EP2984148A1 - Verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation unter verwendung von aluminiumpartikeln - Google Patents

Verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation unter verwendung von aluminiumpartikeln

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Publication number
EP2984148A1
EP2984148A1 EP14715960.2A EP14715960A EP2984148A1 EP 2984148 A1 EP2984148 A1 EP 2984148A1 EP 14715960 A EP14715960 A EP 14715960A EP 2984148 A1 EP2984148 A1 EP 2984148A1
Authority
EP
European Patent Office
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aluminum
fracking
liquid
water
fraying
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP14715960.2A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Vladimir Stehle
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Wintershall Dea GmbH
Original Assignee
Wintershall Holding GmbH
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Filing date
Publication date
Application filed by Wintershall Holding GmbH filed Critical Wintershall Holding GmbH
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Publication of EP2984148A1 publication Critical patent/EP2984148A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
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    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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    • E21B43/295—Gasification of minerals, e.g. for producing mixtures of combustible gases

Definitions

  • the present invention relates to a method for hydraulic fraying of a subterranean formation as well as a fraying liquid (FL), which can be used in the method according to the invention.
  • At least one well is usually first drilled (drilled) into the subterranean formation.
  • fluids for example natural gas and / or petroleum
  • at least partial sections of the bore are usually hydraulically broken. This process is also referred to as “hydraulic fracturing” or “hydraulic fraying”.
  • hydraulic fracturing hydroaulic fracturing / tearing of a subterranean formation
  • hydraulic fracturing hydroaulic fracturing / tearing of a subterranean formation
  • the section of the well to be hydraulically crushed is normally perforated using known technologies, such as so-called ball perforation, thereby creating openings in the casing of the well and short channels in the surrounding rock mass
  • the section of the well to be hydraulically fractured is typically isolated from the adjacent well sections that are not to be fractured hydraulically using packers.
  • a fracturing fluid eg, a water based gel with or without proppant
  • a breaking fluid passes through the perforation holes in the rock layer to be broken, which surrounds the borehole.
  • the crushing liquid is pumped at a pressure into the rock layer to be crushed, which is sufficient to separate or "break" this rock layer of the formation.
  • the crushing liquid is also referred to as fracking liquid.
  • Water-based hydraulic fraying has become increasingly important in recent years.
  • crushing liquids which contain water, gel formers and optionally crosslinkers.
  • crosslinkers leads to spontaneous gelation within a few minutes.
  • aldehydes such as glyoxal
  • the breaking fluid may contain support material, such as sand.
  • the support material should remain in the cracks formed during fraying in order to keep them open.
  • the refractive liquid may be added to other additives such as clay stabilizers, biocides or gel stabilizers.
  • a particular challenge is the gas extraction from almost dense, ie almost impermeable geological formations (tight gas reservoirs, shale gas reservoirs).
  • Hydraulic stimulation techniques in conjunction with appropriate drilling techniques should enable the economically necessary production rates of tight gas deposits and shale gas deposits and thus open up future supply reserves.
  • tight gas deposits the subterranean formation usually has a relatively high clay content.
  • the fracking water is introduced deep into the formation. As a result, the deposit is massively contaminated with water. The water causes swelling of the clay stones in the subterranean formation. This swelling reduces the permeability.
  • the economy is crucially dependent on the success of hydraulic fracking.
  • Effective fracture length is a significant variable that limits hydrocarbon production from a given wellbore, especially for low permeability gas reservoirs. so that it approximates the actual fissure length, it is usually desirable to remove the remaining refractive liquid as completely as possible from the fissure.
  • remediation refers to the recovery of the fracturing fluid after the proppant has been deposited in the fracture.
  • a common method of remediating a fracture involves simple “draining” or back pumping the breaking fluid.
  • the breaking fluid which is located in the top of the fracture, must traverse the entire length of the fracture (down to the borehole). By simply pumping back the fracturing fluid, it is usually removed only incompletely from the fractures and cracks, so that the effective fracture length is generally significantly shorter than the actual fracture length.
  • water-based gels are usually used for hydraulic fraying as crushing liquids. These are difficult to remove from the fractures due to the high viscosity.
  • gel breakers are used to achieve a decrease in the viscosity of the refractive liquid used.
  • strong oxidizing agents such as ammonium persulfate are used as gel breakers.
  • the oxidizing agent chemically degrades the gelling agent contained in the crushing fluid, as a result of which the viscosity of the crushing fluid decreases.
  • DE 2 933 037 A1 describes a hydraulic fracking process suitable for fraying gas-bearing sandstone formations.
  • the process comprises several stages in which crushing liquids carrying a fine support material sand having a size in the range of 0.25 to 0.105 mm are used in a sand / liquid mixing ratio of 0.48 kg / l.
  • Each stage with the support material sand is immediately followed by a corresponding stage, in which a breaking fluid without Stützmaterialsand is used.
  • a final stage injects a fracturing fluid containing a backing material sand having a size in the range of 0.84 to 0.42 mm, followed by a purging of the drill string with fracturing fluid.
  • the refractive fluid contains up to 70% by volume of alcohol to reduce the volume of water in the fracturing fluid, which is detrimental to water-sensitive clays within the formation.
  • up to 20% by volume of liquefied carbon dioxide is combined with the tails-water / alcohol mixture to further reduce the volume of water.
  • the process according to DE 2 933 037 A1 is very cost-intensive due to the large number of different stages as well as due to the alcohol and liquid carbon dioxide used as solvent.
  • the refractive liquid can not be completely removed by the method according to DE 2 933 037 A1.
  • a fracturing fluid is sequentially introduced into a borehole.
  • the refractive fluid in the individual sequences is selected such that the refractive fluid in the vicinity of the fracturing tip has a lower viscosity and / or a lower density than the fracture fluid in the vicinity of the borehole.
  • This viscosity and / or density gradient is intended to facilitate the removal of the breaking fluid from the fracturing tip.
  • the fraying liquid (FL) contains water and aluminum, and b) introducing a quiescent phase in which an exothermic oxidation reaction between aluminum and the water of the fraying liquid (FL) takes place.
  • the actual fracture length described above will also be referred to hereinafter as the actual fracture-fracture length (tFRL).
  • the effective fracture length described above will also be referred to hereinafter as the effective tail fracture length (wFRL).
  • the method according to the invention makes it possible to effectively improve the hydrodynamic communication between a subterranean formation and a well.
  • the Tail Cracks (FR) produced by the process of the present invention have an effective Tail Crack Length (wFRL) approximately equal to the actual Tail Crack Length (tFRL). This is, as explained in more detail below, achieved by the fact that the fraying liquid (FL) introduced in process step a), which is used in the formation of the fracking cracks (FR), in process step b) at least partially from the formed fracking cracks (FIG. FR) is removed. This is due to the fact that in the exothermic oxidation reaction taking place in process step b), the water contained in the fracking liquid (FL) is at least partially vaporized or consumed in the exothermic oxidation reaction with aluminum.
  • the water contained in the fracking liquid (FL) is consumed or evaporated in process step b).
  • the swelling cracks (FR) formed are practically “dried out.” This prevents swelling of the clay rocks in the subterranean formation and prevents or at least reduces a concomitant decrease in permeability. FL) practically themselves, so that the complex and costly remediation steps described in the prior art need not necessarily be carried out in the method according to the invention
  • the process of the present invention may be used for the development of shale gas deposits, tight gas deposits, shale oil deposits, dense-carrier oil deposits, bituminous and heavy oil deposits using "in-situ combustion", gas extraction Coal formation, coal gas underground mining, metal mining underground extraction, rock depressurization and modification of stress fields in geological formations, water extraction from underground deposits and for the development of underground geothermal deposits.
  • the method according to the invention can be used for hydraulic fraying of all known subterranean formations into which at least one bore has sunk.
