DE69726815T2

DE69726815T2 - Verfahren zur Frakturierung von unterirdischen Lagerstätten

Info

Publication number: DE69726815T2
Application number: DE69726815T
Authority: DE
Inventors: Ernest J. Katy Brown; Roger John Sugar Land Card; Erik Bentley Houston Nelson
Original assignee: Sofitech NV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 1996-10-09
Filing date: 1997-09-29
Publication date: 2004-12-02
Anticipated expiration: 2017-09-30
Also published as: CA2217659A1; NO974645L; EP0835983B1; CA2217659C; NO326817B1; DZ2325A1; EP0835983A3; EP0835983A2; DE69726815D1; US5964295A; US6306800B1; DK0835983T3; US6412561B1; NO974645D0; AR011245A1; US5979557A

Description

Diese Erfindung bezieht sich auf die Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus unterirdischen Formationen. Insbesondere bezieht sich die Erfindung auf neue Zerklüftungsverfahren, die bei der Erhöhung der Kohlenwasserstoffproduktion nutzbar sind, die Erzeugung von fossilem Grundwasser begrenzen, dem Verlust von Zerklüftungsfluid in die unterirdische Formation widerstehen und die Ausrüstungsanforderungen beim Mischen und Pumpen der Zerklüftungsfluide verringern.
Bei der Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus unterirdischen Formationen ist es insbesondere in Formationen mit niedriger Permeabilität die übliche Praxis, die kohlenwasserstoffhaltige Formation zu zerklüften, um Fliesskanäle zu schaffen. Diese Fliesskanäle erleichtern die Bewegung der Kohlenwasserstoffe zum Bohrloch, so dass die Kohlenwasserstoffe aus der Bohrung gepumpt werden können.
In diesen Zerklüftungsoperationen wird ein Zerklüftungsfluid, das die unterirdische Formation durchdringt, hydraulisch in ein Bohrloch eingespritzt und gegen die Formationsschichten gedrückt. Die Formationsschichten oder das Formationsgestein werden gezwungen, zu zerspringen und sich zu zerklüften, wobei durch die Bewegung eines viskosen Fluids, das ein Stützmittel enthält, in den Gesteinsspalt ein Stützmittel in der Zerklüftung angeordnet wird. Die resultierende Zerklüftung mit dem angeordneten Stützmittel schafft einen verbesserten Fluss des gewinnbaren Fluids, d. h. Öls, Gases oder Wassers, in das Bohrloch.
Üblicherweise umfassen Zerklüftungsfluide eine verdickte oder gelierte wässrige Lösung, in der "Stütz"-Partikel suspendiert sind, die in den Fluiden der Formation im Wesentlichen unlöslich sind. Die von dem Zerklüftungsfluid geführten Stützpartikel bleiben in der erzeugten Zerklüftung und halten sie somit offen, wenn der Zerklüftungsdruck gelöst wird und die Bohrung in die Erzeugung gebracht wird. Geeignete Stützmaterialien umfassen Sand, Walnussschalen, gesinterten Bauxit oder ähnliche Materialien. Die "gestützte" Zerklüftung schafft einen größeren Fliesskanal zum Bohrloch, durch den eine erhöhte Kohlenwasserstoffmenge fließen kann, wodurch die Produktionsrate einer Bohrung erhöht wird.
Ein übliches Problem für viele hydraulische Zerklüftungsoperationen ist der Verlust an Zerklüftungsfluid in die poröse Matrix der Formation. Der Zerklüftungsfluidverlust ist ein großes Problem. Um diese Bohrungen zu zerklüften, müssen Hunderttausende (oder sogar Millionen Gallonen) 1 Gallone = 3,785 Liter Zerklüftungsfluid in das Bohrloch gepumpt werden, wobei das Pumpen so großer Fluidmengen sehr kostspielig ist. Außerdem verursacht das verlorene Fluid Probleme mit der Funktion oder Technik der Zerklüftung. Beispielsweise begrenzt der unerwünschte Fluidverlust in die Formation das Ausmaß und die Geometrie der Zerklüftung, die während der Hydraulikzerklüftungsdruck-Pumpoperation erzeugt werden kann. Somit ist das Gesamtvolumen der Zerklüftung oder des Spalts durch das verlorene Fluidvolumen, das in das Gestein verloren ist, begrenzt, da dieses verlorene Fluid nicht verfügbar ist, um auf die Gesteinsoberfläche Volumen und Druck auszuüben.
Üblicherweise enthalten Hydraulikzerklüftungsfluide ein hydratisierbares Polymer, das das Zerklüftungsfluid verdickt, wenn es chemisch vernetzt wird. Üblicherweise wird ein solches Polymer in einer diskontinuierlichen Mischoperation mehrere Stunden in einem Mischtank oder in einem anderen Behälter an der Erdoberfläche hydratisiert und während einer Zeitdauer vernetzt, um das Fluid viskos zu machen, so dass es das Stützmittel in die Zerklüftung führen kann. In dieser Weise wurden natürliche Polymere einschließlich Polysacchariden wie etwa Guar verwendet.
Ein Problem im Zusammenhang mit der Verwendung von Polysacchariden als Viskosmacher für Zerklüftungsfluide ist, dass der Hydratations- und Vernetzungsprozess zeitaufwändig ist und eine teure und voluminöse Ausrüstung an der Bohrstelle erfordert. Diese Ausrüstung und das zugeordnete Personal, um sie zu betreiben, erhöhen wesentlich die Kosten der Zerklüftungsoperation. Außerdem ist es unmöglich, in Echtzeit während des Pumpens des Auftrags zusätzliche Polysaccharide der Lösung hinzuzufügen oder die Konzentration der Polysaccharide in dem Zerklüftungsfluid zu regulieren, wenn die Polysaccharide hydratisiert und vernetzt sind.
Eine weitere Schwierigkeit ist, dass eine große Anzahl von Hilfszusatzstoffen erforderlich sind, um Polysaccharide erfolgreich zu verwenden, einschließlich beispielsweise: Bakteriziden, Antischaummitteln, Tensiden zur Unterstützung der Dispersion, pH-Wert-Steuermittel, chemische Spalter, Enzymspalter, Eisensteuermittel, Fluidstabilisatoren, Vernetzer, Vernetzungsverzögerungs-Zusatzstoffe, Antioxidationsmittel, Salze) und dergleichen. Diese Materialien müssen richtig formuliert werden (was eine schwierige Aufgabe sein kann), an die Auftragsstelle transportiert werden und daraufhin während der Ausführung der Zerklüftungsbehandlung genau gepumpt und dosiert werden.
Ein weiterer Nachteil im Zusammenhang mit diesen Zerklüftungsfluiden auf Polysaccharidbasis ist, dass sie bei ihrer Verwendung als Viskosmacher bestimmte Materialien enthalten, die sich während der Hydraulikzerklüftungsbehandlung in der Formation konzentrieren, was die Erzeugung von Kohlenwasserstoffen nach dem Zerklüftungsereignis verringert. Beispielsweise fließt während einer Behandlung Wasser aus dem Zerklüftungsfluid in die Formation, wobei das Polysaccharid zurückbleibt. Die Guarkonzentrationen in der Zerklüftung steigen im Vergleich zu der Guarkonzentration in dem tatsächlichen Zerklüftungsfluid gelegentlich um so viel wie um einen Faktor zwanzig.
Somit haben viele Zerklüftungsfluidmaterialien, wenn sie in hohen Konzentrationen verwendet werden, verhältnismäßig schlechte "Reinigungs"-Eigenschaften, d. h., diese Fluide verringern unerwünscht die Permeabilität der Formation und der Stützmittelpackung nach Zerklüften der Formation. Ausführliche Untersuchungen der Polysaccharidwiedergewinnung im Arbeitsbereich nach Hydraulikzerklüftungsoperationen zeigen, dass mehr als sechzig Prozent der Gesamtmasse an Polysacchariden, die während der Behandlung gepumpt werden, zu dem Zeitpunkt, zu dem die Produktion von Gas oder Öl in kommerziellen Mengen beginnt, in der Zerklüftung verbleiben können. Die schlechte Reinigung ist ein Problem.
Die Bohrlochproduktivität nach der Zerklüftung steigt drastisch, während die Menge der an die Oberfläche zurückgegebenen Polysaccharide steigt. Alles, was die Permeabilität der abgestützten Zerklüftung gegenüber Kohlenwasserstoffen verringert, ist üblicherweise schädlich für die Produktion von Kohlenwasserstoffen aus der Bohrung.
Gelegentlich wird angenommen, dass andere Polysaccharide wie etwa Hydroxyethylcellulose ("HEC") im Vergleich zu Materialien auf Polysaccharidbasis eine verbesserte Reinigung schaffen; allerdings ist bekannt, dass HEC während des Mischens unerwünschte Klumpen oder "Fischaugen" bildet. Ferner ist HEC auf niedrigere Formationstemperaturen beschränkt und wird somit für eine breite Vielfalt von Zerklüftungsbedingungen nicht bevorzugt.
Um die Beschränkungen der Zerklüftung mit natürlichen oder synthetischen Polysacchariden zu überwinden, wurde von Einigen vorgeschlagen, verhältnismäßig teure Materialien wie etwa viskoelastische Tenside als Viskositätsverbesserungsmittel zu verwenden. Fluide, die mit solchen Materialien vorbereitet wurden, können Stützmittel in eine Zerklüftung führen, besitzen aber viele der Beschränkungen von Polysaccharidmaterialien nicht. Viskoelastische Tenside bilden Micellen, die in das Lagerstättengestein übergehen und daraufhin aufspalten können, was es ermöglicht, die Komponenten zu entfernen. Somit sind üblicherweise keine Spaltermaterialien erforderlich, was die Kosten senkt und die Reinigung des Fluids aus der Formation verbessert.
Die Probleme, die bei viskoelastischen Fluiden auf Tensidbasis in der Vergangenheit festgestellt wurden, umfassen allerdings verhältnismäßig große Fluidverluste in Formationen, in denen sie verwendet worden sind. In Zerklüftungsbehandlungen von Formationen mit verhältnismäßig niedriger Permeabilität sind viskoelastische Fluide vom Micellentyp nicht umfassend verwendet worden, da unter anderem keine Materialien verfügbar waren, die die Aufrechterhaltung einer gewünschten Viskosität bei Temperaturen von mehr als 130°F, d. h. weniger als der Temperatur, bei der die meisten hydraulischen Zerklüftungsoperationen durchgeführt werden, ermöglichen.
Bis vor kurzem war die Verwendung solcher viskoelastischer Tensidfluide weitgehend auf Operationen bei einer flachen Sandproduktion mit hoher, zu steuernder Permeabilität entweder in herkömmlichen Kiesauffülloperationen oder in Operationen, die die Zerklüftung sehr nahe am Bohrloch umfassen, wie etwa in sogenannten "Frac-and-pack"-Operationen, beschränkt. In den meisten Fällen haben die Kosten viskoelastischer Komponenten diese zu teuer gemacht, um sie bei normalen Zerklüftungsbehandlungen mit großem Ausmaß und hohem Volumen zu verwenden.
Die Verwendung viskoelastischer Tensidzerklüftungsfluide ist in vielen Fällen auf Formationen beschränkt, die Tone enthalten, oder erfordert andernfalls lösliche Salze für den besonderen Zweck, die Hydratation von Tonmaterialien zu verhindern. Falls ermöglicht wird, dass solche Tonmaterialien hydratisieren, können Probleme auftreten, so dass die Notwendigkeit eines löslichen Salzes besteht, das die Hydratation solcher Tonmaterialien verhindern kann. Das US-Patent Nr. 5.551.516 an Norman u. a. ("Norman") offenbart allgemein die Zerklüftungsstimulation von Formationen mit hoher Permeabilität und genauer die Verwendung von Zerklüftungsfluiden auf Tensidbasis. Allerdings lehrt Norman nicht diese Erfindung und insbesondere nicht die Anwendung auf Formationen mit niedriger Permeabilität. Ferner lehrt Norman die Verwendung eines organischen Aktivators wie etwa beispielsweise Natriumsalicylat, der in dieser Erfindung nicht erforderlich ist.
