DE112005001351T5

DE112005001351T5 - Wässriger Klebrigmacher und Verfahren zur Kontrolle von Feststoffteilchen

Info

Publication number: DE112005001351T5
Application number: DE112005001351T
Authority: DE
Inventors: Matthew E. Duncan Blauch; Thomas D. Duncan Welton; Philip D. Duncan Nguyen
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2004-06-09
Filing date: 2005-05-17
Publication date: 2007-06-06
Also published as: UA92152C2; CA2565171A1; CN1985067A; AU2005252418A1; ZA200610278B; GB2429997C; GB0623403D0; GB2429997A; US8076271B2; WO2005121501A3; US20050277554A1; GB2429997B; CN1985067B; RU2382173C2; AU2005252418B2; RU2006147287A; WO2005121501A2

Abstract

Verfahren zur Kontrolle von teilchenförmigen Materialien, das umfasst:
das Anordnen einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung in einem Teil (Abschnitt) einer unterirdischen Formation, die nicht-konsolidierte Feststoffteilchen umfasst, und das Aktivieren der wässrige Klebrigmacher-Verbindung.

Description

Hintergrund der Erfindung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf wässrige Klebrigmacher (klebrig machende Agentien) und auf Verfahren zur Kontrolle bzw. Steuerung von teilchenförmigen Materialien in unterirdischen Formationen unter Verwendung von wässrigen Klebrigmachern.

Bohrlöcher zur Förderung von Kohlenwasserstoffen werden häufig stimuliert durch hydraulische Frakturierungs-Behandlungen (Zerklüftungs-Behandlungen). Bei den hydraulischen Frakturierungs-Behandlungen wird ein viskoses Frakturierungs-Fluid, das auch als Träger-Fluid fungiert, mit einer solchen Geschwindigkeit und unter einem solchen Druck in eine Förderzone gepumpt, dass die unterirdische Formation zerbricht und ein oder mehrere Brüche bzw. Risse in der Zone entstehen. In der Regel werden dann teilchenförmige Feststoffe, beispielsweise feinkörniger Sand, suspendiert in einem Teil des Frakturierungs-Fluids, in den Frakturen (Rissen) abgelagert, wenn das Frakturierungs-Fluid in ein dünnes Fluid umgewandelt und an die Oberfläche zurückgeführt wird. Diese Feststoffteilchen oder "Ausbaumaterial (Aussteifungsmaterial)- oder Stützmaterial-Teilchen" dienen dazu, zu verhindern, dass die Frakturen (Risse) sich wieder vollständig schließen, sodass durchgängige Kanäle entstehen, durch welche die geförderten Kohlenwasserstoffe fließen können.

Eine hydraulische Frakturierungs-Behandlung, die besonders vorteilhaft ist bei niedrigen Verschließ-Spannungsbedingungen, wie sie in der Regel in Reservoirs in geringer Tiefe bei einer tektonischen Ausdehnung auftreten, ist die Wassertrakturierung. Bei der Wassertrakturierung enthält das Frakturierungs-Fluid nur eine sehr niedrige Konzentration oder eine Konzentration von Null in Bezug auf Ausbaumaterial- bzw. Aussteifungsmaterial-Teilchen. Anstatt sich auf Ausbaumaterial- bzw. Aussteifungsmaterial-Teilchen zum Verschließen offener Frakturen zu verlassen, verlässt man sich bei diesem Verfahren auf die natürliche Durchgängigkeit, die entsteht durch die Neigung der Formation, sich selbst so zu versteifen, dass ein Schließen der Brüche verhindert wird. Kohlenflöz-Methan-Reservoirs sind ein Beispiel für ein Reservoir, das gut geeignet ist für die Wasserfrakturierung, die frei von Ausbaumaterial- bzw. Aussteifungsmaterial-Teilchen ist.

Unglücklicherweise können eine Produktionsverbesserung und eine Komplettierung des offenen Bohrlochs in labilen Formationen, wie z.B. Kohlenflözen, Schiefern, die reich an organischem Material sind, Tonen oder klastischen Gesteinen, die reich an organischem Material sind, und in stark frakturierten spröden Felsgesteinen, negativ beeinflusst werden. Bei diesen Formationen können mechanische Kräfte oder die natürliche in situ-Spannungs-Anisotropie zu einem geologischen Prozess führen, der als Zerbröselung (Absplitterung) bekannt ist, bei dem im Zusammenhang mit der Spannung stehende Oberflächenveränderungen der Formation die Bildung von feinen Feststoffteilchen oder "Feinteilen" verursachen können, die "abblättern" oder sich von der Formation ablösen. Diese Feinteile können die interstitiellen Hohlräume der Ausbaumaterial-Packungen oder der selbstversteiften Frakturen verstopfen und die Durchgängigkeits-Eigenschaften der Fraktur vermindern, wodurch das Produktionspotential des Bohrlochs begrenzt wird. Außerdem können die lockeren Feinteile auch eine signifikante Erosion oder einen signifikanten Verschleiß an der Produktionsapparatur verursachen, die in dem Gewinnungsverfahren verwendet wird, und sie müssen häufig von den gebildeten Fluids abgetrennt werden, wodurch zusätzliche Kosten für die Behandlung entstehen.

Frühere Versuche zur Kontrolle oder Linderung des Effekts der losen Feinteile umfassten ein Klebrigmachen, eine Ausflockung und eine Agglomeration. Bei diesen Verfahren werden die losen Feinteile, die während der Frakturierung gebildet werden, daran gehindert, den Strom zu behindern, wenn die Teilchen durch die erzeugten Frakturen wandern. Bei den meisten existierenden Lösungen wird jedoch das Konzept der Vorstabilisierung der Formation vor der Einleitung der Produktion nicht angewendet. Außerdem haben die bereits existierenden Lösungen in der Regel nicht die Fähigkeit, eine Heilungsbehandlung der Frakturen durchzuführen, um die Feinteile zu stabilisieren oder zu kontrollieren, und viele bieten nicht die Möglichkeit, die Aktivierung des Behandlungs-Fluids zu kontrollieren bzw. zu steuern (beispielsweise können die Behandlungs-Fluids nicht in die Fraktur eingeführt und dann aktiviert werden, um den Effekt der losen Feinteile zu kontrollieren oder zu mildern).

Zusammenfassung der Erfindung

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf wässrige Klebrigmacher (klebrig machende Agentien) und auf Verfahren zur Kontrolle bzw. Steuerung von Feststoffteilchen in unterirdischen Formationen unter Verwendung von wässrigen Klebrigmachern.

Einige Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung sind Verfahren zur Kontrolle bzw. Steuerung von Feststoffteilchen, die umfassen das Anordnen einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung in einem Abschnitt einer unterirdischen Formation, die nicht-konsolidierte Feststoffteilchen umfasst, und das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung.

Andere Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung sind Verfahren zum Beschichten eines Teils einer Oberfläche einer unterirdischen Formation, die umfassen das Aufbringen einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung im Wesentlichen in Form eines Überzugs auf einen Teil einer unterirdischen Formation und das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung.

Andere Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung betreffen Behandlungs-Fluids zur Kontrolle von feinen Feststoffteilchen, die umfassen ein Service-Fluid und eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung.

