fr.wedoany.com Rapport : Chevron et Halliburton ont validé avec succès une solution de fracturation en boucle fermée entièrement automatisée dans le Colorado, et intègrent actuellement davantage d’outils de diagnostic dans ce système.
Ce système en boucle fermée se compose d’une couche de perception, d’une couche logique de décision et d’une couche d’exécution, permettant d’ajuster dynamiquement les paramètres de complétion en fonction des données souterraines en temps réel. Lors de la conférence et exposition SPE sur les techniques de fracturation hydraulique en février, Awais Navaiz, consultant technique chez Halliburton, a présenté un article (SPE 230613) indiquant que ce système s’inscrit dans le cadre d’une amélioration continue et ne constitue pas un projet de recherche indépendant.
Jason Bell, ingénieur de complétion chez Chevron pour la région des Rocheuses, a déclaré dans son rapport que l’objectif principal de ce déploiement était de valider la faisabilité de cette technologie. Il a souligné : « L’équipe a tenté de déployer et de valider rapidement la technologie, tout en travaillant dans un cadre défini pour convaincre l’entreprise de son utilité et de son importance, sans perturber le calendrier ni affecter les actifs. » Les auteurs de l’article précisent que cette solution vise à créer et déployer un système de fracturation en boucle fermée entièrement autonome et basé sur des capteurs dans les actifs non conventionnels. Dans la pratique au Colorado, le système devait démontrer une capacité d’exécution autonome continue et fiable, collecter des informations souterraines exploitables par des moyens de diagnostic non invasifs sans perturber les opérations, et illustrer comment un flux de travail automatisé transforme les retours souterrains en ajustements en temps réel sur le site. Ce flux de travail réduit le temps de décision, qui prend habituellement plusieurs minutes ou heures aux humains, à quelques secondes.
Le déploiement s’est déroulé en trois phases : d’abord, un diagnostic pour comprendre les performances de fracturation actuelles, puis une optimisation de l’efficacité et l’automatisation du processus de fracturation, et enfin l’intégration des retours souterrains pour permettre au système en boucle fermée d’exécuter de manière autonome les ajustements des paramètres de traitement.
Navaiz a révélé que l’équipe a obtenu des données de diagnostic via une fibre optique à usage unique. Cette fibre, peu coûteuse et non invasive, a été utilisée pour collecter des données afin de surveiller le comportement du système de fractures et d’établir des indicateurs clés de performance de base. Il a souligné que l’automatisation en surface est une base essentielle de la solution, réduisant les décisions manuelles sur le terrain d’environ 90 % et multipliant par 14 le nombre de décisions prises par ordinateur. « L’ordinateur peut exécuter des milliers d’étapes de fracturation de manière identique jour après jour, à condition de définir les limites opérationnelles. En revanche, l’intervention humaine comporte toujours des variations. » Il a expliqué que le système définit une opération en boucle fermée complète comme un processus autorégulé et autonome, contrôlant ses propres performances par rétroaction. « Lorsque les retours sont intégrés en continu dans le système sans aucune intervention humaine, le processus est considéré comme étant en boucle fermée complète. » Dans ce déploiement, les données souterraines ont été introduites en continu dans le système, qui prenait des décisions selon une logique prédéfinie et les envoyait directement aux pompes de fracturation pour exécution, sans aucune intervention humaine.
Le flux de travail d’ingénierie énergétique a constitué la première étape vers la boucle fermée. Ce flux de travail relie les retours de diagnostic à l’automatisation en surface, redistribuant dynamiquement l’énergie du réservoir en fonction des retours sur la propagation des fractures pour favoriser une expansion plus uniforme du système de fractures. « Lorsque nous concevons une étape de fracturation, nous supposons que tous les clusters de perforation sont équidistants, que la longueur de l’étape est uniforme et que l’espacement des puits est égal. Mais la réalité est tout autre », a déclaré Navaiz. L’approche traditionnelle consiste à injecter la boue dans les étapes à expansion rapide, tandis que le flux de travail d’ingénierie énergétique en boucle fermée adopte une stratégie inverse : limiter le volume de fluide jusqu’à rencontrer une étape plus performante, puis réinjecter le volume « stocké » dans cette étape.