  • the process according to the invention is preferably used in underground deposits which carry one or more raw materials. Suitable raw materials are those described above, for example natural gas, petroleum, coal or water.
  • the terms "subterranean formation” and “subterranean deposit” are used synonymously below.
  • the process according to the invention is preferably used for the hydraulic fraying of subterranean formations which contain as raw materials hydrocarbons, such as crude oil and / or natural gas.
  • hydrocarbon deposits are preferred that lead oil and / or natural gas and was drilled in the at least one hole.
  • the natural gas deposits are particularly preferred.
  • the subject of the present invention is also a process in which the subterranean formation is a natural gas deposit with a deposit permeability of less than 10 milliDarcy.
  • the method according to the invention can be used both in injection and in production wells.
  • the shape and configuration of the bore is not critical to the process of the invention.
  • the method according to the invention for hydraulic fraying can be applied in vertical, horizontal as well as in quasi-vertical or quasi horizontal bores.
  • the method according to the invention can be applied in deflected bores comprising a vertical or quasi-vertical and a horizontal or quasi-horizontal section.
  • the temperature T L of the underground deposit (subterranean formation), which is hydraulically cracked by the method according to the invention, is usually in the range of greater than 65 to 200 ° C, preferably in the range of 70 to 150 ° C, particularly preferably in the range of 80 to 150 ° C and in particular in the range of 90 ° C to 150 ° C.
  • the temperature T L is also called a reservoir temperature T L.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the underground deposit has a reservoir temperature (T L ) in the range from greater than 65 to 200 ° C., preferably in the range from 70 to 150 ° C., particularly preferably in the range from 80 to 150 ° C and in particular in the range of 90 to 150 ° C.
  • T L reservoir temperature
  • the sinking of at least one hole in the subterranean formation is known per se.
  • the drilling of holes can be done according to conventional, the Expert methods known and is described for example in EP 09 523 00.
  • the fracking fluid (FL) contains aluminum and water.
  • the aluminum is preferably used in particulate form.
  • the particle size of the aluminum is generally from 20 nm to 1000 ⁇ , preferably 20 nm to 500 ⁇ and particularly preferably 50 nm to 50 ⁇ .
  • the particle size of the aluminum can thus be in the ⁇ -meter range ( ⁇ -aluminum) and / or in the n-meter range (n-aluminum).
  • n-aluminum aluminum having a particle size in the range of 50 to less than 1000 nm.
  • ⁇ -aluminum aluminum having a particle size in the range of 1 to less than 1000 ⁇ .
  • the subject matter of the present invention is therefore also a process which is characterized in that the fraying liquid (FL) comprises a mixture of aluminum particles with a particle size in the range of 50 to less than 1000 nm (n-aluminum) and aluminum particles with a particle size in the range of 1 to less than 1000 ⁇ contains.
  • FL fraying liquid
  • the fracking fluid (FL) contains a mixture of n-aluminum and ⁇ -aluminum.
  • the ratio of n-aluminum to ⁇ -aluminum in the fracking liquid (FL) is preferably in the range from 1:10 to 10: 1.
  • the invention also relates to a method in which the n-aluminum particles and the ⁇ -aluminum particles are larger than the rock spores. Furthermore, the invention relates to a method in which at least a portion of the aluminum particles is smaller than the rock spores. In this case, the n-aluminum particles are preferably smaller than the rock spores.
  • rock pores are understood as meaning the pores of the rock which surround the tailing cracks (FR) formed in method step a).
  • the aluminum particles accumulate in the fracture cracks (FR) formed in process step a).
  • the rock spores then act as filters.
  • the water contained in the fraying fluid (FL) penetrates into the rock spores and the aluminum particles are retained in the fracking cracks (FR).
  • only the ⁇ -aluminum particles are larger than the rock spores.
  • only the ⁇ -aluminum particles accumulate in the Frackrissen (FR).
  • the n-aluminum particles penetrate into the rock spores together with the water.
  • the combination of ⁇ -aluminum and n-aluminum has the following advantages:
  • n-aluminum reacts with water more easily and faster than ⁇ -aluminum.
  • n-aluminum plays the role of an "activator" for the ⁇ -aluminum, the n-aluminum particles react first with the water and ensure the increase in temperature, thereby also including the ⁇ -aluminum particles in the reaction.
  • n-aluminum particles can partly penetrate into the rock spores and, as a result of the temperature shock and the formation of steam in process step b), increase the rock pores and form microcracks.
  • the industrial production of aluminum particles is known and can be done for example by vibrating mills or roller mills.
  • the aluminum is preferably suspended in particulate form in the fracking liquid (FL).
  • FL fracking liquid
  • aluminum is understood as meaning aluminum itself and aluminum alloys which may contain up to 10% by weight of further metals as alloy constituents.
  • the aluminum used according to the invention or the aluminum particles used according to the invention are usually produced by a milling process.
  • a grinding unit for example, vibrating mills or roll mills can be used.
  • the aluminum particles In the presence of atmospheric oxygen, the aluminum particles generally form a passivation layer on their surface.
  • the aluminum particles used can generally have a passivation layer which contains oxides and / or hydroxides of the corresponding metal, in the case of the preferably used aluminum, ie aluminum oxide and / or aluminum hydroxide.
  • This passivation layer slows down the oxidation reaction of the aluminum with water.
  • the passivation layer is slowly dissolved in water at the temperatures of the subterranean formation (underground deposit). After Dissolution of the passivation layer starts the actual oxidation reaction of the metal with water.
  • the passivation layer is for aluminum particles having a particle size in the range of 80 to 120 ⁇ , for example 14 to 20 ⁇ thick.
  • the passivation layer is 2 to 7 nm thick for aluminum particles having a particle size in the range of 80 to 120 nm.
  • the aluminum or the aluminum particles used according to the invention have, in addition to the passivation layer, no further coating or cladding which is selected from the group consisting of hard wax, polypropylene, polyethylene, nylon, vinyl, Teflon, glass, plastic, thermoplastics, Rubber, lacquer, paint, cellulose, lignin, starch, polymers, conductive polymers, metals (other than aluminum) and electrically active materials.
  • the aluminum or the aluminum particles contain, in addition to a passivation layer, no further coating or cladding.
  • the subject matter of the present invention is thus also a process in which the aluminum contained in the fracking liquid (FL) comprises a passivation layer consisting essentially of aluminum oxide and aluminum hydroxide, and moreover contains no further coating or coating.
  • Uncoated aluminum or uncoated aluminum particles are therefore preferred.
  • the present invention thus also relates to a process in which the aluminum contained in the fracking liquid (FL) is uncoated.
  • the fracking fluid (FL) generally contains water and aluminum in a mass ratio M aq : M A
  • M aq is the mass in kg of the water contained in the fraying fluid (FL)
  • M M is given in M M.
  • the mass ratio M aq : M A i is in the range of> 25 to 200, particularly preferably in the range of> 25 to 100.
  • the fraying liquid (FL) may additionally contain a proppant (SM).
  • SM proppant
  • Suitable proppants (SM) are known in the art. Suitable proppants (SM) are, for example, particulate ceramic materials, such as sand, bauxite or glass beads.
  • the particle size of the proppant depends on the geometry of the fracture fractures (FR) that are to be supported. Suitable particle sizes are generally in the range of 0.15 mm to 3.0 mm.
  • SM proppant
  • propellants (SM) of relatively small particle size are selected for the natural gas deposits and proppants (SM) of larger particle size are used for petroleum reservoirs.
  • the permeability / permeability of the filler gap filled with proppant should be 10 3 to 10 8 greater than the permeability of the deposit, this ensures optimal conditions of gas or oil extraction.
  • the support means (SM) serves to keep the fraying fractures (FR) formed during hydraulic fraying open. That the support means (SM) prevents the fracking cracks (FR) from closing again when process step a) has ended and which decreases again due to the hydraulic pressure built up by the fraying liquid (FL).