Weitere Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung gehen für den Fachmann auf diesem Gebiet aus der nachfolgenden Beschreibung bevorzugter Ausführungsformen hervor.
Beschreibung bevorzugter Ausführungsformen
Die vorliegende Erfindung betrifft wässrige Klebrigmacher (klebrig machende Agentien) und Verfahren zur Kontrolle von Feststoffteilchen in unterirdischen Formationen unter Verwendung von wässrigen Klebrigmachern.
Erfindungsgemäß kann eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung in einen Abschnitt einer unterirdischen Fraktur (Bruch oder Riss) eingeführt werden. Der hier verwendete Ausdruck "klebrig" bezieht sich in allen seinen Formen auf eine Substanz, die der Art ist, dass sie sich etwas klebrig anfühlt (oder aktiviert werden kann, um klebrig zu werden).
Geeignete wässrige Klebrigmacher-Verbindungen sind in der Lage, mindestens einen partiellen Überzug auf einer Oberfläche (beispielsweise einer Formationsfläche oder einem Feststoffteilchen) zu bilden. Bei einigen Ausführungsformen kann zuerst die Oberfläche einer Vorbehandlung unterzogen werden, um sie vorzubereiten für die Beschichtung mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung. Im Allgemeinen sind geeignete wässrige Klebrigmacher-Verbindungen nicht klebrig, wenn sie auf eine Oberfläche aufgebracht werden, sie können jedoch "aktiviert" werden (d.h. destabilisiert, koalesziert und/oder umgesetzt werden), um die Verbindung zu einem gewünschten Zeitpunkt in eine klebrige, haftfähige Verbindung umzuwandeln. Eine solche Aktivierung kann vor, während oder nach dem Anordnen der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung in der unterirdischen Formation durchgeführt werden.
Bei speziellen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung ist die wässrige Klebrigmacher-Verbindung, wenn sie einmal aktiviert worden ist, auch in der Lage, ein Klebstoffnetzwerk auf der freiliegenden Oberfläche der unterirdischen Formation zu bilden, das die Neigung der Formation, zu zerbröseln oder feine Feststoffteilchen zu bilden unter der Einwirkung von mechanischen Kräften oder unter der Einwirkung der natürlichen in situ-Spannungs-Anisotropie, verringern kann. Durch Beschichten der freiliegenden Oberfläche der Formation mit der aktivierten wässrigen Klebrigmacher-Verbindung werden weniger feine Feststoffteilchen freigesetzt, wodurch der negative Einfluss, den die Feinteile auf die Bohrloch-Förderung haben können, begrenzt wird.
Bei einigen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung werden wässrige Klebrigmacher-Verbindungen verwendet, um sowohl nicht-konsolidierte Feststoffteilchen zu kontrollieren, die in einer unterirdischen Formation vorliegen, als auch die Grenzflächenbereiche in einer unterirdischen Formation zu stabilisieren, sodass die Freisetzung oder Bildung von Feststoffteilchen (gelegentlich als "Feinteile" bezeichnet) aus der Grenzfläche verhindert wird. Unter dem hier verwendeten Ausdruck "nicht-konsolidiert" ist eine Situation zu verstehen, bei der die Feststoffteilchen lose miteinander verbunden sind, nicht miteinander verbunden sind oder so schwach miteinander verbunden sind, dass sie mit Fluids, die durch einen Teil einer unterirdischen Formation strömen, wandern (mitgenommen werden) können. Bei einigen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung unterstützt die wässrige Klebrigmacher-Verbindung, wenn sie einmal aktiviert ist, die Stabilisierung von Feinteilen durch eine verbesserte Form der Ausflockung. Wie bei der normalen Ausflockung verklumpen die klebrig gemachten Feinteile miteinander; die verbesserte Ausflockung, die durch die erfindungsgemäßen wässrigen Klebrigmacher-Verbindungen erzielt wird, macht es aber auch möglich, dass die ausgeflockten klebrigen Feinteile an Oberflächen haften können, mit denen sie in Kontakt kommen (beispielsweise an der Oberfläche der Formationsfläche oder eines Ausbaumaterial-Teilchens). Da die Feinteilchen klebrig gemacht sind und klebrig bleiben, haben die ausgeflockten Feinteile, die sich von einer Oberfläche gelöst haben, an der sie hafteten, die Fähigkeit, wieder an einer anderen Oberfläche zu haften. Dadurch wird die Wahrscheinlichkeit vermindert, dass die klebrig gemachten Feinteilchen die Produktion des Bohrlochs beeinträchtigen.
Spezielle Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung bieten auch die Möglichkeit, unterirdische Frakturen zu heilen, ohne dass die Ausbaumaterial-Teilchen, die in der Fraktur bereits abgeschieden worden sind, erneut gebrochen oder umgelagert werden müssen. Bei den Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, die "Behebungs- bzw. Heilungsoperationen" umfassen (d.h. Operationen, bei denen eine Ausbaumaterial-Packung sich bereits an Ort und Stelle befindet und ein unerwünschtes Rückfließen aufzutreten begonnen hat und beseitigt werden muss, oder Operationen, bei denen eine Formation bereits begonnen hat, zu zersplittern, und eine instabile Formations-Oberfläche beseitigt werden muss), können die erfindungsgemäßen wässrigen Klebrigmacher-Verbindungen besonders gut geeignet sein, teilweise aufgrund des Umstandes, dass sie innerhalb der zu behandelnden Region als nichtklebrige Substanz angeordnet werden können und dann aktiviert werden können, um einen klebrigen Charakter anzunehmen.
Wässrige Klebrigmacher-Verbindungen der vorliegenden Erfindung sind im Allgemeinen geladene Polymere, die Verbindungen umfassen, die dann, wenn sie in einem wässrigen Lösungsmittel oder in Lösung vorliegen, einen nicht-härtenden Überzug bilden (der selbst oder mit einem Aktivator nicht aushärtet) und dann, wenn sie auf ein teilchenförmiges Material aufgebracht werden, die kontinuierliche kritische Resuspensions-Geschwindigkeit des Teilchens erhöhen, wenn dieses mit einem Wasserstrom in Kontakt kommt (wie weiter unten in dem Beispiel 7 beschrieben). Die wässrige Klebrigmacher-Verbindung verbessert den Kontakt von Korn zu Korn zwischen den einzelnen Teilchen innerhalb der Formation (unabhängig davon, ob sie Ausbaumaterial-Teilchen, Formations-Feinteilchen oder andere Teilchen sind), wobei sie dazu beitragen, eine Konsolidierung der Teilchen zu einer kohäsiven, flexiblen und durchlässigen Masse zu unterstützen.
Zu Beispielen für wässrige Klebrigmacher-Verbindungen, die für die erfindungsgemäße Verwendung geeignet sind, gehören, ohne dass die Erfindung darauf beschränkt ist, Acrylsäure-Polymere, Acrylsäureester-Polymere, Acrylsäure-Derivat-Polymere, Acrylsäure-Homopolymere, Acrylsäureester-Homopolymere (z. B. Poly (methylacrylat), Poly(butylacrylat) und Poly(2-ethylhexylacrylat)), Acrylsäureester-Copolymere, Methacrylsäure-Derivat-Polymere, Methacrylsäure-Homopolymere, Methacrylsäureester-Homopolymere (z.B. Poly(methylmethacrylat), Poly(butylmethacrylat) und Poly(2-ethylhexylmethacrylat)), Acrylamidomethylpropansulfonat-Polymere, Acrylamidomethylpropansulfonat-Derivat-Polymere, Acrylamido-methylpropansulfonat-Copolymere und Acrylsäure/Acrylamidomethylpropansulfonat-Copolymere und Kombinationen davon.