Insbesondere stellen Formationen mit niedriger Permeabilität schwierige Herausforderungen an die Steuerung des Fluidverlusts, die in Fluiden, die in Formationen mit hoher Permeabilität wirken können, üblicherweise nicht behandelt werden. Beispielsweise besitzen feste Fluidverluststeuerungs-Zusatzstoffe, die in Formationen mit hoher Permeabilität sehr wirksam sind, in Kohlenwasserstoffzonen mit niedriger Permeabilität wenig oder keine Brauchbarkeit.
Die US-Patente Nr. 4.725.372 und 4.615.825 (zusammen "Teot") lehren und definieren genauer Fluide, die bei der Behandlung des Bohrlochs verwendet werden. Dies erfordert die Verwendung starker Salzlösungen (z. B. mehr als 12–15 Pfund/Gallone) 1,44 g/cm³- bis 1,8 g/cm³-Salzlösung. Allgemein sind starke Salzlaugen bei der hydraulischen Zerklüftung von Formationen mit niedriger Permeabilität unerwünscht. Starke Salzlösungen können die Fluidrückkehr nach der Hydraulikzerklüftungsbehandlung minimieren, was sich nachteilig auf die Reinigung und auf die Bohrungsproduktivität auswirkt.
Beispielsweise sind Fluidsysteme, die in Ammoniumchloridsalzen effektiv wirken, häufig nicht verträglich mit viel stärkeren, aus Calciumchlorid, Calciumbromid und Zinksalz erhaltenen Salzlösungen, die üblicherweise für Bohrlochbehandlungen erforderlich sind. Somit waren Fluide vom viskoelastischen Typ, die für Bohrlochanwendungen konzipiert wurden, in der Vergangenheit als Lagerstättenbehandlungsfluide (Sandsteuerung, Säurezerklüftung, hydraulische Zerklüftung, Matrixsäuerung, Sanierungsausmaß-Sperrbehandlungen und dergleichen) nicht direkt nutzbar und umgekehrt.
Es besteht ein Bedarf an einem Tensidfluid, das die Kohlenwasserstofferzeugung wirtschaftlich erhöhen, die Erzeugung von fossilem Grundwasser beschränken, dem Fluidverlust in die Formation standhalten und das Komponentengleichgewicht des Fluidgemischs erhalten kann. Ein Fluid, das das obige erreichen kann, während es die Genauigkeit verbessert, mit der die Fluide geliefert werden, und das die Ausrüstungs- oder Betriebsanforderungen verringert, wäre sehr wünschenswert.
Es ist festgestellt worden, dass ein viskoelastisches Tensidfluid in vielen verschiedenen Zerklüftungsanwendungen vorteilhaft verwendet werden kann, um Ergebnisse zu erzielen, die unter Verwendung solcher Fluide zuvor nicht für möglich gehalten wurden. Insbesondere bewirkt diese Erfindung die Erhöhung der Kohlenwasserstoffproduktion nach der hydraulischen Zerklüftung. Ferner können diese Verfahren verwendet werden, um die Produktion von fossilem Grundwasser nach der Zerklüftung zu begrenzen, was bei der Verbesserung des Prozentsatzes der Kohlenwasserstoffe hilft, die wiedergewonnen werden, nachdem eine Bohrung nach der Zerklüftung wieder zurück in die Produktion genommen wurde.
Weitere Vorteile der Verfahren dieser Erfindung umfassen, dass sie beim Widerstand gegen Zerklüftungsfluidverluste in die unterirdische Formation helfen kann, dadurch Geld spart und das Komponentengleichgewicht des Zerklüftungsfluidgemischs erhält. Außerdem ist es ein Vorteil dieser Erfindung, dass die Ausrüstungsanforderungen beim Mischen und Pumpen von Zerklüftungsfluiden an die Bohrstelle verringert werden können und dass der Betriebswirkungsgrad beim Zerklüften von Bohrungen verbessert werden kann. Diese Erfindung kann verwendet werden, um Betriebskosten zu sparen und um die Genauigkeit zu verbessern, mit der Fluide während der Zerklüftung in das Bohrloch geliefert werden können.
In einer Ausführungsform umfasst die Erfindung ein Verfahren zum Verringern des Fluidverlusts in eine Formation mit verhältnismäßig niedriger Permeabilität während des Zerklüftens durch Bereitstellen eines viskoelastischen Zerklüftungsfluids auf Tensidbasis, das wurmähnliche Micellen aufweist, die eine Verdickungsmenge eines viskoelastischen Tensids umfassen, das ein Tensid-Ion umfasst, das einen hydrophoben ersten Anteil besitzt, der chemisch an einen hydrophilen zweiten Ionenanteil gebunden ist.
Das Fluid weist Micellen auf, die eine Struktur besitzen, die zu der erhöhten Viskosität des Fluids beiträgt, wobei sich die wurmähnlichen Micellen außerdem je nach der Polarität des umgebenden Fluids in der Formation wahlweise bilden, ihre Struktur ändern oder sich auflösen können.
Das Fluid wird beispielsweise unter einem Druck, der ausreicht, die Formation zu zerklüften, in eine Formation mit verhältnismäßig niedriger Permeabilität gepumpt, wobei die Formation mit verhältnismäßig niedriger Permeabilität eine Zerklüftungsfläche besitzt, die während des Pumpens mit dem Fluid in Eingriff ist. Üblicherweise umfasst die Formation wenigstens eine zum größten Teil kohlenwasserstoffhaltige Zone und wenigstens eine zum größten Teil wässrige Zone.
Die Viskosität des Fluids in der kohlenwasserstoffhaltigen Zone wird gesenkt, während die Viskosität des Fluids in der wässrigen Zone aufrechterhalten wird. Ferner wird die Menge des viskosen Fluids, das in die Zerklüftungsfläche verloren geht, verringert, wodurch ein größeres Volumen viskoses Fluid zum Zerklüften der Formation mit verhältnismäßig niedriger Permeabilität verfügbar ist und wodurch das Verhältnis des Zerklüftungsausmaßes pro Einheitsvolumen des in das Bohrloch gepumpten viskosen Fluids erhöht wird.
In anderen Verfahren umfasst die Erfindung das Verbessern der Reinigung von viskoelastischem Zerklüftungsfluid auf Tensidbasis aus der Bohrung oder in einigen Fällen das Zurückfließen von Fluid aus dem Bohrloch, wobei die Kohlenwasserstofferzeugung beim Zurückfließen von Fluid aus dem Bohrloch erhöht wird.
Die Viskosität des Fluids in wenigstens einer wässrigen Zone der unterirdischen Formation wird durch die Anwesenheit wurmähnlicher Micellen in dieser Zone der Formation aufrechterhalten, wobei die Viskosität des Fluids in wenigstens einer kohlenwasserstoffhaltigen Zone durch das Auflösen oder die strukturelle Veränderung der Micellen verringert wird.
In vielen Fällen trägt das Aufrecherhalten der wurmähnlichen Micellen in den wässrigen Zonen zu einer Erhöhung der Kohlenwasserstofferzeugung aus dem Bohrloch beim Zurückfließen von Fluid aus dem Bohrloch nach der Zerklüftung bei.
In einer weiteren Ausführungsform ist ein Verfahren zum Verringern der Erzeugung von Wasser aus einer unterirdischen Formation nach der Zerklüftung der unterirdischen Formation gezeigt. Dieses Verfahren ist gerichtet auf das Bereitstellen eines wässrigen, viskoelastischen Hydraulikzerklüftungsfluids auf Tensidbasis, das ein wässriges Medium, eine wirksame Menge eines wasserlöslichen Salzes und eine wirksame Menge eines Verdickungsmittels in dem Fluid erhält, wobei ein viskoses Fluid erzeugt wird, das wurmähnliche Micellen umfasst; und das Pumpen des viskosen Fluids, das Micellen aufweist, durch ein Bohrloch und in eine Formation unter einem Druck, der ausreicht, um die Formation zu zerklüften. Die Formation kann eine wässrige Zone, die eine wesentliche Menge Wasser enthält, und eine Kohlenwasserstoffzone besitzen. Die Micellen in dem viskosen Fluid der Kohlenwasserstoffzone erfahren eine strukturelle Veränderung oder brechen zusammen, um dadurch die Viskosität des Fluids in der Kohlenwasserstoffzone zu senken, um ein verdünntes Fluid zu bilden. Daraufhin wird das verdünnte Fluid aus der Kohlenwasserstoffzone der Formation entfernt. Die wurmähnlichen Micellen in der Wasserzone sind stabiler, wobei eine Verringerung der während des Entfernungsschritts aus der Formation erzeugten Wassermenge beobachtet wird. Ferner wird der Vorteil der Erhöhung der Produktion von Kohlenwasserstoffen aus der unterirdischen Formation realisiert.
In einem weiteren Verfahren wird die Formation durch Bereitstellen eines wässrigen viskoelastischen Hydraulikzerklüftungsfluids auf Tensidbasis, das ein Verdickungsmittel enthält, zerklüftet, wobei das Hydraulikzerklüftungsfluid ein wässriges Medium und eine wirksame Menge eines wasserlöslichen Salzes und wenigstens ein Verdickungsmittel enthält. Das Verdickungsmittel ist ein Amin oder ein Salz eines Amins.
Dieses Verfahren umfasst die Schritte des Erzeugens eines viskosen Fluids, das wurmähnliche Micellen aufweist, und des Pumpens des viskosen Fluids, das diese Micellen aufweist, durch das Bohrloch und in die Formation unter einem Druck, der ausreicht, um die Formation zu zerklüften. Die Micellen treten in die Wasserzone und in die Kohlenwasserstoffzone ein, und es wird eine Zerklüftung ausgeführt. Die Micellen erfahren in dem Fluid in der Kohlenwasserstoffzone eine strukturelle Veränderung oder lösen sich auf, wodurch die Viskosität des Fluids in der Kohlenwasserstoffzone sinkt. Die Bohrung wird zurückfließen gelassen, und es werden aus der unterirdischen Formation Kohlenwasserstoffe produziert. Es ist wesentlich, dass es eine Verringerung der während des Entfernungsschritts aus der unterirdischen Formation erzeugten Wassermenge gibt.
