DE112005001353B4

DE112005001353B4 - Klebrigmacher-Fluids auf Wasserbasis und Verfahren zu ihrer Verwendung

Info

Publication number: DE112005001353B4
Application number: DE112005001353T
Authority: DE
Inventors: Matthew E. Blauch; Thomas D. Welton; Philip D. Nguyen
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2004-06-09
Filing date: 2005-05-19
Publication date: 2013-01-31
Anticipated expiration: 2025-05-20
Also published as: CA2565174C; US20050274517A1; AU2005252419B2; GB0623302D0; GB2435748A; AU2005252419A1; CA2565174A1; RU2382066C2; RU2006147239A; US7131491B2; WO2005121505A3; UA90274C2; GB2435748B; CN1965146A; DE112005001353T5; ZA200610277B; WO2005121505A2; CN1965146B

Abstract

Verfahren zur Herstellung einer Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Packung in einer unterirdischen Formation, das umfasst: die Einführung eines wässrigen Behandlungs-Fluids (Service-Fluids), umfassend Ausbaumaterial-Teilchen, wobei mindestens einige der Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind, in eine unterirdischen Fraktur (Riss); und die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung durch das Einwirkenlassen eines Aktivators auf die wässrige Klebrigmacher-Verbindung zur Bildung einer Ausbaumaterial-Packung.

Description

Hintergrund der Erfindung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf Klebrigmacher-Fluide bzw. -Flüssigkeiten (nachstehend stets als ”Fluide” bezeichnet) auf Wasserbasis und ihre Verwendung zur Stabilisierung von Teilchen in ausgebauten bzw. ausgesteiften Formationsbrüchen bzw. -rissen.
Bohrlöcher zur Förderung von Kohlenwasserstoffen werden häufig stimuliert durch Anwendung hydraulischer Frakturierungs-Behandlungen (Zerklüftungs-Behandlungen). Bei den hydraulischen Frakturierungs- bzw. Zerklüftungs-Behandlungen wird ein viskoses Frakturierungs-Fluid bzw. -Flüssigkeit in eine Förderzone gepumpt mit einer solchen Geschwindigkeit und unter einem solchen Druck, dass die unterirdische Formation zerbricht und ein oder mehrere Brüche bzw. Risse in der Zone entstehen. Teilchenförmige Feststoffe, wie z. B. feiner Sand, die häufig als ”Ausbaumaterial (Aussteifungsmaterial)” oder ”Stützmaterial” bezeichnet werden, werden in einem Teil des Frakturierungs-Fluids suspendiert und dann in den Brüchen (Rissen) abgelagert, wenn das Frakturierungs-Fluid in ein dünnes Fluid umgewandelt wird, das an die Oberfläche zurückgeführt wird. Diese Teilchen dienen unter anderem dazu, ein vollständiges Wiederverschließen der Risse (Brüche) zu verhindern, sodass durchgängige Kanäle entstehen, durch die die geförderten Kohlenwasserstoffe fließen können.
Um zu verhindern, dass Aussteifungs- bzw. Ausbaumittel und andere Teilchen zusammen mit den geförderten Fluiden wieder zurückfließen, kann ein Teil des Ausbaumaterials, das in die Brüche bzw. Risse eingeführt wird, mit einem härtbaren Harz beschichtet sein, das die Konsolidierung bzw. Verfestigung der Ausbaumaterial-Teilchen in dem Bruch bzw. Riss erleichtern kann. In der Regel wird das mit einem Harz beschichtete Ausbaumaterial (Aussteifungsmaterial) in dem Bruch bzw. Riss abgelagert, nachdem eine große Menge an unbeschichtetem Ausbau- bzw. Aussteifungsmaterial darin abgelagert worden ist. Die teilweise verschlossenen Brüche bzw. Risse üben einen Druck auf die mit einem Harz beschichteten Ausbaumaterial-Teilchen aus, wodurch die Teilchen unter Druck miteinander in Kontakt gebracht werden, wobei das Harz den Kontakt zwischen den Körnchen der einzelnen Ausbaumaterial-Teilchen verstärkt. Unter der Einwirkung des Druckes und des Harzes erhält man eine Konsolidierung (Verfestigung) der Ausbaumaterial-Teilchen zu einer harten, durchlässigen Masse mit einer hohen Druck- und Zugfestigkeit, die dazu dient zu verhindern, dass nicht konsolidiertes (nicht verfestigtes) Ausbaumaterial und der Formationssand aus den Brüchen (Rissen) herausfließen zusammen mit den geförderten Fluiden und die Fördereinrichtung und/oder die potentielle Förderung des Bohrloches beeinträchtigt.
In Verbindung mit den Harzen oder anstelle der Harze kann ein Teil oder die Gesamtheit des Ausbaumaterials (Aussteifungsmaterials) mit einem Klebrigmacher beschichtet werden, um die Wanderung der Formationsfeinteile durch die Ausbaumaterial-Packung leichter steuern zu können. Klebrigmacher bleiben aufgrund ihrer Natur klebrig oder behalten ihren haftfähigen Charakter auch dann bei, nachdem sie in die Formation eingebracht worden sind. Wenn die Formations-Feinteile versuchen, zusammen mit den Formations-Fluiden durch die Aussteifungspackung hindurch zu strömen, können sie von dem klebrig machenden Agens zurückgehalten werden, sodass sie nicht zusammen mit den geförderten Fluiden nach oben transportiert werden.