Obwohl es bereits viele potentielle Methoden zur Bestimmung eines geeigneten wässrigen Klebrigmachers gibt, ist ein praktikables Verfahren zur Auswahl eines geeigneten Polymers das folgende: das zu testende Polymer wird in eine konzentrierte Form gebracht (d.h. bis auf eine Konzentration von 20 bis 50 % konzentriert) und es wird ein Aktivator zugegeben. Wenn die Mischung empirisch zu koagulieren scheint unter Bildung einer festen oder halbfesten Masse, dann stellt das Polymer einen für die vorliegende Erfindung geeigneten wässrigen Klebrigmacher dar. Wenn die Mischung nicht zu koagulieren scheint unter Bildung einer festen oder halbfesten Masse, dann sollte ein anderer Aktivator ausgewählt und der Test wiederholt werden. Ein Fachmann auf diesem Gebiet, der das gewünschte Ergebnis in Bezug auf die Koagulation kennt, ist in der Lage, geeignete Aktivatoren auszuwählen. So ist beispielsweise beim Test eines Polymers auf Acrylatbasis in Bezug auf seine Eignung als wässriger Klebrigmacher eine Mischung, die 50 % Essigsäureanhydrid und 50 % Eisessig (bezogen auf das Volumen) umfasst, ein geeigneter Aktivator. Die Auswahl der wässrigen Klebrigmacher-Verbindungen kann unter anderem abhängen von den Bedingungen in dem Bohrloch (beispielsweise dem Salzgehalt, der Temperatur und/oder dem pH-Wert). Die Beziehung zwischen diesen und anderen Bedingungen in dem Bohrloch ist nicht gleichförmig für alle geeigneten wässrigen Klebrigmacher-Verbindungen. So kann beispielsweise ein hoher Salzgehalt die Aktivierung bei einigen wässrigen Klebrigmacher-Verbindungen beschleunigen, während er bei anderen die Aktivierung verzögern kann. Ein Fachmann auf diesem Gebiet ist in der Lage, den Einfluss der jeweiligen Bedingungen in dem Bohrloch auf die ausgewählte wässrige Klebrigmacher-Verbindung zu bestimmen. Wenn beispielsweise ein Polyacrylat-Polymer verwendet wird, wird durch einen hohen Salzgehalt und/oder durch extreme pH-Werte (entweder oberhalb etwa 9 oder unterhalb etwa 5) die Aktivierung im Allgemeinen beschleunigt.
Geeignete wässrige Klebrigmacher-Verbindungen im Allgemeinen geladene Polymere; sie haften bevorzugt an Teilchen mit einer entgegengesetzen Ladung. So haftet beispielsweise eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung, die eine negative Ladung aufweist, vorzugsweise an Oberflächen, die ein positives bis neutrales Zeta-Potential und/oder eine hydrophobe Oberfläche aufweisen. In entsprechender Weise haften bei Verwendung einer analogen chemischen Verbindung positiv geladene wässrige Klebrigmacher-Verbindungen vorzugsweise an Oberflächen mit einem negativen bis neutralen Zeta-Potential und/oder an hydrophilen Oberflächen. Bei speziellen Ausführungsformen kann dann, wenn die Oberfläche (die Formation oder das Teilchen), die behandelt werden soll, kein ausreichendes Haftvermögen aufweist (d.h. wenn die behandelte Oberfläche keine Ladung aufweist, die im Wesentlichen entgegengesetzt zu der Ladung der ausgewählten wässrigen Klebrigmacher-Verbindung ist), ein Vorbehandlungsfluid verwendet werden, um die Oberflächen aufnahmefähiger für die wässrige Klebrigmacher-Verbindung zu machen. Beispielsweise kann eine solche Vorbehandlung gewählt werden, bei der eine Oberfläche mit einem negativen Zeta-Potential mit einem kationischen Polymer behandelt wird oder eine Oberfläche mit einem positiven Zeta-Potential einer anionischen Vorbehandlung unterworfen wird. Wie für den Fachmann auf diesem Gebiet ersichtlich, können auch amphotere und zwitterionische Vorbehandlungs-Fluids verwendet werden, so lange die Bedingungen, denen sie während der Verwendung ausgesetzt sind, so sind, dass sie die gewünschte Ladung aufweisen. Bei speziellen Ausführungsformen, bei denen die Oberfläche (der Formation oder eines Teilchens), die behandelt wird, kein ausreichendes Aufnahmevermögen aufweist (d.h. die Oberfläche, die behandelt werden soll, keine Ladung aufweist, die im Wesentlichen entgegengesetzt zu derjenigen der ausgewählten wässrigen Klebrigmacher-Verbindung ist), kann ein Vorbehandlungs-Fluid verwendet werden, um die Oberflächen aufnahmefähiger zu machen für die wässrige Klebrigmacher-Verbindung. Zu geeigneten Vorbehandlungs-Fluids gehören geladene Fluids, die ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon umfassen. Wie für den Fachmann auf diesem Gebiet ersichtlich, ist unter Be rücksichtigung der vorstehenden Beschreibung die Anwendung einer Vorbehandlung optional und hängt mindestens zum Teil von der Ladungsdisparität oder dem Fehlen derselben zwischen der gewählten wässrigen Klebrigmacher-Verbindung und der behandelten Oberfläche ab.
Abschnitte von nahezu jeder unterirdischen Formation können mit den erfindungsgemäßen wässrigen Klebrigmacher-Verbindungen behandelt werden. Beispiele für Formationen, die behandelt werden können, sind, ohne dass die Erfindung darauf beschränkt ist, Kohle-Formationen und Formationen, die eisenhaltige Mineralien enthalten, wie z. B. Siderit, Magnetit und Hämatit. Tonmineralien, die einen natürlichen hydrophoben Charakter haben, haben sich ebenfalls als behandelbar erwiesen.
Im Allgemeinen wird eine erfindungsgemäße wässrige Klebrigmacher-Verbindung in einem Teil einer unterirdischen Formation angeordnet durch Mischen der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung mit einem Behandlungs-Fluid (Service-Fluid). Geeignete Behandlungs-Fluids (Service-Fluids) gemäß der vorliegenden Erfindung können sein wässrige Fluids, Emulsionen, Schäume oder irgendeine andere bekannte Form von unterirdischen Fluids, wie sie aus dem Stand der Technik allgemein bekannt sind. Bei einigen Ausführungsformen umfassen die erfindungsgemäßen Behandlungs- bzw. Service-Fluids Süßwasser (Frischwasser). Bei einigen Ausführungsformen können auch Salzwasser-Lösungen als Behandlungsfluid verwendet werden, vorausgesetzt, dass die Salz-Konzentration des Fluids nicht den unerwünschten Einfluss hat, eine Aktivierung und/oder Destabilisierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung zu bewirken. Wässrige Gele, Schäume, reiner Stickstoff, Kohlendioxid, Emulsionen und andere geeignete Frakturierungs-Fluids (vernetzt oder unvernetzt) können ebenfalls erfindungsgemäß verwendet werden. Die wässrigen Gele bestehen im Allgemeinen aus Wasser und einem oder mehr Gelierungsmitteln. Die Emulsionen können bestehen aus zwei nicht miteinander mischbaren Flüssigkeiten, wie z.B. einer wässrigen gelierten Flüssigkeit und einem verflüssigten, normalerweise gasförmigen Fluid, wie z.B. Stickstoff oder Kohlendioxid. Bei beispielhaften Ausführungsformen der vorliegende Erfindung sind die Trägerfluids wässrige Gele, die aus Wasser, einem Gelierungsmittel zum Gelieren des Wassers und zur Erhöhung seiner Viskosität und gegebenenfalls einem Vernetzungsmittel zum Vernetzen des Gels und zur weiteren Erhöhung der Viskosität des Fluids bestehen. Die erhöhte Viskosität des gelierten oder des gelierten und vernetzten Trägerfluids setzt unter anderem die Fluidverluste herab und kann ermöglichen, dass das Trägerfluid signifikante Mengen an suspendierten Ausbaumaterial-Teilchen transportiert. Das zur Bildung des Trägerfluids verwendete Wasser kann Süßwasser (Frischwasser), Salzwasser, eine Salzlösung oder irgendeine andere wässrige Flüssigkeit sein, die mit den übrigen Komponenten nicht in nachteiliger Weise reagiert. Durch Verwendung eines wässrigen Trägerfluids kann der Einfluss von unterirdischen Behandlungen gemäß der vorliegenden Erfindung auf die Umwelt minimiert oder vermindert werden, insbesondere dann, wenn das Behandlungsfluid an der Oberfläche in eine terrestrische, aquatische oder marine Umgebung entsorgt wird oder das Fluid dem U. S. EPA Safe Drinking Water Act (Section 1425, 42 U.S.C. 3000h-4 (a), Section 1422 (b), 42 U.S.C. 300h-I(b)) entspricht.
