Bislang haben alle Refracs, die ich gesehen habe oder von denen ich von Leuten aus der Praxis erfahren habe, im Eagle Ford Shale Trend nicht wirtschaftlich funktioniert. DIESER Artikel ist Pferdescheiße.
Puesdo Öl- und Gas-"Journalisten" schreiben jetzt alles für ein paar hundert Dollar pro Artikel. In Ermangelung einer aussagekräftigen Analyse von echten Ölfeldleuten drucken Outfits wie oilprice.com alles.
Fast alle der ursprünglichen Eagle-Ford-Schieferölbohrungen, die seit 2009 in Südtexas niedergebracht wurden, waren kurze bis mittlere laterale Bohrungen mit einer Länge von 4.000 bis 5.000 Fuß, die in mehreren Stufen von der Ferse bis zum Fuß perforiert und mit Fracs versehen wurden. Der Eagle-Ford-Schiefer ist ein furchtbares Gestein (Schlammstein), und ich behaupte, dass weniger als 35 % der in Südtexas gebohrten EF-Bohrungen die Kosten für Pacht, Bohrung und Fertigstellung tatsächlich wieder einbrachten.
Jede Stufe in diesen alten, kurzen Querleitungen, die jetzt erschöpft sind und eine Drucksenke darstellen.
Diesem Artikel zufolge gehen die Betreiber nun dazu über, 4-Zoll-Liner in die 5 1/2-Zoll-AD-Produktionsverrohrung einzubauen und diese Liner von der Spitze bis zur Ferse zu zementieren und diese Drucksenken vollständig zu isolieren. Das ist eine teure Angelegenheit. Dann, so heißt es in diesem Artikel, werden sie zwischen den alten Stufen, durch den Liner und durch die ursprüngliche Förderverrohrung bohren und sie mit mehr Sand und mehr Wasser wieder aufbrechen (noch mehr teurer Mist!), und weil diese Wiederaufbrüche neue, dichte, normal druckbeaufschlagte Nanoporen in SEHR großer Nähe zu entleerten, drucklosen Nanoporen finden werden, wird dies alles zu mehr Öl führen, das wirtschaftlich gefördert werden kann.
Dies ist ein schlecht geschriebener Artikel. Es wird genau das Gegenteil von dem eintreten, was der Autor vorschlägt. EOG pflegt in produzierenden Bohrlöchern im Umkreis von 3000 Fuß um ein neu zu fracendes Bohrloch wiederverschließbare Packer zu setzen. Und warum? Weil Fracs den Weg des geringsten Widerstands nehmen, in Richtung des größten delta p, nicht davon weg.
Übrigens hat dieser Artikel nichts mit den Lügen zu tun, die Exxon letzte Woche über die neue Frac-Technologie verbreitet hat.
Die Autoren der Studie stellen fest, dass Refracs trotz der vermeintlichen Vorteile einer modernen Komplettierung das stimulierte Reservoirvolumen "über das hinaus erhöhen können, was mit einer neuen Komplettierung erreichbar ist". Dies wird auf die Tatsache zurückgeführt, dass die Risse einer Refrac-Bohrung, wenn sich die Lagerstätte erschöpft und der Porendruck sinkt, dazu neigen, in eine neue Richtung zu wachsen und zuvor unzugängliche Teile des Gesteins zu erschließen.
Der neu induzierte Druck bzw. das Stützmittel in einem Refrac wird nicht auf neues undrainiertes Gestein stoßen, sondern direkt zur Drucksenke gehen, zum Weg des geringsten Widerstands. Jeder Viertklässler kann die Physik dahinter verstehen! Diese Liner-Refrac-Sache wird jedes bisschen von 200K BO benötigen, um sich zu amortisieren, 70-85% der Kurven von 2009-2019 vom Typ Eagle Ford.
Bei der Analyse des Tight-Oil-Phänomens zeichnet sich jetzt ein eindeutiges Muster ab: Je schlechter es zu werden scheint, desto geringer wird die Produktivität der Flüssigkeiten, gashaltige Ölquellen verwandeln sich in ölhaltige Gasquellen, und die Wirtschaftlichkeit wird durch niedrige Gaspreise und NGLs beeinträchtigt...
Je größer die Lügen.
Dies ist EIN Trend der sich fortsetzen WIRD.