injection dans un puits foré d'un fluide de fracturation qui contient des épaississants, et une deuxième phase qui implique l'introduction périodique de propant (i.e. un agent de soutènement) dans le fluide de fracturation pour alimenter la fracture crée en propant. Ainsi, on forme des clusters de propant dans la fracture qui empêchent celle- ci de se refermer et fournissent des chenaux pour l'écoulement de l'hydrocarbure entre les clusters. La deuxième phase ou ses sous phases implique l'introduction supplémentaire d'un matériau de renforcement et/ou de consolidation, pour ainsi accroître la force des clusters de propant formés dans le fluide de fracturation. Une telle fracturation statique (S20) permet d'obtenir des fractures typiquement entre 100 et 5000 mètres.
La fracturation statique (S20) peut précéder la fracturation électrique (S 10). Dans un tel cas, l'onde de pression générée par la fracturation électrique (S 10) peut suivre le cours du fluide introduit dans les fissures crées par la fracturation statique (S20) et ainsi améliorer 1 ' endommagement. Par ailleurs, un tel ordre entre les fracturations (S20) et (S 10) présente peu de risques de fuites. Par exemple, la fracturation statique (S20) peut précéder la fracturation électrique (S 10) de moins d'une semaine.
En référence à la figure 2, il est également proposé un procédé de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures préalablement fracturé statiquement par pression hydraulique. Le procédé de la figure 2 comprend alors la seule fracturation électrique (S 10) du réservoir, effectuée dans un réservoir où un puits a déjà été foré et a déjà été fracturé statiquement. Le procédé de la figure 2 permet 1 ' endommagement de réservoirs déjà exploités après fracturation statique. En d'autres termes, le procédé de la figure 2 permet l'exploitation d'un réservoir abandonné car déjà exploité, potentiellement en réutilisant un puits déjà foré. Il est à noter que, s'il est combiné à cette fracturation statique préalable, le procédé de la figure 2 correspond au procédé de la figure 1 (où la fracturation statique (S20) correspond à cette fracturation statique préalable). Ainsi, la fracturation statique préalable peut avoir été effectuée selon le procédé de la figure 1.
En référence à la figure 3, il est proposé un procédé de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures comprenant une fracturation électrique (S 10) particulière. La fracturation électrique (S 10) proposée dans le procédé de la figure 3 peut bien entendu être utilisée dans le procédé de la figure 1 et/ou dans le procédé de la figure 2. Le procédé de la figure 3 comprend principalement la fracturation électrique (S 10) du réservoir par la génération d'un arc électrique dans un fluide présent dans un puits foré dans le réservoir (donc combinée ou non à une fracturation statique, par exemple la fracturation statique (S20) du procédé de la figure 1). L'arc électrique induit une onde de pression dont le temps de montée est supérieur à 0,1 μβ, de préférence supérieur à 10 μβ. Le procédé la figure 3 améliore la fracturation du réservoir.
Le temps de montée de l'onde de pression est le temps nécessaire pour que l'onde de pression atteigne le pic de pression, i.e. la valeur maximale de l'onde (également appelé « pression de crête »). En l'occurrence, un temps de montée supérieur à 0,1 ps, de préférence supérieur à 10 μ$, correspond à une onde de pression qui pénètre mieux dans le réservoir. Une telle onde de pression est particulièrement efficace (i.e. l'onde pénètre plus profondément) dans le cas de matériaux peu ductiles, comme ceux qui composent les réservoirs de gaz de schiste. De préférence, le temps de montée est inférieur à 1 ms, avantageusement inférieur à
L'onde de pression peut présenter une pression maximale allant jusqu'à 10 kbar, de préférence supérieure à 100 bar et/ou inférieure à 1000 bar. Cela peut correspondre à une énergie stockée entre 10 J et 2 MJ, de préférence entre 10 kJ et 500 kJ.
Différentes possibilités applicables à l'un quelconque des procédés de la figure 1, de la figure 2 ou de la figure 3 vont maintenant être décrites.
Le puits peut être horizontal. Par exemple, le puits peut être horizontal et présenter une longueur comprise de préférence entre 500 et 5000 m, avantageusement entre 800 et 1200 m, par exemple à une profondeur entre 1000 et 10000 m, par exemple entre 3000 et 5000 m.
La fracturation électrique (S 10) peut être répétée en différentes zones de traitement le long du puits. On a en effet avec la fracturation électrique (S 10) une onde de pression qui pénètre généralement moins profondément qu'une fracturation statique. Ainsi, on obtient typiquement avec la fracturation électrique (S 10) des fissures de longueur inférieure à 100 m, typiquement inférieure à 50 m, et typiquement supérieure à 20 m. Pour un puits faisant plusieurs centaines de mètres, la répétition de la fracturation électrique (S 10) le long du puits permet un endommageaient tout le long du puits et donc une meilleure exploitation éventuelle du réservoir.
Par ailleurs, en chaque zone de traitement (ou en l'unique zone de traitement si celle-ci est unique), plusieurs arcs peuvent être générés à la suite. Ici, on répète la génération d'un arc électrique en une position sensiblement fixe. On améliore ainsi 1 ' endommagement en répétant Fonde de pression. Les arcs générés peuvent être les mêmes ou bien différents. Par exemple, en chaque zone de traitement, les arcs générés à la suite induisent une onde de pression dont le temps de montée un temps de montée est décroissant. Par exemple, les arcs à la suite peuvent présenter un front de plus en plus raide, induisant ainsi une onde de pression ayant un temps de montée de plus en plus rapide. Dans un tel cas, les premières impulsions ont des fronts plus lents pour pénétrer profondément, tandis que les impulsions aux fronts plus raidis fracturent plus proche du puits et de manière plus dense. On optimise ainsi Γ endommageaient. Les premiers arcs peuvent par exemple induire une onde de pression dont le temps de montée est supérieur à 10 μβ, de préférence 100 μβ. Les derniers arcs peuvent alors induire une onde de pression dont le temps de montée est inférieur au temps de montée des premiers arcs, par exemple inférieur à 10 ou 100 us. Les premiers arcs comprennent au moins un arc, de préférence un nombre inférieur à 10000 voire 1000, et les derniers arcs comprennent au moins un arc, de préférence un nombre inférieur à 10000 voire 1000.