Wie oben angegeben, ist die wässrige Klebrigmacher-Verbindung in der Regel nicht-klebrig, wenn sie mit dem Träger-Fluid gemischt ist. Ein "Aktivator", der eine Vielzahl von verschiedenen Verbindungen umfassen kann, wird dazu verwendet, die wässrige Klebrigmacher-Verbindung zu aktivieren (d.h. klebrig zu machen). In der Regel ist der Aktivator eine organische Säure (oder ein Anhydrid einer organischen Säure, die in Wasser hydrolysieren kann unter Bildung einer organischen Säure), eine anorganische Säure, ein anorganisches Salz (wie z.B. Kochsalz), ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon. Nach den Lehren der vorliegenden Erfindung kann jedoch erfindungsgemäß als Aktivator jede beliebige Substanz verwendet werden, die in der Lage ist, die wässrige Klebrigmacher-Verbindung in einer wässrigen Lösung unlöslich zu machen. Die Auswahl eines Aktivators kann variieren und sie hängt ab unter anderem von der Zusammensetzung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung. Ein Beispiel für einen Aktivator, der für die erfindungsgemäße Verwendung geeignet ist, ist eine Essigsäure/Essigsäureanhydrid-Mischung. Es können auch andere Säuren, Säuresalze, Anhydride und Mischungen davon geeignet sein. Dies ist analog zu einer Koagulation. Beispielsweise können viele natürliche Kautschuk-Latices mit Essigsäure oder Ameisensäure während des Herstellungsverfahrens koagulieren. Zu geeigneten Salzen gehören, ohne dass die Erfindung darauf beschränkt ist, Natriumchlorid, Kaliumchlorid, Calciumchlorid und Mischungen davon. Bei einer anderen beispielhaften Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann die Konzentration der Salze, die in dem Formationswasser selbst vorliegen, ausreichend sein, um die wässrige Klebrigmacher-Verbindung zu aktivieren. Bei einer solchen Ausführungsform ist es nicht erforderlich, einen zusätzlichen Aktivator zuzugeben. Im Allgemeinen wird der Aktivator, wenn er verwendet wird, in einer Menge innerhalb des Bereiches von etwa 0,1 bis etwa 20 Gew.-%, bezogen auf das Fluid-Volumen, eingesetzt; in einigen Fällen, z.B. in Kombination mit Kochsalzlösungen, kann der Aktivator jedoch in einem Überschuss gegenüber den Behandlungsfluids und der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung vorliegen. Innerhalb der Lehren der vorliegenden Erfindung kann jedoch jede beliebige Verbindung verwendet werden, die eine Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung hervorruft (beispielsweise eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung unlöslich macht), unabhängig von der Konzentration des Aktivators, die erforderlich ist, um die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung auszulösen (zu starten).
Die Familie der geeigneten Aktivatoren ist im Wesentlichen die gleiche wie die Familie der geeigneten Vorbehandlungs-Fluids, wobei der Unterschied mindestens zum Teil liegt in der verwendeten Menge und dem Zeitpunkt der Verwendung. Wenn beispielsweise die gleiche(n) Chemikalie(n) als Vorbehandlungs-Fluid und als Aktivator verwendet wird (werden), braucht das Vorbehandlungs-Fluid nur etwa 0,1 bis etwa 5 Vol.-% der verwendeten Gesamtmenge zu betragen. Der Fachmann auf diesem Gebiet weiß, dass das Vorbehandlungs-Fluid in erster Linie dazu verwendet wird, eine Oberfläche vorzubereiten, um eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung aufzunehmen, und sie wird im Allgemeinen nicht in einer Menge verwendet, die ausreicht, um die wässrige Klebrigmacher-Verbindung im Wesentlichen zu aktivieren. Darüber hinaus braucht bei bestimmten Ausführungsformen ein Aktivator überhaupt nicht verwendet zu werden. So kann beispielsweise der Abschnitt einer unterirdischen Formation, die behandelt wird, eine ausreichende Menge an Salzen in den Formationsfluids enthalten, sodass einfach eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung in der Formation angeordnet wird und mit den bereits vorhandenen Fluids in Kontakt gebracht wird, wodurch die gewünschte Aktivierung erzielt wird.
Im Allgemeinen kann die Klebrigmachungs-Behandlung gemäß der vorliegenden Erfindung zu jedem beliebigen Zeitpunkt während des Produktions-Zyklus des Bohrloches durchgeführt werden, häufig ohne dass eine Refrakturierung erforderlich ist in einem Bohrloch, das eine Ausbaumaterial-Packung enthalten kann oder nicht enthalten kann. So kann beispielsweise bei bestimmten Ausführungsformen die erfindungsgemäße wässrige Klebrigmacher-Verbindung dazu verwendet werden, eine Fraktur vorzubehandeln durch Einbringen der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung in die Fraktur vor dem Einführen eine mit Feststoffteilchen beladenen Fluids. Bei einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann die wässrige Klebrigmacher-Verbindung dazu verwendet werden, eine Fraktur zu behandeln einfach durch Verwendung des Behandlungs-Fluids (das ein Service-Fluid und eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung umfasst) als Frakturierungs-Fluid. Bei noch einer weiteren Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann die wässrige Klebrigmacher-Verbindung in der Fraktur angeordnet werden unmittelbar nach einer Frakturierungs-Behandlung, nach einer Behandlung mit beladenen Teilchen oder sonstigen. Auf diese Weise können die Behandlungskosten stark vermindert werden und die Abnahme der Bohrloch-Produktion kann modifiziert werden, sodass sich die Produktions-Lebensdauer des Bohrloches verlängert.
Die wässrige Klebrigmacher-Verbindung kann somit dem Aktivator beliebig oft ausgesetzt werden bei der hydraulischen Frakturierungs-Behandlung. Bei einer speziellen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann der Aktivator mit dem Träger-Fluid zur gleichen Zeit wie die wässrige Klebrigmacher-Verbindung gemischt werden. Auf diese Weise ist die wässrige Klebrigmacher-Verbindung, wenn sie in eine unterirdische Formation eingeführt wird, bereits aktiviert oder befindet sich mindestens in dem Prozess, aktiviert zu werden. Bei einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann der Aktivator in die unterirdische Formation eingeführt werden zu einem beliebigen Zeitpunkt, nachdem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung in die Formation eingeführt worden ist (beispielsweise kann die wässrige Klebrigmacher- Verbindung in der unterirdischen Formation eine gewisse Zeit lang vorliegen, bevor sie aktiviert wird). Auf diese Weise fördert die wässrige Klebrigmacher-Verbindung die Fähigkeit, einen Bruch (Riss) heilend klebrig zu machen für den Fall, dass ein Zerbrechen auftritt oder Ausbaumaterial-Teilchen oder Feinteilchen erneut konsolidiert werden müssen. Für den Fachmann auf diesem Gebiet ist klar, dass die Entscheidung, ob ein Aktivator mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung vorgemischt wird, mindestens zum Teil abhängt von dem ausgewählten Aktivator. Beispielsweise kann ein Salz-Aktivator die Neigung haben, die wässrige Klebrigmacher-Verbindung schneller zu aktivieren als ein geladener Tensid-Aktivator.
Um das bessere Verständnis der vorliegenden Erfindung zu erleichtern, werden die nachstehenden Beispiele für bevorzugte Ausführungsformen angegeben. Die folgenden Beispiel sind jedoch keineswegs so zu verstehen, dass dadurch der Bereich der Erfindung eingeschränkt oder definiert wird.
Beispiele
Beispiel 1
