DE3445692A1

DE3445692A1 - Verfahren zum fraccen einer gasfuehrenden kohleformation sowie gasabgebende, unterirdische kohleformation

Info

Publication number: DE3445692A1
Application number: DE19843445692
Authority: DE
Inventors: William Houston Tex. Perlman
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 1984-07-17
Filing date: 1984-12-14
Publication date: 1986-01-23
Also published as: GB2161847B; FR2567955B1; ES8608093A1; IE842898L; US4566539A; MY100416A; LU85677A1; GB2161847A; NL8403584A; BE901244A; DE3445692C2; GB8504496D0; ES543749A0; FR2567955A1; IT8567151A0; IE55829B1; IT1183757B

Description

Verfahren zum Fraccen einer gasführenden Kohleformation sowie gasabgebende, unterirdische Kohleformation

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Fraccen einer gasführenden* unterirdischen von einem Bohrloch durchsetzten Kohleformation und eine aasabgebende,, unterirdische Kohleformation.

Die Erfindung bezieht sich also auf hydraulische Rißbildung in Erdformationen, und insbesondere auf das hydraulische Fraccen unterirdischer gasführender Kohleformationen, nämlich Kohleflözen, um die Fördergeschwindigkeit und Gesamtfördermenge Gas aus einem in eine derartige Formation niedergebrachten Bohrloch zu steigern.

Hydraulische Frac-Verfahren für kohlenwasserstofführende Formationen sind wohl bekannt und sind extensiv für die Steigerung der Ausbeute von Erdöl und Gas aus kohLenwasserstofführenden Formationen eingesetzt worden. Diese Techniken umfassen das Injizieren einer Brechflüssigkeit in das Bohrloch in Berührung mit der Formation, die dem Rißbildungsνerfahren unterworfen werden soll. Ein hinreichend hoher Druck wird auf die Brechflüssigkeit ausgeübt, urn einen Riß in der Formation zu bilden und fortzusetzen. Im allgemeinen werden

* * Büro Frankfun/Frankfuri Office-

Adencuierallee 16 Tel. 06171/3CX)-I

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Telegramrrvidre.sse l'awcinuic — l'osi.sciuTk München i3«i()52-HO2 x. O81til/(52O«-f, (Öl' 2 + 3) — TfIHfX HlIiIHl)O = (XlWiIMl¹C.

Stützmateria Li en in der BrechfLüssigkeit mitgeführt und in dem Riß abgelagert, um den Riß während der Produktion offen zu ha Lt en.

Eine besonders für das Fraccen gasführender Sandsteinformationen geeignetes hydraulisches Frac-Verfahren (10 MiLLidarcie oder weniger) ist in dem US-PS 4 186 802 beschrieben. Das Verfahren umfaßt mehrere Fracstufen, die einen feinen Stützmateria L sand von zwischen 60 bis 140 Mesh Größe, mit- ^ führt in einem Sand/Flüssigkeit-MischungsverhäLtnis von 4 Pounds/GaL Lon oder mehr. Jede Trägerstufe wird sofort durch eine entsprechende Abstandsstufe gefolgt, welche die BrechfLüssigkeit ohne Stützmateria L aufweist. Unmittelbar nach der letzten Trägerstufe und der entsprechenden Abstands-

*° stufe wird eine Endstufe injiziert, welche einen mittleren Stützsand mit 20 bis 40 Mesh Größe fördert, gefolgt durch eine Brechflüssigkeitsspülung des Bohr rohrst ranges. Die BrechfLüssigkeit wurde aus bis zu 70 VoL.-% Alkohol hergestellt, um das Wasservolumen der Brechflüssigkeit zu reduzieren, das nachteilig mit wasserempfindLichen Tonen innerhalb der Formation reagierte. Bis zu 20 Vol.-% verflüssigten Kohlendioxids wurde mit der Frac-Wasser/A IkohoLmischung kombiniert, um das Wasservolumen weiter zu reduzieren.

Kohleflöze unterscheiden sich von typischen unterirdischen Formationen, aus denen normalerweise Kohlenwasserstoffe gefördert werden, wie Carbonaten oder Sandsteinformationen. Kohleflöze sind typischerweise zerreibbarer·als Carbonate oder Sandsteine. Demzufolge haben, wenn konventione LLe Fracverfahren eingesetzt werden, die normalerweise eingesetzten Stützmaterialien eine Tendenz, kleine Kohlepartikel von den Bruchflächen zu bilden, die mit dem StützmateriaL gemischt werden. Wenn das Bohrloch in Produktion gesetzt wird, neigen zusätzliche Kohlepartikel dazu, von den Rißflächen in das Stützmaterial abzusplittern. Die Gegenwart von KohLe-

_₁₂_ 3AA5692

partikeLn im Stützmateria L führt zu der Neigung, die Zwischenräume zwischen den StützmateriaLpartikeLn zuzusetzen und gleichzeitig die Leitfähigkeit des des mit Stut ζmaterial versehenen Risses zu reduzieren. Die Kohlepartikel beeinflussen auch die Funktion von F Iachentrennunps-und Verarbeitung saus rüstungen.

Zusätzlich unterliegen Kohleflöze plastischer Deformation. Wenn konventionelle 20 bis 40 Mesh Stützmaterialien eingesetzt werden, wirken sie abrasiv auf die Rißflächen. Stützmaterialien in den Rißflächen und das Einkriechen von Kohle in den Riß führt zur Verringerung von Breite und Leitfähigkeit des Risses.