Die Verwendung solcher klebrig machender Agentien hat sich besonders nützlich erwiesen bei der Kohlenwasserstoff- und Wasser-Förderung, insbesondere in Kohlebett-Methan-Formationen. Die traditionellen klebrig machenden Agentien (Klebrigmacher) erfordern jedoch Trägerfluide auf Kohlenwasserstoffbasis oder nichtwässrige Trägerfluide, die sich in bestimmten terrestrischen, aquatischen oder marinen Oberflächen-Umgebungen als problematisch erweisen können. Außerdem ergeben die traditionellen klebrig machenden Agentien häufig keine hochelastischen Bindungen von Ausbaumaterial zu Ausbaumaterial, was bei bestimmten unterirdischen Formationen erwünscht ist. Die traditionellen klebrig machenden Agentien haben häufig auch nicht die Fähigkeit, den Start des ”Klebrigwerdens” zu steuern (d. h. das klebrig machende Agens kann nicht in Form eines nicht-klebrigen Fluids eingeführt und dann an Ort und Stelle aktiviert werden, um klebrig zu werden). Deshalb sollte das Aussteifungsmaterial in der Regel klebrig gemacht werden, bevor es in einen Bruch (einen Riss) in der Formation eingeführt wird, wodurch die Möglichkeit, ein Aussteifungsmaterial umzulagern und/oder klebrig zu machen, das bereits eingeführt worden ist, eingeschränkt wird. Darüber hinaus haben die traditionellen klebrig machenden Agentien die Neigung, mit dem Ablauf der Zeit auszuhärten, wenn sie einer oxidativen Umgebung ausgesetzt sind.
Zusammenfassung der Erfindung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf Klebrigmacher-Fluids(-Flüssigkeiten) auf Wasserbasis und auf ihre Verwendung zum Stabilisieren von Teilchen in mit Aussteifungsmaterial versehenen unterirdischen Brüchen (Frakturen) bzw. Rissen.
Gemäß einigen Ausführungsformen betrifft die vorliegende Erfindung Verfahren zur Herstellung einer Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Packung in einer unterirdischen Formation, die umfassen die Einführung eines wässrigen Behandlungs- bzw. Instandhaltungs-Fluids (Service-Fluids), das Ausbaumaterial-Teilchen enthält, wobei mindestens einige der Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind, in eine unterirdische Fraktur oder Riss und die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung, um auf diese Weise eine Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Packung zu bilden.
Gemäß anderen Ausführungsformen betrifft die vorliegende Erfindung Verfahren zum Stabilisieren einer Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Packung, die umfassen das Einführen einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung in mindestens einen Teil einer bereits vorhandenen Ausbaumaterial-Packung und das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung, um auf diese Weise die Ausbaumaterial-Packung zu stabilisieren.
Gemäß weiteren Ausführungsformen betrifft die vorliegende Erfindung Verfahren zur Steuerung bzw. Kontrolle des Ausbaumaterial-Teilchenrückflusses aus einer Ausbaumaterial-Packung, die umfassen das Einführen eines wässrigen Träger-Fluids, das Ausbaumaterial-Teilchen umfasst, wobei mindestens einige der Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind, in eine unterirdische Fraktur (Riss), um auf diese Weise eine Ausbaumaterial-Packung zu bilden, und das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung.
Gemäß anderen Ausführungsformen betrifft die vorliegende Erfindung Behandlungs- bzw. Instandhaltungs-Fluide, die Ausbaumaterial-Teilchen umfassen, sowie ein wässriges Fluid, in dem mindestens einige der Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind.
Gemäß weiteren Ausführungsformen betrifft die vorliegende Erfindung Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Teilchen, die mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind.
Weitere Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung gehen für den Fachmann auf diesem Gebiet beim Lesen der nachstehenden Beschreibung bevorzugter Ausführungsformen ohne weiteres hervor.
Beschreibung bevorzugter Ausführungsformen
Die vorliegende Erfindung betrifft Klebrigmacher-Fluide auf Wasserbasis und ihre Verwendung zum Stabilisieren von Teilchen in mit Ausbaumaterial (Aussteifungsmaterial) ausgestatteten unterirdischen Frakturen bzw. Rissen.
