EP3077474A1 - Methode de fracturation de roches - Google Patents

Methode de fracturation de roches

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EP3077474A1
EP3077474A1 EP14825368.5A EP14825368A EP3077474A1 EP 3077474 A1 EP3077474 A1 EP 3077474A1 EP 14825368 A EP14825368 A EP 14825368A EP 3077474 A1 EP3077474 A1 EP 3077474A1
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EP
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fluid
volume
carbon dioxide
fracturing
solid
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EP14825368.5A
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Jean-François Leon
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    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/64—Oil-based compositions
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    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
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    • 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
    • E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas

Definitions

  • the present invention relates to the field of fracturing of underground rocks, in particular using alternative methods to hydraulic fracturing.
  • the fracturing fluid pressure (eg 200,000 to 600,000 hPa, two hundred to six hundred times the atmospheric pressure, typically beyond 400,000 hPa for depths beyond 3000m) must exceed the natural stress pressure of the rock in order to be able to fracture the rock (or at least exceed the lowest of the three directional components along the y axis and natural stress pressures).
  • the stress field can be anisotropic, ie the stress in one direction greatly exceeds the stresses in the other 2 directions.
  • fracturing fluid composed of a liquefied gas (for example, C0 2 which liquid up to about +31 ° C at fracturing pressures) and liquid hydrocarbons (e.g. US 2009/0260828).
  • a liquefied gas for example, C0 2 which liquid up to about +31 ° C at fracturing pressures
  • liquid hydrocarbons e.g. US 2009/0260828,
  • the present invention improves the situation.
  • the present invention proposes to reduce locally the natural stresses applied to the rocks by effectively cooling them and thus to have the opportunity to propagate the fracturing in several planes.
  • the present invention thus aims a method of fracturing rock of a subsoil.
  • the method comprises injecting a fracturing fluid into a well.
  • the fluid comprises:
  • the injection of the fluid can be carried out at pressures higher than the lowest of the three constraints of the subsoil
  • the method may further comprise:
  • said temperature can be -60 ° C for the liquid phase of the fluid.
  • the fluid temperature may be as low as possible while ensuring that the liquid carbon dioxide remains liquid at the desired fracture pressures.
  • the temperature of the liquid-solid phase change of C0 2 is Tii q-SO i for these pressures , then the temperature of the fluid can be maintained at a temperature slightly lower than this temperature Tii q-SO i (from 1 to 1 0 ° C), to reinforce the fracturing.
  • the addition of liquefied hydrocarbon gases may make it possible to lower the phase change temperature of the solid-liquid C0 2 ("anti-freeze" effect) and thus obtain a fluid comprising stable liquid and solid C0 2. for temperatures close to the classical C0 2 melting point.
  • the temperature of the liquid phase of the fluid can thus be less than Tii q-SO i as long as the liquid phase remains liquid.
  • the volume proportion of carbon dioxide in solid form can be adjusted so that the injected fluid has a density greater than 1,200 kg / m 3 .
  • the density of the solid carbon dioxide is 1562 kg / m 3 at a temperature of -78.5 ° C and a pressure of 1000 hPa (or about 1 bar).
  • a high volume density of the fluid makes it possible to increase the hydrostatic effect of the fluid column in the well on the fluid pressure within the zone to be fractured and thus limit the energy required for pumping and pressurizing the fluid.
  • fluid to be injected on the surface The volume proportion of carbon dioxide in solid form, and / or carbon dioxide in solid form being in block form, at least one dimension of said blocks can be adjusted so that the fluid has a dynamic viscosity greater than 50 mPa. s.
  • This high viscosity may allow the fluid to effectively transport the proppant (or "proppant” in English, eg silica grain or ceramic ball).
  • the volume proportion of the solid carbon dioxide in the fluid By increasing the volume proportion of the solid carbon dioxide in the fluid, it is often possible to increase the overall dynamic viscosity of the fluid at a given temperature.
  • the carbon dioxide in solid form is in the form of block / ball / particle / roller, the dimensions of these blocks can influence experimentally the viscosity.
  • the volume proportion of these blocks increases linearly in the fluid, the viscosity can increase exponentially.
  • the fluid may comprise:
  • FIG. 1 illustrates a possible example of fracturing in one embodiment of the invention.
  • Figure 1 shows a vertical well 101 drilled in a basement (represented by the cube 100).
  • This well comprises a completion 104 allowing the injection of fracturing fluid in the subsoil.
  • any fracturing will tend to generate fractures102 in a direction perpendicular to the direction less stress (ie, fractures in the x direction.
  • thermoelastic effect of the rock By injecting a liquid / cold gas during the fracturing, a contraction of the rock can be caused and thus the stresses that applied to the rock can be reduced overall. This effect is called the "thermoelastic" effect of the rock.
  • Fracturing thus has the opportunity to be propagated in a direction perpendicular to the initial direction (bifurcation). If the injection of any gas / liquid can produce this effect, all possibilities are not preferred because of their inherent constraints / defects (mentioned above).
  • the preferred fracturing fluid is a fluid of carbon dioxide (CO 2 ) liquid, solid carbon dioxide (or dry ice) and liquid hydrocarbons (at targeted fracture pressures).
  • This fluid is advantageously at a temperature close to -60 ° C.
  • the fluid may comprise (by volume) 25% of solid CO 2 , 50% of liquid CO 2 and 25% of liquefied hydrocarbon gas.
  • This fluid is predominantly liquid for pressures above 40,000 hPa and at a temperature of - 60 ° C.
  • solid C0 2 in the fracturing fluid can significantly increase the "heat capacity” or "heat capacity” of the fluid in order to be able to maintain a large temperature difference between fluid and rock when pumping into the well, and thus amplify the thermal fracturing effect.
  • the volume thermal capacity of the fluid can then be substantially increased, making it easy to transfer heat from the fluid to the rock.
  • the solid C0 2 can thus absorb the heat received by the injection fluid during the descent or in the formation, up to its fusion energy.
  • the size or shape of the solid C0 2 blocks / particles can thus be adapted to ensure an exchange surface between the solid C0 2 and the liquid sufficient to absorb the heat as it is collected by the injection fluid.
  • the injection fluid can absorb heat without increasing the temperature of the fluid.
  • solid CO 2 can make it possible to increase the density of the fluid and thus to benefit from a hydrostatic pressure at the level of the higher completion 104.
  • This density can be adjusted as needed by adjusting the volume or mass ratio of solid C0 2 in the fluid.
  • the density of the fluid can thus be greater than that of the water (or a fluid containing helium or nitrogen), creating a significant hydrostatic column in the well (height h).
  • solid CO 2 can make it possible to increase the viscosity of the fluid, thus facilitating the transport of the proppant useful for effective stimulation by fracturing the subsoil.
  • This viscosity can be adjusted according to the needs by adjusting the volume or mass ratio of the solid CO 2 in the fluid and / or by changing the size of the particles / rolls of CO 2 solid in the fluid. If the viscosity of the liquid C0 2 is low (0.2 mPa.s), the addition of solid C0 2 and hydrocarbons can substantially increase the viscosity of the fluid.
  • the liquefied hydrocarbon gas may be LNG (or liquefied natural gas), LPG (or liquefied petroleum gas).
  • This fluid is non-damaging to the rock and the C0 2 has a propensity to replace the methane possibly trapped in the rock.
  • the well 101 of Figure 1 may be an oblique well or a horizontal well.