Ein Basis-Gel, umfassend ein mit Borat vernetztes Frakturierungs-Fluid, das ein trockenes Guar-Polymer in einer Menge von 4,2 g/l (35 Ibs/1000 gallons) enthielt, wurde hergestellt durch Mischen von 1 l Wasser, das 20 g KCl-Salz enthielt, 4,2 g trockenem Guar-Polymer und 0,2 ml einer Essigsäure/Ammoniumacetat-Mischung (die als pH-Puffer verwendet wurde zur Herabsetzung des pH-Wert der Mischung auf etwa 6,5) und 10-minütiges Aufquellenlassen des Guars in Wasser bei gleichzeitigem etwa 10-minütigem Durchmischen in dem Mischer. Nach der Hydratation wurden 2,5 ml Kaliumcarbonat zugegeben (das als pH-Puffer verwendet wurde), um den pH-Wert auf den End-Wert von etwa 10,2 des fertigen Basis-Gels zu erhöhen.
Brady-Sand (Teilchengröße 0,84 mm/0,44 mm (20/40 mesh)) wurde mit 1 ml eines quaternären Ammonium-Tensids pro 250 g Brady-Sand behandelt und dann trocken beschichtet mit einem Überzug von 3 Gew.-% unter Verwendung einer 40 %igen Lösung eines Polyacrylatester-Polymers.
250 g des beschichteten 20/40 Brady-Sands wurden dann in einen sauberen 1-Liter-Becher gegeben und es wurden 300 ml der Basisgel-Lösung zugegeben und der Becher wurde in ein Wasserbad von 60 °C (140 °F) mit einem Überkopf-Mischer gestellt. Während des Mischens wurden 0,32 ml eines Borat-Vernetzungsmittels zu der Basisgel/Ausbaumaterial-Aufschlämmung etwa 2 min lang zugegeben, um die Vernetzung zu initiieren.
Es wurde eine stabile Vernetzung erzielt und verglichen mit einem Vergleichstest, in dem Ausbaumaterial ohne eine erfindungsgemäße Behandlung verwendet wurde. Beide Fluids blieben stabil, was anzeigt, dass die erfindungsgemäße Lösung keinen signifikanten negativen Effekt auf die Fluid-Stabilität hatte; d.h., es wurden keine nachteiligen Effekte erzielt, wie z.B. ein Versagen der Vernetzung oder ein vorzeitiger Bruch.
Nach dem Brechen des vernetzten Gels mit HCl wurde der beschichtete Sand abgetrennt und getestet und es zeigte sich, dass er die gewünschten Klebrigkeits-Eigenschaften aufwies und eine verbesserte T-Test-Leistung ergab (vgl. Beispiel 7). Darüber hinaus erforderte der beschichtete Sand keinen zusätzlichen Aktivator, um die gewünschten Beschichtungs-Eigenschaften zu erzielen, was mindestens zum Teil darauf zurückzuführen war, dass das Frakturierungs-Gelsystem Aktivatoren, wie z.B. KCl, enthielt und außerdem einen günstigen Aktivierungs-pH-Wert für das Polymer auf Acrylbasis aufwies.
Beispiel 2
Brazos River-Sand mit einer Teilchengröße von weniger als 0,15 mm (100 mesh) wurde verwendet, um Formationssand zu simulieren. Dieses Material wurde in das Innere einer konischen Teflon-Hülse mit einem Innendurchmesser von 2,54 cm (1 inch) und einer Länge von 12,7 cm (5 inches) eingefüllt. Unterhalb und oberhalb des Brazos River-Sandmaterials wurde Ottawa-Sand mit einer Teilchengröße von 0,84/0,44 mm (20/40 mesh) in einer Dicke von etwa 1,27 cm (0,5 inch) eingefüllt. Die Sand-Kolonne wurde dann mit einer 3 %igen KCl-Lösung gesättigt und mit dieser Salzlösung in einer Rate von 5 mL/min mit mehreren Porenvolumina gespült, um die anfängliche Durchlässigkeit (Permeabilität) der Sand-Packung zu bestimmen. Der Brazos River-Sand wurde dann mit 2 Porenvolumina des Behandlungsfluids (4 Vol.-% einer 40 %igen Lösung eines Polyacrylatester-Polymers, 0,5 % Aktivator, 0,1 kationisches Tenside, 0,1 % amphoteres Tensid, Rest Wasser) behandelt. Dann wurde die KCl-Salzlösung (3 %ig) verwendet zum Überspülen der Sand-Packung mit 5 Porenvolumina. Die behandelte Sandkolonne wurde dann in einen Ofen eingeführt zur Durchführung einer 20-stündigen Härtung bei 80 °C (175 °F).
Nach der Härtungsperiode wurde ein Strom aus einer entgegengesetzen Richtung unter Verwendung der 3 %igen KCl-Salzlösung durch die behandelte Sand-Kolonne geführt. Die Strömungsgeschwindigkeit wurde konstant bei 5 mL/min gehalten, um die aufrechterhaltene Permeabilität der Sand-Packung im Vergleich zu der anfänglichen Permeabilität zu bestimmen. Mehr als 95 % der Permeabilität der behandelten Sand-Packung wurden aufrechterhalten und es gab kein Anzeichen für die Bildung von Feinteilen in dem Abstrom, der gesammelt wurde, während des Strömens von KCl mit 5 mL/min, das angewendet wurde, um die aufrechterhaltene Permeabilität zu bestimmen.
Die Ergebnisse dieses Beispiels bestätigen, dass das Behandlungsfluid in der Lage war, das Formationssandmaterial zu stabilisieren, ohne eine übermäßige Schädigung der Permeabilität der Sand-Packung hervorzurufen.
Beispiel 3
Es wurde ein ähnliches Vorbehandlungs- und Testverfahren durchgeführt wie in Beispiel 2, wobei diesmal jedoch andere Konzentrationen des Behandlungsfluids verwendet wurden. Um Formations-Feinteile zu simulieren wurde Brazos River-Sand verwendet. Dieses Material wurde in das Innere einer konischen Teflon-Hülse mit einem Innendurchmesser von 2,54 cm (1 inch) und einer Länge von 12,7 cm (5 in ches) eingefüllt. Unterhalb und oberhalb des Brazos River-Sandmaterials wurde Ottawa-Sand mit einer Teilchengröße von 0,84/0,44 mm (20/40 mesh) in einer Dicke von 1,27 cm (0,5 inch) eingefüllt. Die Sandkolonne wurde mit einer 3 %igen KCl-Salzlösung gesättigt und mit dieser Salzlösung unter Anwendung mehrerer Porenvolumina mit 5 mL/min gespült, um die Anfangs-Permeabilität der Sand-Packung zu bestimmen. Dann wurden 2 Porenvolumina Behandlungsfluid (2 Vol.-% einer 40 %igen Lösung eines Polyacrylatester-Polymers, 0,5 % Aktivator, 0,1 % kationisches Tensid, 0,1 % amphoteres Tensid, Rest Wasser) zugegeben. Dann wurde die KCl-Salzlösung (3 %ig) verwendet, um die Sand-Packung mit 5 Porenvolumina zu überspülen.
Die behandelte Sand-Kolonne wurde dann zur Durchführung einer Härtung 20 h lang bei 80 °C (175 °F) in einen Ofen gestellt. Nach der Härtungsperiode wurde ein Strom aus einer entgegengesetzten Richtung unter Verwendung der 3 %igen KCl-Salzlösung durch die behandelte Sand-Kolonne eingestellt. Die Strömungsrate wurde konstant bei 5 mL/min gehalten, um die verbliebene Permeabilität der Sand-Packung im Vergleich zu der anfänglichen Permeabilität zu bestimmen.
Mehr als 97 % der Permeabilität der behandelten Sand-Packung wurden aufrechterhalten. Auch hier gab es kein Anzeichen für Feinteile, die mit den Abströmen gefördert wurden, die während des Strömens mit der aufrechterhaltenen Permeabilität gesammelt wurden.
Beispiel 4
Zum Simulieren von Formationssand wurde Brazos River-Sand verwendet. Das Material wurde in zwei Messingzellen mit einem Innendurchmesser von 3,81 cm (1,5 inch) eingefüllt und sandwichartig zwischen Sand-Packungen mit einer Teilchengröße von 0,21/0,09 mm (70/170 mesh) angeordnet. Die Sand-Kolonne wurde mit 3 Porenvolumina einer 3 %igen KCl-Salzlösung gespült, dann wurde sie mit 2 Porenvolumina eines Behandlungsfluids (5 Vol.-% einer 40 %igen Lösung eines Polyacryla tester-Polymers, 0,5 % Aktivator, 0,2 % Tensid, Rest Wasser) und mit 3 Porenvolumina einer 3 %igen KCl-Salzlösung überspült.
Eine Zelle wurde dann 20 h lang in einen Ofen von 80 °C (175 °F) eingeführt und eine Zelle wurde 20 h lang in einen Ofen von 163 °C (325 °F) eingeführt, um das Aushärten des Bohrlochs im Boden zu simulieren. Nach der Aushärtungsperiode wurde der behandelte Sand aus der Zelle entnommen und in Bezug auf seine Struktur, Form und Flexibilität geprüft. Der behandelte Brazos River-Sand schien eine feste Struktur zu haben, welche die Form der Zelle hatte. Trotz einer vernachlässigbar geringen Konsolidierungsfestigkeit, wie sie üblicherweise bei konsolidiertem Gestein festzustellen ist, hielten die Körnchen aus dem behandelten Brazos River-Sand zusammen unter Bildung einer stabilen Struktur.