Par ailleurs, en chaque zone de traitement, les arcs peuvent être générés à une fréquence inférieure à 100 Hz, de préférence inférieure à 10 Hz, et/ou supérieure à 0,001 Hz, de préférence supérieure à 0,01 Hz. De préférence, la fréquence des ares peut être (sensiMement) égale à la fréquence de résonance du matériau à fracturer dans le réservoir. Ceci assure un endommagement plus efficace.
Le réservoir peut avoir une perméabilité inférieure à 10 microdarcy. Il peut s'agir notamment d'un réservoir de gaz de schiste. Dans ce type de réservoirs, le gaz est typiquement adsorbé (jusqu'à 85% sur Lewis Shale) et faiblement piégé dans des pores. La faible perméabilité de ce type de réservoir ne permet pas d'espérer produire directement des gaz piégés dans un tel milieu, seul le gaz de surface (gaz adsorbé) peut être produit. Ainsi, pour un réservoir de shale gas où la perméabilité est de l'ordre du microdarcy, une fracturation électrique (S 10) efficace sur un rayon de 30 m le long d'un puits horizontal de 1000 m permettrait une récupération de gaz pouvant dépasser 50 MNm3 (si l'on prend pour hypothèse 26 Nm3 de gaz par m3 de roche comme le suggère Faticle « Porosity and permeability of Eastern Devonian Shale gas » précité). Le procédé de fracturation de l'une quelconque des figures 1 à 3 peut ainsi être inclus dans un procédé de production d'hydrocarbures du réservoir, typiquement à shale gas.
La génération de l'arc électrique peut induire un gradient de température générant une onde de pression dans le fluide. La fracturation électrique (S 10) peut comprendre l'injection préalable dans le fluide d'un agent améliorant la plasticité du matériau constituant le réservoir. L'agent peut comprendre un additif chimique. L'additif chimique peut être un agent induisant la fracture rocheuse. L'additif peut comprendre de la vapeur. Cela permet d'améliorer encore la fracturation.
Un exemple de la fracturation électrique (S 10) du procédé de fracturation de l'une quelconque des figures 1 à 3 va maintenant être décrit e référence aux figures 4 à 6. Dans cet exemple, on procède à la fracturation électrique (S 10) d'un réservoir 40 dans lequel un puits horizontal 43 a été foré. La fracturation électrique (S 10) est ici combinée à une fracturation statique, non spécifiquement illustrée et éventuellement préalable, qui a induit des fractures principales 41 dans le réservoir. Le procédé de fracturation permet ici de produire de l'hydrocarbure grâce à un pipe de production situé à la surface, en tête de puits 45. L'arc électrique est ici généré au niveau d'un dispositif de fracturation 47.
Dans l'exemple des figures 4 à 6, la fracturation électrique (S 10) induit des fractures secondaires 42 au niveau de l'endroit où l'arc est généré. Dans l'exemple, les fractures secondaires 42 sont moins longues mais plus diffuses que les fractures principales 41. Dans cet exemple, la fracturation électrique (S 10) est répétée en différentes zones de traitement le long du puits. La figure 4 montre en effet une phase initiale de la fracturation électrique (S 10) en fond de puits. La figure 5 montre une phase intermédiaire en milieu de puits. Et la figure 6 montre une phase finale en début de puits. On observe ainsi la progression des fractures secondaires 42 durant la répétition de la fracturation électrique. Ainsi, les fractures secondaires 42 sont dispersées tout autour du puits 43. On peut alors récupérer l'hydrocarbure environnant ces fractures secondaires 42, hydrocarbure potentiellement éloigné des fractures principales 41 et donc difficilement récupérable par une seule fracturation statique.
De manière générale, l'arc électrique du procédé de l'une quelconque des figures 1 à 3 ou 4 à 6 peut être généré par tout dispositif prévu pour la génération d'un tel arc. Cependant, un dispositif particulier permettant la génération de l'arc va maintenant être décrit. Il est bien entendu que les différentes fonctionnalités du dispositif particulier (i.e. les différentes actions qu'il permet d'accomplir) peuvent être intégrées au procédé de l'une quelconque des figures 1 à 3, notamment à la fracturation électrique S10 du procédé.
Le dispositif particulier de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures comprend deux garnitures d'étanchéité définissant entre elles un espace confiné dans un puits foré dans le réservoir (i.e. prévu pour être confiné au moins lorsque le dispositif particulier est installé dans un puits foré dans le réservoir), et un circuit électrique (configuré/adapté/prévu) pour la génération d'un arc électrique entre deux électrodes agencées dans l'espace confiné. Le circuit comprend au moins une source de tension reliée aux électrodes et une inductance entre la source de tension et l'une des deux électrodes. Le dispositif comprend également une pompe d'augmentation de la pression d'un fluide dans l'espace confiné et un appareil de chauffage du fluide. Le dispositif particulier améliore la fracturation du réservoir.