Wässrige Klebrigmacher-Verbindungen gemäß der vorliegenden Erfindung
Erfindungsgemäß kann eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung in Form eines Überzugs auf ein Teilchen (beispielsweise auf ein Ausbaumaterial-Teilchen) aufgebracht werden, das in einen Abschnitt einer unterirdischen Fraktur eingeführt wird, die nicht konsolidierte (nicht verfestigte) Teilchen umfasst. Bei dem hier verwendeten Ausdruck ”klebrig” in allen seinen Formen handelt es sich um eine Substanz, die der Art ist, dass sie beim Angreifen sich etwas klebrig anfühlt (oder aktiviert werden kann, um klebrig zu werden). Der hier verwendete Ausdruck ”nicht verfestigt bzw. nicht konsolidiert” bezieht sich auf eine Situation, in der die Teilchen lose miteinander verbunden sind, ungebunden sind oder so schwach gebunden sind, dass sie zusammen mit Fluiden, die durch einen Abschnitt einer unterirdischen Formation fließen, abwandern können. So können beispielsweise Ausbaumaterial-Teilchen, die mit einem Harz nicht genügend miteinander verbunden sind und die Neigung haben, zusammen mit Fluiden innerhalb der Formation zu wandern, als nicht verfestigt bzw. nicht konsolidiert angesehen werden.
Geeignete wässrige Klebrigmacher-Verbindungen sind in der Lage, mindestens einen partiellen Überzug auf der Oberfläche eines Teilchens (beispielsweise eines Ausbaumaterials) zu bilden. Im Allgemeinen sind geeignete wässrige Klebrigmacher-Verbindungen nicht signifikant klebrig, wenn sie auf ein Teilchen 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, anhaftende Verbindung umzuwandeln. Eine solche Aktivierung kann vor, während oder nach dem Einführen der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung in die unterirdische Formation durchgeführt werden. Bei einigen Ausführungsformen kann eine Vorbehandlung darin bestehen, dass man sie zuerst mit der Oberfläche eines Teilchens in Kontakt bringt, um dieses mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung zu beschichten.
Gemäß einigen Ausführungsformen betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren, bei dem wässrige Klebrigmacher-Verbindungen verwendet werden sowohl zur Kontrolle (Steuerung) von nicht konsolidierten (nicht verfestigten) Teilchen, die bereits in einer unterirdischen Formation vorliegen, als auch zur Stabilisierung der Grenzflächenregionen in einer unterirdischen Formation, um so die Freisetzung oder Bildung von Teilchen (wie z. B. Feinteilchen) an der Grenzfläche zu verhindern. Bei einigen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung unterstützt die wässrige Klebrigmacher-Verbindung, wenn sie einmal aktiviert worden ist, die Stabilisierung von Teilchen durch eine verbesserte Form der Ausflockung. Wie bei einer normalen Ausflockung verklumpen die klebrig gemachten Teilchen miteinander; die durch die erfindungsgemäßen wässrigen Klebrigmacher-Verbindungen herbeigeführte verbesserte Ausflockung erlaubt jedoch auch die Haftung der ausgeflockten, klebrigen Teilchen an Oberflächen, mit denen sie in Kontakt kommen (beispielsweise an der Oberfläche der Formation oder an anderen Teilchen). Da die Teilchen klebrig gemacht sind und klebrig bleiben, haben sie, wenn die ausgeflockten Teilchen von einer Oberfläche, mit der sie haftend verbunden worden sind, abbrechen, die Fähigkeit, wieder an einer anderen Oberfläche erneut zu haften. Dadurch wird die Wahrscheinlichkeit, dass die klebrig gemachten Teilchen zusammen mit Formations-Fluiden wandern und die Produktivität des Bohrlochs beeinträchtigen, vermindert.
Einige Ausführungsformen der Erfindung ergeben Verfahren zur Umformung (Ausheilung) von unterirdischen Brüchen (Rissen), ohne dass es erforderlich ist, Ausbaumaterial-Teilchen, die in dem Bruch (dem Riss) bereits abgelagert worden sind, wieder zu brechen oder umzulagern. 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 bröckeln bzw. zu zerplatzen, 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 nicht-klebrige Substanz angeordnet werden können und dann aktiviert werden können, um einen klebrigen Charakter anzunehmen. Eine erfindungsgemäße wässrige Klebrigmacher-Verbindung kann besonders gut geeignet sein für solche Heilungs- bzw. Beseitigungsanwendungen teilweise aufgrund des Umstandes, dass sie innerhalb der Region der Ausbaumaterial-Packung als nichtklebrige oder adsorptionsfähige Substanz angeordnet werden kann und dann aktiviert werden kann, um einen klebrigen Charakter anzunehmen, um so die Teilchenoberflächen anzusteuern, während sie noch nicht in den Porenhohlräumen vorhanden sind.
Wässrige klebrig machende Verbindungen (Klebrigmacher) gemäß der vorliegenden Erfindung sind im Allgemeinen geladene Polymere, die Verbindungen umfassen, die dann, wenn sie in einem wässrigen Lösungsmittel oder in einer wässrigen 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 (seien sie Ausbaumaterial-Teilchen, Formation-Feinteilchen oder andere Teilchen), wobei sie dazu beitragen, eine Konsolidierung (Verfestigung) 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-ethylhexylmethacryat)), 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.