Beispiel 5
Zum Simulieren von Formationssand wurde Brazos River-Sand verwendet. Das Material wurde in zwei Messing-Zellen mit einem Innendurchmesser von 3,81 cm (1,5-inch) eingefüllt und sandwichartig zwischen Sand-Packungen aus einem Sand mit einer Teilchengröße von 0,21/0,09 mm (70/170 mesh) angeordnet. Die Sand-Kolonne wurde mit 3 Porenvolumina der 3 %igen KCl-Salzlösung und danach mit 2 Porenvolumina Beschichtungsflüssigkeit (5 Vol.-% einer 40 %igen Lösung eines Polyacrylatester-Polymers, 0,5 % Aktivator, 0,2 % Tensid, Rest Wasser) gespült und es wurde kein Überspülen der Kolonne durchgeführt.
Eine behandelte Kolonne wurde dann 20 h lang in einen Ofen von 80 °C (175 °F) eingeführt und eine behandelte Kolonne wurde 20 h lang in einen Ofen von 163 °C (325 °F) eingeführt, um die Aushärtung des Bohrlochs im Boden zu simulieren. Nach der Aushärtungsperiode wurde der behandelte Sand aus der Zelle entfernt und in Bezug auf seine Struktur, Form und Flexibilität untersucht. Der behandelte Brazos River-Sand schien eine feste Struktur zu haben, welche die Gestalt der Zelle annahm. Obgleich er eine vernachlässigbar geringe Konsolidierungs-Festigkeit aufwies, wie sie üblicherweise bei konsolidiertem Gestein zu beobachten ist, hafteten die Kör ner des behandelten Brazos River-Sandes aneinander unter Bildung einer stabilen Struktur.
Beispiel 6
Zum Simulieren von Formations-Feinteilen wurde feiner Brazos River-Sand mit einer Teilchengrößen von 0,074 mm (200 mesh) und kleiner verwendet. Das Material wurde in das Innere einer transparenten Acryl-Strömungszelle mit einem Innendurchmesser von 2,54 cm (1 inch) eingefüllt, um die Beobachtung zu erleichtern. Ottawa-Sand mit einer Teilchengrößen von 0,84/0,44 mm (20/40 mesh) wurde unterhalb und oberhalb dieses Formations-Feinmaterials eingefüllt. Die Sand-Kolonne wurde dann mit einer 3 %igen KCl-Salzlösung gesättigt und mit 5 Porenvolumina dieser Salzlösung und danach mit 2 Porenvolumina Behandlungsflüssigkeit (2 Vol.-% einer 40 %igen Lösung eines Polyacrylatester-Polymers, 0,5 % Aktivator, 0,2 % Tenside, Rest Wasser) gespült und dann wurden 2 Porenvolumina der 3 %igen KCl-Salzlösung über die Kolonne laufen gelassen.
Die behandelte Sand-Kolonne wurde dann 20 h lang in einen Ofen von 60 °C (140 °F) eingeführt zur Durchführung einer Härtung. Nach der Härtungsperiode wurde ein Strom unter Verwendung der 3 %igen KCl-Salzlösung durch die behandelte Sand-Kolonne in entgegengesetzter Richtung gegenüber der Anfangs-Behandlung eingestellt. Die Strömungsgeschwindigkeit wurde begonnen mit 10 mL/min und allmählich erhöht auf 80 mL/min. Die Abströme wurden gesammelt, um zu bestätigen, was in der Zelle während des Fließens beobachtet worden war. Die Ergebnisse zeigten alle an, dass die behandelte Kolonne in der Lage war, die Wanderung von Feinteilchen bei allen Strömungsraten vollständig zu kontrollieren im Vergleich zu Kontrolle.
Zum Vergleich wurde eine identische Sand-Kolonne hergestellt, jedoch ohne eine Klebrigmachungsbehandlung mit dem Behandlungsfluid, wobei diese Kolonne als Kontrolle verwendet wurde. Es wurde festgestellt, dass sobald der Strom eingestellt war, feine Teilchen begannen sofort in die Sand-Packung zu wandern und als Teil des Abstroms selbst bei einer Strömungsrate von 10 mL/min gefördert wurden.
Beispiel 7
Eine Proben von Brady-Sand mit einer Teilchengröße von 0,84/0,44 mm (20/40) wurde mit einem Behandlungsfluid (41,25 % eines Polyacrylatester-Polymer-Konzentrats, 3,75 % Tensid, 30 % Wasser) gefolgt von etwa 25 % Aktivator in einer Menge von etwa 2 Vol/Gew.-%, bezogen auf das Gesamtvolumen des Behandlungsfluids, behandelt. Diese Probe wurde dann einem T-Test, wie nachstehend beschrieben wird, unterzogen. Die Bewertung einer Flüssigkeit oder einer Lösung einer Verbindung für die Verwendung als klebrig machende Verbindung kann durchgeführt werden unter Anwendung des folgenden Tests: zuerst wird eine kritische Resuspensions-Geschwindigkeit für das Material, auf welches die klebrig machende Verbindung in Form einer Schicht aufgebracht werden soll, bestimmt. Eine geeignete Testvorrichtung, umfassend ein Glas-T-Rohr von 1,27 cm (0,5 inch), das mit einer Einlass-Quelle für Wasser und einer Abwasser-Auslass-Leitung verbunden war, wurde für den Fluidstrom blockiert. Eine Aufschlämmung von Teilchen auf Wasserbasis wurde durch den T-Einlass angesaugt und innerhalb eines Teils desselben durch Filtration über ein Sieb gesammelt. Wenn der Anteil des T-Rohres gefüllt war, wurde die Vakuumquelle weggenommen und es wurde ein Stopfen verwendet, um das Ende dieses Abschnitts zu versiegeln. Der Strömungsdurchgang von dem Einlass bis zum Auslass wurde dann durch Spülen gereinigt und es wurde eine volumetrisch gesteuerte Pumpe mit dem Einlass verbunden und es wurde ein kontrollierter Strom von Wasser initiiert. Die Strömungsgeschwindigkeit des Fluids wurde durch den Einlass langsam erhöht, bis das erste Teilchen des teilchenförmigen Materials von dem strömenden Wasserstrom aufgenommen worden war. Dadurch wurde die Basislinie für den Start der Resuspensionsgeschwindigkeit bestimmt. Danach wurde die Strömungsrate weiter erhöht, bis die Entfernung der Teilchen kontinuierlich wurde. Dadurch wurde die Basislinie für die kontinuierliche Resuspensionsgeschwindigkeit bestimmt. Danach kann der Test dann beendet werden und die Apparatur wird wieder mit teilchenförmigem Material gefüllt, das einen Überzug aufweist, der etwa 0,5 Gew.-% aktivem Material, das darauf aufgebracht war, entsprach. Ähnliche Trends sind im Allgemeinen zu erkennen in Bezug auf die Ergebnisse, wenn die getesteten Konzentrationen etwa 0,1 bis etwa 3 % betragen, ein 0,5 %-Wert, der innerhalb des bevorzugten Anwendungsbereiches liegt, ist jedoch bevorzugt für die Standardisierung des Verfahrens. Der Test kann wiederholt werden, um den Ausgangspunkt der Entfernung des teilchenförmigen Materials und die Geschwindigkeit, bei der die Entfernung kontinuierlich wird, zu bestimmen. Dann wurde der Prozentsatz der Geschwindigkeitszunahme (oder -abnahme) bestimmt auf der Basis des anfänglichen oder kontinuierlichen Basislinien-Wertes.
Ein wirksam behandeltes Ausbaumaterial (Aussteifungsmaterial) ist transportbeständig, verglichen mit einem unbehandelten Ausbaumaterial (Aussteifungsmaterial). Die Testprobe zeigte kein Anzeichen einer Bewegung, selbst wenn die Testapparatur mit ihrer maximalen Geschwindigkeit von 2 000 mL/min durchströmt wurde. Mit unbehandeltem Brady-Sand (Teilchengröße 0,84/0,44 mm (20/40 mesh) wurde bei einer Strömungsgeschwindigkeit von 154 mL/min begonnen; Der behandelte Sand war gegen das Durchströmen mit Fluid-Geschwindigkeiten von mehr als dem 13-fachen des unbehandelten Sandes beständig.
Beispiel 8
Eine Probe von Brady-Sand (Teilchengröße 0,84/0,44 mm (20/40 mesh)) wurde behandelt (40 % Acrylat-Polymer-Konzentrat, 5 % Tenside, 10 % Aktivator, Rest Wasser) mit etwa 2 Vol/Gew.-%, bezogen auf das Gesamtvolumen des Behandlungsfluids. Diese Probe ergab eine Verbesserung der Ausbaumaterial-Durchgängigkeit von 13 % im Vergleich zu unbehandeltem Brady-Sand mit einer Teilchengröße von 0,84/0,44 mm (20/40 mesh). Die behandelte Ausbaumaterial-Packung wies auch, wie festgestellt wurde, die gewünschte Haftfestigkeit auf, wobei einzelne Ausbaumaterial-Körnchen haftend und elastisch miteinander verbunden waren.
Beispiel 9