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Abstract

La présente invention concerne un procédé de fracturation de roche d'un sous-sol (100). Le procédé comporte une injection d'un fluide de fracturation dans un puits (101 ). Ledit fluide comporte au moins 30% en volume de dioxyde de carbone sous forme liquide, au moins 20% en volume de dioxyde de carbone sous forme solide, et au moins 10% en volume de gaz d'hydrocarbures liquéfié.

Description

METHODE DE FRACTURATION DE ROCHES
La présente invention concerne le domaine de la fracturation de roches souterraines notamment à l'aide de méthode alternatives à la fracturation hydraulique.
Lors d'une fracturation de roches à l'aide de méthodes de fracturation hydraulique conventionnelles, la pression du fluide de fracturation (ex. 200.000 à 600.000 hPa, soit deux-cents à six-cents fois la pression atmosphérique, typiquement au-delà de 400.000 hPa pour des profondeurs au-delà de 3000m) doit excéder la pression de contraintes naturelles de la roche afin d'être en capacité de fracturer la roche (ou tout du moins, excéder la plus faible des trois composantes directionnelle selon l'axe y, et 5 de pressions des contraintes naturelles).
Il peut être très fréquent que le champ de contrainte soit anisotrope, c'est-à-dire que la contrainte dans une direction dépasse largement les contraintes dans les 2 autres directions.
Dès lors, si la contrainte la plus faible peut être facilement dépassée par la pression du fluide de fracturation, il peut s'avérer difficile (voir impossible) de faire en sorte que la pression du fluide de fracturation dépasse la deuxième plus grande contrainte (contrainte intermédiaire) appliquée à la roche : par conséquent, dans les réservoirs où le stress est significativement anisotrope, la stimulation par fracturation hydraulique aboutit à une fracture simple, dans un seul plan perpendiculaire à la direction de la contrainte la plus faible. L'énergie apportée par le fluide sera dissipée par la propagation progressive de la fracture toujours dans cette même direction, et la pression nécessaire pour dépasser la contrainte intermédiaire ne sera pas atteinte. Dès lors, il est difficile d'aboutir à une fracturation « isotrope », dans tout le volume de la roche (ex. obtention d'un réseau complexe de fractures).
Certaines solutions ont pu être mises en œuvre en utilisant un fluide de fracturation composé d'un gaz liquéfié (par exemple, le C02 qui liquide jusqu'à environ +31 °C aux pressions de fracturation) et d'hydrocarbures liquides (ex. US 2009/0260828).
D'autres méthodes ont proposé l'utilisation d'hélium liquide ou d'azote liquide. Néanmoins, ces méthodes peuvent présenter des difficultés notables de mise en œuvre pratique du fait de leur très basse température de liquéfaction aux pressions de fractu ration.
Néanmoins, lors de l'injection de ces fluides ou de ces gaz liquides purs dans le puits, ils peuvent se réchauffer rapidement du fait des températures existantes dans le sous-sol et le gaz liquéfié peut se réchauffer et se vaporiser rapidement.
II y a ainsi un besoin pour améliorer la fracturation isotrope dans des milieux souterrains contraint de manière anisotrope.
La présente invention vient améliorer la situation.
A cet effet, la présente invention propose de diminuer localement les contraintes naturelles appliquées aux roches en refroidissant efficacement celles-ci et de pouvoir ainsi avoir l'opportunité de propager la fracturation dans plusieurs plans.
La présente invention vise alors un procédé de fracturation de roche d'un sous- sol. Le procédé comporte une injection d'un fluide de fracturation dans un puits.
Le fluide comporte :
- au moins 30% en volume de dioxyde de carbone sous forme liquide, - au moins 20% en volume de dioxyde de carbone sous forme solide, et
- au moins 10% en volume de gaz d'hydrocarbures liquéfié.
L'injection du fluide peut être réalisée à des pressions supérieures à la plus faible des trois contraintes du sous-sol
Avantageusement, le procédé peut comporter en outre :
- contrôle et maintien de la température du fluide injecté en tête de puits à une température inférieure à -50 °C.
Par exemple, ladite température peut être de -60 °C pour la phase liquide du fluide.