Wie vorstehend beschrieben, sind geeignete wässrige Klebrigmacher-Verbindungen im Allgemeinen geladene Polymere; sie haften bevorzugt an Oberflächen 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 positv 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-Fluide verwendet werden, so lange die Bedingungen, denen sie während der Verwendung ausgesetzt sind, so sind, dass sie die gewünschte Ladung aufweisen. Zu geeigneten Vorbehandlungs-Fluiden gehören geladene Fluide, die ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon umfassen. Wie für den Fachmann auf diesem Gebiet ersichtlich, ist unter Berücksichtigung 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.
Wie oben angegeben, ist die wässrige Klebrigmacher-Verbindung anfänglich nicht-klebrig und wird klebrig, wenn sie mit einem Aktivator in Kontakt gebracht wird. In der Regel handelt es sich bei dem Aktivator um eine organische Säure (oder ein Anhydrid einer organischen Säure, das in der Lage ist, in Wasser zu hydrolysieren unter Bildung einer anorganischen Säure), eine anorganische Säure, ein anorganisches Salz (wie z. B. Kochsalz), ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon, es kann aber auch jede beliebige Substanz, die in der Lage ist, die wässrige Klebrigmacher-Verbindung in einer wässrigen Lösung unlöslich zu machen, als Aktivator gemäß den Lehren der vorliegenden Erfindung verwendet werden. 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 oder anderen aktivierenden Verbindungen, die in dem Formationswasser selbst vorliegen, ausreichend sein, um die wässrige Klebrigmacher-Verbindung zu aktivieren. Bei einer solchen Ausführungsform ist es nicht erforderlich, einen externen Aktivator zuzugeben. Im Allgemeinen wird der Aktivator, wenn er verwendet wird, in einer Menge innerhalb des Bereiches von etwa 0,1 bis etwa 40 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 Behandlungsfluiden 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-Fluide, wobei der Unterschied im Wesentlichen 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 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 zu behandeln, 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 Formationsfluiden enthalten, sodass einfach eine wässrige Klebrigmacher-Verbindung in der Formation angewendet wird und mit den bereits vorhandenen Fluiden in Kontakt gebracht wird, wodurch die gewünschte Aktivierung erzielt wird.
Bei einigen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung werden wässrige Klebrigmacher-Verbindungen zum Beschichten von Ausbaumaterial-Teilchen (Aussteifungsmaterial-Teilchen) verwendet. Geeignete Ausbaumaterial-Teilchen (Aussteifungsmaterial-Teilchen) haben im Allgemeinen eine solche Größe, dass Formations-Feinteile, die mit den geförderten Fluiden fließen können, daran gehindert werden, aus der unterirdischen Zone gefördert zu werden. Es können beliebige geeignete Ausbaumaterial-Teilchen verwendet werden, wie z. B. feinkörnige Natursande oder Nussschalen oder Baumaterialien, wie z. B. Bauxit, Keramik-Materialien, Glas-Materialien, Polymerperlen, Verbundmaterial-Teilchen und dgl. Im Allgemeinen haben die Ausbaumaterial-Teilchen eine Größe in dem Bereich von etwa 4,0 bis etwa 0,04 mm (4–400 mesh der US Siebreihe). Bei einigen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung handelt es sich bei den Ausbaumaterial-Teilchen um Feinsande mit einer Teilchengröße in dem Bereich von etwa 2,0 bis etwa 0,21 mm (10–70 mesh der US Siebreihe). Es ist klar, dass der Ausdruck ”Teilchen”, wie er hier verwendet wird, alle bekannten Formen von Materialien umfasst, wie z. B. im Wesentlichen kugelförmige Materialien, faserförmige Materialien, polygonale Materialien (wie z. B. kubische Materialien) und Mischungen davon. Darüber hinaus sind faserförmige Materialien, die verwendet werden oder nicht verwendet werden, um den Druck einer geschlossenen Fraktur auszuhalten, häufig in dem Ausbaumaterial enthalten und in dem Grus- bzw. Kiesmaterial enthalten, um unter anderem die Durchgängigkeit einer resultierenden Aussteifungspackung zu erhöhen.
Bei speziellen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung können die Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einem härtbaren Harz beschichtet sein. Bei speziellen Ausführungsformen können diese mit einem Harz beschichteten Ausbaumaterialien (”RCP”) umfassen ein Ausbaumaterial, das von einem handelsüblichen Lieferanten vorbeschichtet worden ist. Zu geeigneten im Handel erhältlichen RCP-Materialien gehören, ohne dass die Erfindung darauf beschränkt ist, mit einem vorgehärteten Harz beschichteter Sand, mit einem härtbaren Harz beschichteter Sand, mit einem härtbaren Harz beschichtete Keramik-Materialien, mit einer Einfachschicht, einer Doppelschicht oder einer Mehrfachschicht aus einem Harz beschichteter Sand, Keramik oder Bauxit. Einige Beispiele, die erhältlich sind von der Firma Borden Chemical, Columbus, Ohio, sind ”XRT^TM CERAMAX P”, ”CERAMAX I”, ”CERAMAX P”, ”ACFRAC BLACK”, ”ACFRAC CR”, ”ACFRAC SBC”, ”ACFRAC SC” und ”ACFRAC LTC”. Einige Beispiele, die von der Firma Santrol, Fresno, Texas, erhältlich sind, sind ”HYPERPROP G2”, ”DYNAPROP G2”, ”MAGNAPROP G2”, ”OPTIPROP G2”, ”SUPER HS”, ”SUPER DC”, ”SUPER LC” und ”SUPER HT”.