Ein Verfahren zur Bestimmung, ob ein Polymer für die Verwendung als wässriger Klebrigmacher geeignet ist, war das folgende: es wurde eine Mischung hergestellt, bestehend aus 50 % Essigsäureanhydrid und 50 % Eisessig (Volumenverhältnis). Es wurden 10 ml Test-Polymer in eine 60 ml Glasflasche eingefüllt. Danach wurden 40 ml entionisiertes Wasser zugegeben und von Hand durchmischt. Dann wurden 15 ml Essigsäure/Essigsäureanhydrid (oder eines anderen Aktivators) zugegeben. Die Flasche wurde 30 s lang heftig geschüttelt. Ein geeignetes Polymer bildet eine feste oder halbfest Masse. Eine wiederholte Untersuchung wurde mit anderen bekannten Aktivatoren, wie z. B. einer Essigsäure/Essigsäureanhydrid-Mischung, anderen Säuren, Säuresalzen, Anhydriden, geladenen Polymeren, geladenen Tensiden, Natriumchlorid, Kaliumchlorid, Calciumchlorid und Mischungen davon durchgeführt.
Beispiel 10
In einem Kohlenflöz-Methan-Feld, das eine verhältnismäßig niedrige individuelle Bohrloch-Förderung aufwies, wurden Behandlungen durchgeführt. Die Bohrlochförderung war, wie angenommen wurde, mindestens teilweise beeinträchtigt durch Kohle-Feinteilchen, die das in das Bohrloch einströmende Gas blockierten. Die Bohrlöcher waren vorher hydraulisch in multiplen Kohle-Flözen frakturiert worden. Zwei Bohrlöcher wurden mit einer Lösung behandelt, die Essigsäureanhydrid, Eisessig, eine wässrige Polyacrylatester-Polymer-Klebrigmacher-Verbindung, ein Enzym und ein Oxidationsmittel in Wasser enthielt.
Das erste Bohrloch ergab eine Methan-Produktion (-Förderung) von etwa 43 MCFD (1000 Kubikfuß pro Tag) vor der Behandlung bis zu etwa 75 MCFD nach der Behandlung. In entsprechender Weise ergab das zweite Bohrloch eine Methan-Produktion bzw. -förderung von etwa 80 MCFD vor der Behandlung bis etwa 105 MCFD nach der Behandlung. Darüber hinaus zeigten Beobachtungen in diesen behandelten Bohrlöchern, dass das geförderte Wasser frei von Feinteilchen war, verglichen mit dem Zustand vor der Behandlung; die Hypothese, dass eine wirksame Stabilisierung der Formations-Teilchen erfolgt war, wurde dadurch gestützt.
Beispiel 11
50 ml einer Aufschlämmung von gemahlenen Kohleteilchen (Subitmunious A) wurden hergestellt aus trockener Kohle, die mit einem Mörser und einem Pistill gemahlen worden war, und in eine Süßwasser enthaltende Flasche eingeführt und aufgeschlämmt. Die Kohle/Wasser-Aufschlämmung wurde dann mit 10 ml einer Lösung behandelt, die Essigsäureanhydrid, Eisessig, Wasser und eine wässrige Polyacrylatester-Polymer-Klebrigmacher-Verbindung enthielt. Nach der Behandlung wurde eine anfängliche Ausflockung der Kohleteilchen über einen Zeitraum von etwa 12 h festgestellt, danach waren die Kohleteilchen, wie festgestellt wurde, eine agglomerierte Masse, die beim Rühren zerbrechen und sich wieder binlen konnte. Die Wasserphase war klar, wobei keine sichtbaren feinen Teilchen in der Lösung verblieben. Dieses Beispiel erläutert visuell das beschriebene Verfahren zur Stabilisierung von Kohlenfeinteilchen und zur Entfernung derselben aus einer wässrigen Lösung.
Beispiel 12
Eine feste Probe von Kohle mit einer Größe von etwa 2 cm² wurde in eine Wasser enthaltende 60 ml-Flasche eingefüllt. Die Flasche wurde dann 10 min lang in eine Ultraschall-Behandlungsvorrichtung gestellt. Das Ergebnis war eine sichtbare Menge an Kohleteilchen, die von der Oberfläche der größeren Stücke abgebrochen waren. In einer anderen Flasche wurde eine im Wesentlichen identische Kohleprobe mit einer Lösung behandelt, die Essigsäureanhydrid, Eisessig, Wasser und eine wässrige Polyacrylatester-Polymer-Klebrigmacher-Verbindung enthielt, und in Wasser eingeführt und dann 10 min lang in einer Ultraschall-Behandlungsvorrichtung angeordnet. Die visuelle Betrachtung der behandelten Kohleprobe zeigte ein nahezu vollständiges Fehlen von Kohleteilchen, die sich von der Oberfläche der Kohle, die behandelt worden war, abgespalten hatten.
Beispiel 13
Es wurde eine Behandlung durchgeführt in einer schwach konsolidierten Gas fördernden klastischen Formation, die eine niedrige Bohrlochförderung aufwies. Die Bohrlochförderung wurde, wie angenommen wurde, mindestens teilweise beeinträch tigt durch Feinteile, die das in das Bohrloch hineinströmende Gas blockierten. Die Bohrlöcher waren vorher hydraulisch frakturiert (zerklüftet) worden. Das Bohrloch wurde mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung behandelt, die einen Polyacrylatester, Essigsäureanhydrid/Essigsäure, ein quaternäres Ammonium-Tensid, ein amphoteres Tensid, ein Enzym und ein Oxidationsmittel in Wasser umfasste. Die Bohrloch-Produktion erhöhte sich von 30 MCFD bis auf 200 MCFD, was anzeigt, dass das Problem der Feinteile im Wesentlichen gelöst worden war.
Beispiel 14
Eine 100 g-Probe aus Brady-Sand (Teilchengröße 0,84/0,44 mm (20/40 mesh)) wurde behandelt (2 % kationisches Polyacrylamid-Polymer-Konzentrat, 94 % Wasser, danach mit einem 4 %igen Essigsäureanhydrid/Essigsäure-Aktivator) mit 100 ml eines kationischen Klebrigmacher-Fluids. Nach der Abtrennung wies der Brady-Sand die gewünschte Klebrigkeit auf.
Beispiel 15
Eine 1 g-Probe von aktivierten Kohle-Feinteilchen wurde behandelt mit 100 ml eines kationischen klebrig machenden Fluids (2 % kationisches Polyacrylamid-Polymer-Konzentrat, 1 % anionisches Tensid, 93 % Wasser, gefolgt von 4 % Essigsäureanhydrid/Essigsäure-Aktivator). Die Feinteilchen wurden innerhalb von 5 min zu einer klebrigen Masse konsolidiert.
Beispiel 16
Eine 1 g-Probe von aktivierten Kohle-Feinteilchen wurde behandelt mit 100 ml eines kationischen klebrig machenden Fluids (2 % kationisches Polyacrylamid-Polymer-Konzentrat, 1 % anionisches Tensid, 1 % amphoteres Tensid, 92 % Wasser, danach wurden 4 % eines Essigsäureanhydrid/Essigsäure-Aktivators zugegeben). Die Feinteile wurden innerhalb 5 min zu einer klebrigen Masse konsolidiert.
Die vorliegende Erfindung ist daher gut geeignet, um die oben genannten Ziele und Vorteile sowie solche, die sich daraus ergeben, zu erreichen. Obgleich für den Fachmann auf diesem Gebiet klar ist, dass zahlreiche Änderungen vorgenommen werden können, liegen diese Änderungen innerhalb des Geistes und Schutzbereiches der Erfindung, wie er durch die nachfolgenden Patentansprüche definiert wird.
Zusammenfassung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf wässrige Klebrigmacher und auf Verfahren zur Kontrolle von teilchenförmigen Materialien in unterirdischen Formationen unter Verwendung wässriger Klebrigmacher. Einige Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung sind Verfahren zur Kontrolle von teilchenförmigen Materialien, die umfassen das Anordnen einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung in einem Abschnitt einer unterirdischen Formation, die nicht-konsolidierte Feststoffteilchen umfasst; und das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung. Andere Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung sind Verfahren zum Beschichten eines Teils einer Oberfläche in einer unterirdischen Formation, die umfassen das Aufbringen einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung im Wesentlichen in Form eines Überzugs auf einen Teil einer unterirdischen Formation und das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung. Andere Ausführungsform der vorliegenden Erfindung sind Behandlungs-Fluids zur Kontrolle von feinen Feststoffteilchen, die umfassen ein Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) und eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung.