Ferner führen konventionelle Rißbildungsverfahren zu breiteren Rissen am untersten Abschnitt des Kohleflözes, die sich bei Annäherung an den obersten Abschnitt des Kohleflözes verennen und derart die Verbindung zwischen den oberen Abschnitten des Kohleflözes und dem Riß begrenzen. Ferner wird die Rißbildung von Kohleflözen dadurch kompliziert, daß Kohleflöze typischerweise mit Wasser hoher Carbonatkonzentration gesättigt sind. Konventionelles Fraccen führt zu Ausfällung der Carbonate, wodurch die Permeabilität der Formation an den Rißflächen weiter reduziert wird.

25

Die Aufgabe der Erfindung besteht demzufolge darin, Nachteile des Standes der Technik zu vermeiden und insbesondere in Kohleflözen die Gasausbeute zu erhöhen.

Die Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein gattungsgem'aßes Verfahren mit den im Kennzeichen des Patentanspruches 1 bzw. 7 aufgeführten Merkmalen sowie durch gasabgebende unterirdische Kohleformationen mit den Merkmalen der Patentansprüche 18 bzw. 24 gelöst.

35

Die Erfindung Liefert also ein Verfahren zum Hervorbrinpen von Rissen innerhalb eines unterirdischen KohLeflözes, die verbesserte Leitfähigkeit, eine erhöhte Produktionsgeschwindigkeit und eine erhöhte Gesamtgasausbeute aus denselben, 5

verglichen mit bisher zum Fraccen von Kohle-Flözen angewandten Verfahren, besitzen.

Erfindungsgemäß wird also ein Verfahren zum Herstellen von Rissen innerhalb eines unterirdischen Kohleflözes angegeben, die eine verbesserte Leitfähigkeit und gleichmäßigere Breite besitzen. Allgemein gesprochen, weist das Verfahren das stufenweise Injizieren einer stützmaterialhaItigen Brechflüssigkeit, alternierend mit einer Ansäuerungslösung,

in die Formation auf. 15

In der Brechflüssigkeit sind feine Stützmaterialien mit einer Partikelgrößenverteilung im wesentlichen zwischen 60 und 140 Mesh suspendiert (alle Meshgrößen beziehen sich auf die US Standard Sieve Serie), bevorzugt mit einem Durch-

^O schnitt von 100 Mesh. Die Stützmaterialien sind in den ersten Brechflüssigkeitsinjektionsstufen in einer Renne zwischen etwa 0 bis etwa 4 Pounds/Ga I lon Brechflüssigkeit anwesend. Die Stützmaterialbeladung der Brechflüssigkeit wird in den nachfolgenden Injektionsstufen erhöht, bis die Brechflüssigkeit von zwischen etwa 8 bis etwa 12 Pounds Stützmaterial pro Gallon Flüssigkeit aufweist. Anschließend werden die Brechf lüssigkeitsi η jektionen mit der höheren Materialbeladung fortgeführt. Jede Brechflüssigkeitsstufe wird unmittelbar durch Injektion einer Ansäuerungslösung in die

30 Formation neben dem Bohrloch gefolgt.

Die alternierenden Injektionen Brechflüssigkeit und Säure werden mit einer Geschwindigkeit von zwischen etwa 15 bis etwa 35 Bar re I /Mi nute durchgeführt, bevorzugt 20 bis 30 Barrel pro Minute, und fortgesetzt, bis mindestens 3000

Pounds der feinen Stützmateria Lien im Formationsriß pro Fuß (senkrecht) des Kohleflözes abgelagert worden sind. Bevorzugt wird die nächste Injektionsstufe stützmateria I ha I-

tiger Brechf Lüss i gkei t durch eine stützmate ri a L f rei.e Brechts

flüssigkeit oder Ansäuerungslösungsspülung des Bohrrohrstranges gefolgt.

Die Brechflüssigkeit ist bevorzugt Wasser aus dem Kohleflöz oder einer benachbarten Formation, zu welchem ein Gelbildungsmittel mit der Rate von etwa 30 Pounds pro 1000 Gallons zugesetzt ist. Die Säure kann jede typischerweise für die Behandlung von unterirdischen Formationen eingesetzte Säure sein, wie Essigsäure, Ameisensäure, Fluorwasserstoffsäure oder Su I faminsäure, ist aber bevorzugt Chlorwasserstoff säure, Zusätzlich kann die Brechflüssigkeit oder die Ansäuerungslösung Tenside, Suspensionshilfsmittel, Komplexbildner, sch lammbiIdungsverhindernde Mittel oder Korrosionsinhibitoren aufweisen.

Das Verfahren der vorliegenden Erfindung kann mit jeder konventionellen Vorrichtung, die für bisherige bekannte Verfahren der hydraulischen Rißbildung eingesetzt wurde, durchgeführt werden. Konventionelle Stützmaterial/Wasser-Mischausrüstung und Pumpausrüstung kann bei der Durchführung des Verfahrens eingesetzt werden. Die Brechflüssigkeit und Säure kann durch die Bohr lochverroh rung, Gehäuse oder ein anderes verfügbares oder geeignetes Rohr oder Leitung injiziert werden. Die Flüssigkeit kann durch Perforationen in dem" sich durch den Zement erstreckenden Gehäuse und direkt in die Formation erfolgen, wobei die Injektion auf das ausge* wählte Kohleflöz durch konventionelle I so I ationstechniken beschränkt wird. Bevorzugt wird das Bohrloch durch konventionelle "of f ene-3ohrung"-Techniken ve rvo 11 st and i gt um die Problematik des Sandaustritts zu vermeiden, der auftreten kann, wenn die Brechflüssigkeit durch Gehäuseperfora-

tionen, insbesondere bei höherer StützmateriaLbeLastung beim erfindungsgemäßen Ve rfahren, fLießen muß. Normalerweise besitzt der Schiefer der Formationen, die das KohLefLöz über- und unterlagern, hinreichende Härte, um die Rißbildung auf das Kohleflöz zu beschränken.