En effet, afin de renforcer l'effet de fracturation souhaité, il peut être souhaitable que la température du fluide soit la plus faible possible tout en s'assurant que le dioxyde de carbone liquide reste liquide aux pressions de fracturations souhaitées. Ainsi, si la température du changement phase liquide-solide du C02 est Tiiq-SOi pour ces pressions, alors la température du fluide peut être maintenue à une température légèrement inférieure à cette température Tiiq-SOi (de 1 à 1 0°C), afin de renforcer la fracturation. De plus, l'ajout de gaz d'hydrocarbures liquéfié peut permettre d'abaisser la température de changement de phase du C02 solide-liquide (effet « anti-gel ») et ainsi obtenir un fluide comportant de C02 liquide et solide stable pour des températures proches du point de fusion classique du C02.
La température de la phase liquide du fluide peut ainsi être inférieure à Tiiq-SOi du moment que la phase liquide reste liquide.
En outre, la proportion volumique de dioxyde de carbone sous forme solide peut être ajustée afin que le fluide injecté ait une masse volumique supérieure à 1 200 kg/m3. La masse volumique du dioxyde de carbone solide est de 1562 kg/m3 à une température de -78,5 °C et à une pression de 1000 hPa (ou 1 bar environ).
Ainsi, en augmentant progressivement le volume de dioxyde de carbone solide dans le fluide (par exemple, en remplaçant le dioxyde de carbone liquide par une même quantité de dioxyde de carbone solide), il est possible de déterminer une proportion volumique permettant de dépasser ce seuil de 1200 kg/m3.
Une densité volumique du fluide élevée permet d'augmenter l'effet hydrostatique de la colonne de fluide dans le puits sur la pression du fluide au sein de la zone à fracturer et ainsi limiter l'énergie nécessaire au pompage et à la mise en pression du fluide à injecter en surface. La proportion volumique de dioxyde de carbone sous forme solide, et/ou, le dioxyde de carbone sous forme solide étant sous forme de bloc, au moins une dimension desdits blocs peut être ajustée afin que le fluide ait une viscosité dynamique supérieure à 50 mPa.s.
Cette viscosité importante peut permettre au fluide de transporter de manière efficace l'agent de soutènement (ou « proppant » en anglais, ex. grain de silice ou bille de céramique).
En augmentant la proportion volumique du dioxyde de carbone solide dans le fluide, il est souvent possible d'augmenter la viscosité dynamique globale du fluide, à une température donnée. Par ailleurs, si le dioxyde de carbone sous forme solide est sous forme de bloc/bille/particule/galet, les dimensions de ces blocs peuvent influer expérimentalement sur la viscosité. Par ailleurs, si la proportion volumique de ces blocs augmente linéairement dans le fluide, la viscosité peut augmenter exponentiellement.
Il est également possible d'ajouter un gélifiant au fluide afin d'obtenir la viscosité recherchée.
Avantageusement, le fluide peut comporter :
- 50% en volume de dioxyde de carbone sous forme liquide,
- 25% en volume de dioxyde de carbone sous forme solide, et
- 25% en volume de gaz d'hydrocarbures liquéfié.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront encore à la lecture de la description qui va suivre. Celle-ci est purement illustrative et doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels :
- la figure 1 illustre un exemple possible de fracturation dans un mode de réalisation de l'invention. La figure 1 représente un puits 101 vertical foré dans un sous-sol (représenté par le cube 100).
Ce puits comporte une complétion 104 permettant l'injection de fluide de fracturation dans le sous-sol.
Si le sous-sol est localement contraint de manière anisotrope (ex. la pression de contrainte dans la direction * est supérieure à la pression de contrainte dans la direction y), toute fracturation aura tendance à générer des fractures102 dans une direction perpendiculaire à la direction de moindre contrainte (i.e., c'est-à-dire des fractures dans la direction x .
Afin de créer des fractures 103 dans une direction parallèle à la direction de moindre contrainte (i.e. y), il peut être avantageux de réduire la contrainte dans les différentes directions.
En injectant un liquide/gaz froid pendant la fracturation, une contraction de la roche peut être provoquée et ainsi les contraintes qui s'appliquaient sur la roche peuvent être globalement réduites. On appelle cet effet l'effet « thermoélastique » de la roche.