In einem Verfahren wird eine Prozedur zum Zerklüften einer unterirdischen Formation unter der Erdoberfläche offenbart, die ein viskoses Zerklüftungsfluid verwendet, das keine verlängerte Hydratation über der Erdoberfläche benötigt, was zu einer effizienteren und weniger kostspieligen Prozedur führt. Auf diese Weise wird das Fluid durch einfaches ständiges Dosieren eines Konzentrats an der Erdoberfläche in eine Mischpumpe vorbereitet, wobei das Konzentrat eine Verdickungsmenge eines viskoelastischen Tensids umfasst, das ein Tensid-Ion umfasst, das einen hydrophoben ersten Anteil besitzt, der chemisch an einen hydrophilen zweiten Ionenanteil gebunden ist. Ferner werden ein Gegen-Ion mit einer Komponente, die sich mit dem Tensid-Ion verbinden und ein viskoelastisches Fluid bilden kann, und eine funktional wirksame Menge Wasser hinzugefügt. Das Mischen des Konzentrats mit dem Gegen-Ion und dem Wasser über die Erdoberfläche wird in der Mischpumpe ausgeführt, um sofort ein viskoses Zerklüftungsfluid zu bilden, das gleichzeitig in ein Bohrloch unter die Erdoberfläche gepumpt wird.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNG
1 zeigt eine typische Konstruktion der Standardausrüstung, die im Stand der Technik in einem großen landgestützten Zerklüftungsauftrag verwendet wird, wobei sie Mischer enthält, die das hydratisierbare Polymer hydratisieren und aufnehmen;
1A zeigt die Verfahren des Standes der Technik der Zerklüftung auf Polysaccharidbasis, die einen Mischer und zahlreiche Zusatzstoffe, Spalter usw. umfassen, die erforderlich sind, um zu bewirken, dass das Polysaccharid wirkt;
2 zeigt einen Standardmischer (der besondere gezeigte Mischer ist Schlumbergers "kontinuierlicher Präzisionsmischer" oder "PCM") (PCM ist ein Warenzeichen der Schlumberger Technology Corporation), der zum Hydratisieren von Polysacchariden an einer Bohrstelle vor dem Pumpen der Polysaccharide zu einer Mischungseinheit, wo vor dem Pumpen in das Bohrloch Stützmittel hinzugefügt wird, verwendet wird;
3 ist eine nochmals weitere schematische Darstellung des Materialflusses in der oberirdischen Ausrüstung und in das Bohrloch im Stand der Technik;
4 und 4A veranschaulichen den Materialfluss, der unter Verwendung einer Erfindung dieser Anmeldung erreicht werden kann;
5 zeigt eine Veranschaulichung der Struktur einer Micelle aus viskoelastischem Tensidmaterial, wie sie ungestört in einer wässrigen Umgebung vorhanden ist und wie sie in aufgelöster Form nach dem Kontakt mit einem Kohlenwasserstoffmedium vorhanden ist;
6 demonstriert, wie in der wasserhaltigen Lagerformation Micellen vorhanden sind und in wurmähnlicher Micellenform bleiben, wodurch sie einen Wasserfluss aus der wässrigen Zone verhindern, während sich die Micellen selbst in der kohlenwasserstoffhaltigen Zone zu kleineren Komponenten zersetzen und die Erzeugung der Fluide zurück in das Bohrloch erleichtern; und
7 zeigt, wie Micellen zur Unterstützung bei der Verhinderung eines unerwünschten Verlusts der wässrigen Komponente des Fluids in die Zerklüftungsfläche einer Formation mit verhältnismäßig niedriger Permeabilität verwendet werden.
8, 9 und 10 zeigen Ergebnisse der jeweils in den Beispielen 9, 10 und 1 beschriebenen Tests und werden in Verbindung mit diesen Beispielen diskutiert.
Nunmehr übergehend zu 1 enthält eine Zerklüftungskonfiguration 9 für eine landgestützte Zerklüftung üblicherweise die gezeigte Ausrüstung. Das Zerklüftungsmittel ist in den Sandsattelaufliegern 10 und 11 enthalten. Ferner sind oben in der Figur die Wassertanks 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 und 25 gezeigt. Das Wasser wird aus diesen Tanks in die Mischer 26 und 28 gepumpt. Kleinere Zerklüftungsaufträge verwenden lediglich einen solchen Mischer. Beiderseits in 1 sind die Pumplastwagen 27 und 29 gezeigt, die auf ihren Sattelaufliegern die Pumpausrüstung enthalten, die erforderlich ist, um den fertigen gemischten und vermischten Schlamm in die Bohrung zu pumpen.
Es ist ein Sandtrichter 30 verfügbar, der den Sand von den Sandsattelaufliegern empfängt und ihn bei Bedarf in die Mischer verteilt. In einer typischen Zerklüftungsoperation des Standes der Technik werden die Mischer mit Polysaccharid gefüllt, woraufhin das Polymer unter Verwendung von Wasser aus den Wassertanks hydratisiert wird. Dieser Prozess des Hydratisierens des Polysaccharids dauert eine gewisse Zeit, wobei das Polysaccharidpolymer unter Verwendung der Verfahren des Standes der Technik, die Guar oder andere hydratisierbare Polymere verwenden, nicht aus dem Mischer gepumpt werden kann, bis er vollständig hydratisiert und zum Pumpen in die Bohrung bereit ist. Nachdem das Polysaccharid vollständig hydratisiert ist, kann die Viskosität nicht mehr durch Hinzufügen von weiterem Polysaccharid erhöht werden. Falls eine hohe Fluidviskosität erforderlich ist, ist die Rate der Polysaccharidzugabe aus dem vorgemischten Schlamm das einzige verfügbare Mittel, um die Viskosität zu erhöhen. Da in vielen Fällen bereits zubereitetes Fluid, jedoch mit der falschen Viskosität, verworfen wird oder zur Verwendung ungeeignet ist, ist dies aber sehr ineffizient.
Während der Zerklüftung wird das hydratisierte Polysaccharid aus den Mischern in die Mischpumpen 33 und 36 gepumpt, wo es mit dem Stützmittel gemischt und daraufhin an die Rohrverzweigungen 31 bzw. 32 übertragen wird. Daraufhin wird das stützmittelhaltige Fluid an die Pumplastwagen übertragen und über die Behandlungsleitungen 34 mit hohem Druck zum Bohrturm 35 zurückgeleitet und daraufhin in die Bohrung gepumpt.
1A zeigt ein typisches Verfahren des Standes der Technik, in dem Wasser und Polysaccharid aus einem Zerklüftungsmitteltank zu einem Mischer und daraufhin zu einer Mischpumpe übertragen werden, während entlang des Materialwegs verschiedene Zusatzstoffe zugesetzt werden.
2 zeigt einen Mischer 26, der einen Schlammgeltank 37 und die Mischabteile 38 umfasst. Die Mischabteile enthalten (nicht gezeigte) Schaufelräder, die dazu verwendet werden, das Polysaccharid langsam anzurühren, damit es vor der Zugabe von Vernetzer und anderen Zusatzstoffen hydratisieren und verdicken kann, woraufhin es aus der Abgabeleitung 39 in die Mischausrüstung gepumpt wird. Die Saugleitung 40 führt Wasser zum Mischen mit dem Polysaccharid.
In 3 sind die Verfahren des Standes der Technik zum Pumpen von hydratisierbaren Polysacchariden gezeigt, in denen Fluid aus dem Wassertank 80 mit Polymer (oder Polysaccharid) 82 gemischt und in den kontinuierlichen Präzisionsmischer 84 gepumpt wird. Der nächste Schritt ist das verhältnismäßig langsame Umrühren und die Hydratation des Gemischs, worauf die Zugabe von Vernetzer und weiteren Zusatzstoffen folgt, um den Polysaccharidschlamm in ein viskoses Zerklüftungsfluid umzuwandeln, worauf das Mischen mit dem Stützmittel 88 folgt. Der resultierende Schlamm wird daraufhin an die Hochgeschwindigkeits-Mischpumpe 90 übertragen und in Schritt 92 in die Bohrung gepumpt.
Die 4 und 4A zeigen den Weg des Materials unter Verwendung einer der hier offenbarten Erfindungen. In 4A wird das Wasser 94 mit viskoelastischem Tensid 96 gemischt und daraufhin mit Stützmittel 98 gemischt, wo es in eine Mischpumpe 100 übergeht, um in die Bohrung gepumpt zu werden. Dieser Prozess kann beispielsweise unter Verwendung eines Tensidkonzentrats ausgeführt werden, das ohne das langsame Umrühren und die langsame Hydratation, die in einigen Verfahren des Standes der Technik verwendet werden, zu einer Bohrstelle gebracht und nahezu sofort hydratisiert und gemischt werden kann, um in die Bohrung zu gehen. 4 zeigt ein Erfindungsverfahren dieser Erfindung, in dem ein Mischer wie etwa der PCM nicht erforderlich ist, sondern statt dessen das Zerklüftungsfluid mit dem Stützmittel gemischt und im Wesentlichen gleichzeitig, während es in die Bohrung gepumpt wird, ohne verlängerte Hydratationszeiten in der Mischpumpe gemischt wird.
In 5 ist eine Micelle des Tensids in einer typischen Konfiguration mit hydrophilen Kopfanteilen 42 und hydrophoben Schwanzanteilen 43 gezeigt. Wenn die hydrophilen Anteile in einer wässrigen (polaren) Umgebung sind, neigen sie dazu, eine Außenschicht zu bilden, während die hydrophoben Anteile nach innen, von der wässrigen Umgebung weg, gerichtet sind. In Anwesenheit einer ausreichenden Menge von Kohlenwasserstoffen wird diese wurmähnliche Micellenstruktur instabil, wobei sie zu einer Micellenstruktur, die nicht zur Bildung von viskosem Fluid führt, oder zu einzelnen Molekülen, wie sie in der Figur gezeigt sind, zurückkehrt.
6 zeigt eine zerklüftete unterirdische Formation 104, die eine wässrige Zone 110 umfasst, die von einer Kohlenwasserstoffzone 112 getrennt ist. Das Bohrloch 106 empfängt entlang des Richtungspfeils 114 Kohlenwasserstoffe aus der Kohlenwasserstoffzone 112. Es ist eine Großaufnahme der Porenstruktur sowohl für die wässrige Zone (oben) als auch für die Kohlenwasserstoffzone (unten) zu sehen. Es sind die Sandkörner 121, 122, 123, 124, 125, 108, 131, 126, 116, 127, 128, 129, 130 gezeigt, wie sie durch das Zerklüftungsfluid in der Formation abgelagert sind. Die wurmähnlichen Micellen 118 sind in dem Zwischenraum zwischen den Sandkörnern in der wässrigen Zone als Netz von Micellen sichtbar, die den Rückfluss von fossilem Grundwasser in das Bohrloch 106 verhindern. Wie in dem unteren Anteil aus 6 zu sehen ist, sind die Micellen in der Kohlenwasserstoffzone zu Micellenuntereinheiten 120 dispergiert.
In 7 ist eine Veranschaulichung des Nutzens von Micellen bei der Steuerung des Fluidverlusts zu sehen. Es ist die unterirdische Zerklüftung 63 gezeigt, die von dem Bohrloch 64, das die Zerklüftungsfluid-Flussrichtung 75 verwendet, um den Zerklüftungsfluidfluss in die Formation bei 65 zu erleichtern, nach außen wächst. Die Fluidverlustrichtungspfeile 67–72 geben die Richtung des Fluidverlusts in die Zerklüftungsfläche an. Es ist festgestellt worden, dass dies im Fall viskoelastischer Tenside durch einen Mechanismus geschieht, der das Zerklüftungsvolumen erhält und erhöht.
Die Beschreibung und die Beispiele werden lediglich zur Erläuterung der bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung dargestellt und sollen nicht als Beschränkung des Umfangs und der Anwendbarkeit der Erfindung verstanden werden.
Die Erfindung/Erfindungen bezieht/beziehen sich auf neue Zerklüftungsverfahren, die unter anderem nutzbar sind, um die Kohlenwasserstofferzeugung zu erhöhen, die Produktion von fossilem Grundwasser zu begrenzen, dem Zerklüftungsfluidverlust in die unterirdische Formation zu widerstehen und die Ausrüstungsanforderungen beim Mischen und Pumpen von Zerklüftungsfluiden zu verringern.
Es ist bekannt, dass sich das Problem des übermäßigen Fluidverlusts nachteilig auf eine Bohrung auswirkt, wenn ein wesentlicher (größer als etwa 30%) Anteil des wässrigen Fluids in die Zerklüftungsfläche verloren geht, wobei es die größeren Polymermoleküle zurücklässt, die nicht in die Gesteinsporen diffundieren. Wenn das Verhältnis von wässrigem Fluid zu Viskosmacher durch derart hohe Fluidverluste geändert wird, treten Probleme bei der Aufrechterhaltung der Unversehrtheit des Fluids auf. Dies ist besonders in Formationen mit verhältnismäßig niedriger Permeabilität, in denen große Oberflächenbereiche der Gesteinszerklüftungsfläche dem Fluid ausgesetzt sind, ein Problem. In herkömmlichen Fluiden auf Guarbasis fließt lediglich Wasser in die Formation ab.