Obwohl es möglich ist, Wasser oder eine andere Flüssigkeit aus irgendeiner geeigneten Quelle zu verwenden, ist ' die Brechflüssigkeit, die bevorzugt bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens eingesetzt wird, Wasser, das aus dem Kohleflöz oder benachbarten Formationen produziert wird, zu welchem konventionelle Gelbildner, wie beispielsweise Guargummi, modifizierte Guargummis, Polysaccharidderivate, Zellulosederivate oder synthetische Polymere zugefügt werden, um eine hinreichende Viskosität zur Suspension der Stützmaterialien zu erzielen.

Bevorzugt wird ein substituierter Guargumme wie HPG (HydroxypropyIguargummi), der unter der Bezeichnung WG11 von ^® Halliburton oder WG-A2 durch Smith Energy verkauft wird, mit einer Rate von 30 Pounds pro 1000 Gallon Formationswasser zugegeben.

Stützmaterial wird in der Anfangsphase mit einer Geschwindigkeit im Bereich von etwa 0 (stützmaterialfrei) bis etwa 4 Pounds pro Gallon Brechflüssigkeit zugeführt.

Die nachfolgenden Stufen besitzen eine StützmaterialbeIadun.g von anfangs zwischen etwa 2 bis etwa 4 Pounds pro GaI-lon Flüssigkeit, wobei dieses schrittweise in aufeinanderfolgenden Stufen bis auf eine Stützmaterialbeladung von etwa 8 bis etwa 12 Pounds pro Gallon Flüssigkeit erhöht wird. Anschließend ist die Stützmaterialbeladung bei der 8 bis Pounds pro Gallon-Rate, bevorzugt 10 Pounds pro Gallon. Jedes stufenweise Anwachsen beträgt bevorzugt zwischen etwa 0 bis etwa 3 Pounds pro Gallon.

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Das Stützmateria L besitzt eine TeiLchengrößeverteiLung im wesentlichen zwischen 60 und 140 Mesh, bevorzugt von durchschnittlich 100 Mesh. Bevorzugt ist das Stützmaterial eher kugelförmig als eckig. Oklahoma 100 Mesh Sand ist für die meisten Anwendungen als geeignet gefunden worden.

Die stützmaterialhaItige Brechflüssigkeit wird in die Formation in mehreren Stufen injiziert. Die Injektionsgeschwindigkeit kann zwischen etwa 15 bis etwa 35 Barrels pro Minute betragen, beste Resultate werden aber bei einer Injektionsgeschwindigkeit von 20 bis 30 Barrels pro Minute erzielt. Das Volumen jedes Brechflüssigkeitsinjektionsschrittes wird vor diesem bestimmt und hängt von der Größe des erwünschten Risses, dem Druck und dem Fließwiderstand ab. Nor- ° malerweise liefern 2000 bis 8000 Gallons pro Stufe geeignete Resultate. Bevorzugt beträgt das Volumen im Anfangsbrechf I üss i g ke i t s i η j e kt i on sschrittes zw i sch en etwa 2000 bis etwa 4000 Gallons, und das Volumen wird in jedem nachfolgenden Injektionsschritt erhöht, wenn die Sandbeladung erhöht wird, von etwa 6000 bis etwa 8000 Gallons, bevorzugt 7000 Gallons, für die nachfolgenden und die letzte Brechflüssigkeitsi ηjektionsstufe. Die Stufen werden fortgesetzt, bis mindestens etwa 3000 Pounds Stützmaterial im Formationsriß pro waagerechtem Fuß KohLeflöz abgelagert worden sind. Mit dem erfindungsgemäßen Brechverfahren ist es möglich, sehr große Mengen Stützmaterial in die Formation einzubringen. Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wurden 500 000 Pounds Stützmaterial leicht in den Rissen innerhalb der Formation abgelagert und es können, falls erwünscht, größere Mengen deponiert werden. Demzufolge kann das erfindungsgemäße Frac-Verfahren für ein Kohleflöz mittlerer Breite (typischerweise etwa 30 Fuß) fortgesetzt werden, bis mindestens etwa 15000 Pounds Stützmaterial pro Fuß Kohleflö? (vertikal) in den Formationsrissen deponiert worden sind.