Zu geeigneten härtbaren Harzzusammensetzungen gehören solche Harze, die in der Lage sind, gehärtete, konsolidierte (verfestigte) Massen zu bilden. Zu geeigneten Harzen gehören, ohne dass die Erfindung darauf beschränkt ist, Zwei-Komponenten-Harze auf Epoxybasis, Novolak-Harze, Polyepoxid-Harze, Phenol-Aldehyd-Harze, Harnstoff-Aldehyd-Harze, Urethan-Harze, Phenol-Harze, Furan/Furfurylalkohol-Harze, Phenol/Latex-Harze, Phenol-Formaldehyd-Harze, Polyester-Harze und Hybride und Copolymere daovn, Polyurethan-Harze und Hybride und Copolymere davon, Acrylat-Harze und Mischungen davon. Einige geeignete Harze, wie z. B. Epoxy-Harze, können solche der oben genannten Zwei-Komponenten-Reihe sein und in ihnen wird ein externer Katalysator oder Aktivator verwendet. Andere geeignete Harze, wie z. B. Furan-Harze, erfordern im Allgemeinen einen Zeit-verzögerten Katalysator oder einen externen Katalysator zur Unterstützung der Aktivierung der Polymerisation der Harze, wenn die Härtungstemperatur niedrig ist (d. h. weniger als 121°C (250°F) beträgt), sie härten jedoch aus unter dem Einfluss der Zeit und der Temperatur, wenn die Formationstemperatur oberhalb etwa 121°C (250°F), vorzugsweise oberhalb etwa 149°C (300°F), liegt. Die Auswahl eines geeigneten Harz-Beschichtungsmaterials kann beeinflusst werden durch die Temperatur der unterirdischen Formation, in welche das Fluid eingeführt werden soll. So können beispielsweise für unterirdische Formationen mit einer statischen Temperatur am Boden des Bohrloches (”BHST”), die in dem Bereich von etwa 15 bis etwa 121°C (60–250°F) liegt, Zwei-Komponenten-Harze auf Epoxybasis, die eine härtbare Harz-Komponente und eine Härter-Komponente, die spezifische Härter-Verbindungen enthält, umfassen, bevorzugt sein. Für unterirdische Formationen, die eine BHST in dem Bereich von etwa 149 bis etwa 316°C (300–600°F) aufweisen, kann ein Harz auf Urethan-Basis bevorzugt sein. Für unterirdische Formationen, die eine BHST in dem Bereich von etwa 93 bis etwa 204°C (200–400°F) aufweisen, kann entweder ein Harz auf Phenol-Basis oder ein Ein-Komponenten-HT-Harz auf Epoxybasis geeignet sein. Für unterirdische Formationen, die eine BHST von mindestens etwa 80°C (175°F) aufweisen, kann auch ein Phenol/Phenolformaldehyd/Furfurylalkohol-Harz geeignet sein. Es liegt innerhalb der Fähigkeit eines Fachmannes auf diesem Gebiet, unter Berücksichtigung der vorstehenden Angaben ein geeignetes Harz für die Verwendung bei Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung auszuwählen und festzulegen, ob ein Katalysator für die Auslösung der Aushärtung erforderlich ist.
Bei speziellen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung können die Ausbaumaterial-Teilchen mit wässrigen Klebrigmacher-Verbindungen vorbeschichtet sein. Bei anderen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung kann das Ausbaumaterial (Aussteifungsmaterial) mit den wässrigen Klebrigmacher-Verbindungen an Ort und Stelle beschichtet werden im Gegensatz zu dem vorbeschichteten Material.
Einige Ausführungsformen der Erfindung beschreiben Verfahren zum Frakturieren (Zerklüften) einer unterirdischen Formation unter Verwendung von Ausbaumaterial bzw. Stützmaterial(Aussteifungsmaterial)-Teilchen, wobei die Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind. Bei diesen Ausführungsformen werden die Ausbaumaterial-Teilchen im Allgemeinen einem Teil einer unterirdischen Formation zugeführt, wobei sie zuerst in einem Behandlungsfluid (beispielsweise einem Frakturierungs-Fluid) aufgeschlämmt werden.