In Formationen mit verhältnismäßig niedriger Permeabilität, z. B. weniger als etwa 10 Millidarcies (im Folgenden "md"), in denen Kohlenwasserstoffe vorhanden sind, zeigen feste Fluidverluststeuerungs-Zusatzstoffe und Fluidverbindungen üblicherweise sehr wenig oder keine Wirkung auf die Fluidverlustrate. In diesen Fällen wird das Abfließen durch die Viskosität des Abflussfluids gesteuert. Da das Polymer aus der Oberfläche der Gesteinsfläche, in die der Fluidverlust stattfindet, herausgefiltert wird, ist diese Viskosität für alle Polysaccharide im Wesentlichen die gleiche wie die Viskosität von Wasser.
Es ist festgestellt worden, dass die Abflussrate von viskoelastischen Fluiden auf Tensidbasis in ähnliches Gestein wesentlich niedriger ist als die der Fluide auf Polysaccharidbasis. Obgleich diese Erfindung und ihre Ansprüche nicht durch irgendeinen besonderen Wirkungsmechanismus oder durch eine besondere Theorie beschränkt sind, scheint es, dass (a) die Micellenstruktur, die die Fluidviskosität schafft, ausreichend klein ist, so dass sie sich in die Porenstruktur des Gesteins bewegen und dadurch die hohe Viskosität des Abflussfluids aufrechterhalten und den Gesamtabfluss steuern kann oder (b) die "gleichgewichtsgesteuerten" Micellen an der Gesteinsfläche spalten, wobei sie die einzelnen Tensidmoleküle erzeugen, die zu klein sind, um aus der Gesteinsoberfläche herausgefiltert zu werden und die somit in die Porenstruktur des Gesteins wandern, wo sie sich wieder zu Micellen zusammensetzen können und die Fluidbeweglichkeit (wegen der wiedererlangten Viskosität oder wegen der Energie, die zum Spalten der Micellen erforderlich ist, bevor die Fluidviskosität sinken kann und das Fluid tiefer in die Gesteinsstruktur wandert) senken.
Weiter ist die Verwendung von Polysaccharidfluiden zur hydraulischen Zerklüftung durch die physikalischen Prozesse beschränkt, die die Reinigung nach der Hydraulikzerklüftungsbehandlung in Formationen mit niedriger bis mittlerer Permeabilität steuern. Nach der Hydraulikzerklüftungsbehandlung wird die Bohrung "erneuert", d. h., das während der Behandlung verwendete Rohrnetz wird von dem Bohrloch gelöst und ein neues Rohrnetz an die Stelle gebracht, um die Erzeugung der Zerklüftungsfluide und der Formationsfluide zurück zur Oberfläche durch einen Mengenregler mit einem gewünschten Durchfluss zu ermöglichen. Dieser Durchfluss wird anhand einer Anzahl von Kriterien, einschließlich der Betrachtung der Stützmittel-Rückerzeugung, eingestellt. Der Gesamtdurchfluss an der Oberfläche hängt von dem Durchfluss der Fluide von der Zerklüftungsbehandlung aus der Zerklüftung und aus dem Bohrloch plus der Wanderungsrate der Formationsfluide (Kohlenwasserstoffe und fossiles Grundwasser) in die Zerklüftung und daraufhin in das Bohrloch ab. Mit der Zeit nimmt die Erzeugungsrate der Formationsfluide einschließlich des fossilen Grundwassers zu, bis sie gleich oder fast gleich dem Durchfluss an der Oberfläche ist. Zu diesem Zeitpunkt hält die Reinigung der Zerklüftungslänge im Wesentlichen an. Untersuchungen haben gezeigt, dass die Erzeugungsrate von fossilem Grundwasser der begrenzende Faktor bei der Bestimmung der Guarwiedergewinnung, der effektiven Halbwertslänge der Zerklüftung und der Bohrungsproduktivität sein kann.
Es ist bekannt, dass sich das Problem des übermäßigen Fluidverlusts nachteilig auf eine Bohrung auswirkt, wenn ein wesentlicher (größer als etwa 30%) Anteil des wässrigen Fluids in die Zerklüftungsfläche verloren geht und die größeren vernetzten Polysaccharidmoleküle zurücklässt, die nicht in die Gesteinsporen diffundieren. Wenn das Verhältnis von wässrigem Fluid zu Viskosmacher durch derart hohe Fluidverluste geändert wird, steigt die Polysaccharidkonzentration um einen irgendeinen Wert von 40 bis 2000%, wobei sich Breie oder Gummihalbfestkörper bilden, die sich schwer aus der Zerklüftung entfernen lassen. Dies beschränkt die Bohrlochproduktivität und führt zu Problemen bei der Aufrechterhaltung der Unversehrtheit des Fluids. Dies ist besonders problematisch in Formationen mit verhältnismäßig niedriger Permeabilität, in denen dem Fluid große Oberflächenbereiche der Gesteinszerklüftungsfläche ausgesetzt sind. In herkömmlichen Fluiden auf Polysaccharidbasis fließt üblicherweise lediglich Wasser in die Formation ab.
Mittels dieser Erfindung wird gezeigt, dass die Verwendung von viskoelastischen Fluiden auf Tensidbasis die Erzeugungsrate von fossilem Grundwasser während der Bohrungserneuerungszeitdauer drastisch verringert und dadurch die effektive Zerklüftungslänge und die Bohrungsproduktivität erhöht.
In Hochtemperaturformationen kann ein Hydraulikzerklüftungsfluid bereitgestellt werden, in dem das ausgewählte Verdickungsmittel Erucyl-Methyl-bis-(2-Hydroxyethyl)-Ammoniumchlorid ist. Es ist eine Aufgabe dieser Erfindung, ein Zerklüftungsfluid mit wenig oder keinem Rückstand nach Abschluss der Zerklüftungsbehandlung zu schaffen.
Die vorliegende Erfindung umfasst Verfahren, die ein wässriges viskoelastisches Zerklüftungsfluid auf Tensidbasis verwenden. Das Fluid umfasst Wasser, ein Salz und ein Tensid/Verdickungsmittel, das eine wurmähnliche Micelle bilden kann. Optional kann das Zerklüftungsfluid ein Gas wie etwa Luft, Stickstoff oder Kohlendioxid enthalten, das einen Schaum liefert. Optional kann es ein Co-Tensid enthalten, das die Viskosität erhöht oder die Bildung stabiler Emulsionen, die Komponenten aus Rohöl oder ein Polysaccharid oder ein chemisch modifiziertes Polysaccharid oder ein organisches Salz oder Alkohol usw. enthalten, minimiert.
Die Tenside erzeugen Fluide, die eine niedrige Abflussrate besitzen. Vorzugsweise sind diese Fluide druckunempfindlich. Bei hohen Drücken, die während einer Zerklüftungsoperation verwendet werden, geht wenig Fluid in die Formation verloren. Dies verringert das Gesamtfluidvolumen, das erforderlich ist, um die gewünschte Zerklüftung zu schaffen, mit den dazugehörigen Kostenersparungen. Da der Abfluss minimiert wird, wird unter Verwendung micellenartiger viskoelastischer Tensidfluide ferner eine längere Zerklüftungslängenausdehnung erhalten. Diese Tensidsysteme mit niedrigem Molekulargewicht fließen bei niedrigen Drücken leichter bei besserer Reinigung aus der Formation – wobei sie eine verbesserte Bohrungsproduktivität nach der Zerklüftung zeigen.
Viskoelastische Tenside sind verhältnismäßig kleine Moleküle. Jedes Molekül hat üblicherweise weniger als 500 Gramm pro Mol, d. h. weniger als 0,1% der Größe der Polymere, die in einigen Ständen der Technik verwendet werden. Diese kleinen Moleküle verbinden sich unter bestimmten Bedingungen, um wurmähnliche Micellen in einem Gleichgewichtszustand aus Spalten und Neubildung zu bilden. Die Micellenstrukturen werden als dynamische Strukturen leicht durch Scherdruck, durch die Anwesenheit von Kohlenwasserstoffen oder gelegentlich durch erhöhte Temperatur geändert. Alle diese Merkmale können in dem Kohlenwasserstoffanteil der Lagerstätte gefunden werden. Die wurmähnlichen Micellen nehmen schnell eine Struktur an, die nicht zur Erzeugung von Viskosität führt, und/oder die Tensidmoleküle kehren in ihren ursprünglichen kleinen unabhängigen Zustand zurück, nachdem sie in der kohlenwasserstoffhaltigen Zone angeordnet worden sind und keine Viskosität mehr bereitzustellen brauchen, die zum Transport der Partikel in die Formation erforderlich ist.
Demgegenüber bleiben die in die wässrigen Zonen der Formation gepumpten Moleküle vorteilhaft in wurmähnlicher Micellenformation zurück, wobei sie, wie in 6 zu sehen ist, den Wasserfluss aus der Formation sperren oder verhindern können. Die Micellen dieser Erfindung sind im Gegensatz zu anderen geometrischen Formen wie etwa Kasten- oder Kugelform wurmähnlich geformt. In der Querschnittsfläche sind sie rundlich. Vorzugsweise sind sie in den meisten Fällen mit einem durchschnittlichen Seitenverhältnis von 100 oder mehr im Vergleich zu ihrer Breite verhältnismäßig lang.
Die Bohrungsbehandlungsbedingungen ermöglichen, dass sich unter Oberflächenbedingungen wurmähnliche Micellen bilden, die stabil bleiben, während sie in die Bohrung und durch die Durchlöcherungen in die Zerklüftung gepumpt werden, woraufhin sie aber, wenn sie den Kohlenwasserstoffen in dem Lagerstättengestein ausgesetzt werden, eine strukturelle Veränderung erfahren oder sich in Einzelkomponenten auflösen. Die Reinigung ist häufig besser als die der Polymersysteme, üblicherweise höher als 40%.
Zusätzlich zu dem viskoelastischen Tensid erfordert das wässrige Zerklüftungsfluid in Übereinstimmung mit der Erfindung eine ausreichende Menge wenigstens eines wasserlöslichen Salzes, das die Formationsstabilität bewirkt. Üblicherweise werden wasserlösliche Kalium- und Ammoniumsalze wie etwa Kaliumchlorid, Tetramethylammoniumchlorid und Ammoniumchlorid verwendet. Außerdem können ebenfalls Calciumchlorid, Calciumbromid, Magnesiumchlorid und Zinkhalogenidsalze verwendet werden. Weitere nutzbare Salze umfassen Aluminiumsalze, Zirkoniumsalze und dergleichen. Die Formationsstabilität und insbesondere die Tonstabilität wird bei einem Konzentrationspegel von wenigen Gewichtsprozent erreicht, so dass die Dichte des Fluids an sich durch die Anwesenheit des Salzes üblicherweise nicht wesentlich geändert wird. Allerdings können schwerere Salze verwendet werden, falls die Fluiddichte zu einem wichtigen Gesichtspunkt wird.
Zusätzliche Anwendungen der vorliegenden Erfindung können in der Säurezerklüftung gefunden werden. Bei der Säurezerklüftung ist es wünschenswert, aufeinander folgende Phasen von viskosen Fluiden und von Säuren zu pumpen. Theoretisch fingert die Säure in das viskose Fluid. Diese Säurefinger ätzen die Carbonatformation nur dort weg, wo die Formation einem Säurefinger ausgesetzt ist. Dies erzeugt an den Gesteinsoberflächen (Calciumcarbonatoberflächen) ein fraktales Ätzmuster. Wenn die Zerklüftungsoperation abgeschlossen ist, erzeugt dieser geätzte Bereich Flusskanäle für die Lagerstättenfluide. Damit dieser Prozess funktioniert, ist zwischen dem viskosen Fluid und dem Säurefluid ein Beweglichkeitsverhältnis von wenigstens 1000 erforderlich. Für ein Fluid auf Guarbasis erfordert dies eine hohe Guarbeladung und Vernetzung (üblicherweise mit Bor oder Zirkonium), um das gewünschte Beweglichkeitsverhältnis zu schaffen. Vernetzte Polymerfluide sind sehr ähnlich jenen, die bei der Hydraulikzerklüftung verwendet werden und leiden an den gleichen Beschränkungen, wie sie oben beschrieben wurden. Außerdem funktionieren die Fluide auf Guarbasis oder die Polymerfluide einfach nicht so effektiv wie gewünscht. Jüngste Laborergebnisse zeigen, dass viskoelastische Fluide auf Tensidbasis in Säurezerklüftungsanwendungen eine bessere Fingererzeugung als herkömmliche Fluide schaffen.