La fracturation a ainsi l'opportunité de pouvoir se propager dans une direction perpendiculaire à la direction initiale (bifurcation). Si l'injection de tout gaz/liquide peut produire cet effet, toutes les possibilités ne sont pas préférées du fait de leurs contraintes/défauts inhérents (mentionnés ci- dessus).
Le fluide de fracturation préféré est un fluide de dioxyde de carbone (CO2) liquide, de dioxyde de carbone solide (ou neige carbonique) et d'hydrocarbures liquides (aux pressions de fracturations visées).
Ce fluide est avantageusement à une température proche de -60 °C.
A titre d'illustration, le fluide peut comporter (en volume) 25% de CO2 solide, 50% de CO2 liquide et 25% de gaz d'hydrocarbures liquéfié. Ce fluide est majoritairement liquide pour des pressions supérieures à 40.000 hPa et pour une température de - 60 °C.
L'utilisation de C02 solide dans le fluide de fracturation peut permettre d'augmenter significativement la « capacité calorifique » ou « capacité thermique » du fluide afin de pouvoir conserver une grande différence de température entre fluide et roche lors du pompage dans le puits, et ainsi amplifier l'effet de fracturation thermique. La capacité thermique volumique du fluide peut être alors sensiblement augmentée, permettant de transférer aisément la chaleur du fluide vers la roche.
Le C02 solide peut ainsi absorber la chaleur reçue par le fluide d'injection pendant la descente ou dans la formation, à concurrence de son énergie de fusion.
La taille ou la forme des blocs / particules de C02 solide peut être ainsi adaptée afin d'assurer une surface d'échange entre le C02 solide et le liquide suffisante afin d'absorber la chaleur au fur et à mesure de sa captation par le fluide d'injection.
Tant que le fluide d'injection conserve une portion de C02 solide, le fluide d'injection peut absorber de la chaleur sans que la température du fluide augmente.
La présence de C02 solide retarde donc le moment où la température du fluide d'injection augmentera sensiblement, entraînant des modifications significatives sur les propriétés du fluide (densité, viscosité)
Enfin, lorsque ce fluide se réchauffe, le C02 liquide peut devenir supercritique et occuper beaucoup plus d'espace: ainsi l'expansion du fluide peut participer à la fracturation.
De plus, l'utilisation de C02 solide peut permettre d'augmenter la densité du fluide et ainsi de bénéficier d'une pression hydrostatique au niveau de la complétion 104 plus élevée. Cette densité peut être réglée en fonction des besoins en ajustant la proportion volumique ou massique du C02 solide dans le fluide. Pour les pressions et températures envisagées, la densité du fluide peut ainsi être supérieure à celle de l'eau (ou d'un fluide contenant de l'hélium ou de l'azote), créant une colonne hydrostatique significative dans le puits (de hauteur h,).
Enfin, l'utilisation de C02 solide peut permettre d'augmenter la viscosité du fluide, facilitant ainsi le transport de l'agent de soutènement utile pour une stimulation efficace par fracturation du sous-sol. Cette viscosité peut être réglée en fonction des besoins en ajustant la proportion volumique ou massique du C02 solide dans le fluide et/ou en modifiant la taille des particules/galets de C02 solide dans le fluide. Si la viscosité du C02 liquide est faible (0,2 mPa.s), l'ajout de C02 solide et d'hydrocarbures peut augmenter sensiblement la viscosité du fluide.
Dans un mode de réalisation, le gaz d'hydrocarbures liquéfié peut être du GNL (ou gaz naturel liquéfié), du GPL (ou gaz de pétrole liquéfié).
L'ajout de gaz d'hydrocarbures liquéfié peut permettre d'abaisser la température de changement de phase C02 solide-liquide (point de fusion) et ainsi obtenir un fluide de C02 liquide et solide stable pour des températures proches du point de fusion classique du C02.
Ce fluide est non-endommageant pour la roche et le C02 a une propension à remplacer le méthane éventuellement piégé dans la roche.
Bien entendu, la présente invention ne se limite pas aux formes de réalisation décrites ci-avant à titre d'exemples ; elle s'étend à d'autres variantes.
D'autres réalisations sont possibles. Par exemple, le puits 101 de la figure 1 peut être un puits oblique ou encore un puits horizontal.