Bell a indiqué que déterminer quelles étapes sont performantes ou non nécessite une grande quantité de données, collectées via la fibre optique à usage unique. L’équipe a recueilli des données sur plus de 1 500 étapes, servant de données de référence pour l’exécution de l’ensemble du programme de fracturation. « Pendant ce temps, rien n’a été modifié dans le programme de fracturation : même conception des étapes, tout est resté identique, nous avons simplement collecté les données, les avons envoyées dans le cloud, analysées, cataloguées et caractérisées. » Grâce à la caractérisation des données, l’équipe a réussi à distinguer les systèmes de fractures présentant des caractéristiques d’expansion « rapide » et « lente ». Lorsque l’ordinateur détecte une fracturation lente, il prélève un volume de boue du réservoir de stockage et l’applique à l’étape à expansion lente.
Navaiz a ajouté que le système est modulaire, permettant de remplacer des composants tels que l’observation, la décision ou l’exécution selon les besoins. « Si l’on souhaite remplacer la fibre optique du puits adjacent par un autre outil de diagnostic, ou modifier le mode d’action ou ajuster la logique de décision, c’est possible. » Bell a souligné que la conception modulaire confère au système un caractère « plug-and-play », lui permettant de s’adapter facilement à différents scénarios opérationnels. « La fibre optique n’est peut-être pas la seule solution, ou il n’y a pas de puits DUC (foré mais non complété) adjacent, mais le système peut intégrer un autre outil de diagnostic, c’est là l’avantage de ce système. » Il a révélé que d’autres outils de détection pourraient être utilisés à l’avenir.
Lors du déploiement dans le Colorado, l’équipe a d’abord fonctionné en mode boucle ouverte, puis est passée en mode boucle fermée. Lors de la première application en boucle fermée, plus de 90 % des étapes de fracturation ont été entièrement automatisées de bout en bout. « L’équipe a réalisé et démontré une application de fracturation en boucle fermée entièrement autonome, pilotée par les données souterraines, sans aucune intervention humaine », a décrit Bell. « Le système collecte les données des capteurs, les traite dans le cloud, prend des décisions et envoie des instructions de modification ou non à la flotte de fracturation, et les équipements exécutent automatiquement les changements, sans intervention humaine. »
Les auteurs de l’article concluent que les opérations de fracturation en surface intelligentes, guidées par des mesures souterraines, peuvent déclencher des décisions de complétion dynamiques, optimisant ainsi le programme de complétion. Les travaux futurs pourraient impliquer des architectures logicielles de décision plus complexes, et l’intégration d’outils de diagnostic supplémentaires dans le flux de travail est à l’étude. Navaiz a indiqué que l’agenda global des recherches actuelles de l’équipe s’articule autour du maintien de l’efficacité opérationnelle. « La limitation que nous essayons actuellement de résoudre est de doter les opérations de suffisamment de fonctionnalités pour pouvoir modifier des puits individuels lors de fracturations synchronisées, voire synchronisées sur trois ou quatre puits, sans affecter le fonctionnement de l’ensemble de l’usine de complétion. »
Informations sur l’article connexe : SPE 230613 « Transformer la fracturation hydraulique : le premier programme de complétion en boucle fermée » (Transforming Hydraulic Fracturing: The First-Ever Closed-Loop Completions Program), auteurs incluant A. Navaiz et P.F. Stark (Halliburton), M. Paradeis (anciennement Chevron USA, désormais Subterra Energy Consulting), J. Bell, D. Beasley, E. White et H. Lynch (Chevron), ainsi que F. Adil, J.B. Tran, C. Cox et J. Doucette (Halliburton).
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