Säuren werden zur Stimulation der Ölproduktion aus Kalklagerstätten umfassend verwendet. Bei der Zerklüftungssäuerung werden zunächst durch Einspritzen einer Zerklüftungsflüssigkeit unter hohem Druck eine Zerklüftung oder besser mehrere Zerklüftungen erzeugt. Nachdem die Zerklüftungen erzeugt worden sind, wird Säure eingespritzt, um Flusskanäle zu ätzen, die fortbestehen können, nachdem die Zerklüftungen geschlossen worden sind, wodurch die Produktivität der Bohrung erhöht wird. Während einiger Säurebehandlungen werden die Säuren nach einer Vorspülung von viskosem Fluid eingespritzt. Dies führt zur Erzeugung von Säurefingern in der stärker viskosen Vorspülung und verhindert die Bildung von Hohlräumen in Wandnähe. Untersuchungen haben gezeigt, dass die Lösungsrate mit steigendem Durchfluss und steigender Temperatur steigt.
Die Fingersäurezerklüftung vertikaler Bohrungen ist gut untersucht worden, und es gibt Verfahren zum Analysieren der Fingermuster im linearen Fluss durch Zerklüftungen aus vertikalen Bohrungen. Die Literatur zeigt, dass das viskose Fingern vom Mobilitätsverhältnis zwischen den Fluiden abhängt. Somit sollten Fluide, die eine ähnliche Viskosität schaffen, auf ähnliche Weise funktionieren. Dies ist aber nicht beobachtet worden. Boratfluide neigen dazu, zu empfindlich gegenüber dem pH-Wert zu sein, um zuverlässig verwendet zu werden. Dies trifft besonders zu bei etwa (150–200°F) 65,5°C–93,3°C. Boratfluide mit einem Anfangs-pH-Wert von etwa 9 schaffen kein adäquates Fingern ins Bohrloch. Zirkonatfluide können bei hohen Guarbeladungen wirksam sein, sind aber schwierig zu entfernen. Unter diesen Bedingungen bieten Fluide auf Tensidbasis ein besseres Verhalten und eine gute Reinigung.
In Hydraulikzerklüftungsanwendungen wird in dem Verfahren dieser Erfindung eine ausreichende Menge von wenigstens einem Tensid/Verdickungsmittel verwendet, das in wässriger Salzlösung löslich ist, um eine ausreichende Viskosität zu schaffen, dies das Stützmittel während der Anordnung suspendiert, wobei das Verdickungsmittel wenigstens ein Teil ist, das aus der Gruppe ausgewählt wird, die enthält:

a) ein Amin entsprechend der Formel
wobei R₁ wenigstens etwa eine aliphatische C₁₆-Gruppe ist, die verzweigt oder geradlinig verkettet ist und gesättigt oder ungesättigt sein kann, R₂ und R₃ jeweils unabhängig entweder Wasserstoff oder eine aliphatische C₁- bis etwa C₆-Gruppe ist, die verzweigt oder geradlinig verkettet sein kann, gesättigt oder ungesättigt sein kann und durch eine Gruppe ersetzt sein kann, die die R₂- und/oder R₃-Gruppe stärker hydrophil macht, oder
b) Salze des Amins entsprechend der Formel
wobei R₁, R₂ und R₃ wie oben definiert sind und X^– ein anorganisches Anion ist, und
c) ein quarternäres Ammoniumsalz des Amins entsprechend der Formel
wobei R₁, R₂, R₃ und X^– wie oben definiert sind und R₄ unabhängig eine Gruppe bildet, die vorher für R₂ und R₃ angegeben worden ist, wobei keine der Gruppen R₁, R₂, R₃ und R₄ Wasserstoff ist und die R₂-, R₃- und R₄-Gruppen des Aminsalzes und des quarternären Ammoniumsalzes zu einer heterozyklischen 5- oder 6-elementigen Ringstruktur, die das Stickstoffatom des Amins enthält, ausgebildet sein können.

Um die gewünschten viskoelastischen Eigenschaften unter schwierigen Bedingungen zu schaffen, kann optional eine ausreichende Menge eines wasserlöslichen organischen Salzes und/oder Alkohol verwendet werden. Vorzugsweise ist das organische Salz ein wasserlösliches Carboxylatsalz wie etwa Natrium- oder Kaliumsalicylat oder dergleichen. Allerdings ist dieses Salz nicht in allen Fällen erforderlich. Vorzugsweise ist der Alkohol ein Co-Tensid, üblicherweise ein aliphatischer C₄- bis C₁₂-Alkohol.
Das in der Erfindung verwendete Verdickungsmittel umfasst wenigstens eines der im Folgenden dargestellten Verdickungsmittel. Es ist festgestellt worden, dass bei bestimmen Lösungen ein Gemisch von zwei oder mehr Verdickungsmitteln bevorzugt sein kann.
In Fällen, in denen das Verdickungsmittel ein Aminosäuresalz oder ein quartäres Ammoniumsalz ist, sollte des zugeordnete Anion ein anorganisches Anion sein. Vorzugsweise ist X^– ein anorganisches Anion wie etwa ein Sulfat, ein Nitrat, ein Perchlorat oder ein Halogenid. Ein Halogenid (Cl, Br oder I) ist bevorzugt, wobei Cl und Br am meisten bevorzugt sind.
Wenn das optionale organische Salz als Bestandteil des Zerklüftungsfluids verwendet wird, ist es vorzugsweise eine wasserlösliche Verbindung, die üblicherweise ein Natrium- oder Kaliumsalz eines organischen Anions umfasst. Das Anion kann ein aromatisches organisches Anion wie etwa Salicylat, Naphthalinsulfonat, p- und m-Chlorbenzoate, 3,5 und 3,4 und 2,4-Dichlorbenzoate, t-Butyl- und Ethylphenolat, 2,6 und 2,5-Dichlorphenolat, 2,4,5-Trichlorphenolat, 2,3,5,6-Tetrachlorphenolat, p-Methylphenolat, m-Chlorphenolat, 3,5,6-Trichlorpicolinat, 4-Amino-3,5,6- trichlorpicolinat, 2,4-Dichlorphenoxyacetat, Toluolsulfonat, a,b-Napthole, p.p'-Bisphenol A oder Cocoamidopropyldimethylaminoxid sein. Das Verdickungsmittel sollte in der Weise gewählt werden, dass das Anion mit dem in der wässrigen Lösung vorhandenen Elektrolyt verträglich ist, so dass keine unerwünschten Niederschläge gebildet werden. Außerdem hängt das spezifische gewählte Anion in bestimmtem Grad von der spezifischen Aminostruktur ab.
Das Verdickungsmittel wird in einer Menge verwendet, die zusammen mit den anderen Bestandteilen ausreicht, um die Viskosität des wässrigen Fluids ausreichend zu erhöhen, um das Stützmittel während der Fluidanordnung in der Suspension zu halten. Die genaue Menge und das spezifische Verdickungsmittel oder Gemisch von Verdickungsmitteln, die zu verwenden sind, ändert sich je nach der Konzentration und der Auswahl des spezifischen verwendeten löslichen Salzes bzw. der spezifischen verwendeten löslichen Salze, die die Lösung ergeben, nach der gewünschten Viskosität, nach der Gebrauchstemperatur, nach dem pH-Wert der Lösung und nach anderen ähnlichen Faktoren.
Die Konzentration des Tensidverdickungsmittels kann von etwa 0,05 bis etwa 6 Gewichtsprozent Fluid reichen. Um für irgendeinen besonderen Parametersatz die optimalen Konzentrationen zu bestimmen, werden Laborprozeduren verwendet. Beispielsweise kann der pH-Wert des wässrigen Fluids die Effektivität der besonderen Amine in gewissem Grad ändern, wenn als Verdickungsmittel nicht protoniertes Amin verwendet wird. Damit einige Amine vollständig gelöst werden, sind weitere Säurelösungen erforderlich. Es ist möglich, dass sich diese Tatsache daraus ergibt, dass das Amin protoniert werden muss, bevor es wirksam in dem Fluid gelöst wird.
Die Verdickungsmittel werden aus einer Gruppe von Tensidmaterialien ausgewählt, die im Gegensatz zu typischen Tensidmaterialien, die dazu neigen, kugelförmige Micellen oder ebenenähnliche Strukturen zu bilden, die bevorzugten wurmähnlichen Micellen bilden können. Ferner muss das gewählte Tensid die wurmähnlichen Micellen über einen weiten Konzentrationsbereich wie etwa 1 bis 8 Gewichtsprozent in dem wässrigen Fluid bilden können, damit es in der vorliegenden Erfindung nutzbar ist. Die Anzahl der Tensidmaterialien, die in der Erfindung erfolgreich verwendet werden können, nimmt mit steigender Temperatur ab.
Das bevorzugte Verdickungsmittel ist Erucyl-bis-(2-hydroxyethyl)-methylammoniumchlorid. In Übereinstimmung mit der Erfindung können alternative Verdickungsmittel entweder allein oder in Kombination verwendet werden, einschließlich Erucyltrimethylammoniumchlorid; N-Methyl-N,N-bis-(2- hydroxyethyl)-Raps-ammoniumchlorid; Oleylmethyl-bis(hydroxyethyl)ammoniumchlorid; Octadecylmethyl-bis(hydroxyethyl)ammoniumbromid; Octadecyl-tris(hydroxyethyl)ammoniumbromid; Octadecyldimethyl-hydroxyethylammoniumbromid; Cetyldimethylhydroxyethylammoniumbromid; Cetylmethyl-bis(hydroxyethyl)ammoniumsalicylat; Cetylmethyl-bis-(hydroxyethyl)ammonium-3,4dichlorbenzoat; Cetyl-tris(hydroxyethyl)ammoniumiodid; Bis(hydroxyethyl)-Soja-amin; N-Methyl-, N-Hydroxyethyl-Talg-amin; Bis(hydroxyethyl)octadecylamin; Cosyldimethylhydroxyethyl-ammoniumbromid; Cosylmethyl-bis(hydroxyethyl)ammoniumchlorid; Cosyltris-(hydroxyethyl)ammoniumbromid; Dicosyldimethyl(hydroxyethyl)ammoniumbromid; Dicosylmethyl-bis-(hydroxyethyl)ammoniumchlorid; Dicosyl-tris(hydroxyethyl)ammoniumbromid; Hexadecylethyl-bis(hydroxyethyl)ammoniumchlorid; Hexadecylisopropyl-bis(hydroxyethyl)ammoniumiodid; N,N-Dihydroxypropylhexadecylamin, N-Methyl-, N-Hydroxyethylhexadecylamin; N,N-Dihydroxyethyldihydroxypropyloleylamin; N,N-Dihydroxypropyl-Soja-amin; N,N-Dihydroxypropyl-Talg-amin; N-Butylhexadecylamin; N-Hydroxyethyloctadecylamin; N-Hydroxyethylcosylamin; Cetylamin-, N-Octadecylpyridiniumchlorid; N-Soja-N-ethylmorpholiniumethosulfat; Methyl-1-oleylamidoethyl-2-oleylimidazoliniummethylsulfat und Methyl-1-Talg-amidoethyl-2-Talg-imidazoliniummethylsulfat.