Les garnitures d'étanchéité peuvent être prévues pour se conformer à la paroi du puits, généralement cylindrique, définissant ainsi entre elles un espace confiné. Alternativement, ou en outre, le dispositif peut comprendre une membrane qui délimite l'espace confiné. La membrane est alors préférenti el 1 ement en un matériau adapté à une bonne conduction des ondes de pression, ce qui optimise la fracturation électrique (S 10). Par « confiné », on entend que l'espace confiné est prévu pour que la pression et la température y régnant puisse être modifiée grâce à la pompe et à l'appareil de chauffage, tel que connu de l'homme de l'art. Cela permet d'optimiser le fluide présent dans l'espace confiné pour favoriser l'apparition d'un arc électrique entre les deux électrodes, en fonction des conditions du réservoir ou de la nature du fluide. Par exemple, l'augmentation de la température à pression constante facilite généralement l'apparition d'un arc électrique. Ainsi, le « confinement » peut mais ne signifie pas nécessairement une fermeture totale, et de même, l'étanchéité peut mais n'est pas nécessairement totale.
Le circuit comprend au moins une inductance entre la source de tension et l'électrode à laquelle elle est reliée. L'inductance peut être tout composant qui induit un retard temporel du courant par rapport à la tension. La valeur d'une inductance s'exprime en Henry. L'inductance peut ainsi être une bobine, éventuellement enroulée autour d'un noyau en matériau ferromagnétique, ou des ferrites. L'inductance est également connue sous les noms de « self », « solénoïde » lorsqu'il s'agit d'une bobine, ou encore « auto-inductance ». L'inductance atténue le front de courant dans le circuit. Cela permet d'obtenir un temps de montée de l'onde de pression plus lent, et donc une onde de pression qui pénètre mieux dans le réservoir. L'endommageaient du réservoir est ainsi plus profond. Notamment, l'inductance peut être supérieure à 1 μΗ ou à 10 μΗ, et/ou inférieure à 100 mi l ou à 1 mH.
Le dispositif peut être mobile le long du puits et se fixer avant la génération d'un arc électrique. Par exemple, le dispositif peut comprendre des moyens de déplacement, e.g. par téléguidage. Cela permet au dispositif d'être adapté notamment au procédé de fracturation des figures 4 à 6, avec les avantages qui en découlent. Le dispositif peut alors être alimenté par une alimentation haute tension localisée à la surface et reliée au dispositif par des câbles électriques suivant le puits. (En effet, dans l'exemple des figures 4 à 6, la mobilité du dispositif de fracturation 47, qui peut être le dispositif particulier, permet de fracturer le réservoir tout le long du puits. Le dispositif 47 est alimenté dans cet exemple par une alimentation haute tension 44 localisée à la surface et reliée au dispositif 47 par les câbles 46.) Le dispositif peut alors également comprendre un système de décrochage. Cela permet de laisser le dispositif dans le puits lorsque celui-ci est bloqué. On peut alors récupérer le puits et/ou le train de tige.
Le dispositif peut être de forme générale allongée, ce qui permet de le déplacer plus facilement dans le puits. Le dispositif peut également comprendre plusieurs paires d'électrodes, sur une longueur. Les électrodes peuvent être alimentées par plusieurs capacités de stockage. Cela permet de réaliser la fracturation plus rapidement. En effet, plusieurs arcs électriques peuvent alors être générés en même temps entre chaque paire d'électrodes, et réaliser plusieurs endommagements en même temps.
Le dispositif peut comprendre un système d'injection d'additif chimique qui inclut un bac de stockage pour le stockage de l'additif et une pompe, pour injecter l'additif dans le volume confiné, lors de l'usage du dispositif. L'appareil de chauffage peut comprendre une source de fluide chaud et un conduit d'acheminement, le conduit ayant une ouverture à proximité des électrodes de façon que, lors du fonctionnement du dispositif, du fluide chaud peut être acheminé depuis la source vers les électrodes de façon à créer un gradient thermique entre les électrodes. Le conduit d'acheminement peut traverser une ou les deux électrodes. Ces différentes caractéristiques permettent d'optimiser les conditions pour favoriser l'apparition d'un arc électrique.
D'autres caractéristiques potentielles du dispositif particulier de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures vont maintenant être présentées en référence aux figures 7 à 10 qui montrent un dispositif 100 constituant un exemple du dispositif particulier de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures présenté ci-dessus. Le dispositif 100 de la figure 7 comprend les deux garnitures d'étanchéité 102 et 103 définissant entre elles l'espace confiné 104. L'espace confiné 104 est ici délimité en outre par la membrane 108. Le dispositif 100 comprend également les deux électrodes 106 agencées dans l'espace confiné 104. Les deux électrodes 106 sont dans l'exemple reliées respectivement à la source de tension par une entrée 109 et à une masse 103 (ici confondue avec la garniture d'étanchéité 103) du circuit, ce qui permet la formation de l'arc électrique entre les deux électrodes 106. Les électrodes peuvent avoir un rayon compris entre 0,1 mm et 50 mm, de préférence entre 1 mm et 30 mm.
Dans la figure 7, la pompe d'augmentation de la pression d'un fluide dans l'espace confiné et l'appareil de chauffage du fluide ne sont pas représentés. Le circuit électrique pour la génération d'un arc électrique entre les deux électrodes 106, sa source de tension et l'inductance ne sont pas représentés non plus, mais peuvent être conformément aux figures 8 à 10 qui présentent de manière schématique des exemples du dispositif 100.
Le dispositif 100 de la figure 8 comprend la bobine d'inductance 110. La source de tension comprend le condensateur 112. Comme on le voit sur le schéma de la figure 8, lorsque le condensateur 112 se décharge, un arc électrique peut apparaître entre les électrodes 106. Le condensateur 112 peut présenter une capacité supérieure à 1 μ¥, de préférence supérieure à 10 μΡ. Une telle capacité permet d'atteindre une énergie entraînant l'apparition d'un arc subsonique.