Zu geeigneten Behandlungsfluiden gemäß der vorliegenden Erfindung können gehören wässrige Fluide, Emulsionen, Schäume oder irgendeine andere bekannte Form von unterirdischen Fluiden, wie sie allgemein bekannt sind. Bei einigen Ausführungsformen umfassen die Behandlungsfluide der vorliegenden Erfindung Süßwasser (Frischwasser). Bei einigen Ausführungsformen können auch Salzwasser-Lösungen als Behandlungsfluid verwendet werden, sofern die Salz-Konzentration des Fluids nicht die unerwünschte Wirkung hat, die wässrige Klebrigmacher-Verbindung zu aktivieren und/oder zu destabilisieren. Gemäß der vorliegenden Erfindung können auch wässrige Gele, Schäume, reiner Stickstoff, Kohlendioxid, Emulsionen und andere geeignete Frakturierungs-Fluide (vernetzt oder unvernetzt) verwendet werden. Die wässrigen Gele bestehen im Allgemeinen aus Wasser und einem oder mehreren Gelierungsmitteln. Die Emulsionen können bestehen aus zwei nicht miteinander mischbaren Flüssigkeiten, beispielsweise einer wässrigen gelierten Flüssigkeit und einem verflüssigten normalerweise gasförmigen Fluid, wie z. B. Stickstoff oder Kohlendioxid. Bei beispielhaften Ausführungsformen der vorliegende Erfindung sind die Behandlungsfluide 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 Behandlungsfluids setzt unter anderem die Fluidverluste herab und kann ermöglichen, dass das Behandlungsfluid signifikante Mengen an suspendierten Ausbaumaterial-Teilchen transportiert. Das zur Bildung des Behandlungsfluids 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 Behandlungsfluids 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. 3000 h-4(a), Section 1422 (b), 42 U.S.C. 300 h-I(b)) entspricht.
Bei Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, welche die Verwendung eines Behandlungsfluids (beispielsweise eines vernetzten Gels) umfassen, kann ein Aktivator nicht erforderlich sein (beispielsweise in der Situation, in der das unterirdische Fluid oder das Behandlungsfluid selbst geeignete aktivierende Verbindungen enthält), es kann ein Aktivator dem Behandlungsfluid selbst zugesetzt werden oder ein Aktivator kann in einem Vorspülfluid enthalten sein, das in die Formation eingeführt wird, bevor das Behandlungsfluid eingeführt wird, ein Aktivator kann in einem Nachspül-Fluid enthalten sein, das in die Formation nach dem Behandlungsfluid eingeführt wird, oder es kann eine Kombination der Anordnung von einem oder mehreren Aktivatoren angewendet werden. Wie vorstehend beschrieben, liegt der Aktivator im Allgemeinen in einer Menge in dem Bereich von etwa 0,1 bis etwa 40% des gesamten Fluid-Volumens vor; im Falle von Salzlösungen oder Frakturierungs-Fluiden kann er aber auch in großem Überschuss vorliegen. Bei anderen Ausführungsformen liegt der Aktivator in einer Menge von etwa 0,2 bis etwa 25%, bezogen auf das Volumen des Gesamtfluids, vor. Bei weiteren Ausführungsformen liegt der Aktivator in einer Menge von etwa 0,5 bis etwa 10% vor, bezogen auf das Gesamtvolumen des Fluids. Es ist klar, dass jede Verbindung, die eine Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung bewirkt (beispielsweise bewirkt, dass die wässrige Klebrigmacher-Verbindung koaguliert und viskos wird), innerhalb der Lehren der vorliegenden Erfindung verwendet werden kann ungeachtet der Konzentration, in der der Aktivator erforderlich ist, um die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung auszulösen.
Obgleich die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung vor, während oder nach dem Anordnen des Ausbau- bzw. Versteifungsmaterials innerhalb einer unterirdischen Fraktur (Risses) erfolgen kann, wird bei speziellen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert nach der Anordnung des Ausbaumaterials als ein Mittel, um eine bereits vorhandene Ausbaumaterial-Packung zu behandeln. Dies ist besonders vorteilhaft in Situationen, bei denen es unerwünscht sein kann, die wässrige Klebrigmacher-Verbindung in ihrer klebrigen Form einzusetzen, beispielsweise bei Heilungsoperationen. Auf diese Weise kann die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert werden zur Bildung einer sehr klebrigen Verbindung oder eines Klebrigmachers, der insbesondere oder vorzugsweise an den gewünschten Ausbaumaterial-Oberflächen haftet, die entweder eine natürliche oder eine induzierte Affinität gegenüber dem Klebrigmacher aufweisen.
Die wässrige Klebrigmacher-Verbindung kann somit dem Aktivator beliebig häufig 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 (verfestigt) 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 lbs/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 Aufqüellenlassen 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 0,850 mm/0,425 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/Ausbaumittel-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 Fluide 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 Bruch der Vernetzung oder ein vorzeitiger Bruch.
Beim 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. weiter unten). 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 0,85/0,425 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 Menge von 5 ml/min gespült unter Verwendung mehreren Porenvolumina, um die anfängliche Durchlässigkeit der Sand-Packung zu bestimmen. Die Brazos River-Sand enthaltende Kolonne 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-ständigen 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 Permeabilität zurückzugewinnen.