Um das wässrige Hydraulikzerklüftungsfluid in Übereinstimmung mit der vorliegenden Erfindung vorzubereiten, wird das Verdickungsmittel einer wässrigen Lösung zugesetzt, in der eine Menge von wenigstens einem wasserlöslichen Salz gelöst worden ist. Da ein Erwärmen der Lösung und spezielle Rührbedingungen normalerweise nicht erforderlich sind, können Standardmischprozeduren verwendet werden, die im Gebiet bekannt sind. Natürlich sollten bei Verwendung unter Bedingungen extremer Kälte, wie sie in Alaska oder Kanada zu finden sind, normale Erwärmungsprozeduren verwendet werden.
Gelegentlich wird es bevorzugt, das Verdickungsmittel, bevor es mit der wässrigen Lösung gemischt wird, in einem Alkohol mit niedrigerem Molekulargewicht zu lösen. Der Alkohol oder das Diol mit niedrigerem Molekulargewicht, z. B. Isopropanol oder Propylenglykol, können bewirken, dass die Lösbarkeit des Verdickungsmittels unterstützt wird. Andere, ähnliche Mittel können ebenfalls verwendet werden. Ferner kann ein Entschäumer wie etwa Polyglykol verwendet werden, um ein unerwünschtes Schäumen während der Vorbereitung des Zerklüftungsfluids zu verhindern, falls ein Schaum unter den Behandlungsbedingungen unerwünscht ist. Falls ein geschäumtes Fluid gewünscht ist, kann ein Gas wie etwa Luft, Stickstoff, Kohlendioxid oder dergleichen verwendet werden.
Zusätzlich zu den hier beschriebenen wasserlöslichen Salzen und Verdickungsmitteln kann das wässrige Hydraulikzerklüftungsfluid andere, herkömmliche Bestandteile, die spezifische gewünschte Funktionen ausführen, z. B. Korrosionsschutzmittel, Fluidverlust-Zusatzstoffe und andere, wie sie zuvor beschrieben wurden, und dergleichen enthalten. Daraufhin kann das Stützmittel in dem Zerklüftungsfluid suspendiert werden.
BEISPIEL 1
Es wurden drei 500-ml-Bechergläser mit 250 ml drei-(gewichts-)prozentiger Ammoniumchloridlösung gefüllt. Es wurde Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)-methylammoniumchlorid in drei Konzentrationen: 2 Vol.-%, 3 Vol.-% und 4 Vol.-%, zugegeben. Es wurde kein Natriumsalicylat zugegeben. Die Systeme wurden gerührt, bis sich das gesamte Tensid gelöst hatte. Es wurden bei (110°, 130°, 150° und 175°F) 43,3°C, 54,4°C, 65,5°C und 79,4°C rheologische Messungen ausgeführt.
Die graphische Darstellung aus 10 zeigt die Viskosität der Zerklüftungsfluide auf Tensidbasis, die ohne Zugabe von Natriumsalicylat vorbereitet wurden. Die Daten zeigen, dass bei Fluidtemperaturen bis zu etwa (175°F) 79,4°C eine ausreichende Viskosität für einen angemessenen Stützmitteltransport (≈ 50 cp @ 170 s^–1) erhalten werden kann.
BEISPIEL 2
Zwei 500-ml-Bechergläser wurden mit 250 ml drei-(gewichts-)prozentiger Ammoniumchloridlösung gefüllt. Es wurden 4 Vol.-% Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)-methylammoniumchlorid zugegeben. Zu einem Becherglas wurde Natriumsalicylat (0,06 Gew.-%) zugegeben, während zu dem anderen 0,5 Gew.-% Erucylamin zugegeben wurden. Die Systeme wurden gerührt, bis das gesamte Tensid gelöst war. Es wurden bei 79,4° (175°F) und 93,3°C (200°F) rheologische Messungen ausgeführt. Die Ergebnisse zeigen, dass das Erucylamin die Eignung als Hochtemperatur-Viskositätsstabilisator besitzt.
BEISPIEL 3
Es wurden zwei 500-ml-Bechergläser mit 250 ml drei-(gewichts-)prozentiger Ammoniumchloridlösung gefüllt. Es wurden 4 Vol.-% Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid zugegeben. Zu einem Becherglas wurde Cocoamidopropyldimethylaminoxid (0,6 Gew.-%) zugegeben. Die Systeme wurden gerührt, bis das gesamte Tensid gelöst war. Es wurden bei (130°, 150° und 175°) 54,4°C, 65,5°C und 79,4°C rheologische Messungen ausgeführt.
Die Ergebnisse zeigen, dass das Cocoamidopropyldimethylaminoxid (0,6 Gew.-%) die Eignung als Viskositätserhöhungsmittel in diesem Temperaturbereich besitzt.
BEISPIEL 4
Beispiel 4 demonstriert die Eigenschaften, die unter Verwendung verschiedener Viskosmacher (Benzoesäurederivate) erhalten werden können.
In einer 3%-igen Ammoniumchloridlösung in einer Warring-Mischpumpe wurde Folgendes gelöst: 0,5 mM Benzoesäurederivate wie Natriumsalicylat, 3-Hydroxybenzoesäure, 4- und 5-Methylsalicylsäure. Vor der Viskositätsmessung in einem Kolbenkapillarviskosimeter wurde die Lösung gut gemischt und entlüftet. Bei verschiedenen Temperaturen von (80 F bis 225 F) 26,7 bis 107,2°C wurde die Viskosität gemessen. Die Viskositätswerte bei (200 Grad F) 93,3°C sind unten gegeben:
4- und 5-ersetzte 2-Hydroxybenzoesäure ergab selbst bei (220 F) 104,4°C bei einer Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid-Konzentration von 4% eine ausreichende Viskosität (57 s^–1).
BEISPIEL 5
Experimente in Anwesenheit von Polysaccharid (Guar)
In einem ähnlichen Experiment wurden in einer 3%-igen Ammoniumchloridlösung 0,5 mM Natriumsalicylat gelöst. Zu dieser wurde hydratisiertes Guar zugegeben, um eine Endkonzentration von (2 bis 5 Pfund/1000 Gal) 239 g/1000 Liter bis 599 g/1000 Liter zu erhalten, worauf eine 0,5 bis 5%-ige Tensidlösung folgte. Die Lösung wurde gut gemischt und in einem Kolbenkapillarviskosimeter die Viskosität gemessen. Die Viskosität von 5%-igem Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid in Anwesenheit von (5 Pfund) 2268 g Guar ist unten gegeben:
BEISPIEL 6
Beispiel 6 berücksichtigt die Zugabe von Fluorverbindungen und Co-Tensiden, um Emulsionen zu verhindern. Es wird die Anwesenheit von Fluorverbindungen und anderen nichtionischen Tensiden als Co-Tenside mit Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid untersucht. Es wurde festgestellt, dass sie in Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid-Dieselsystemen als Antiemulgator nutzbar sind. Es wurde festgestellt, dass die Zugabe von 0,001% bis 0,1% Fluorad FC 750 und Fluorad FC 754; und von nichtionischen und kationischen Tensidmischungen die Ausbildung einer Emulsion verringert.
Die Emulsionsverringerung wurde mit zwei Verfahren getestet. Zu 10 ml Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchloridgel wurden 1 μl bis 200 μl Antiemulgator zugegeben und gut gerührt. Hierzu wurden 20 ml Diesel zugegeben und 30 Sekunden gut geschüttelt. Die Wirksamkeit der verschiedenen Tenside wurde anhand der Zeit verglichen, die erforderlich war, um sie in zwei Schichten zu trennen. Sie wurde außerdem getestet, indem der Druck betrachtet wurde, der erforderlich war, um das Gemisch durch eine Whitemann-Membran zu filtern. Die Anwesenheit der Fluorverbindungen und weiterer Tenside erleichterte die Filtration.
Die Viskosität von Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid in Anwesenheit dieser Verbindungen wurde ebenfalls getestet, und es wurde gezeigt, dass diese Verbindungen die Viskosität von Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)-methylammoniumchlorid erhöhen.
BEISPIEL 7
Es wurden eine Reihe von Experimenten durchgeführt, um die Halbwertzeiten von viskoelastischen Schäumen auf Tensidbasis zu bestimmen, die bei erhöhter Temperatur und bei erhöhtem Druck erzeugt wurden. Die Ergebnisse zeigen eine angemessene Schaumstabilität bis zu 87,8°C (190°F).
Die Vorrichtung verwendet eine erwärmte 250 ml-ISCO-Spritzpumpe, um die flüssige Phase einem Schaumgenerator zuzuführen. Eine Stickstoffflasche mit einer digitalen Brooks-Flusssteuereinheit führte das Gas dem Schaumgenerator zu. Der Schaum wurde durch ein Sichtglas geleitet, das die Beobachtung der Schaumtextur und der Blasengrößeverteilung ermöglichte, und ging daraufhin weiter, um ein Sammelgefäß mit einer Glaswand zu füllen. Die Zelle wurde durch Wasser erwärmt, das aus einem Hakke-Bad umgewälzt wurde. An dem Sammelbehälter war ein Auslass angebracht, der die Schaumabtastung ermöglichte.
In der in den vorigen Beispielen beschriebenen Weise wurde ein Liter eines Basisfluids vorbereitet, das 4 Vol.-% Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid + 0,06 Gew.-% Natriumsalicylat enthielt. Die Schäume wurden bei etwa (1100 psi) 6,89 MPa erzeugt und daraufhin in das vorgewärmte Sammelgefäß gepumpt. Die Halbwertszeiten der Schäume (diejenige Zeit, bei der sich 50% des Basisfluids von dem Schaum getrennt hatten) wurden bei vier Testtemperaturen gemessen: 150°F, 175°F, 185°F und 190°F. Die Ergebnisse sind in der folgenden Tabelle gezeigt.
Die Ergebnisse zeigen bis zu 190°F eine angemessene Schaumstabilität.
BEISPIEL 8A
Die Fluidabfluss-Steuereigenschaften von Fluiden auf Tensidbasis gegenüber Fluiden auf Polymerbasis wurden in dynamischen Fluidverlusttests bewertet. Diese Testprozedur simuliert das Abfließen von Zerklüftungsfluiden in ein poröses Medium unter repräsentativen Hydraulikzerklüftungsbedingungen. Die Tests wurden mit einem allgemeinen Borat-vernetzten Guarzerklüftungsfluid und mit einem allgemeinen Fluid auf Tensidbasis durchgeführt, wobei die Zusatzstoffe und ihre Konzentration wie in Tabelle 1 spezifiziert waren. Die Tests umfassten die Aufrechterhaltung eines Differenzdrucks von (1000 psi) 6,89 MPa über die Länge des Kerns während einer Zeitdauer, die ausreichend lang war, so dass eine stationäre Abflussrate hergestellt wurde. Stationäre Abflussbedingungen sind entweder hergestellt, wenn sich an der Oberfläche des Kerns ein undurchlässiger externer Filterkuchen bildet oder wenn die Innenporen mit einem inneren Filterkuchen gefüllt sind. Eine stationäre Abflussrate kann auch dann vorhanden sein, wenn der Abflusssteuermechanismus viskositätsgesteuert ist.
Tabelle 1: Zusammensetzung der Testfluide
Die erhaltene Permeabilität der Kerne nach dem Abfluss wurde aus dem Druckabfall geschätzt, der erforderlich ist, um Salzlauge mit einem konstanten Durchfluss durch den Kern fließen zu lassen. Die Richtung des Flusses war im Vergleich zur Richtung des Abflusses umgekehrt, so dass die erhaltene Rückfluss-Permeabilität repräsentativ für die Permeabilität gegenüber dem Fluss des Formationsfluids ist.