Un arc électrique est dit « subsonique » ou « supersonique » suivant sa vitesse. Un arc « subsonique » est typiquement associé à des processus thermiques : l'arc se propage à travers des bulles de gaz créées par réchauffement de l'eau. On parle de propagation « lente » de la décharge électrique, typiquement de l'ordre de 10 m/s. Les caractéristiques principales d'une décharge subsonique sont liées à de fortes énergies mises en jeu (typiquement au-delà de plusieurs centaines de Joules), à des processus thermiques associés à un temps d'application long de la tension et à de faibles niveaux de tension (champ électrique faible). Dans ce régime de décharge, l'onde de pression se propage dans un volume de gaz important avant de se propager dans le fluide. Un arc « supersonique » est typiquement associé à des processus électroniques. La décharge se propage dans l'eau sans processus thermique avec un aspect filamentaire. On parle de propagation « rapide » de la décharge électrique, de l'ordre de 10 km/s. Les caractéristiques d'une décharge supersonique sont liées à de faibles énergies mises en jeu, à des tensions importantes associées avec un temps d'application court et à de forts champs électriques (MV/cm). Pour ce régime de décharge, les effets thermiques sont négligeables. La décharge ne pouvant pas se développer directement dans la phase liquide, la notion de micro-bulles peut être prise en compte pour expliquer le développement de ce régime de décharge. Le volume de gaz mis en jeu est plus faible que dans le cas de décharges subsoniques.
Le condensateur 112 peut présenter une capacité inférieure à 1000 μΡ, de préférence inférieure à 200 μΡ.
Le condensateur 112 est séparé de l'inductance par l'éclateur 114 amorçable par le générateur d'impulsions 116. Cela permet de contrôler les décharges du condensateur 112 et ainsi les ondes de pression générées par l'arc électrique. Notamment, le générateur d'impulsions 116 peut être configuré pour une répétition des ondes tel que décrite précédemment.
La source de tension (i.e. le condensateur 112) est chargée par un chargeur
Haute Tension 120 prévu dans un circuit auxiliaire 122 à une tension U comprise entre 1 et 500 kV, de préférence entre 50 et 200 kV. Le circuit auxiliaire est de préférence situé à la surface, et est alors séparable du dispositif.
Le dispositif 100 de la figure 9 est différent de l'exemple de la figure 8 en ce qu'un générateur de Marx 118 remplace le condensateur 112 et l'ensemble (éclateur 114 + générateur d'impulsion 116). Le générateur de Marx 118 permet lors de sa décharge la création d'un arc électronique supersonique, en imposant une tension plus élevée que le condensateur 112.
Dans le dispositif 100 de la figure 10, la source de tension comprend le condensateur 112 de la figure 8 et le générateur de Marx 118 de la figure 9. Toutefois, le générateur d'impulsions 116 amorce le premier éclateur 117 du générateur de Marx 118. Le dispositif 100 comprend en outre les ferrites 119 formant une inductance saturable dans un chemin menant le condensateur directement à l'inductance. Les ferrites 119 sont configurées pour être saturées une fois le générateur de Marx 118 déchargé. Une fois les ferrites 119 saturées, seul le condensateur 112 se décharge. Cela permet une isolation temporaire du condensateur 112 et donc le passage (i.e. la commutation) d'un arc supersonique à un arc subsonique. Le dispositif assure donc un couplage entre une décharge supersonique et subsonique. Une telle combinaison des deux modes supersonique et subsonique permet un meilleur rendement électro-acoustique, et donc un meilleur endommageaient à moindre effort électrique. La décharge subsonique produite par le condensateur 112 intervient quant à elle après un retard correspondant au temps de claquage du générateur de Marx 118. La commutation peut se faire en un temps inférieur à 1 s. Typiquement, la durée de la décharge produite par le générateur de Marx 118 est très courte, de durée inférieure à 1 microseconde, et d'amplitude supérieure à 100 kV.
Dans les trois exemples des figures 8 à 10, et comme indiqué par les figures, les différents composants du dispositif 100 sont à caractéristiques réglables, i.e. on peut modifier leurs caractéristiques avant utilisation en fonction du réservoir, ou pendant l'utilisation en fonction de la réponse ou de l'avancement de la fracturation. Ainsi la bobine 110 peut être d'inductance réglable. Les caractéristiques du générateur de Marx 118 (capacité de chaque condensateur en parallèle, nombre de condensateurs fonctionnant) peuvent être réglables. La distance entre les électrodes 106, de préférence comprise entre 0,2 et 5 cm, encore de préférence comprise entre 1 et 3 cm, peut également être réglable. La capacité du condensateur 112 peut également être réglable. Cela permet d'avoir un dispositif 100 adapté à la fracturation de n'importe quel type de réservoir. En effet, il n'est pas nécessaire de remplacer le dispositif 100 lorsque l'on change de réservoir à fracturer (et que le matériau est différent) car il suffit de modifier un ou plusieurs des paramètres réglables. Cela permet également d'optimiser Γ endommagement en modifiant, éventuellement à distance, les paramètres en cours d'utilisation.
Les explications fournies ci-dessus vont maintenant être illustrées par des développements théoriques et des essais décrits en référence aux figures 11 à 16 et relatifs notamment au dispositif 100 des figures 8 à 10.
En référence à la figure 11 qui présente l'amplitude normalisée de la tension aux bornes du condensateur 112, la génération de l'onde de pression peut se décomposer en deux phases : une phase de pré-décharge S 100 et une phase de post- décharge S 110, séparées par 1 ' apparition S 105 de 1 ' arc.
Durant la phase de pré-décharge S 100, la tension chute. Cette chute correspond à la décharge de la capacité équivalente du banc d'énergie ou du générateur de Marx dans la résistance équivalente du dispositif 100. Plus la résistance équivalente est importante, meilleure est la conservation de l'énergie dans la phase de pré-claquage. La configuration d'électrodes peut donc, dans chaque cas (subsonique ou supersonique) permettre d'obtenir le moins de perte d'énergie possible. Cela correspond à l'optimisation du chauffage de l'eau dans un cas et du champ électrique dans l'autre.