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 Inches) eingefüllt. Unterhalb und oberhalb des Brazos River-Sandmaterials wurde Ottawa-Sand mit einer Teilchengröße von 0,850/0,425 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 aufrechterhalten. 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 rückgewonnenen 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 0,21/0,088 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 Polyacrylatester-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 bei 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 zu simulieren. Nach der Aushärtungsperiode wurde der behandelte Sand aus der Zelle entnommen und in Bezug auf seine Struktur, Form und Flexibilität geprüft. Der behanbdelte 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 am unteren 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 Körner 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 0,850/0,425 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 Kolonnen 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 aufrechterhalten. 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 zeigen 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 Konzentrationsbehandlung mit dem Behandlungsfluid, wobei diese Kolonne als Kontrolle verwendet wurde. Es wurde festgestellt, dass sobald der Strom aufrechterhalten wurde, 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 0,850/0,425 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 die Gesamtbehandlung des Fluidvolumens, 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 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 Einlassverbunden und es wurde ein kontrollierter Strom von Wasser initiiert. Die Strömungsgeschwindigkeit des Fluids wurde durch den Einlass langsam erhöht, bis der erste Teil 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 wurde, 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 an 2000 ml/min durchströmt wurde. Mit unbehandeltem Brady-Sand (Teilchengröße 0,850/0,425 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 als unbehandelter Sand beständig.
Beispiel 8
Eine Probe von Brady-Sand (Teilchengröße 0,850/0,425 mm (20/40 mesh)) wurde behandelt (40% Acrylat-Polymer-Konzentrat, 5% Tenside, 10% Aktivator, Rest Wasser) bei 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 0,850/0,425 mm (20/40 mesh). Das behandelte Ausbaumaterial 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 Kohlenbett-Methan-Feld, das eine verhältnismäßig niedrige individuelle Bohrlochförderung 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 1,2 m³ pro Tag (43 MCFD) (1000 Kubikfuß pro Tag) vor der Behandlung bis zu etwa 2,1 m³ pro Tag (75 MCFD) nach der Behandlung. In entsprechender Weise ergab das zweite Bohrloch eine Methan-Produktion bzw. -förderung von etwa 2,3 m³ pro Tag (80 MCFD) vor der Behandlung bis etwa 3,0 m³ pro Tag (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 binden 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 (verfestigten) Gas fördernden elastischen Formation, die eine niedrige Bohrlochförderung aufwies. Die Bohrlochförderung wurde, wie angenommen wurde, mindestens teilweise beeinträchtigt 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 betrug 0,84 m³ pro Tag (30 MCFD) bis 5,7 m³ pro Tag (200 MCFD), was anzeigt, dass das Problem der Feinteile im Wesentlichen gelöst worden war.
Beispiel 14
Eine 100 g-Probe aus Brady-Sand (Teilchengröße 0,850/0,425 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 (verfestigt).
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 (verfestigt).
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.

Claims

Verfahren zur Herstellung einer Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Packung in einer unterirdischen Formation, das umfasst: die Einführung eines wässrigen Behandlungs-Fluids (Service-Fluids), umfassend Ausbaumaterial-Teilchen, wobei mindestens einige der Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind, in eine unterirdischen Fraktur (Riss); und die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung durch das Einwirkenlassen eines Aktivators auf die wässrige Klebrigmacher-Verbindung zur Bildung einer Ausbaumaterial-Packung.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem durch Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung eine stabile Ausbaumaterial-Packung gebildet wird.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) ein wässriges Fluid, eine Emulsion oder einen Schaum umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) Süßwasser, Salzwasser oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) vernetzt ist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) außerdem den Aktivator umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, 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 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird vor dem Einführen der Ausbaumaterial-Teilchen in die unterirdische Fraktur (Riss).
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird, während die Ausbaumaterial-Teilchen in die unterirdische Fraktur eingeführt werden.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird nach dem Einführen der Ausbaumaterial-Teilchen in die unterirdische Fraktur.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an die Oberflächen, die ein positives Zeta-Potential aufweisen, 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 Acrylamidomethylpropansulfonat-Derivat-Polymer, ein Acrylamidomethylpropansulfonat-Copolymer, ein Acrylsäure/Acrylamidomethylpropansulfonat-Copolymer und Copolymere oder Mischungen davon.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung die Destabilisierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Aktivator 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 1, bei dem der Aktivator eine Essigsäure/Essigsäureanhydrid-Mischung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Ausbaumaterial-Teilchen mit einem Vorbehandlungsfluid in Kontakt gebracht werden, bevor sie mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet werden.
Verfahren nach Anspruch 19, bei dem das Vorbehandlungsfluid ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise beschichtet werden mit einem Harz, bevor sie mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet werden.
Verfahren zum Stabilisieren einer Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Packung, das umfasst: das Einführen einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung in mindestens einen Teil einer vorhandenen Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Packung; und das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung durch das Einwirkenlassen eines Aktivators auf die wässrige Klebrigmacher-Verbindung, um so die Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Packung zu stabilisieren.
Verfahren nach Anspruch 22, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung mit einem Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) gemischt wird, bevor sie in den Abschnitt der unterirdischen Formation eingeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 23, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) ein wässriges Fluid, eine Emulsion oder einen Schaum umfasst.
Verfahren nach Anspruch 23, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) Süßwasser, Salzwasser oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren nach Anspruch 23, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) vernetzt wird.