Es wird angenommen, daß das feine, kugelförmige Stützmate-HaL verschiedenen Funktionen bei der Erfindung dient. Wenn es in den Riß injiziert wird, reduziert die KugeLform des Stützmateria Ls wesentlich Abrasion an den Bruchflachen, wodurch ein Großteil der durch die Vermischung von KohLepartikeln mit Stützmateria L verbundenen Probleme vermieden wfcrdj&n. Zusätzlich zeigen kugelförmige Stützmaterialien mit kleiner Teilchengröße weniger Neigung, in der Bruchfläche eingebettet zu werden und verhindern das Einkriechen von

¹^ Kohle in den abgestützten Riß. Wenn der Druck auf die Brechflüssigkeit reduziert wird und es der FormationsfLache erlaubt wird, das Stützmateria L zu komprimieren, Liefern die Stützmaterialpartikel in den Rissen einen Formationsstützenden Effekt, ähnlich demjenigen einer Kiespackung in einem Bohrloch, welches in einer schlecht verfestigten Fornetion niecierpeüracht wird, durch Ausfiltern der Kohlepartikel, die andernfalls die Rißflächen abschleifen würden und die Zwischenräume zwischen den Stützmateria Ipartikein zusetzten. Die PermeabiLitat feiner Stützmateria Li en ist viel größer als diejenige des KohlefLözes. Demzufolge ist dann, wenn der Riß breit genug ist, die Leitfähigkeit des aboestützten Risses hinreichend, um die Produktion und Ges^ntfördermennf¹ Gas aus dem Bohrloch zu fördern.

Sofort nach jeder stützmaterialhaltigen Brechflüssigkeitsiηjektionsstufe wird Ansäuerungslösung in die Formation injiziert. Die AnsäuerungsLosung kann jegliche konventionelle Säure enthalten, die normalerweise für die Behandlung von unterirdischen Formationen eingesetzt wird, in typischen Konzentrationen. Diese Säuren umfassen Essigsäure, Ameisensäure, Fluorwasserstoffsäure oder Su I faminsäure. Geeignete Resultate werden mit einer wässrigen Ansäuerungslösung erzielt, die 15 Gew.-% Salzsäure enthält. Die Säurelösung kann auch konventionelle Additive wie Tenside, Suspensionshilfsmittel, Komplexbildner, SchLammverhinderungsmitteL,

oder Korrosionsinhibitoren aufweisen. FaLLs erwünscht, kann die AnsäuerungsLösung etwa 1 Pound .StützmateriaL pro GaLLon Lösung aufweisen.

Die Säure wird in die Formation mit etwa der gLeichen Geschwindigkeit wie die BrechfLüssigkeitsi ηjektionsstufen injiziert-Das injizierte VoLumen AnsäuerungsLösung hängt von der Grösse des Risses, dem Druck und dem FLießwiderstand ab, wobei Injektion von zwischen etwa 250 bis etwa 1500 GaLLons, übLicherweise etwa 750 ' GaLLons einer AnsäuerungsLösung von 15 Gew.-%iger SaLzsäure zwischen jeder BrechfLüssigkeitsstufe für die meisten Risse geeignet ist. FaLLs erwünscht, kann die Formation mit 500 bis 3000 GaLLons AnsäuerungsLösung vor Injektion der ersten BrechfLüssigkeitsstufe behandeLt werden.

Es wird angenommen, daß die Säure verschiedene Funktionen bei der Erfindung erfüllt. Da die AnsäuerungsLösung weniger dicht als die Brechflüssigkeit ist, neigt sie dazu, oberhalb von Brechflüssigkeit und Sand, der im unteren Abschnitt

^O eines senkrechten Risses deponiert worden ist, zu fließen, und den oberen Abschnitt des Risses zu erweitern und in vertikaler Richtung auszudehnen. Die AnsäuerungsLösung besitzt auch eine Tendenz, sich von bestehenden Rissen hinwegzubewegen und neue Risse zu veranlaßen, die während den nachfolgenden BrechfLüssigkeitsi η jektionsstufen mit Stützmateria I gefüLlt werden. Schließlich säubert die Säure das Bohrloch und die Rißflächen durch Lösen jeglicher Niederschläge oder Verunreinigungen aufgrund von Bohr- oder Abschlußflüssigkeiten oder von Zement, der in oder neben dem Bohrloch oder

30 den Rißflächen anwesend ist.

Die Erfindung wird nun anhand der nachfolgenden Beispiele der Behandlung von KohLeflözen in La PLata County, Colorado, erläutert:
35

-19-Bei spi eI 1

Format i onsdi c ke Ti ef e BrechfLüssigkeit

Stützmateria L

Säure BohrLochverroh rung Durchschnittsdruck

durchschnittLi ehe Injektionsgeschwindigkeit

Anzahl der Brechflüssigkeitsstufen

Volumen der Brechflüssigkeit (weniger Sandvolumen)

Säur evo Lumen : 82 feet

: 2535 bis 2617 feet

: Formaticnswasser, plus Pounds eines HydroxyIpropyL-guargummi - Gelatinierungsmittels pro 1000 GaLLons.

: 100 Mesh OkLahoma Sand, 502 603 Pounds

: 15% HCl

: offene Bohrung : 2010 psi

: 27 BPM
: 13

: 62 834 Gallons : 8000 Gallons

GesamtflüssigkeitsvoLumen : 70 834 Gallons

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-21-Beispiel 2

Formati onsdi eke

Tiefe Brechflüss i gkei t

Stützmat eri a L

Säure

Gehäuse Durchs chnittsdruck

Durchschnittsinjektionsgeschwindigkeit

Anzahl Brechf lüs si gke i t sstufen

Volumen Brechflüssigkeit (minus Sandvolumen)

Säurevo Lumen GesamtfIüssigkei tsvo Lumen : 72 feet

: 3107 bis 3179 feet

: Formationswasser, pLus 30 Pounds HydroxylpropylgeLatinierungsmittel pro 1000 Gallons