Durant la phase de décharge SI 10, le circuit électrique peut être modélisé par un circuit RLC en régime oscillant.
L'équation de l'évolution du courant dans un circuit RLC série est présentée ci- dessous :
Avec UB qui est la tension au moment de la rupture diélectrique de l'eau. Les paramètres L, C et R sont respectivement l'inductance, la capacité et la résistance du circuit.
Ce courant i(t) est fonction de la tension de claquage UB (rupture diélectrique du milieu) du condensateur, de l'inductance et de la résistance du circuit.
Des expérimentations ont permis de mettre en évidence la linéarité de la pression de crête générée en fonction du courant maximal au moment de la rupture diélectrique de l'eau dans les deux modes de claquage. Un exemple de résultats est représenté sur les figures 12 et 13, qui représentent les mesures obtenues de pression de crête en fonction du courant maximal pendant la phase de décharge SI 10 et la régression linéaire des mesures, respectivement en mode subsonique et supersonique. On constate que la pression, à courant de crête similaire, est supérieure pour une décharge de type « supersonique ». Ceci peut être expliqué en partie par les processus engendrant l'arc électrique dans l'eau et le volume de gaz entre l'arc électrique et le liquide dans l'espace inter-électrodes présent.
Des expérimentations complémentaires ont mis en évidence l'influence de la distance inter-électrodes sur la valeur crête de l'onde de pression générée dans les deux modes de rupture diélectrique. La longueur de l'arc électrique est apparue avoir une influence directe sur la pression. Plus la distance inter-électrodes est grande, plus la valeur crête de la pression semble importante, comme présenté dans le graphique de la figure 14.
Des expérimentations ont porté sur l'influence de la géométrie des électrodes vis-à-vis de l'onde de pression. Les résultats sont présentés sur la figure 15. Elles ont permis de conclure que la forme des électrodes utilisées pour la génération de l'onde de pression ne semble pas avoir d'influence sur la valeur crête de la pression. Elle peut par contre minimiser les pertes électriques avant l'apparition de l'arc électrique.
Un capteur de pression a par ailleurs été utilisé pour visualiser les formes d'onde des pressions générées en fonction du spectre fréquentiel. Ce spectre fréquentiel peut en effet être modifié par le mode de rupture diélectrique, par les paramètres du circuit électrique, par le volume de gaz, ainsi que par la nature du liquide utilisé. Deux exemples de spectre fréquentiel associé à une décharge en mode subsonique et supersonique ont été testés. Il est apparu que plus le spectre présente des basses fréquences, moins 1 " endommagement était diffus.
Le résultat de diverses expérimentations faites met en évidence une relation linéaire du dPmaX/dtp en fonction du front de courant d /dtj, représentée sur la figure 16. Le front de courant a une influence sur le front de pression. Plus le front de courant est lent plus la pression est basse fréquence.
Les études réalisées ont en outre clairement démontré un effet d'accumulation de 1 * endommagement en fonction du nombre de chocs. La notion de récurrence des impulsions semble donc un critère influant endommagement.
Mise en équation des principes évoqués ci-dessus :
Calcul du courant de crête noté imax
Pour calculer le courant imaX; on pose les conditions suivantes :
si àmwi = 1 et wt =— alors i } = ïmŒQ„ect =
En utilisant les équations (1) et (2) :
Dans le cas ou on approxime la valeur de w (valeur de R très faible)
π4€
Tfrmt
Relation de l'énergie
Avec Ει, l'énergie et Ub la tension au moment de l'arc électrique.
En remplaçant l'équation (8) dans (3) :
Le courant crête imax est contrôlé par l'énergie disponible au moment de l'arc noté Eb et par l'inductance du circuit L, ce sont ces deux paramètres sur lesquelles l'utilisateur doit agir. La résistance R est considérée très faible et la capacité C est fonction de l'énergie Et».
Relation entre la pression crête et le courant maximal
D'après les résultats exposés aux figures 12, 13 et 15, on peut déduire l'expression suivante :
avec k fonction de la distance iter— électrodes et du mode claquage
Plus la distance inter-électrodes est grande plus le coefficient ¼ est grand
D'où :
En remplaçant l'équation (11) dans (9) :
La pression crête générée est donc contrôlée par le courant imax (paramètres Eh et L) et par le coefficient ki (fonction de la distance inter-électrodes et le mode de rapture diélectrique de l'eau). On peut donc agir sur Eb, L et kj pour obtenir la pression désirée.
Relation entre le dPmax/dtp en fonction du dimwcfdt
D'après la figure 16» on peut déduire l'expression suivante :
avec fc2 fonction de la distance imier— électrodes et mode claquage
Le coefficient k2 correspond au couplage physique électro-acoustique.
En utilisant l'équation (1 1) et (15) : dtp — K33 dt, (16) fci (17)
M = ¾«^
9 k 2 (18) Le front de l'onde de pression est donc contrôlé par les coefficients ki et k2 et par les valeurs de L et C (paramètres du circuit électrique).
Ainsi, pour synthétiser ces études, on observe que :
- Dans les deux modes de claquage, le maximum de l'onde de pression, résultant de la rupture diélectrique de l'eau, dépend principalement de la valeur du courant maximal, appelé Itreix.
Cette valeur du courant de crête est fonction de la tension de claquage et des impédances du circuit électrique. Lorsque la configuration du circuit est imposée, un moyen d'optimiser le courant est d'augmenter la tension de claquage de l'intervalle. Ceci revient à maximiser l'énergie électrique commutée dans le milieu.
- Lorsque le circuit n'est pas figé, mais que l'énergie électrique commutée est maintenue constante, l'amplitude de l'onde pression est optimisée en réduisant l'impédance du circuit. La forme d'injection du courant, le mode de rupture diélectrique et la nature du liquide ont une influence sur la dynamique de l'onde de pression. Cette dynamique et le rendement acoustique du dispositif peuvent être aussi modifiés par l'injection de bulles artificielles et par la méthode de « double impulsion » (subsonique et supersonique).