Claims

REVENDICATIONS
1 . Procédé de fracturation de roche d'un sous-sol (100), le procédé comporte:
- injection d'un fluide de fracturation dans un puits (101 ), dans lequel le fluide comporte :
- au moins 30% en volume de dioxyde de carbone sous forme liquide,
- au moins 20% en volume de dioxyde de carbone sous forme solide, et
- au moins 10% en volume de gaz d'hydrocarbures liquéfié.
2. Procédé selon la revendication 1 , dans lequel le procédé comporte en outre :
- contrôle et maintien de la température du fluide injecté en tête de puits à une température inférieure à -50 °C.
3. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la proportion volumique de dioxyde de carbone sous forme solide est ajustée afin que le fluide ait une masse volumique supérieure à 1200 kg/m3.
4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la proportion volumique de dioxyde de carbone sous forme solide, est ajustée afin que le fluide ait une viscosité dynamique supérieure à 50 mPa.s.
5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le dioxyde de carbone sous forme solide étant sous forme de bloc, au moins une dimension desdits blocs est ajustée afin que le fluide ait une viscosité dynamique supérieure à 50 mPa.s.
6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le fluide comporte :
- 50% en volume de dioxyde de carbone sous forme liquide,
- 25% en volume de dioxyde de carbone sous forme solide, et
- 25% en volume de gaz d'hydrocarbures liquéfié.
EP14825368.5A 2013-12-06 2014-10-10 Methode de fracturation de roches Withdrawn EP3077474A1 (fr)

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