: 100 Mesh OkLahomasand, 236 380 Pounds

: 15 % HCl

: offene Bohrung : 3700 psi

: 24,5 BPM : 12

: 68 004 Gallons : 10 500 Gallons : 78 504 Gallons

	ω	to	to	I—'	1 1	Druck	1—'	I
αϊ	O	CJ!	O	αϊ	O	(psi )		r\) ro
Ereignis F	lüssigkeit	Sand	FLussigkeits-	Stuf envoluoien	Geschwin			I
Nr.		(Pound/	vo Lumen	( Ga L I üri)	digkeit	2650
		GaL Lon)	(GaL Lon)		(BPM)	2800
1	Säure	0	2000	2000	26	3000
2	PoLster	0	3000	3000	25	3200
3	Frac	2	2747	3000	25	3500
4	Frac	3	2638	3000	25	3650
5	Säure	0	750	750	25	3700
6	Frac	5	1710	2100	25	3800
7	Frac	0	4100	4100	25	3850
8	Frac	2	5000	5460	25	3850
9	Frac	0	5850	5850	25	3900
10	Frac	2	5723	5723	24	NR
11	Sau re	0	750	750	24	3900
12	PoLster	0	2250	2250	NR	3700
13	Säure	0	750	750	24	3700
14	PoLster	0	1850	1850	24	3400
15	Säure	0	750	750	24	3450
16	PoLster	0	2000	2000	24	3400
17	Säure	0	1000	1000	24	3400
18	Po L ? ter	0	3600	3600	24	3500
19	Frac	2	2747	3000	24	3600
20	Sau re	0	1000	1000	24	3650
21	Frac	3	2638	3000	24	3500
22	Säure	0	1000	1000	24	3500
23	Frac	5	4071	5000	24	3400
24	Säure	0	500	500	24	3400
25	Frac	7	3790	5000	24	3400
26	Säure	0	500	500	23	3400
27	Frac	8	5129	7000	23	3300
28	Sau re	0	500	500	23	3400
29	Frac	10	4807	7000	24,5	3400
30	Säure	0	500	500	24,5	3400
31	Frac	10	4354	6340	24,5
32	Spü L en	0	2000	2000	24
NR: ni cht	aufgenommene	Daten

CTl CD CD K)

-23-Beispiel 3

Format ionsdicke

: 15 feet

Tiefe 2282 bis 1197 feet

Brechflüssigkeit

Formationswasser, plus Pounds eines HydroxyLpropyL-guargummigelatinierungsmitteLs pro 1000 Gallons

Stützmaterial 100 Mesh Oklahomasand 467 153 Pounds

Säure : 15% HCl

Gehäuse : offene Bohrung

Durchschnittsdruck

: 3300 psi

Durchschnittsinjektionsge-

schwindigkeit : 23 Barrel/Minute

Anzahl der Brechf lüssigkeitsstufen 13

Volumen Brechflüssigkeit (minus Sandvolumen) 76 450 Gallons

Saurevolumen

: 10 250 Gallons

GesamtfLüssigkeitsvoLumen : 86 700 Gallons

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In Beispiel 1 wird das Fraccen eines Kohleflözes in einer für die Erfindung typischen Weise durchgeführt. Ein großes Säurevolumen wird in Schritt 1 eingesetzt, um anfänglich

das Kohleflöz zu behandeln und wird durch ein Polster stütz-5

materialfreier Brechflüssigkeit gefolgt. Bei der ersten StützmateriaLinjektionsstufe wird Brechflüssigkeit, zu weleher Sand im Verhältnis von 2 Pounds pro Gallon Brechflüssigkeit zugesetzt worden war, in die Formation injiziert, gefolgt durch eine 3 Pound pro Gallon Stufe, die wiederum

durch eine Säurestufe gefolgt wurde. Anschließend wurde die Sandbeladung und/oder das Volumen der Brechf lüssigkeitsiηjektionsstufe in jeder Stufe erhöht, bis eine Sandbeladung von 10 Pounds pro Gallon und ein Volumen von 7000 Gallons in Schritt 12 erzielt worden war. Die nachfolgenden

Brechf lüssigkeitsinjektionsstufen wurden mit dieser Sandbeladung und Volumen fortgeführt, bis eine hinreichende Menge Sand in der Formation abgesetzt worden war.

Anschließend an die EndbrechfLüssigkeitsi ηjektionsstufe

wurde das Bohrloch mit einem Volumen sandfreier Brechflüssigkeit gespü It.

Vor der Frac-Behandlung besaß das Bohrloch eine vernachlässigbare Produktion, danach produzierte es Gas mit 320

MSCFD. Bei fortgesetzter Produktion wuchs die Gasgeschwindigkeit mit Entfernen von Wasser.

Die meisten Kohleflöze, die bisher mit dem Frac-Verfahren behandelt wurden, sind mit dem erfindungsgemäßen Verfahren,

unter geringfügigen Abweichungen von Beispiel 1, mit ähnlichen Resultaten, angemessen der Rißbildung unterworfen worden.

In den Beispielen 2 und 3 traten Schwierigkeiten insofern auf, als die Risse begannen Sand abzugeben, wie durch das

Druckanwachsen in den Schritten 11 und 10 angezeigt wird.