BEISPIEL 8B
Tabelle 2 zeigt die Ergebnisse, die weiter wie in 8B erhalten wurden, indem sie die Ergebnisse der dynamischen Fluidverlusttests für das Fluid auf Guarbasis und für das Fluid auf Tensidbasis der Erfinder zusammen mit der erhaltenen Matrix-Permeabilität nach 25 Minuten während des Rückflusses zeigt. Dieses Daten demonstrieren, dass das Tensidfluid bessere Abflusssteuereigenschaften besitzt. Ferner demonstrieren die Daten, dass die Verringerung der erhaltenen Permeabilität mit dem Fluid auf Tensidbasis für Salzlauge (Formationswasser) im Vergleich zu Fluiden auf Polymerbasis nicht nur niedriger, sondern auch besser aufrechtzuerhalten ist. Dies demonstriert, dass das Tensidfluid im Vergleich zu Fluid auf Polysaccharidbasis den Eintritt des Formationswassers in die Zerklüftung verzögert und somit das Zerklüftungsreinigungspotential erhöht.
Tabelle 2: Vergleich der Abflusseigenschaften eines Fluids auf Polymerbasis und eines viskoelastischen Tensidfluids
BEISPIEL 9
Die Fallhistorie aus 8 zeigt die Ergebnisse von drei Behandlungen, die an Gasbohrungen ausgeführt wurden. Die Formationspermeabilität betrug etwa 25 mD. Der Bohrungsbetreiber hatte anhand früherer Erfahrung in dem Bereich angegeben, was die erwarteten Produktionsraten für diese Bohrungen waren. Für jede Bohrung war die resultierende Produktionsrate wesentlich höher als erwartet, wenn die Formation mit dem Zerklüftungsfluid auf Tensidbasis dieser Erfindung zerklüftet wurde.
BEISPIEL 10
Die Fallhistorie aus 9 zeigt die Ergebnisse der Behandlung von drei Zonen in einer Gasbohrung mit einem viskoelastischen Zerklüftungsfluid auf Tensidbasis. Die Produktionsraten aus jeder Zone werden mit jenen von einer Offset-Bohrung verglichen, die mit einem Fluid auf Polysaccharidbasis (Guar) zerklüftet worden war. Wenn das Zerklüftungsfluid auf Tensidbasis verwendet wurde, wurde eine Produktionsratenverbesserung im Bereich von 27% bis 73% beobachtet.
BEISPIEL 11
Es wurden Beispiele mit verschiedenen Viskosmachern (Benzoesäurederivaten) vorbereitet, die die unten stehenden Ergebnisse zeigten. In einer 3%-igen Ammoniumchloridlösung in einer Waring-Mischpumpe wurden 0,5 mM Benzoesäurederivate wie Natriumsalicylat, 3-Hydroxybenzoesäure, 4- und 5-Methylsalicylsäure gelöst. Bevor in einem Kolbenkapillarviskosimeter die Viskosität gemessen wurde, wurde die Lösung gut gemischt und entlüftet. Die Viskosität wurde bei verschiedenen Temperaturen von (80 F) 26,6°C bis (225 F) 107,2°C gemessen. Die Viskosität bei (200 F) 93,3°C ist in Tabelle 3 gegeben.
Tabelle 3 – Beispiele unter Verwendung verschiedener Viskosmacher
Vier- und 5-ersetzte 2-Hydroxybenzoesäure ergab selbst bei (220 F) 104,4°C bei einer Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchloridkonzentration von 4% eine ausreichende Viskosität (57 s^–1).
BEISPIEL 12
Experimente in Anwesenheit von Polysacchariden (Guarpolymere). In einem ähnlichen Experiment wurden in 3% Ammoniumchloridlösung 0,5 mM Natriumsalicylat gelöst. Hierzu wurde hydratisiertes Guar zugegeben, um eine Endkonzentration von (2 bis 5 Pfund/1000 Gal) 907 bis 2268 g/1000 Liter zu erhalten, gefolgt von 0,5 bis 5% Tensidlösung. Die Lösung wurde gut gemischt und in einem Kolbenkapillarviskosimeter die Viskosität gemessen. Die Viskosität von 5% Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid in Anwesenheit von (5 Pfund) 2,26 kg Guar ist unten gegeben.
Im Folgenden wird das Problem der Zugabe von Fluorverbindungen und der Verhinderung der Emulsion, d. h. Fluorverbindungen und Co-Tenside, behandelt:
Es wird die Anwesenheit von Fluorverbindungen und anderen nichtionischen Tensiden als Co-Tenside mit Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)-methylammoniumchlorid untersucht. Es wurde ermittelt, dass sie als Deemulgatoren in Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid-Diesel-Systemen nutzbar sind. Es wurde festgestellt, dass die Zugabe von 0,001% bis 0,1% Fluorad FC750 und Fluorad FC754; sowie nichtionischer und kationischer Tensidmischungen die Bildung der Emulsion verringert.
Die Deemulsionierung wurde mit zwei Verfahren getestet. Zu 10 ml Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchloridgel wurden 1 μl bis 200 μl Deemulgator zugegeben und gut gerührt. Hierzu wird 20 ml Diesel zugegeben und 30 Sekunden gut geschüttelt. Die Wirksamkeit verschiedener Tenside wurde anhand der Zeit verglichen, die erforderlich war, um sie in zwei Schichten zu trennen. Außerdem wurde sie getestet, indem der Druck betrachtet wurde, der erforderlich war, um das Gemisch durch eine Whitemann-Membran zu filtern. Die Anwesenheit von Fluorverbindungen und anderen Tensiden erleichterte die Filtration.
Die Viskosität von Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)methylammoniumchlorid in Anwesenheit dieser Verbindungen wurde ebenfalls getestet, wobei gezeigt wurde, dass diese Verbindungen die Viskosität von Erucyl-bis(2-hydroxyethyl)-methylammoniumchlorid erhöhen.
Die Erfindung wurde in den begrenzteren Aspekten ihrer bevorzugten Ausführungsformen einschließlich zahlreicher Beispiele beschrieben. Es sind weitere Ausführungsformen vorgeschlagen worden, wobei dem Fachmann auf dem Gebiet beim Lesen und Verständnis dieser Beschreibung nochmals weitere einfallen können. Alle diese Ausführungsformen sollen im Umfang dieser Erfindung enthalten sein.
BEISPIEL 13
Es wurden Mischungstests mit dem Witco-Tensid ausgeführt, das Erucylmethyl-bis(2-hydroxyethyl)ammoniumchlorid enthält und von der Witco Chemical Company erhältlich ist (im Folgenden in diesem Beispiel als "TENSID" angegeben).
Die Tests zeigten, dass die Erfindung dieser Anmeldung erfolgreich verwendet werden kann, indem das Tensid direkt, ohne verlängerte Hydratation, wie es in den Zerklüftungsverfahren des Standes der Technik erforderlich ist, in eine Mischpumpe gepumpt wird. Somit können Viskositätszunahmen erreicht werden und kann das Zerklüftungsfluid fast gleichzeitig in die Bohrung gepumpt werden, was die Verwendung eines zusätzlichen Misch- oder Hydratisierungsschritts vermeidet, wodurch wesentliche Zeit und Ressourcen gespart werden und die Echtzeiteinstellung der Viskositätspegel ermöglicht wird.
Beispielsweise ist es kein Problem, das TENSID seine Viskosität entweder in kontinuierlichen oder in diskontinuierlichen Mischtechniken unter Verwendung vorhandener Ausrüstung und Verfahren liefern zu lassen, die auf den Zerklüftungsschiffen aufgebaut sind. Die Dosierung wurde unter Verwendung einer Kombination von 75% Erucylverbindung und 25% Isopropylalkohol ausgeführt.
Der gleiche Aufbau für die kontinuierliche Mischung, der für PermFrac^TM-Behandlungen verwendet wurde, wurde mit dem ClearFrac^TM-Materialmischtest angeordnet und ausgeführt. Das TENSID wurde in einem Mehrweg-Transportbehälter auf dem Mischdeck auf dem zweiten Schiffsboden eines Shelf-Zerklüftungsboots in der Nähe des Ladeschlittens angebracht. Der Transportbehälter wurde unmittelbar vor der Verwendung gerollt, indem das Produkt vom Boden entnommen und oben zurückgepumpt wurde. Das 3%-ige NH₄Cl wurde in (230 Bbl) 36,56 m³ städtisches Süßwasser gestückelt, das sich an Steuerbord 3 unter dem Deckbootstank befand. Die Wassertemperatur betrug (88 Grad F) 31,1°C. In das Mischwasser wurde kein Hochtemperaturstabilisator gegeben, wobei die ungünstigsten Bedingungen für das kontinuierliche Mischen simuliert wurden.
Zwei Schlittenpumpen (0 bis 40 bpm) wurden ansaugengelassen und an den Saugverteiler der Steuerbord-Mischpumpe angeschlossen. Die verwendete Pumpe war die Steuerbord-Inlinepumpe. Vor dem Pumpen des 3%-igen NH₄Cl wurden die Mischpumpe und die Pumpe zunächst unter Verwendung von Flusswasser ausgerichtet. Die Förderrate wurde auf 15 bpm (Barrel pro Minute) eingestellt 15 bpm = 2,38 m³/min. Das Tensid wurde unter Verwendung einer der Pumpen auf 25 Gpm (Gallonen pro Minute) 94,6 Liter/min eingestellt (4% Tensidbeladung). Nachdem der Test gestartet wurde, wurden an dem Abgabeverteiler der Mischpumpe, bei der Einsaugung der Triplexpumpe und an der Ausgangsseite der Triplexpumpe Proben entnommen. Es wurden insgesamt 8 Proben, 4 an der Mischpumpe und jeweils 2 von der Einsaugung und von der Ausgangsseite der Triplex, entnommen. Insgesamt wurden unter Verwendung von 12/20-Stützmittel, ansteigend von (1 bis 15 ppa) 1 bis 15 Pfund pro tausend Gallonen Basisfluid oder 119 g bis 1798 g pro 1000 Liter Basisfluid, (60 Bbl) 9,54 m³ sauberes Fluid, gefolgt von (50 Bbl) 7,95 m³ Schlammfluid, gemischt.
Ergebnisse der kontinuierlichen Mischung
Tabelle 4 führt die Fann-35-Messungen auf, die an den gesammelten Proben genommen wurden. Die Daten zeigen, dass das aus der Mischpumpe kommende TENSID vollständig geliefert wurde, was angab, dass dem Tensid in dem Mischpumpenfüllgerät genügend Schub erteilt wurde, um das Produkt vollständig zu liefern – es ist keine zusätzliche Zeit oder zusätzlicher Druck erforderlich. Als die Schläuche und die Ausrüstung nach dem Mischtest untersucht wurden, wurde kein Sandansammlungsproblem gesehen. Das einzige aufgetretene Problem war, dass der Ein-Zoll-Schlauch, der das Tensid der Mischpumpe zuführte, für das Liefern von TENSID-Material mit (25 gpm) 3,34 m³/min klassifiziert war, obgleich eine A-Pumpe verwendet wurde. Es wird eine Zwei-Zoll-Leitung empfohlen. Außerdem scheint der (550 Gallonen-) 2,08 m³-Transportbehälter ein guter Arbeitstank zu sein, aus dem zum kontinuierlichen Mischen gesaugt werden kann. Somit wird der 550 Gal-Transportbehälter, der für eine zusätzliche Hydrostatik auf einem (110 Gal-) 0,41 m³-Transportbehälter (d. h. bei ~3 Fuß angeordnet) 0,9 m-hoch angeordnet ist, als bevorzugt empfohlen.
Ergebnisse der diskontinuierlichen Mischung
Unter Verwendung einer der Deck- (50 Bbl-) 7,95 m³-Schaufeltankmischer wurden insgesamt (25 Bbl) 3,97 m³ 4%-iges TENSID in 3%-igem NH₄Cl diskontinuierlich gemischt. Es wurde keine Zentrifugalpumpe verwendet. Die Schaufel wurde auf mittlere Geschwindigkeit (~30–40 U/min) eingestellt. Die Wassertemperatur war (88 F) 31,1°C. Das TENSID wurde dem Fluid mit einer Rate von (~6 gpm) 27,7 Liter/Minute von oben zugeführt.