  • the piece means (SM) must be introduced into the fracking cracks (FR) formed in method step a).
  • the proppant (SM) is therefore generally also suspended in the fraying fluid (FL).
  • the water contained in the fracking liquid (FL) serves as a carrier or transport means for transporting the proppant (SM) and the aluminum particles into the fracking cracks.
  • the carrier or transport means is also referred to below as aqueous carrier liquid (WT).
  • aqueous carrier liquid water itself can be used. It is also possible to use as aqueous carrier liquid (WT) a mixture of water and one or more organic solvents. Suitable organic solvents are, for example, glycerol, methanol or ethanol.
  • the aqueous carrier liquid (WT) serves as a means of transport by means of which the proppant (SM) and the aluminum are transported into the fracking cracks (FR).
  • the proppant (SM) is generally present in amounts of from 1 to 65% by weight, preferably in amounts of from 10 to 40% by weight and more preferably in amounts of from 25 to 35% by weight in the fracturing fluid (FL) , based on the total weight of Tail Fluid (FL).
  • the amount of proppant used (SM) depends on the reservoir properties.
  • the fraying fluid (FL) may contain urea.
  • the urea is preferably present dissolved in the aqueous carrier liquid (WT).
  • WT aqueous carrier liquid
  • the fraying liquid (FL) generally contains from 5 to 30% by weight, preferably from 10 to 25% by weight of urea, in each case based on the total weight of the fraying liquid (FL).
  • the tailing fluid (FL) may contain an oxidizing agent (O).
  • Suitable oxidizing agents (O) are, for example, hydrogen peroxide or ammonium nitrate.
  • the oxidizing agent (O) is also dissolved in the aqueous carrier liquid (WT).
  • WT aqueous carrier liquid
  • Oxidizing agents (O) may be added to the tailing fluid (FL) to increase the amount of energy released in step b).
  • the oxidizing agent (O) may be present in amounts of from 0 to 50% by weight, preferably in amounts of from 1 to 10% by weight and more preferably in amounts of from 1 to 5% by weight, in the fracturing fluid (FL). in each case based on the total weight of the fracking fluid (FL).
  • the tail liquor (FL) may contain caustic or acid. These accelerate the oxidation of the aluminum.
  • thickening agent (FL) may be added with thickening agents in order to increase the viscosity of the fraying fluid (FL) and to prevent sedimentation of the aluminum particles used and, if appropriate, of the proppant (SM).
  • the fracturing fluid (FL) generally contains from 0.001 to 1% by weight of at least one thickening agent, based on the total weight of the fracturing fluid (FL).
  • Suitable thickeners are, for example, synthetic polymers such as polyacrylamide or copolymers of acrylamide and other monomers, especially monomers containing sulfonic acid groups, and polymers of natural origin such as glucosyl, glucans, xanthan, diuthane or glucan. Glucan is preferred.
  • the addition of gel breakers is not necessary because after the temperature increase in step b) in the Frackrissen (FR) the fraying liquid (FL) loses its viscosity.
  • the fracking fluid does not contain a thickening agent.
  • the fracking liquid (FL) contains preferably 0.1 to 5 wt .-%, particularly preferably 0.5 to 1 wt .-% of at least one surfactant, based on the total weight of the fracking liquid (FL).
  • anionic, cationic and nonionic surfactants As surface-active components it is possible to use anionic, cationic and nonionic surfactants.
  • Common nonionic surfactants are, for example, ethoxylated mono-, di- and trialkylphenols, ethoxylated fatty alcohols and polyalkylene oxides.
  • polyalkylene oxides preferably C 2 -C 4 -alkylene oxides and phenylsubstituted C 2 -C 4 -alkylene oxides, in particular polyethyleneoxides, polypropyleneoxides and poly (phenylethyleneoxides), especially block copolymers, in particular polypropylene oxide and polyethylene oxide blocks or poly (phenylethylene oxide) and Polyethylene oxide blocks having polymers, and also random copolymers of these alkylene oxides suitable.
  • Such Alkylenoxidblockcopolymerisate are known and commercially z. B. under the name Tetronice and Pluronic (BASF) available.
  • Typical anionic surfactants are, for example, alkali metal and ammonium salts of alkyl sulfates (alkyl radical: C 8 -C 2), of sulfuric monoesters with ethoxylated alkanols (alkyl: C 12 -C 18) and of ethoxylated alkylphenols (alkyl: C 4 -C 12) and (alkylsulfonic Alkyl radical: Ci 2 -Ci 8 ).
  • Suitable cationic surfactants are for example C 6 -C having 8 alkyl, alkylaryl, or heterocyclic radicals, primary, secondary, tertiary or quaternary ammonium salts, pyridinium salts, imidazolinium salts, Oxozoliniumsalze, morpholinium, Propyliumsalze, sulfonium salts and phosphonium salts.
  • Cetyltrimethylammoniumbromid and sodium lauryl sulfate called.
  • the use of surface-active components in the fraying fluid (FL) lowers the surface tension of the fraying fluid (FL).
  • the flowable composition (FZ) contains no surfactants.
  • the fraying fluid (FL) contains
  • parts of the water may be replaced by an organic solvent such as methanol, ethanol and / or glycerin.
  • the fraying liquid (FL) according to the invention is not a thermal composition.
  • Thermocomposites are compositions which comprise a metal as a fuel component and an oxide of a metal other than the fuel component, such as a mixture of iron oxide and aluminum, as the oxidizing agent.
  • Hydraulic fraying techniques are known to those skilled in the art and briefly outlined in the introductory part of the present specification.
  • step a) the frac liquid (FL) is injected into the well at a pressure greater than the minimum local rock stress of the subterranean formation.
  • fractures and cracks also known as fracking cracks (FR)
  • FR fracking cracks
  • the minimum in-situ rock stress of the subterranean formation is also referred to as the minimum principal stress. This is understood to mean the pressure necessary to form fracking cracks (FR) in the subterranean formation.
  • the pressure required depends on the geological and geomechanical conditions in the subterranean formation. These conditions include, for example, rock / depth, reservoir pressure, stratification, and rock strength of the subterranean formation.
  • the pressure is increased until the formation of fracking cracks (FR) occurs.
  • the pressures which are necessary for this purpose are usually in the range of 100 to 10,000 bar or 100 to 1000 bar, preferably in the range of 400 to 1000 bar, more preferably in the range of 600 to 1000 bar and particularly preferably in the range of 700 to 1000 bar.
  • the pumping rates can rise to 10 m 3 / min.
  • the fracking cracks (FR) formed in process step a) are filled with the fracking liquid (FL).
  • the fraying liquid (FL) contains a proppant (SM)
  • SM proppant
  • the support means (SM) prevents the fracking cracks (FR) from closing again after a pressure reduction.
  • the fraying fluid (FL) contains a mixture of n-aluminum and ⁇ -aluminum
  • the ⁇ -aluminum is introduced into the fracking cracks (FR).
  • the n-aluminum is introduced into the pores of the rock adjacent to the fracking cracks (FR).
  • Suitable devices for building the required pressures are also known in the art.
  • the portion of the well to be hydraulically cracked in accordance with step a) is isolated from the adjacent wellbore section by means of a seal (packer).
  • the fracking fluid (FL) is usually introduced through a work string into the area to be scanned.
  • To build up the necessary pressure usually several pumps are used simultaneously.
  • a quiescent phase is set in which an exothermic oxidation reaction takes place between aluminum and water.
  • the period of time for the resting phase in method step b) is generally 1 hour to 3 days.
  • the fracking liquid (FL) may be under a pressure which is higher, equal to or lower than the pressure in process step a).
  • the fracking liquid (FL) is maintained during process step b) under a pressure which corresponds at least to the local rock stress. This prevents the fraying liquid (FL) from flowing out of the fracking cracks (FR) into the bore. This ensures that the support means (SM) in the in step a) formed tailing cracks remains.