Claims

Verfahren zur Kontrolle von teilchenförmigen Materialien, das umfasst: das Anordnen einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung in einem Teil (Abschnitt) einer unterirdischen Formation, die nicht-konsolidierte Feststoffteilchen umfasst, und das Aktivieren der wässrige Klebrigmacher-Verbindung.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung mit einem Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) gemischt wird, bevor diese in den Abschnitt der unterirdischen Formation eingeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) ein wässriges Fluid, eine Emulsion oder einen Schaum umfasst.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) Süßwasser, Salzwasser oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) vernetzt ist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird, bevor sie in die unterirdische Formation eingeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird, während sie in die unterirdische Formation eingeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird, nachdem sie in die unterirdische Formation eingeführt worden ist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem positiven Zeta-Potential bindet.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an hydrophobe Oberflächen bindet.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem negativen Zeta-Potential bindet.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an hydrophile Oberflächen bindet.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung umfasst ein Acrylsäure-Polymer, ein Acrylsäureester-Polymer, ein Acrylsäure-Derivat-Polymer, ein Acrylsäure-Homopolymer, ein Acrylsäureester-Homopolymer, ein Acrylamidomethylpropansulfonat-Polymer, ein Acrylamido-methylpropansulfonat-Derivat-Polymer, ein Acrylamido-methylpropansulfonat-Copolymer, ein Acrylsäure/Acrylamidomethylpropansulfonat-Copolymer und Copolymere oder Mischungen davon.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung eine Destabilisierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung das Einwirkenlassen eines Aktivators auf die wässrige Klebrigmacher-Verbindung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 15, bei dem der Aktivator eine organische Säure, ein Anhydrid einer organischen Säure, eine anorganische Säure, ein anorganisches Salz, ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren nach Anspruch 15, bei dem der Aktivator eine Essigsäure/Essigsäureanhydrid-Mischung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, das außerdem umfasst das Einführen eines Vorbehandlungsfluids in einen Teil (Abschnitt) einer unterirdischen Formation, bevor eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung in dem Teil (Abschnitt) der unterirdischen Fraktur angeordnet wird.
Verfahren nach Anspruch 18, bei dem ein Vorbehandlungsfluid in die unterirdische Fraktur eingeführt wird, bevor die wässrige Klebrigmacher-Verbindung in die unterirdische Fraktur eingeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 18, bei dem das Vorbehandlungsfluid ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren zum Beschichten eines Teils einer Oberfläche in einer unterirdischen Formation, das umfasst: das Aufbringen einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung im Wesentlichen in Form eines Überzugs auf einen Teil einer unterirdischen Formation und das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung mit einem Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) gemischt wird, bevor sie in dem Teil der unterirdischen Formation angeordnet wird.
Verfahren nach Anspruch 22, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) ein wässriges Fluid, eine Emulsion oder einen Schaum umfasst.
Verfahren nach Anspruch 22, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) Süßwasser, Salzwasser oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren nach Anspruch 22, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) vernetzt ist.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird, bevor sie in die unterirdische Formation eingeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird, während sie in die unterirdische Formation eingeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird, nachdem sie in die unterirdische Formation eingeführt worden ist.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem positiven Zeta-Potential bindet.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an hydrophobe Oberflächen bindet.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem negativen Zeta-Potential bindet.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an hydrophile Oberflächen bindet.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung umfasst ein Acrylsäure-Polymer, ein Acrylsäureester-Polymer, ein Acrylsäure-Derivat-Polymer, ein Acrylsäure-Homopolymer, ein Acrylsäureester-Homopolymer, ein Acrylamidomethylpropansulfonat-Polymer, ein Acrylamido-methylpropansulfonat-Derivat-Polymer, ein Acrylamido-methylpropansulfonat-Copolymer, ein Acrylsäure/Acrylamidomethylpropansulfonat-Copolymer und Copolymere oder Mischungen davon.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung umfasst eine Destabilisierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung.
Verfahren nach Anspruch 21, bei dem die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung umfasst das Einwirkenlassen eines Aktiviators auf die wässrige Klebrigmacher-Verbindung.
Verfahren nach Anspruch 35, bei dem der Aktivitator umfasst eine organische Säure, ein Anhydrid einer organischen Säure, eine anorganische Säure, ein anorganisches Salz, ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 35, bei dem der Aktivator eine Essigsäure/Essigsäureanhydrid-Mischung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 21, das außerdem umfasst die Einführung eines Vorbehandlungs-Fluids in einen Teil einer unterirdischen Formation, bevor eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung im Wesentlichen in Form eines Überzugs auf einen Teil der unterirdischen Formation aufgebracht wird.
Verfahren nach Anspruch 38, bei dem das Vorbehandlungs-Fluid ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon umfasst.
Vorbehandlungs-Fluid zur Kontrolle von feinen Feststoffteilchen, das umfasst ein Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) und eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 40, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) ein wässriges Fluid, eine Emulsion oder einen Schaum umfasst.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 40, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) Süßwasser, Salzwasser oder eine Kombination davon umfasst.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 40, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) vernetzt ist.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 40, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem positiven Zeta-Potential bindet.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 40, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an hydrophobe Oberflächen bindet.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 40, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem negativen Zeta-Potential bindet.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 40, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an hydrophile Oberflächen bindet.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 40, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung umfasst ein Acrylsäure-Polymer, ein Acrylsäureester-Polymer, ein Acrylsäure-Derivat-Polymer, ein Acrylsäure-Homopolymer, ein Acrylsäureester-Homopolymer, ein Acrylamido-methylpropansulfonat-Polymer, ein Acrylamido-methylpropansulfonat-Derivat-Polymer, ein Acrylamido-methylpropansulfonat-Copolymer oder ein Acrylsäure/Acrylamido-methylpropansulfonat-Copolymer.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 40, das außerdem einen Aktivator umfasst.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 49, bei dem der Aktivator eine organische Säure, ein Anhydrid einer organischen Säure, eine anorganische Säure, ein anorganisches Salz, ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon umfasst.
Behandlungs-Fluid nach Anspruch 49, bei dem der Aktivator eine Essigsäure/Essigsäureanhydrid-Mischung umfasst.