- A courant injecté constant, la valeur du pic de pression est plus importante en mode supersonique qu'en mode subsonique.
- A courant injecté constant, la valeur du pic de pression est d'autant plus importante que la distance inter-électrodes est grande.
La géométrie des électrodes, à courant injecté constant, n'a pas d'influence sur la pression crête générée, mais peut jouer un rôle dans la diminution des pertes électriques en phase de pré-décharge.
En conclusion, les études ci-dessus confirment l'utilité d'introduire une inductance entre la source de tension et l'une des deux électrodes pour agir sur l'onde de pression générée au final Les études confirment également l'intérêt d'avoir des paramètres réglables, e.g. l'inductance, la capacité du condensateur, les caractéristiques du générateur de Marx. En effet, l'onde de pression dépendant de ces paramètres, la possibilité de les régler permet de contrôler l'onde de pression.
Bien entendu, la présente invention n'est pas limitée aux exemples décrits et représentés, mais elle est susceptible de nombreuses variantes accessibles à l'homme de l'art. Par exemple, les principes exposés ci-dessus peuvent être appliqués à la production de données sismiques. En effet, la génération de l'arc électrique pourrait alternativement induire une onde de pression présentant des caractéristiques inférieures à celles nécessaires à la fracturation du réservoir. Cela est réalisable par exemple en adaptant la tension de charge du dispositif de fracturation et la tension de charge, et en jouant sur l'inductance. Un tel procédé de productions de données sismiques peut alors comprendre la réception d'une réflexion de l'onde de pression, l'onde réfléchie étant alors typiquement modulée par son passage à travers le matériau constituant le réservoir. Le procédé de production de données sismiques peut alors également comprendre l'analyse de Fonde réfléchie pour déterminer des caractéristiques du réservoir. On peut alors constituer un relevé sismique basé sur la réception.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures, dans lequel le procédé comprend :
- une fracturation statique (S20) du réservoir par pression hydraulique, et
- une fracturation électrique (S 10) du réservoir par génération d'un arc
électrique dans un puits foré dans le réservoir.
2. Procédé selon la revendication précédente dans lequel la fracturation statique (S20) précède la fracturation électrique (S 10).
3. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le puits (43) est horizontal.
4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la fracturation électrique (S 10) est répétée en différentes zones de traitement le long du puits (43).
5. Procédé selon la revendication précédente, dans lequel en chaque zone de traitement, plusieurs arcs sont générés à la suite, de préférence, lesdits arcs induisent une onde de pression dont le temps de montée un temps de montée est décroissant.
6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel en chaque zone de traitement, les arcs sont générés à une fréquence égale à la fréquence de résonance d'un matériau à fracturer dans le réservoir.
7. Procédé selon la revendication précédente, dans lequel les arcs sont générés à une fréquence inférieure à 100 Hz, de préférence inférieure à 10 Hz, et/ou supérieure à 0,001 Hz, de préférence supérieure à 0,01 Hz.
8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le réservoir (40) a une perméabilité inférieure à 10 microdarcy.
9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le réservoir (40) est un réservoir de gaz de schiste.
10. Procédé de fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures
préalablement fracturé statiquement par pression hydraulique, dans lequel le procédé comprend une fracturation électrique (S 10) du réservoir selon l'une des
revendications précédentes.
11. Procédé de fracturation selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la fractoration éléctrique (S 10) est générée par un dispositif ( 100) de fracturation qui comprend :
- deux garnitures d'étanchéité (102, 103) définissant entre elles un espace confiné (104) dans un puits foré dans le réservoir ;
- une pompe d'augmentation de la pression d'un fluide dans l'espace confiné ; - un appareil de chauffage du fluide ;
- au moins une paire de deux électrodes (106) agencées dans l'espace confiné (104) ; et
- un circuit électrique pour la génération d'un arc électrique entre les deux électrodes (106), le circuit comprenant au moins une source de tension (112, 118) reliée aux électrodes (106) et une inductance (110) entre la source de tension et l'une des deux électrodes.
12. Procédé selon la revendication précédente, dans lequel l'inductance est une bobine (110) d'inductance réglable, de préférence comprise entre 1 μΗ et 100 mH, encore de préférence comprise entre 10 μΗ et 1 mH.
13. Procédé selon la revendication 11 ou 12, dans lequel une distance entre les électrodes est réglable, de préférence comprise entre 0,2 et 5 cm, encore de préférence comprise entre 1 et 3 cm.
14. Procédé selon l'une des revendications 11-13, dans lequel la source de tension comprend un condensateur (112) de capacité réglable.
15. Procédé selon l'une des revendications 11-14, dans lequel la source de tension comprend un générateur de Marx (118).
16. Procédé de production d'hydrocarbures comprenant la fracturation d'un réservoir géologique d'hydrocarbures suivant le procédé de l'une des revendications 1-15.
EP12708047.1A 2011-03-14 2012-03-13 Fracturation electrique et statique d'un reservoir Active EP2686519B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1152063A FR2972757B1 (fr) 2011-03-14 2011-03-14 Fracturation electrique et statique d'un reservoir
PCT/EP2012/054401 WO2012123461A2 (fr) 2011-03-14 2012-03-13 Fracturation electrique et statique d'un reservoir