Der Sandaustritt wurde durch Ändern der Säure und von Pufferinjektionen, bis eine Druckabnahme beobachtet wurde, eliminiert, wodurch angezeigt wurde, daß die Risse sich fort-B

setzten. Wenn Rißfortsetzung beobachtet wurde, wurde die schrittweise Injektion von Säure und BrechfLüssigkeit mit der niedrigen StützmateriaLbeLadung und StufenvoLumen erneut begonnen. In darauffolgenden Stufen wurden das VoLu-

men und die StützmateriaLbeLadung schrittweise erfindungs-10

gemäß erhöht. Vor der Behandlung besaß das BohrLoch in Beispiel 2 eine vernachLassigbare Produktion. Nach Fraccen des BohrLoches begann eine Produktion bei 360 MSCFD. Die Quelle des Beispiels 3 besaß vor der FracbehandLung eine vernachLässigbare Produktion. Nach der Behandlung ist die

QueLle des Beispiels 3 noch nicht in Betrieb genommen worden, so daß noch keine Zahlen nach der RißbiLdungsbehandlung zugänglich sind.

Bei Sandabgabe-Situationen ist es wichtig, daß dem Druck

kein übermäßiger Anstieg ermöglicht wird (über etwa 4500 psi für die in den Beispielen behandelten speziellen Formationen) aufgrund der Gefahr von Rißbildung in den darunter oder da rüberLiegenden, nicht produzierenden Formationen. Es ist auch wichtig, sofort Präventivmaßnahmen zu ergreifen, wenn Sandaustritt droht, aufgrund der Gefahr des Aussandens des Bohrloches und der demzufolge auftretenden Notwendiakeit/.das Rißbildungsverfahren abzubrechen.

Die vorangehende Beschreibung und Offenbarung der Erfin-

dung erläutert und erklärt diese, wobei unterschiedliche Änderungen in Größe, Form und Materialien, als auch in Details des beschriebenen Verfahrens ohne Abweichung vom Erfindungsgedanken durchgeführt werden können.

Claims

Patentansprüche

1. Verfahren zum Fraccen einer gasführenden unterirdischen von einem BohrLoch durchsetzten unterirdischen KohLefoi— mation, gekennzeichnet durch foLgende Schritte:

Injizieren einer BrechfLüssigkeit in die Formation neben dem BohrLoch in mehreren Stufen, wobei in der BrechfLüssigkeit feine Abstützmateria Lien mit einer TeiLchengrößenverteiLunc; im wesentLichen zwischen 60 und 140 Mesh,, suspendiert sind, wobei die feinen Abstützmateria Lien dem FLuid mit einer Rate von zwischen 2 bis 12 Pounds/Ga L Lon zugesetzt werden; und

Injizieren einer AnsäuerungsLösung in die Formation neben dem BohrLoch unmitteLbar nach jeder BrechfLüssigkeitsinjektionsstufe, wobei die Injektionen von BrechfLüssigkeit und AnsäuerungsLösung mit einer Rate von etwa 15 bis etwa 35 BarreL/min stattfinden und fortgesetzt werden, bis mindestens 3000 Pounds an feinen Abstützmateria Lien pro Fuß (Linear, senkrechte der Formation eingeLagert worden sind.

* "Büro Frankfun/Franklurt Office:

AnVnauerallee i<> Tel. Ο6171/3Γκμ IMJ37O Oljerur.sel Telex: 526547 iiawii <i

I · Büro Münrhen/Munirh Otfice: |

Schnegßstraße 3-5 TfI O8I6I/62O94 r>8O£5O Preising Telex 526547 pawa ei

l'iiwiimm — Postscheck München 136(552-802 THiMdX OHieil/(i2(Ki-(i (GV. 2+ 31 — TekMe.X HKiIH(X) «pawaMUC

2. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennz e i c h η e t, daß die feinen Abstützmateria Lien kugelförmige Partikel aufweisen.

3. Verfahren gemäß einem der vorangehenden Ansprüche, d adurch gekennzeichnet, daß die Brechflüssigkeit eine Lagerstättenflüssiakeit ist, die etwa 30 Pounds GelatinierungsmitteI pro 1000 Gallons Brechflüssigkeit aufwei st.

4. Verfahren gemäß einem der vorangehenden Ansprüche, d adurch gekennzeichnet, daß die Ansäuerungslösung eine etwa 15 Gew.-%ige wässrige Salzsäure

ist. 15

5. Verfahren gemäß einem der vorangehenden Ansprüche, d adurch gekennzeichnet, daß die Injektionsrate zwischen etwa 20 bis etwa 30 Barrels pro Minute

beträgt. 20

6. Verfahren gemäß einem der vorangehenden Ansprüche, ferner gekennzeichnet durch die Schritte:

Injizieren einer Brechflüssigkeitsendstufe, in der die ²^ Stützmaterialien, die zur Flüssigkeit mit einer Rate von etwa 8 bis 12 Pounds pro Gallon Flüssigkeit zugegeben werden, suspendiert sind; und sofort anschließend an die Injektion der Endstufe folgendes Injizieren einer Spülstufe stützmateria Lfreier Flüssigkeit. 30

7. Verfahren zum Fraccen einer gasführenden unterirdischen durch ein Bohrloch durchsetzten Kohleformation, gekennzeichnet durch die Schritte:

Injizieren einer Anfangsstufe Brechflüssigkeit in die dem Bohrloch benachbarte Formation, wobei in der Brech-

flüssigkeit feine Stützmateria Lien mit einer Beladung
von zwischen etwa 0 bis etwa 4 Pounds/Gallon Flüssigkeit suspendiert sind, wobei die Stützmaterialien eine Teilchengrößeverteilung von im wesentlichen zwischen 60 und 140 Mesh besitzen;