  • the fracking liquid (FL) in step b) is under a pressure lower than the local rock stress.
  • the subject matter of the present invention is a method which is characterized in that the fracking liquid (FL) during the process step b) is under a pressure at least equal to the local rock stress.
  • the fracking liquid (FR) contains water and aluminum in a mass ratio M aq : M M of> 25, where M aq the mass of the water contained in the fracking liquid (FL) in kg and M A i the mass of the in the Tail fluid (FL) contained aluminum in kg.
  • M aq the mass of the water contained in the fracking liquid (FL) in kg
  • M A i the mass of the in the Tail fluid (FL) contained aluminum in kg.
  • the mass ratio M aq : M A i is in the range of> 25 to 200, particularly preferably in the range of> 25 to 100.
  • the aluminum concentration described above is sufficient. Of course, higher aluminum concentrations can also be used.
  • the aluminum particles accumulate in the fracture cracks (FR) formed in process step a).
  • the rock spores act as a kind of filter.
  • the water contained in the fraying fluid (FL) penetrates into the rock spores.
  • the aluminum particles are retained at the boundary between fracking crack (FR) and surrounding rock.
  • the mass ratio M aq : M A] in the Frackriss (FR) is therefore substantially lower than the mass ratio of the starting Fracklandaiskeit (FL) after the implementation of the process step a). In other words, this means that the aluminum concentration in the Frackrissen (FR) increases. This makes it possible, in process step b), to reach temperatures within the fracture crack (FR) which are sufficient to dry out the fracture cracks (FR). The fracking cracks (FR) thus rehabilitate, as described above, in process step b) quasi itself.
  • the increase in temperature simultaneously decomposes chemical additives such as thickening agents in the fracking cracks (FR). This prevents the deposition of thickening agents in the fracking cracks (FR) and increases the permeability of the backing layer in the fracking cracks (FR).
  • the aluminum concentration in the Frackrissen (FR) is thus significantly higher than the aluminum concentration of the tailing liquid used (FL), which was made on the surface after carrying out process step a).
  • the n-aluminum particles penetrate into the rock spores together with the water contained in the fraying liquid (FL).
  • the aluminum concentration in the rock spores is usually smaller than the aluminum concentration in the fracture cracks (FR) and, moreover, usually smaller than the aluminum concentration of the topcoats (FL) produced on a daily basis.
  • the aluminum concentration increase in Frackrissen (FR) thus has a positive effect.
  • the increase in concentration leads to an increase in the amount of heat released in fracture cracks (FR).
  • the decomposition of the urea releases ammonia underground, which dissolves in the water of the fraying fluid (FL).
  • the pH of the fracking liquid (FL) increases and the oxidation reaction between aluminum and water begins spontaneously.
  • the increase in the pH usually begins after formation of the fracture cracks (FR) 5 according to process step a). After formation of the fracture cracks (FR), the fracking liquid (FL) heats up, causing decomposition of the urea and liberating ammonia.
  • the oxidation products (aluminum hydroxide and aluminum oxide) have a high degree of dispersion.
  • the resulting in the exothermic oxidation reaction aluminum hydroxides and alumina are also porous.
  • the oxidation products thus do not block the fracture (FR) formed in process step a). Rather, the porous oxidation products act like a proppant (SM) especially for gas deposits and thus can additionally contribute to the improvement of the hydrodynamic communication.
  • SM proppant
  • the exothermic oxidation reaction of aluminum with water temperatures are reached at which the water contained in the fracking liquid (FL) (and any other solvent contained) are evaporated or decomposed.
  • the oxidation of aluminum with water also consumes water. As a result, additional micro-gaps can arise due to heat and vapor formation.
  • the remediation of the fracking cracks (FR) is further assisted by the resulting gas and vapor pressure, all the components of the fraying fluid (FL), with the exception of the proppant (SM) and the oxidation products of aluminum, from the top of the fracking fracture (FR) pushes towards the borehole.
  • FL fraying fluid
  • SM proppant
  • oxidation products of aluminum from the top of the fracking fracture (FR) pushes towards the borehole.
  • the proppants used are at least partially rinsed out of the fracking cracks (FR) in the rehabilitation step.
  • flushing out of the support means (SM) from the fracking cracks (FR) is largely prevented.
  • the heat produced by the oxidation of aluminum with water, in combination with the resulting hydrogen, can widen the pores of the rock strata adjacent to the fracking cracks (FR) and increase the porosity of these strata. This is done by the resulting gas pressure (steam or gas pressure effect) in conjunction with the resulting heat (temperature shock).
  • the urea converts to water contained in the fraying liquid (FL) by hydrolysis according to the following equation: ammonia and carbon dioxide:
  • the same effect is also achieved when added to the fracking liquids of the ammonium salts (eg ammonium carbonate).
  • the exothermic oxidation reaction between aluminum and water at temperatures above 65 ° C spontaneously, without the need for a further heat input is necessary.
  • the hydrolysis of urea also begins.
  • carbon dioxide and ammonia dissolves first in the water contained in the fracking liquid (FL). This increases the pH of the fraying fluid (FL). By increasing the pH, the dissolution of the passivation layer present on the aluminum particles and the exothermic oxidation reaction are accelerated.
  • the exothermic reaction of aluminum with water heat is released, which in turn accelerates the hydrolysis of the urea with water.
  • no igniter is required to initiate the exothermic reaction.
  • no igniter is used to initiate the exothermic oxidation reaction in process step b).
  • the subject of the present invention is therefore also a process in which the subterranean formation is an underground hydrocarbon deposit.
  • the present invention furthermore relates to a method in which the subterranean formation is a natural gas deposit with a deposit permeability of less than 10 milliDarcy.
  • the subject of the present invention is furthermore a method for hydraulic fracking of a subterranean hydrocarbon deposit which has a deposit temperature T L of> 65 ° C.
  • the reservoir temperature T L is preferably in the range of> 65 to 200 ° C, preferably in the range of 70 to 150 ° C, particularly preferably in the range of 80 to 140 ° C.
  • the fracing liquid (FL) in process step a) is preferably introduced into the subterranean formation at a temperature of the fraying liquid T FI _ (the underground hydrocarbon deposit) which is smaller than the deposit temperature T L.
  • T FI _ the underground hydrocarbon deposit
  • the fracking liquid (FL) is thus preferably used at temperatures ⁇ 65 ° C. in process step a).
  • the temperature of the fraying liquid T FI _ in process step a) is preferably in the range from -5 to 60 ° C., preferably in the range from 0 to 60 ° C., and more preferably in the range from +10 to 60 ° C. This reliably prevents the premature onset of the exothermic oxidation reaction between aluminum and water and the hydrolysis reaction between water and urea.
  • the fracturing fluid (FL) is slowly heated under the effect of the temperature conditions of the subterranean formation (the underground hydrocarbon reservoir). This heating takes place in process step b) of the process according to the invention.
  • the fracking liquid (FL) reaches temperatures of> 65 ° C, whereby the exothermic oxidation reaction between aluminum and water and, if appropriate, the hydrolysis reaction between water and urea is used.
  • the present invention thus also provides a process for the hydraulic fraying of an underground hydrocarbon deposit (an underground formation) in which the fracturing fluid (FL) is introduced in process step a) at a temperature T FI _ lower than the reservoir temperature T L of the underground Hydrocarbon deposit (the underground formation).
  • the present invention is further illustrated by the following embodiments, without, however, limiting it thereto. embodiments
  • the tight gas deposit has the following parameters:
  • Depth (depth) in the range of 3800 to 4100 m TVDss, actual vertical depth less the elevation above sea level
  • Thickness approx. 70 to 90 m For the development of the tight gas deposit, a tailing fluid with the following composition is prepared (data per m 3 of tailing fluid (FL)):
  • the fracking liquid (FL) is subsequently pressed into the deposit at a pressure of about 700 to 800 bar (process step a)), whereby fracture cracks (FR) are formed.