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP2686519A2 true EP2686519A2 (fr) 2014-01-22
EP2686519B1 EP2686519B1 (fr) 2019-05-01

Family

ID=45812803

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP12708047.1A Active EP2686519B1 (fr) 2011-03-14 2012-03-13 Fracturation electrique et statique d'un reservoir

Country Status (5)

Country Link
US (1) US9567839B2 (fr)
EP (1) EP2686519B1 (fr)
AR (1) AR085798A1 (fr)
FR (1) FR2972757B1 (fr)
WO (1) WO2012123461A2 (fr)

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2991371B1 (fr) 2012-06-01 2014-06-13 Total Sa Fracturation electrique amelioree d'un reservoir
US10077644B2 (en) 2013-03-15 2018-09-18 Chevron U.S.A. Inc. Method and apparatus for generating high-pressure pulses in a subterranean dielectric medium
US9840898B2 (en) * 2013-12-13 2017-12-12 Chevron U.S.A. Inc. System and methods for controlled fracturing in formations
MX2016009971A (es) * 2014-01-31 2017-06-29 Bailey Curlett Harry Método y sistema para la producción de recursos del subsuelo.
WO2015152670A1 (fr) * 2014-04-03 2015-10-08 (주)그린사이언스 Dispositif de fracturation utilisant une onde de choc de réaction de plasma et procédé d'extraction de gaz de schiste l'utilisant
EP2940245B1 (fr) * 2014-04-28 2023-09-20 Blue Spark Energy Inc. Procédé et dispositif permettant de stimuler une zone de traitement à proximité d'une zone de puits de forage d'une formation souterraine
EP2977545B1 (fr) * 2014-07-24 2019-06-05 Blue Spark Energy Inc. Procédé et dispositif de nettoyage de particules de commande dans un puits de forage
CN105319138B (zh) * 2014-07-30 2018-01-09 中国石油化工股份有限公司 用于进行岩石压裂试验的设备及方法
EP3098379B1 (fr) * 2015-05-26 2019-10-02 Blue Spark Energy Inc. Procédé permettant de rendre étanche une ouverture d'un équipement de forage
CA2930355C (fr) * 2015-05-26 2023-09-12 Blue Spark Energy Inc. Methode d'etancheisation d'ouverture d'un equipement de trou de forage
FR3037612B1 (fr) * 2015-06-17 2017-06-09 Ene29 S Ar L Outil de generation d'ondes sismiques tel un eclateur d'un dispositif de generation d'arcs electriques
US10574216B2 (en) * 2015-06-24 2020-02-25 The University Of North Carolina At Charlotte Method and apparatus for generating high current, fast rise time step-functions
CN105952429B (zh) * 2016-05-17 2018-11-20 中国地质大学（武汉） 陆相页岩气缝网压裂参数优选方法
CN106351635A (zh) * 2016-08-23 2017-01-25 西安交通大学 一种研究高静水压下冲击波特性及致裂特性的模拟装置
EP3497300B1 (fr) * 2016-10-13 2020-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Transformateur résonant destiné à un forage par électro-écrasement de fond de trou
BR112019017876B1 (pt) * 2017-04-03 2023-03-28 Halliburton Energy Services, Inc. Sistema de perfuração de fundo de poço e método
US20180371887A1 (en) * 2017-06-22 2018-12-27 Saudi Arabian Oil Company Plasma-pulsed hydraulic fracture with carbonaceous slurry
CN109838221B (zh) * 2017-11-28 2022-03-08 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气高能电弧复合体积压裂方法
CN113738327B (zh) * 2021-07-28 2022-04-15 中国矿业大学 一种等离子体定向致裂页岩的装置和方法

