Zhiyong Huang, Boyun Guo et Ellis Ekhator
Cet article présente une analyse de faisabilité de l'utilisation de techniques de complétion par fracturation pour produire du gaz naturel à partir de réservoirs d'hydrates de gaz offshore. Une étude de cas a été réalisée pour les accumulations d'hydrates de gaz dans le nord de la mer de Chine méridionale. L'analyse de faisabilité couvre les exigences en matière de taille des agents de soutènement, de débit d'injection de fluide, de pression de fracturation et de productivité des puits. Pour une granulométrie médiane des sédiments dans la formation étudiée de 2,60 à 28,96 μm avec une valeur moyenne de 8,49 μm, la plage requise de taille des agents de soutènement est comprise entre 333 mesh et 748 mesh (0,001 pouce ~ 0,003 pouce). Étant donné que les agents de soutènement de cette taille ne sont pas disponibles dans le commerce, il serait économique d'utiliser des sables naturels tamisés comme agents de soutènement dans les opérations de fracturation. Le débit minimal de fluide de fracturation requis pour transporter le soutènement/sable de 0,003 pouce dans la pointe de fracture à 510 pieds est de 3,64 bpm, ce qui est bien inférieur aux valeurs pratiques allant de 20 bpm à 100 bpm. Par conséquent, le transport du soutènement/sable pendant le remplissage de la fracturation n'est pas un problème. Pour créer une fracture horizontale d'un rayon de 510 pieds avec un taux d'injection de fluide de fracturation de 72 bpm, la pression d'injection maximale au fond du trou devrait être de 2 378 psi, ce qui n'est que de 334 psi au-dessus de la pression du réservoir et peut être géré par la plupart des pompes utilisées dans les opérations de remplissage de la fracturation. Les prévisions de productivité des puits avec un modèle mathématique simplifié montrent qu'un taux de production de gaz commercial de 16 MMscf/jour est réalisable avec un rayon de fracture de 510 pieds. Cependant, le modèle nécessite une validation supplémentaire.