  • the Frackrisse (FR) have widths in the range of 2 to 4 mm.
  • the fraying liquid (FL) heats up to a temperature of over 100 ° C within a period of 1 to 2 hours after the start of the introduction. This increase in temperature causes the spontaneous decomposition of the urea and the increase in the pH of the fracking fluid (FL).
  • the oxidation reaction between water and the aluminum powder contained in the fraying liquid (FL) begins, whereby the oxidation reaction is further stimulated by the ammonia liberated in the decomposition of urea.
  • Part of the water contained in the fraying fluid (FL) is consumed by the hydrolysis of the urea (about 20% of the water contained in the fraying fluid (FL)).
  • the remainder of the water contained in the fracking liquid (FL) is consumed by the oxidation reaction of the aluminum.
  • Another part of the water is vaporized by the temperature rise.
  • the sudden increase in temperature in the Frackrissen (FR) of the used thickener is completely decomposed and the resulting water vapor penetrates into the deposit and prevents the swelling of clay / clay rocks in the deposit.
  • the remaining fracking liquid can subsequently be removed from the well by known remedial measures.
  • process step b) followed by the removal of the tailing liquid (FL) from the well, the production of natural gas is resumed by known techniques.
  • the gas delivery rate is increased by carrying out the method according to the invention by 20 to 100%, compared with the initial production rate (delivery rate before carrying out the method according to the invention) increased. This is largely attributable to the fact that the method according to the invention prevents the deposit from becoming waterlogged, since the fracking liquid (FL) according to the invention is virtually self-remediating.

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation, in die mindestens eine Bohrung abgeteuft ist, umfassend die Verfahrensschritte a) Einleiten einer Frackflüssigkeit (FL) durch die mindestens eine Bohrung in die unterirdische Formation, mit einem Druck, der größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung ist, zur Bildung von Frack-Rissen (FR) in der unterirdischen Formation, wobei die Frackflüssigkeit (FL) Wasser und Aluminium enthält, und b) Einlegen einer Ruhephase, in der eine exotherme Oxidationsreaktion zwischen Aluminium und dem Wasser der Frackflüssigkeit (FL) stattfindet, sowie eine Frackflüssigkeit (FL), die im erfindungsgemäßen Verfahren eingesetzt werden kann.

Description

Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation Beschreibung Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation sowie eine Frackflüssigkeit (FL), die im erfindungsgemäßen Verfahren eingesetzt werden kann.
Bei der Förderung von Kohlenwasserstoffen aus unterirdischen Formationen wird üblicherweise zunächst mindestens eine Bohrung in die unterirdische Formation abgeteuft (niedergebracht). Um den Strom von Fluiden (beispielsweise Erdgas und/oder Erdöl) in und/oder aus der Formation zu steigern, werden üblicherweise zumindest Teilabschnitte der Bohrung hydraulisch gebrochen. Dieses Verfahren wird auch als „Hydraulic Fracturing" oder „hydraulisches Fracken" bezeichnet. Unter „hydraulischem Fracken" (hydraulisches Brechen/Aufreißen einer unterirdischen Formation) versteht man das Eintreten eines Bruchereignisses in der unterirdischen Formation im Umgebungsbereich der Bohrung infolge der hydraulischen Einwirkung eines Flüssigkeits- oder Gasdrucks auf den Umgebungsbereich der Bohrung. Bei den bekannten Verfahren zum hydraulischen Brechen wird typischerweise ein Arbeitsstrang in das Bohrloch abgesenkt. Der Abschnitt des Bohrlochs, der hydraulisch gebrochen werden soll, wird normalerweise unter Einsatz bekannter Technologien perforiert, z. B. durch sogenannte Kugelperforation. Dadurch entstehen Öffnungen in der Verschalung des Bohrlochs und kurze Kanäle im umliegenden Gesteinsmassiv. Der Abschnitt des Bohrlochs, der hydraulisch gebrochen werden soll, wird in der Regel von den benachbarten Bohrlochabschnitten, die nicht hydraulisch gebrochen werden sollen, isoliert. Hierzu werden Dichtungen (Packers) eingesetzt.
Nachfolgend wird eine Brechflüssigkeit (z. B. ein wasserbasiertes Gel mit oder ohne Stützmittel) durch den Arbeitsstrang nach unten in den durch Packer isolierten Abschnitt des Bohrlochs gepumpt, der hydraulisch gebrochen werden soll. Dort gelangt die Brechflüssigkeit durch die Perforationslöcher in die zu brechende Gesteinsschicht, die das Bohrloch umgibt. Die Brechflüssigkeit wird dabei mit einem Druck in die zu brechende Gesteinsschicht gepumpt, der ausreichend ist, diese Gesteinsschicht der Formation zu trennen oder zu„brechen". Die Brechflüssigkeit wird auch als Frackflüssigkeit bezeichnet.
Dadurch werden vorhandene natürliche Klüfte und Risse, die beim Entstehen der geologischen Formation und bei nachträglichen tektonischen Bewegungen gebildet wurden, aufgeweitet sowie neue Risse, Spalten und Klüfte, auch Frack-Risse oder Hydrofracks genannt, erzeugt. Die Ausrichtung der so hydraulisch induzierten Hydrofracks ist vor allem vom herrschenden Gebirgsspannungszustand abhängig. Die Höhe des Drucks, mit dem die Brechflüssigkeit in die Formation gepumpt wird, ist von den Eigenschaften der Gesteine und dem Gebirgsdruck abhängig. Ziel ist es, die Gas- und Flüssigkeitsdurchlässigkeit der Gesteinsschicht zu erhöhen, d.h. die hydrodynamische Kommunikation zu verbessern, so dass ein wirtschaftlicher Abbau von Bodenschätzen (z. B. Erdöl und Erdgas) ermöglicht wird. Auch zur Gebirgsdruckentlastung oder zur Entwicklung unterirdischer geothermischer Lagerstätten wird das Verfahren angewandt. Das wasserbasierte hydraulische Fracken hat in den letzten Jahren immer mehr an Bedeutung gewonnen. Dabei werden Brechflüssigkeiten eingesetzt, die Wasser, Gelbildner und gegebenenfalls Vernetzer enthalten. Die Anwendung von Vernetzern führt zu spontaner Gelbildung innerhalb weniger Minuten. Durch die Zugabe von Aldehyden wie Glyoxal kann die Gelbildung verzögert werden, falls dies erwünscht ist. Weiterhin kann die Brechflüssigkeit Stützmaterial, wie Sand, enthalten. Das Stützmaterial soll in den beim Fracken gebildeten Rissen verbleiben, um diese offenzuhalten. Der Brechflüssigkeit können weitere Additive wie beispielsweise Tonstabilisierer, Biozide oder Gelstabilisierer zugegeben werden. Eine besondere Herausforderung ist die Gasförderung aus nahezu dichten, das heißt nahezu undurchlässigen geologischen Formationen (Tight-Gas-Reservoirs, Shale-Gas- Reservoirs). Hydraulische Stimulationstechniken (Fracken) in Verbindung mit entsprechenden Bohrtechniken sollen die wirtschaftlich notwendigen Produktionsraten von Tight-Gas-Lagerstätten und Shale-Gas-Lagerstätten ermöglichen und somit zukünftige Versorgungsreserven erschließen. In Tight-Gas-Lagerstätten weist die unterirdische Formation in der Regel einen relativ hohen Tonanteil auf. Beim hydraulischen Fracken wird das Frackwasser tief in die Formation eingebracht. Hierdurch wird die Lagerstätte massiv mit Wasser kontaminiert. Das Wasser führt zum Aufquellen der Tongesteine in der unterirdischen Formation. Durch dieses Aufquellen wird die Permeabilität vermindert. Die Wirtschaftlichkeit ist dabei entscheidend vom Erfolg des hydraulischen Frackens abhängig.