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2074930A (en) * 1933-03-21 1937-03-23 Marx Erwin Current converting system
DE1171090B (de) * 1962-12-10 1964-05-27 Impulsphysik Dr Ing Frank Frue Einrichtung zum Zuenden einer nur zwei Elektroden enthaltenden Funkenstrecke zur Ausloesung der Entladung eines Speicherkondensators ueber die Funkenstrecke
US3718186A (en) * 1970-03-17 1973-02-27 Brandon O Method and apparatus for forming and/or augmenting an energy wave
US4343356A (en) * 1972-10-06 1982-08-10 Sonics International, Inc. Method and apparatus for treating subsurface boreholes
US4074758A (en) 1974-09-03 1978-02-21 Oil Recovery Corporation Extraction method and apparatus
US4039030A (en) * 1976-06-28 1977-08-02 Physics International Company Oil and gas well stimulation
US4164978A (en) 1978-02-21 1979-08-21 Winton Corporation Oil extraction method
US4345650A (en) * 1980-04-11 1982-08-24 Wesley Richard H Process and apparatus for electrohydraulic recovery of crude oil
US4479680A (en) * 1980-04-11 1984-10-30 Wesley Richard H Method and apparatus for electrohydraulic fracturing of rock and the like
US4667738A (en) * 1984-01-20 1987-05-26 Ceee Corporation Oil and gas production enhancement using electrical means
US4706228A (en) 1984-12-05 1987-11-10 Southwest Research Institute Asymmetrical lateral-force seismic source transducer
US4651311A (en) 1984-12-05 1987-03-17 Southwest Research Institute Electrodeless spark discharge acoustic pulse transducer for borehole operation
US4741405A (en) * 1987-01-06 1988-05-03 Tetra Corporation Focused shock spark discharge drill using multiple electrodes
GB2231661A (en) 1989-05-08 1990-11-21 Roy Baria Seismic source
ZA91612B (en) 1990-04-20 1991-10-30 Noranda Inc Plasma blasting method
US5105097A (en) * 1991-02-01 1992-04-14 Lasertechnics, Inc. Passive magnetic switch for erecting multiple stage, high-pulse-rate voltage multipliers
US5273115A (en) * 1992-07-13 1993-12-28 Gas Research Institute Method for refracturing zones in hydrocarbon-producing wells
US6446727B1 (en) * 1998-11-12 2002-09-10 Sclumberger Technology Corporation Process for hydraulically fracturing oil and gas wells
US6814141B2 (en) * 2001-06-01 2004-11-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture
US20040060735A1 (en) * 2002-09-26 2004-04-01 Beckman Marvin Wayne Impulse generator and method for perforating a cased wellbore
US8083008B2 (en) * 2004-08-20 2011-12-27 Sdg, Llc Pressure pulse fracturing system
US20090173492A1 (en) * 2005-05-17 2009-07-09 Baker Hughes Incorporated Surface activated downhole spark-gap tool
US7989987B2 (en) * 2005-06-08 2011-08-02 Mcdonald Kenneth Fox Photon initiated marxed modulators
US8061424B2 (en) 2006-01-27 2011-11-22 Schlumberger Technology Corporation Method for hydraulic fracturing of subterranean formation
FR2922254B1 (fr) 2007-10-16 2009-12-18 Total Sa Systeme de forage autonome d'un trou de drainage
BRPI0819616A2 (pt) 2007-11-30 2017-06-13 Chevron Usa Inc método e dispositivo para induzir fratura em pelo menos uma porção de uma estrutura geológica, e, método para produzir um sinal sísmico
US8628146B2 (en) * 2010-03-17 2014-01-14 Auburn University Method of and apparatus for plasma blasting

Also Published As

Publication number Publication date
FR2972757B1 (fr) 2014-01-31
AR085798A1 (es) 2013-10-30
EP2686519B1 (fr) 2019-05-01
WO2012123461A2 (fr) 2012-09-20
RU2013144995A (ru) 2015-04-20
FR2972757A1 (fr) 2012-09-21
US9567839B2 (en) 2017-02-14
US20140008073A1 (en) 2014-01-09
WO2012123461A3 (fr) 2013-03-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2686519B1 (fr) Fracturation electrique et statique d'un reservoir
WO2012123458A2 (fr) Fracturation electrique d'un reservoir
EP2859183B1 (fr) Fracturation electrique amelioree d'un reservoir
US10746006B2 (en) Plasma sources, systems, and methods for stimulating wells, deposits and boreholes
FR2641322A1 (fr) Procede de stimulation d'un puits au cours de l'extraction de petrole, et/ou de gaz, et/ou de condensats de gaz et dispositif pour la mise en oeuvre de ce procede
CA2867878A1 (fr) Electro-fracturation de formations
US8757263B2 (en) Downhole cyclic pressure pulse generator and method for increasing the permeability of pay reservoir
WO2015074053A1 (fr) Cavitation acoustique dans les fluides
WO2015074034A1 (fr) Fracturation acoustique de formations rocheuses
Zhang et al. Experimental study on the influence of energy conversion in the process of load coal plasma breakdown
MX2007007462A (es) Sistemas y metodos para tratar zonas de formacion de fondo del pozo.
He et al. Experimental evaluation of near wellbore stimulation–using electrical explosion shockwave on tight sand reservoir
RU2588086C2 (ru) Электрический и статический разрыв пласта
RU2705676C1 (ru) Способ импульсной обработки продуктивного пласта при добыче углеводородного сырья и система управления, его осуществляющая
Liu et al. Enhanced oil recovery by repetitive electrohydraulic shock waves: fracturing and enhanced-permeability
Wang Pulsed Shockwave: Effect of Different Discharge Energy and Repeat Number on Rock Mechanical Properties
CA3117354A1 (fr) Procede de stimulation de production d'hydrocarbures
UA136848U (uk) Спосіб газоімпульсної обробки нафтових та геотехнічних свердловин
Mackersie et al. High power ultrasound for acoustic source applications
UA106447U (uk) Спосіб хвильової обробки нафтоносного пласта

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20131014

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

Owner name: UNIVERSITE DE PAU ET DES PAYS DE L'ADOUR

Owner name: CENTRE NATIONAL DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

Owner name: TOTAL SA

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: EXAMINATION IS IN PROGRESS

17Q First examination report despatched

Effective date: 20180328

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: GRANT OF PATENT IS INTENDED

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20181119

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE PATENT HAS BEEN GRANTED

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 1127133

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20190515

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 602012059566

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: FRENCH

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MP

Effective date: 20190501

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190901

Ref country code: HR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: AL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: NO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190801

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: RS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190801

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MK05

Ref document number: 1127133

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20190501

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190901

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 602012059566

Country of ref document: DE

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SM

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

26N No opposition filed

Effective date: 20200204

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 602012059566

Country of ref document: DE

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

REG Reference to a national code

Ref country code: BE

Ref legal event code: MM

Effective date: 20200331

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20200313

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20200331

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20200331

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20201001

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20200313

Ref country code: FR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20200331

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20200331

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20200313

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20200313

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20190501