Injizieren mehrerer aufeinanderfolgender Stufen Brechflüssigkeit in die Formation, wobei die Stützmaterialien in der Brechflüssigkeit „zuerst mit einer Beladung von
etwa 2 bis 4 Pounds/Gallon Flüssigkeit suspendiert werden, wobei die Stützmittelbeladung schrittweise in aufeinanderfolgenden Brechflüssigkeiti ηjekticnsstufen bis zu einer Stützmittelbeladung von etwa 8 bis etwa 12
Pounds pro Gallon Flüssigkeit erhöht wird, wobei die Injektion der Brechflüssigkeitsiηjektionsstufe danach mit der 8 bis 12 Pounds/Ga I lon-Stützmate ri a L-B*³ Ladung fortgesetzt wird, bis mindestens 3000 Pounds an Stützmaterialien in der Formation pro Fuß (linear, senkrecht)

Formation eingelagert sind; und 20

Injizieren von Stufen von Ansäuerungslösung in die Formation neben dem Bohrloch zwischen den Brechf lüssigkeitsiηjektionsstufen, wobei jede Ansäuerungslösung und jede Brechflüssigkeitsstufe mit einer Geschwindigkeit von
²^ zwischen etwa 15 bis etwa 35 BarreI/Mi nute injiziert
wi rd.

8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß die Stützmaterialien kugelförmige

30 Partikel sind.

9. Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzei chnet, daß die Partikel Sand mit einer durchschnittlichen Partikelgröße von etwa 100 Mesh sind.

10. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekenn-2 e i c h η e t, daß die BrechfLüssigkeitsiη jektionsstufen ein Volumen von etwa 1000 bis etwa 10 000 Gallons

pro Stufe besitzen.

11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennz e i c h η e t , daß die Ansäuerungslösungsinjektionsstufen ein Volumen von etwa 250 bis etwa 1500 Gallons

pro Stufe besitzen. 10

12. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß das schrittweise Anwachsen an Stützmaterialbeladung von etwa 0 bis etwa 3 Pounds Stützmaterial pro Gallon Flüssigkeit beträpt.

13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennz e i c h η e t, daß das Volumen der Brechflüssigkeitsiη jektionsstufen anfänglich zwischen etwa 1000 bis etwa 4000 Gallons pro Stufe beträgt, wobei das Volumen schrittweise in aufeinanderfolgenden Brechflüssigkeitsiηjektions stufeη von etwa 5000 bis etwa 10 000 Gallons pro Stufe erhöht wird, wobei die Brechf lüssigkeitsiniektionsstufen anschließend mit den 5000 bis 10 000 Gallons pro Stufenvolumen fortgesetzt werden.

14. Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzei chnet, daß das schrittweise Anwachsen im Stufenvolumen zwischen etwa 0 bis etwa 3000 Gallons pro Stufe bet ragt.

15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennz e i c h η e t, daß die Brechflüssigkeit Lagerstättenwasser mit etwa 30 Pounds Ge latinierungsmittel pro 1000 Gallons Wasser ist.

16. Verfahren nach Anspruch 15, dadurch gekennzei c h η e t, daß die AnsauerungsLosung etwa 15 Gew,-%ige wässrige Salzsäure ist.

17. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennz e i c h η e t, daß die Injektionsgeschwindigkeit zwischen etwa 20 bis etwa 30 Barrel pro Minute beträgt.

18. Gas-abgebende unterirdische Kohleformation, gekennzeichnet durch :

eine einem Fracverfahren unterworfene, gashaltige unterirdische Kohleformation, wobei die Risse erhältlich sind

durch folgende Schritte: 15

(a) Injizieren einer Frac-Flüssigkeit in die Formation neben ein diese Formation durchdringendes 3ohrlcch in mehreren Stufen, wobei in der Brechflüssigkeit feine Stützmaterialien mit einer TeiIchengrößever-

teilung von im wesentlichen zwischen 60 und 140 Mesh suspendiert sind, wobei die feinen Stützmaterialien der Flüssigkeit mit einer Rate im Bereich zwischen etwa 2 bis etwa 12 Pounds/Ga I lon Flüssigkeit zugegeben sind; und

(b) Injizieren einer Ansäuerungslösung in die Formation neben dem Bohrloch unmittelbar anschließend an jede der Brechf lüssigkeitsi ηjektionsstufen, wobei die Injektionen von Brechflüssigkeit und Ansäuerungslösung mit einer Rate von zwischen etwa 15 bis etwa 35 Barrel/Mi nute stattfinden und so lange fortgesetzt werden, bis mindestens 3000 Pounds feine Abstützmaterialien in den Formationsrissen pro Fuß (linear, vertikal) der Formation abgelagert worden

35 sind.

19. Formation nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß die feinen Abstützmateria Lien kugelförmige Partikel aufweisen.

20. Formation nach Anspruch 19, d a d u r c h g e k e η η -

ζ e i c h η e t, daß die Brechflüssigkeit Lagerstättenwasser mit einem Gehalt von etwa 30 Pounds Gelatinierungsmittel pro 1000 Gallons Brechf lüssigkeit ist.