Häufig bleiben jedoch die Ergebnisse des hydraulischen Frackens weit hinter den prognostizierten Werten zurück. Deshalb ist derzeit der weltweite Anteil der Erdgasförderung aus„dichten" Speichergesteinen noch sehr gering. Als„Tight Gas" wird Erdgas bezeichnet, das in sehr kompaktem, nahezu undurchlässigem Gestein eingelagert ist. Um aus Tight-Gas-Feldern Erdgas zu fördern, wird die Horizontalbohrtechnik mit dem hydraulischen Fracken kombiniert Bei den im Stand der Technik beschriebenen hydraulischen Frackverfahren verhalten sich viele Bohrlöcher nach dem Fracken so, als ob die gebildeten Risse und Zerklüftungen viel kürzer sind als sie tatsächlich vorliegen. D.h. die hydrodynamische Kommunikation ist schlechter, als man aufgrund der Anzahl und Länge der gebildeten Risse und Zerklüftungen erwarten würde. Beim hydraulischen Brechen werden die gebildeten Risse und Zerklüftungen mit der eingepressten Brechflüssigkeit gefüllt. Die Brechflüssigkeit blockiert somit den Austritt von Fluiden wie Erdöl oder Erdgas aus der Formation durch die Risse und Zerklüftungen in Richtung der Bohrung. Aus diesem Grund muss die Brechflüssigkeit nach dem hydraulischen Brechen aus den gebildeten Rissen und Klüften wieder entfernt werden.
Der am schwierigsten zu entfernende Teil der Brechflüssigkeit ist der Teil, der sich in der Zerklüftungsspitze befindet, d. h. im am weitesten vom Bohrloch entfernten Abschnitt der Zerklüftung. Als Folge der in der Zerklüftung verbleibenden Brechflüssigkeit verringert sich die Menge der gewonnene Kohlenwasserstoffe, da die Brechflüssigkeit, wie vorstehend beschrieben, als Sperre für die Bewegung von Kohlenwasserstoffen aus der Formation über die Zerklüftung ins Bohrloch wirkt. Diese derart verringerte Länge der Zerklüftung wird auch als„wirksame Zerklüftungslänge" bezeichnet. Die wirksame Zerklüftungslänge ist eine bedeutende Variable, die die Kohlenwasserstoffförderung aus einem gegebenen Bohrloch begrenzt. Dies gilt insbesondere für Gaslagerstätten mit geringer Durchlässigkeit. Um eine Vergrößerung der wirksamen Zerklüftungslänge zu erreichen, so dass sie sich der tatsächlichen Zerklüftungslänge annähert, wird in der Regel angestrebt, die verbleibende Brechflüssigkeit möglichst vollständig aus der Zerklüftung zu entfernen.
Das vorsätzliche Entfernen von Brechflüssigkeit aus der Zerklüftung ist als„Sanierung" bekannt. Dieser Ausdruck bezieht sich auf die Rückgewinnung der Brechflüssigkeit, nachdem das Stützmittel in der Zerklüftung abgelagert wurde. Ein übliches Verfahren zur Sanierung einer Zerklüftung umfasst ein einfaches „Ablaufen lassen" oder Zurückpumpen der Brechflüssigkeit. Hierzu muss die Brechflüssigkeit, die sich in der Spitze der Zerklüftung befindet, die gesamte Länge der Zerklüftung (bis zum Bohrloch) durchqueren. Durch ein einfaches Zurückpumpen der Brechflüssigkeit wird diese in der Regel nur unvollständig aus den Zerklüftungen und Rissen entfernt, so dass die wirksame Zerklüftungslänge in der Regel deutlich kürzer als die tatsächliche Zerklüftungslänge ist. Bei den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren werden zum hydraulischen Fracken als Brechflüssigkeiten in der Regel wasserbasierte Gele eingesetzt. Diese lassen sich aufgrund der hohen Viskosität nur schwer aus den Zerklüftungen entfernen. Um die Viskosität der wasserbasierten Gele zu verringern und die Sanierung zu vereinfachen, werden sogenannte Gelbrecher eingesetzt, um eine Abnahme der Viskosität der eingesetzten Brechflüssigkeit zu erreichen. Als Gelbrecher werden beispielsweise starke Oxidationsmittel wie Ammoniumpersulfat eingesetzt. Nach dem eigentlichen hydraulischen Fracken werden hierzu nachfolgend Lösungen der Oxidationsmittel in die Zerklüftungen gepumpt. Durch das Oxidationsmittel wird der in der Brechflüssigkeit enthaltene Gelbildner chemisch abgebaut, wodurch die Viskosität der Brechflüssigkeit abnimmt. Um nach der Durchführung hydraulischer Frackverfahren die Brechflüssigkeit möglichst vollständig zu entfernen und die hydraulisch induzierten Zerklüftungen zu sanieren, sind im Stand der Technik zahlreiche sehr aufwändige Verfahren beschreiben. In der DE 2 933 037 A1 ist ein für das Fracken gasführender Sandsteinformationen geeignetes hydraulisches Frack-Verfahren beschrieben. Das Verfahren umfasst mehrere Stufen, in denen Brechflüssigkeiten, die einen feinen Stützmaterialsand mit einer Größe im Bereich von 0,25 bis 0,105 mm mitführen, in einem Sand/Flüssigkeit- Mischungsverhältnis von 0,48 kg/l eingesetzt werden. Jeder Stufe mit Stützmaterialsand folgt sofort eine entsprechende Stufe, in der eine Brechflüssigkeit ohne Stützmaterialsand eingesetzt wird. Unmittelbar nach der letzten Stufe mit Stützmaterialsand und der entsprechenden Stufe ohne Stützmaterialsand wird in einer Endstufe eine Brechflüssigkeit injiziert, welche einen Stützmaterialsand mit einer Größe im Bereich von 0,84 bis 0,42 mm enthält, gefolgt von einer Spülung des Bohrrohrstranges mit Brechflüssigkeit. Die Brechflüssigkeit enthält bis zu 70 Vol.-% Alkohol, um das Wasservolumen der Brechflüssigkeit zu reduzieren, das mit wasserempfindlichen Tonen innerhalb der Formation nachteilig reagiert. Darüber hinaus werden bis zu 20 Vol.-% verflüssigten Kohlendioxids mit der Frack- Wasser/Alkoholmischung kombiniert, um das Wasservolumen weiter zu reduzieren.
Das Verfahren gemäß DE 2 933 037 A1 ist aufgrund der Vielzahl der unterschiedlichen Stufen sowie aufgrund des als Lösungsmittel eingesetzten Alkohols und flüssigen Kohlendioxid sehr kostenintensiv. Die Brechflüssigkeit lässt sich mit dem Verfahren gemäß DE 2 933 037 A1 zudem nicht vollständig entfernen.
Ein weiteres Verfahren zum hydraulischen Fracken beschreibt die DE 699 30 538 T2. Nach diesem Verfahren wird eine Brechflüssigkeit sequentiell in ein Bohrloch eingeleitet. Die Brechflüssigkeit in den einzelnen Sequenzen wird so gewählt, dass die Brechflüssigkeit in der Nähe der Zerklüftungsspitze eine geringere Viskosität und/oder eine geringere Dichte als die Brechflüssigkeit in der Nähe des Bohrlochs aufweist. Durch diesen Viskositäts- und/oder Dichtegradient soll die Entfernung der Brechflüssigkeit aus der Zerklüftungsspitze erleichtert werden.