Verfahren nach Anspruch 23, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) außerdem den Aktivator umfasst.
Verfahren nach Anspruch 22, bei dem der Aktivator 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 22, 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 Acrylamidomethylpropansulfonat-Derivat-Polymer, ein Acrylamido-methylpropansulfonat-Copolymer, ein Acrylsäure/Acrylamidomethylpropansulfonat-Copolymer sowie Copolymere oder Mischungen davon.
Verfahren nach Anspruch 22, bei dem die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung die Destabilisierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 22, 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 22, bei dem der Aktivator eine Essigsäure/Essigsäuranhydrid-Mischung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 22, bei dem mindestens ein Teil der vorhandenen Ausbaumaterial-Packung mit einem Vorbehandlungsfluid in Kontakt gebracht wird, bevor die wässrige Klebrigmacher-Verbindung in mindestens einen Teil einer vorhandenen Ausbaumaterial-Packung eingeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 33, bei dem das Behandlungs-Fluid ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren nach Anspruch 22, bei dem die Ausbaumaterial-Packung eine höhere Durchlässigkeit aufweist, nachdem der wässrige Klebrigmacher aktiviert worden ist, als sie sie hatte, bevor der wässrige Klebrigmacher aktiviert worden war.
Verfahren zur Kontrolle des Ausbaumaterial-Teilchen-Rückstroms aus einer Ausbaumaterial-Packung, das umfasst: die Einleitung eines wässrigen Träger-Fluids, das Ausbaumaterial-Teilchen umfasst, wobei mindestens einige der Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind, in eine unterirdische Fraktur (Riss), um so eine Ausbaumaterial-Packung zu bilden; und das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung durch das Einwirkenlassen eines Aktivators auf die wässrige Klebrigmacher-Verbindung.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem durch die Aktivierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung eine stabile Ausbaumaterial-Packung gebildet wird.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) ein wässriges Fluid, eine Emulsion oder einen Schaum umfasst.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) Süßwasser, Salzwasser oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) vernetzt ist.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem das Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) außerdem einen Aktivator umfasst.
Verfahren nach Anspruch 41, 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 36, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung vor der Einführung der Ausbaumaterial-Teilchen in die unterirdische Fraktur (Riss) aktiviert wird.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird, während die Ausbaumaterial-Teilchen in die unterirdische Fraktur (Riss) eingeführt werden.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert wird nach der Einführung der Ausbaumaterial-Teilchen in die unterirdische Fraktur (Riss).
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem positiven Zeta-Potential bindet.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem negativen Zeta-Potential bindet.
Verfahren nach Anspruch 36, 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, ein Acrylsäure/Acrylamidomethylpropansulfonat-Copolymer, ein Copolymer oder eine Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem das Aktivieren der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung die Destabilisierung der wässrigen Klebrigmacher-Verbindung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 36, 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 36, bei dem der Aktivator eine Essigsäure/Essigsäureanhydrid-Mischung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem die Ausbaumaterial-Teilchen mit einem Vorbehandlungsfluid in Kontakt gebracht werden, bevor sie mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet werden.
Verfahren nach Anspruch 52, bei dem das Vorbehandlungs-Fluid ein geladenes Tensid, ein geladenes Polymer oder eine Kombination davon umfasst.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem die Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einem Harz beschichtet werden, bevor sie mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet werden.
Behandlungs-Fluid (Service-Fluid), das Ausbaumaterial-Teilchen, ein wässriges Fluid, wobei mindestens einige der Ausbaumaterial-Teilchen mindestens teilweise mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind, und einen Aktivator umfasst, der die wässrige Klebrigmacher-Verbindung aktiviert.
Behandlungs-Fluid bzw. Service-Fluid nach Anspruch 55, bei dem das wässrige Fluid Süßwasser, Salzwasser oder eine Kombination davon umfasst.
Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) nach Anspruch 55, bei dem das wässrige Fluid vernetzt ist.
Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) nach Anspruch 55, 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 (Service-Fluid) nach Anspruch 55, bei dem der Aktivator eine Essigsäure/Essigsäureanhydrid-Mischung umfasst.
Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) nach Anspruch 55, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem positiven Zeta-Potential bindet.
Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) nach Anspruch 55, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem negativen Zeta-Potential bindet.
Behandlungs-Fluid (Service-Fluid) nach Anspruch 55, bei dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung 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, ein Acrylsäure/Acrylamido-methylpropansulfonat-Copolymer und Copolymere oder Mischungen davon umfasst.
Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Teilchen, die mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind, in dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem positiven Zeta-Potential bindet.
Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Teilchen, die mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind, in dem die wässrige Klebrigmacher-Verbindung sich vorzugsweise an Oberflächen mit einem negativen Zeta-Potential bindet.
Ausbaumaterial(Aussteifungsmaterial)-Teilchen, die mit einer wässrigen Klebrigmacher-Verbindung beschichtet sind, in denen 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, ein Acrylsäure/Acrylamidomethylpropansulfonat-Copolymer und Copolymere oder Mischungen davon.