21. Formation gemäß Anspruch 18, dadurch gekennzei chnet, daß die Ansäuerungs lösung eine etwa

15 Gew.-%ige wässrige Salzsäure ist.

22. Formation gemäß Anspruch 18, d a d u r c h g e k e η η-ζ e i c h η e t, daß die Injektionsgeschwindigkeit zwischen etwa 20 bis etwa 30 Barre Is/Mi nute beträgt.

23. Formation gemäß Anspruch 18, gekennzeichnet durch die

weiteren Schritte: 20

Injizieren einer Endstufe Brechflüssigkeit, in der die der Flüssigkeit mit einer Rate von etwa 8 bis etwa 12 Pounds/ Gallon Flüssigkeit zugesetzten Stützmaterialien suspendiert sind; und
25

unmittelbar an die Injektion der Endstufe anschließendes Injizieren einer Spülstufe stützmateria Ifreier Flüssigkei t.

24. Gasabgebende unterirdische Erdformation, gekennzeichnet durch:

eine mit einem Frac-Verfahren behandelte unterirdische gasführende Kohleformation, wobei die Rissbildung erhältlich ist durch die Schritte:

Injizieren einer Anfangsstufe BrechfLüssigkeit in die Formation neben einem die Formation durchdringenden Bohr-Loch, wobei die BrechfLüssigkeit feine, in ihr suspendierte Stützmateria Lien mit einer BeLadung von etwa 0 5

bis etwa 4 Pounds/Ga L Lon der FLüssigkeit besitzt, und wobei die Stützmateria Lien eine TeiLchengrößeverteiLung im wesentLichen zwischen 60 und 140 Mesh besitzen;

Injizieren mehrerer aufeinanderfοLgender Stufen BrechfLüssigkeit in die Formation, wobei die Stützmateria Lien in der BrechfLüssigkeit zuerst mit einer BeLadung von etwa 2 bis etwa 4 Pounds/Ga L Lon FLüssigkeit suspendiert sind, die StützmateriaLbeLadung schrittweise in aufeinander foLgenden BrechfLüssigkeitsi η jektionsstufen auf eine StützmateriaLbeLadung von zwischen etwa 8 bis etwa 12 Pounds/GaL Lon FLüssigkeit gesteigert wird, und wobei die Injektion der BrechfLüssigkeitsinjektionsstufen danach mit 8 bis 12 Pounds/Ga L Lon StützmitteLbeLastung fortgesetzt wird, bis mi ndest ens 3000 Pounds StützmateriaL ^O in der Formation pro Fuß (Linear, vertikaL) Formation eingeLagert sind; und

Injektion von Stufen AnsäuerungsLösung in die Formation neben dem BohrLoch zwischen den BrechfLüssigkeitsi η jektionsstufen, wobei sowohL die AnsäuerungsLösung aLs auch die BrechfLüssigkeitsstufenmit einer Rate von zwischen etwa 15 bis etwa 35 Barre L s/Mi nute injiziert werden.

25. Formation nach Anspruch 24, dadurch gekennzeichnet, daß die Stützmateria Lien kugeLförmige

Pa rt i ke L si nd.

26. Formation nach Anspruch 25, dadurch gekennzeichnet, daß die PartikeL Sand mit einer durchschnittLichen TeiLchengröße von etwa 100 Mesh sind.

27. Formation gemäß Anspruch 24, dadurch gekennz e i c h η e t, daß die BrechfLüssigkeitsiη jektionsstufen ein Volumen von etwa 1000 bis etwa 10 000 GaLlon/

Stufehaben. 5

28. Formation nach Anspruch 27, dadurch gekennz e i c h η e t, daß die Ansäuerungslösungsinjektionsstufen ein Volumen von etwa 250 bis etwa 1500 Gallons/

Stufe besitzen. 10

29. Formation nach Anspruch 28, dadurch gekennzeichnet, daß das schrittweise Anwachsen der
Stützmaterialbeladung zwischen etwa 0 bis etwa 3 Pounds

Stützmaterial pro Gallon Flüssigkeit beträgt. 15

30. Formation nach Anspruch 29, dadurch gekennz e i c h η e t, daß das Volumen der Brechf I üssigkeitsinjektionsstufen anfänglich zwischen etwa 1000 bis etwa 4000 Ga I Ions/Stufe beträgt, wobei das Volumen schritt-

^Δ® weise in aufeinanderfolgenden Brechf lüssigkeitsiη jek-

tionsstufen auf etwa 5000 bis etwa 10 000 Ga I Ions/Stufe erhöht wird, wobei die Brechflüssigkeitsinjektionsstufen anschließend mit den 5000 bis 10 000 Ga I Ions/Stuf envoi u m e η fortgesetzt werden.

31. Formation nach Anspruch 30, dadurch gekennz e i c h η e t, daß das schrittweise Anwachsen im Stufenvolumen zwischen etwa 0 bis etwa 3000 Gallons pro
Stufe beträgt.

32. Formation nach Anspruch 31, dadurch gekennz e i c h η e t, daß die Brechflüssigkeit Lagerstättenwasser mit etwa 30 Pounds Gelatinierungsmittel pro 1000 Gallons des Wassers ist.

33. Formation nach Anspruch 32, d a d u r c h g e k e η η-zeichnet, daß die AnsäuerungsLösung etwa 15 Gew.-%ige wässrige SaL?. sä ure ist.

34. Formation nach Anspruch 33, dadurch gekennzei chnet, daß die Injektionsgeschwindigkeit zwischen etwa 20 bis etwa 30 BarreLs/Mi nute beträgt.