Das sequentielle Verfahren gemäß DE 699 30 538 T2 ist ebenfalls sehr aufwändig. Auch mit diesem Verfahren ist die Entfernung der Brechflüssigkeit aus der gebildeten Zerklüftungsspitze nicht sicher gewährleistet. Weiterhin ist aus RU 2 387 821 ein Verfahren bekannt, in dem zum Fracken der Lagerstätte eine Brechflüssigkeit verwendet wird, in der Stützmaterial und granuliertes Magnesium suspendiert sind. Nachfolgend wird Salzsäure in die gebildeten Frack- Klüfte verpresst. Die Salzsäure reagiert mit dem granulierten Magnesium unter Bildung von Wasserstoff und Wärme gemäß der nachfolgenden Reaktionsgleichung: 2HCI + Mg = MgCI2 + H2 + (Q, kKal). Dieses Verfahren hat den Nachteil, dass nach dem Injizieren der Brechflüssigkeit ebenfalls die Injektion einer weiteren Lösung notwendig wird, um die Reaktion zwischen Magnesium und Salzsäure zu initiieren. Die Vermischung der Brechflüssigkeit mit der nachfolgenden injizierten Salzsäure ist untertage, insbesondere im Spitzenbereich der gebildeten Frackspalten, zudem nicht immer sicher gewährleistet.
Die im Stand der Technik beschriebenen Verfahren zum hydraulischen Fracken von unterirdischen Formationen sind sehr aufwändig. Mit den bekannten Verfahren ist eine möglichst vollständige Entfernung der zum hydraulischen Fracken eingesetzten Brechflüssigkeit aus den gebildeten Zerklüftungen meist nicht sicher gewährleistet. Mit den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren werden meist nur wirksame Zerklüftungslängen erreicht, die deutlich kürzer als die tatsächlichen Zerklüftungslängen sind.
Es besteht daher Bedarf an weiteren Verfahren zum hydraulischen Fracken von geologischen Formationen, die die Nachteile der im Stand der Technik beschriebenen Verfahren nicht oder nur in verminderten Maßen aufweisen. Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es insbesondere, ein Verfahren zum hydraulischen Fracken von Gesteinsformationen bereitzustellen, bei dem eine größere wirksame Zerklüftungslänge erzielt wird und die hydrodynamische Kommunikation zwischen der unterirdischen Formation und der Bohrung verbessert wird. Das Verfahren soll einfach, sicher, umweltfreundlich und kostengünstig durchführbar sein. Diese Aufgabe wird gelöst durch das erfindungsgemäße Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation, in die mindestens eine Bohrung abgeteuft ist, umfassend die Verfahrensschritte a) Einleiten einer Frackflüssigkeit (FL) durch die mindestens eine Bohrung in die unterirdische Formation, mit einem Druck, der größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung ist, zur Bildung von Frack-Rissen (FR) in der unterirdischen Formation, wobei
die Frackflüssigkeit (FL) Wasser und Aluminium enthält, und b) Einlegen einer Ruhephase, in der eine exotherme Oxidationsreaktion zwischen Aluminium und dem Wasser der Frackflüssigkeit (FL) stattfindet. Die vorstehend beschriebene tatsächliche Zerklüftungslänge wird nachfolgend auch als tatsächliche Frack-Riss-Länge (tFRL) bezeichnet. Die vorstehend beschriebene wirksame Zerklüftungslänge wird nachfolgend auch als wirksame Frack-Riss-Länge (wFRL) bezeichnet.
Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht die effektive Verbesserung der hydrodynamischen Kommunikation zwischen einer unterirdischen Formation und einer Bohrung. Die mit dem erfindungsgemäßen Verfahren erzeugten Frack-Risse (FR) weisen eine wirksame Frack-Riss-Länge (wFRL) auf, die annähernd der tatsächlichen Frack-Riss-Länge (tFRL) entspricht. Dies wird, wie nachfolgend näher ausgeführt, dadurch erreicht, dass die in Verfahrensschritt a) eingeleitete Frackflüssigkeit (FL), die bei der Bildung der Frack-Risse (FR) eingesetzt wird, in Verfahrensschritt b) zumindest teilweise aus den gebildeten Frack-Rissen (FR) entfernt wird. Dies ist darauf zurückzuführen, dass bei der in Verfahrensschritt b) stattfindenden exothermen Oxidationsreaktion, das in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltene Wasser bei der exothermen Oxidationsreaktion mit Aluminium zumindest teilweise verdampft bzw. verbraucht wird.
Hierdurch ist die im Stand der Technik beschriebene aufwändige Sanierung der beim hydraulischen Fracken gebildeten Frack-Risse (FR) nicht erforderlich oder der Sanierungsaufwand wird zumindest wesentlich reduziert.
Im erfindungsgemäßen Verfahren wird in Verfahrensschritt b) das in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltene Wasser verbraucht oder verdampft. Hierdurch werden die gebildeten Frackrisse (FR) praktisch „ausgetrocknet". Hierdurch wird das Aufquellen der Tongesteine in der unterirdischen Formation weitestgehend unterbunden und eine damit einhergehende Abnahme der Permeabilität wird verhindert oder zumindest vermindert. In Verfahrensschritt b) des erfindungsgemäßen Verfahrens entfernt sich die Frackflüssigkeit (FL) praktisch selbst, so dass die im Stand der Technik beschriebenen aufwändigen und kostenintensiven Sanierungsschritte beim erfindungsgemäßen Verfahren nicht notwendigerweise durchgeführt werden müssen. Unterirdische Formation
Das erfindungsgemäße Verfahren kann zur Entwicklung von Shale-Gas-Lagerstätten, von Tight-Gas-Lagerstätten, von Shale-Öl-Lagerstätten, von Öllagerstätten in dichtem Träger, von Bitumen- und Schweröllagerstätten unter Verwendung der „ln-situ Verbrennung", Gasgewinnung aus Kohleformation, Untertagevergasung von Kohlenflözen, Untertagelaugung bei der Metallgewinnung, Gebirgsdruckentlastung und Modifizieren von Spannungsfeldern in geologischen Formationen, Wassergewinnung aus unterirdischen Lagerstätten und zur Entwicklung unterirdischer geothermaler Lagerstätten eingesetzt werden.
Das erfindungsgemäße Verfahren kann zum hydraulischen Fracken sämtlicher bekannter unterirdischer Formationen eingesetzt werden, in die mindestens eine Bohrung abgeteuft ist. Bevorzugt wird das erfindungsgemäße Verfahren in unterirdischen Lagerstätten eingesetzt, die ein oder mehrere Rohstoffe führen. Geeignete Rohstoffe sind die vorstehend beschriebenen, beispielsweise Erdgas, Erdöl, Kohle oder Wasser. Die Begriffe „unterirdische Formation" und „unterirdische Lagerstätte" werden nachfolgend synonym gebraucht.
Bevorzugt wird das erfindungsgemäße Verfahren jedoch zum hydraulischen Fracken von unterirdischen Formationen eingesetzt, die als Rohstoffe Kohlenwasserstoffe, wie Erdöl und/oder Erdgas enthalten. Als unterirdische Formationen sind somit Kohlenwasserstofflagerstätten bevorzugt, die Erdöl und/oder Erdgas führen und in die mindestens eine Bohrung niedergebracht wurde. Besonders bevorzugt sind die Erdgaslagerstätten. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Formation eine Erdgaslagerstätte mit einer Lagerstättenpermeabilität von weniger als 10 milliDarcy ist.
Das erfindungsgemäße Verfahren kann dabei sowohl in Injektions- als auch in Produktionsbohrungen angewendet werden. Die Form und Ausgestaltung der Bohrung ist für das erfindungsgemäße Verfahren nicht entscheidend. Das erfindungsgemäße Verfahren zum hydraulischen Fracken kann in vertikalen, horizontalen sowie in quasi vertikalen oder quasi horizontalen Bohrungen angewendet werden. Darüber hinaus kann das erfindungsgemäße Verfahren in abgelenkten Bohrungen angewendet werden, die einen vertikalen oder quasi vertikalen und einen horizontalen oder quasi horizontalen Abschnitt umfassen. Die Temperatur TL der unterirdischen Lagerstätte (unterirdischen Formation), die mit dem erfindungsgemäßen Verfahren hydraulisch gefrackt wird, liegt üblicherweise im Bereich von größer 65 bis 200 °C, bevorzugt im Bereich von 70 bis 150 °C, besonders bevorzugt im Bereich von 80 bis 150 °C und insbesondere im Bereich von 90 °C bis 150 °C. Die Temperatur TL wird auch als Lagerstättentemperatur TL bezeichnet.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Lagerstätte eine Lagerstättentemperatur (TL) im Bereich von größer 65 bis 200 °C, bevorzugt im Bereich von 70 bis 150 °C, besonders bevorzugt im Bereich von 80 bis 150 °C und insbesondere im Bereich von 90 bis 150 °C aufweist.