Ergebnisse der diskontinuierlichen Mischung
Während des Mischungstests wurde bemerkt, dass das TENSID Viskosität zu liefern begann, bevor das gesamte Material hinzugefügt war (innerhalb von 3 Minuten nach der Anfangszugabe). Es dauerte insgesamt ~7 Minuten, das TENSID-Material zuzugeben. Es war kein Problem, den letzten Anteil TENSID in das viskose Fluid zu schieben. Fann-35-Messungen zeigten, dass das TENSID innerhalb von 10 Minuten, nachdem der letzte Anteil TENSID zugegeben war, vollständig geliefert war. Der Test zeigte, dass sogar bei mittlerer Schaufelgeschwindigkeit viel Schub verfügbar ist, um das TENSID-Produkt hinein zu schieben und leicht zu liefern.
Schlussfolgerung hinsichtlich der Testdaten von Beispiel 13
Der kontinuierliche Mischtest zeigte, dass das ClearFRAC^TM-TENSID-Material vollständig geliefert war, als es aus der Abgabe der Mischpumpe kam, was zeigt, dass die Mischpumpe reichlich Schub liefert, um das Produkt zu liefern. Für diesen Mischtest war die Umgebungstemperatur des TENSIDS und des Mischwassers in den oberen 80-ern, etwa 30°C. Die Wirkungen von Mischwasser und Tensid mit niedrigerer Temperatur darauf, wie gut die Mischpumpe das TENSID-Produkt liefert, ist derzeit nicht bekannt.
Der ausgeführte diskontinuierliche Mischtest zeigte, dass das TENSID-Material leicht diskontinuierlich gemischt werden kann. Eine mittlere Schubmenge liefert leicht das TENSID-Material. Zum Mischen unter Deck werden gegenüber den größeren (500 und 550 Bbl-) 79,5–87,4 m³-Tanks die kleineren 230 und 250 Bbl- (36,6–39,7 m³-) Tanks empfohlen, wobei die Tanks nicht mehr als 95% voll sind, um die Fluidzirkulation zu verbessern.
Tabelle 4: ClearFRAC-Mischtest an BO30 unter Verwendung von 4%-Witco-Tensid in 3% NH₄Cl

Claims

Verfahren zum Reduzieren des Fluidverlusts in eine Formation, die eine Permeabilität von weniger als zehn Millidarcies besitzt, während des Zerklüftens der Formation, das umfasst: a) Bereitstellen eines viskoelastischen Zerklüftungsfluids auf Tensidbasis, das i) ein wässriges Medium; und ii) eine Verdickungsmenge eines Tensids, das wurmähnliche Micellen bilden kann, besitzt, und b) Erzeugen eines viskosen Fluids, das wurmähnliche Micellen aufweist, die eine lang gestreckte Struktur besitzen und eine erhöhte Viskosität des Fluids unterstützen können, wobei sich die Micellen ferner in Abhängigkeit von der Polarität des umgebenden Fluids in der Formation wahlweise bilden oder auflösen können; c) Pumpen des viskosen Fluids, das wurmähnliche Micellen aufweist, durch ein Bohrloch und in eine Formation unter einem Druck, der ausreicht, um die Formation zu zerklüften, wobei die Formation eine Zerklüftungsfläche besitzt, die von dem Fluid angegriffen wird, wobei die Formation ferner wenigstens eine stark kohlenwasserstoffhaltige Zone besitzt; d) Verringern des Verlust der viskosen Flüssigkeit in die Zerklüftungsfläche; und e) dadurch Erhöhen des Volumens des viskosen Fluids, das zum Zerklüften der Formation verfügbar ist, und Erhöhen des Verhältnisses des Zerklüftungsvolumens pro Barrel des in das Bohrloch gepumpten viskosen Fluids.
Verfahren zum Reduzieren der Erzeugung von fossilem Grundwasser von einer unterirdischen Formation, die eine Permeabilität von weniger als 10 Millidarcies besitzt, in Folge der Zerklüftung der Formation, das umfasst: a) Bereitstellen eines wässrigen, viskoelastischen Hydraulikzerklüftungsfluids auf Tensidbasis, das i) ein wässriges Medium, ii) wenigstens ein wasserlösliches Salz in einer Menge, die die Formationsstabilität beeinflussen kann, und iii) eine Verdickungsmenge eines Tensids, das wurmähnliche Micel len bilden kann, besitzt; b) Erzeugen eines viskosen Fluids, das Micellen aufweist, die hydrophobe und hydrophile Anteile besitzen; c) Pumpen des viskosen Fluids, das wurmähnliche Micellen aufweist, durch ein Bohrloch und in eine Formation unter einem Druck, der ausreicht, um die Formation zu zerklüften, wobei die Formation eine wässrige Zone, die fossiles Grundwasser enthält, sowie eine Kohlenwasserstoffzone besitzt; d) Liefern von Micellen in die wässrige Zone; e) Erleichtern des Zusammenbruchs der Micellen in der Kohlenwasserstoffzone, um dadurch die Viskosität des Fluids in der Kohlenwasserstoffzone zu senken und um ein verdünntes Fluid zu bilden; f) Entfernen des verdünnten Fluids aus der Kohlenwasserstoffzone der Formation; und g) Reduzieren der erzeugten Menge fossilen Grundwassers aus der Formation während des Entfernungsschrittes.
Verfahren zum Zerklüften einer unterirdischen Formation, die eine Permeabilität von weniger als 10 Millidarcies besitzt, das umfasst: a) Bereitstellen eines wässrigen viskoelastischen Hydraulikzerklüftungsfluids auf Tensidbasis, das ein Verdickungsmittel enthält, das umfasst: i) ein wässriges Medium; ii) wenigstens ein wasserlösliches Salz in einer Menge, die die Formationsstabilität beeinflussen kann, und iii) eine Verdickungsmenge eines Tensids, das aus der Gruppe ausgewählt ist, die besteht aus a) einem Amin entsprechend der Formel
wobei R₁ wenigstens ungefähr eine aliphatische C16-Gruppe ist, die verzweigt oder geradlinig verkettet ist und gesättigt oder ungesättigt sein kann, R₂ und R₃ jeweils unabhängig entweder Wasserstoff oder eine aliphatische C1- bis etwa C6-Gruppe ist, die verzweigt oder geradlinig verkettet sein kann, gesättigt oder ungesättigt sein kann und durch eine Gruppe ersetzt sein kann, die die R₂- oder R3-Gruppe stärker hydrophil macht, oder b) Salzen des Amins entsprechend der Formel
wobei R₁, R₂ und R₃ wie oben definiert sind und X^– ein anorganisches Anion ist, oder c) einem quartären Ammoniumsalz des Amins entsprechend der Formel
wobei R₁, R₂, R₃ und X^– wie oben definiert sind und R₄ eine Gruppe bildet, die vorher für R₂ und R₃ angegeben worden ist, wobei keine der Gruppen R₁, R₂, R₃ und R₄ Wasserstoff ist und die R₂-, R₃- und R₄-Gruppen des Aminsalzes und des quartären Ammoniumsalzes zu einer heterozyklischen 5- oder 6-elementigen Ringstruktur, die das Stickstoffatom des Amins enthält, ausgebildet sein können; b) Erzeugen eines viskosen Fluids, das Micellen aufweist; c) Pumpen des viskosen Fluids, das Micellen aufweist, durch ein Bohrloch und in eine Formation unter einem Druck, der ausreicht, um die Formation zu zerklüften, wobei die Formation eine wässrige Zone und eine Kohlenwasserstoffzone besitzt, wobei die wässrige Zone Wasser enthält; d) Erleichtern des Eindringens von Micellen in die wässrige Zone; e) strukturelles Verändern der Micellen in dem Fluid in der Kohlenwasserstoffzone, um dadurch die Viskosität des Fluids in der Kohlenwasserstoffzone zu senken; f) Entfernen von Fluid aus der Kohlenwasserstoffzone; g) Erzeugen von Kohlenwasserstoffen aus der unterirdischen Formation; und h) Reduzieren der von der unterirdischen Formation erzeugten Wassermenge während des Entfernungsschrittes.
Verfahren zum Zerklüften einer unterirdischen Formation, die eine Permeabilität von weniger als 10 Millidarcies besitzt, unter der Erdoberfläche unter Verwendung eines viskosen Zerklüftungsfluids ohne verlängerte Hydratation des Zerklüftungsfluids über der Erdoberfläche, das umfasst: a) Bereitstellen eines Konzentrats an der Erdoberfläche, wobei das Konzentrat eine Verdickungsmenge eines Tensids enthält, das wurmähnliche Micellen bilden kann; b) Bereitstellen einer wässrigen Fluidkomponente; c) Bereitstellen eines wasserlöslichen Salzes in einer Menge, die die Formationsstabilität beeinflussen kann, und d) Mischen des Konzentrats mit der wässrigen Fluidkomponente und dem wasserlöslichen Salz über der Erdoberfläche, um ein viskoses Zerklüftungsfluid zu bilden, wobei im Wesentlichen gleichzeitig das viskose Zerklüftungsfluid unter die Erdoberfläche in ein Bohrloch gepumpt wird.
Verfahren nach Anspruch 4, das ferner den folgenden Schritt umfasst: d) Pumpen des viskosen Zerklüftungsfluids in die Formation unter einem Druck, der ausreicht, um die Formation zu zerklüften, wobei die Formation an ihrer Zerklüftungsfläche zerklüftet wird.
Verfahren nach Anspruch 5, bei dem die Formation eine Kohlenwasserstoffhaltige Zone und eine wässrige Zone umfasst, das ferner die folgenden Schritte umfasst: e) Erleichtern des Senkens der Viskosität des viskosen Zerklüftungsfluids in einer kohlenwasserstoffhaltigen Zone; und f) Aufrechterhalten der Viskosität des viskosen Fluids in einer wässrigen Zone.
Verfahren nach Anspruch 6, das ferner die folgenden Schritte umfasst: g) Verringern des Verlusts an Viskosezerklüftungsfluid in die Zerklüftungsfläche; und h) dadurch Erhöhen des Volumens des viskosen Fluids, das zum Zerklüften der Formation verfügbar ist, und Erhöhen des Verhältnisses des Zerklüftungsausmaßes pro Einheitsvolumen des in das Bohrloch gepumpten viskosen Zerklüftungsfluids.
Verfahren zum Zerklüften einer unterirdischen Formation, die eine Permeabilität von weniger als 10 Millidarcies besitzt, unter Verwendung eines viskosen Zerklüftungsfluids, wobei das Verfahren umfasst: a) Bereitstellen eines Konzentrats auf der Erdoberfläche, wobei das Konzentrat ein Verdickungsmittel enthält, das ein viskoelastisches Tensid enthält, das wurmähnliche Micellen bilden kann; b) Bereitstellen einer wässrigen Fluidkomponente; c) Mischen des Konzentrats mit der wässrigen Fluidkomponente, um ein viskoses Zerklüftungsfluid zu bilden, so dass das Verdickungsmittel in einer Verdickungsmenge vorliegt, und dabei Pumpen des viskosen Zerklüftungsfluids unter die Erdoberfläche in ein Bohrloch ohne verlängerte Hydratation.
Verfahren nach Anspruch 8, das ferner den folgenden Schritt umfasst: d) Pumpen des viskosen Zerklüftungsfluids in die Formation bei einem Druck, der ausreicht, um die Formation zu zerklüften, wobei die Formation an ihrer Zerklüftungsfläche zerklüftet wird.
Verfahren nach Anspruch 9, das ferner die folgenden Schritte umfasst: e) Erleichtern des Senkens der Viskosität des viskosen Zerklüftungsfluids in einer kohlenwasserstoffhaltigen Zone; und f) Aufrechterhalten der Viskosität des viskosen Fluids in einer wässrigen Zone.