Das Niederbringen mindestens einer Bohrung in die unterirdische Formation ist an sich bekannt. Das Niederbringen von Bohrungen kann nach konventionellen, dem Fachmann bekannten Methoden erfolgen und ist beispielsweise in der EP 09 523 00 beschrieben.
Frackflüssiqkeit (FL)
Die Frackflüssigkeit (FL) enthält Aluminium und Wasser.
Das Aluminium wird bevorzugt in partikulärer Form eingesetzt. Die Partikelgröße des Aluminiums beträgt im Allgemeinen 20 nm bis 1000 μηη, bevorzugt 20 nm bis 500 μηη und besonders bevorzugt 50 nm bis 50 μηη. Die Partikelgröße des Aluminiums kann somit im μ-Meter Bereich (μ-Aluminium) und/oder im n-Meter Bereich (n-Aluminium) liegen.
Unter n-Aluminium wird Aluminium mit einer Partikelgröße im Bereich von 50 bis kleiner 1000 nm verstanden. Unter μ-Aluminium wird Aluminium mit einer Partikelgröße im Bereich von 1 bis kleiner 1000 μηη verstanden.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, dass dadurch gekennzeichnet ist, dass die Frackflüssigkeit (FL) eine Mischung von Aluminiumpartikeln mit einer Partikelgröße im Bereich von 50 bis kleiner 1000 nm (n-Aluminium) und Aluminiumpartikel mit einer Partikelgröße im Bereich von 1 bis kleiner 1000 μηη enthält.
In einer Ausführungsform enthält die Frackflüssigkeit (FL) eine Mischung aus n- Aluminium und μ-Aluminium. Bevorzugt liegt das Verhältnis von n-Aluminium zu μ- Aluminium in der Frackflüssigkeit (FL) im Bereich von 1 : 10 bis 10 : 1 .
Die Erfindung betrifft auch ein Verfahren, bei dem die n-Aluminiumpartikel sowie die μ- Aluminiumpartikel größer als die Gesteinsporen sind. Weiterhin betrifft die Erfindung ein Verfahren, bei dem mindestens ein Teil der Aluminiumpartikel kleiner als die Gesteinsporen ist. In diesem Fall sind bevorzugt die n-Aluminiumpartikel kleiner als die Gesteinsporen.
Unter Gesteinsporen werden vorliegend die Poren des Gesteins verstanden, das die in Verfahrensschritt a) gebildeten Frackrisse (FR) umgibt.
Für den Fall, dass sowohl die n-Aluminiumpartikel, als auch die μ-Aluminiumpartikel größer als die Gesteinsporen sind, reichern sich die Aluminiumpartikel in den in Verfahrensschritt a) gebildeten Frackrissen (FR) an. Die Gesteinsporen fungieren dann gleichsam als Filter. Das in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltene Wasser dringt dabei in die Gesteinsporen ein und die Aluminiumpartikel werden in den Frackrissen (FR) zurückgehalten. In einer weiteren Ausführungsform sind nur die μ-Aluminiumpartikel größer als die Gesteinsporen. In dieser Ausführungsform reichern sich nur die μ-Aluminiumpartikel in den Frackrissen (FR) an. Die n-Aluminiumpartikel dringen zusammen mit dem Wasser in die Gesteinsporen ein. Die Kombination des μ-Aluminiums und n-Aluminiums hat folgende Vorteile:
• n-Aluminium reagiert mit dem Wasser leichter und schneller als μ-Aluminium.
Damit spielt n-Aluminium die Rolle eines„Aktivators" für das μ-Aluminium. Die n-Aluminiumpartikel reagieren als erstes mit dem Wasser und gewährleisten den Anstieg der Temperatur. Dadurch werden auch die μ-Aluminiumpartikel in die Reaktion einbezogen.
• Die n-Aluminiumpartikel können teilweise in die Gesteinsporen eindringen und durch den Temperaturschock und die Dampfbildung in Verfahrensschritt b) die Gesteinsporen vergrößern und Mikrorisse bilden.
Die industrielle Fertigung der Aluminiumpartikel ist bekannt und kann beispielsweise durch Schwingmühlen oder Walzenstühle erfolgen. Bevorzugt ist das Aluminium in partikulärer Form in der Frackflüssigkeit (FL) suspendiert. Unter Aluminium werden vorliegend Aluminium selbst sowie Aluminiumlegierungen verstanden, die bis zu 10 Gew.-% weitere Metalle als Legierungsbestandteile enthalten können.
Das erfindungsgemäß eingesetzte Aluminium bzw. die erfindungsgemäß eingesetzten Aluminiumpartikel werden üblicherweise durch einen Mahlprozess hergestellt. Als Mahlaggregat können beispielsweise Schwingmühlen oder Walzenstühle eingesetzt werden. In Gegenwart von Luftsauerstoff bilden die Aluminiumpartikel im Allgemeinen einen Passivierungsschicht auf ihrer Oberfläche aus. Die eingesetzten Aluminiumpartikel können im Allgemeinen eine Passivierungsschicht aufweisen, die Oxide und/oder Hydroxide des entsprechenden Metalls enthält, im Fall des bevorzugt eingesetzten Aluminiums also Aluminiumoxid und/oder Aluminiumhydroxid. Diese Passivierungsschicht verlangsamt die Oxidationsreaktion des Aluminiums mit Wasser. Die Passivierungsschicht wird in Wasser bei den Temperaturen der unterirdischen Formation (unterirdische Lagerstätte) langsam aufgelöst. Nach der Auflösung der Passivierungsschicht setzt die eigentliche Oxidationsreaktion des Metalls mit Wasser ein.
Im Fall von μ-Aluminium ist die Passivierungsschicht bei Aluminiumpartikeln mit einer Partikelgröße im Bereich von 80 bis 120 μηη beispielsweise 14 bis 20 μηη dick. Im Fall von n-Aluminium ist die Passivierungsschicht bei Aluminiumpartikeln mit einer Partikelgröße im Bereich von 80 bis 120 nm beispielsweise 2 bis 7 nm dick.
In einer Ausführungsform weisen das erfindungsgemäß eingesetzte Aluminium bzw. die erfindungsgemäß eingesetzten Aluminiumpartikel neben der Passivierungsschicht keine weitere Beschichtung oder Umhüllung auf, die ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus Hartwachs, Polypropylen, Polyethylen, Nylon, Vinyl, Teflon, Glas, Plastik, Thermoplasten, Gummi, Lack, Farbe, Zellulose, Lignin, Stärke, Polymeren, leitfähigen Polymeren, Metallen (von Aluminium verschieden) und elektrisch aktiven Materialien.
In einer bevorzugten Ausführungsform enthalten das Aluminium bzw. die Aluminiumpartikel neben einer Passivierungsschicht keine weitere Beschichtung oder Umhüllung.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem das in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltene Aluminium eine Passivierungsschicht umfasst, die im Wesentlichen aus Aluminiumoxid und Aluminiumhydroxid besteht, und darüber hinaus keine weitere Beschichtung oder Umhüllung enthält.
Bevorzugt sind somit unbeschichtetes Aluminium bzw. unbeschichtete Aluminiumpartikel.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem das in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltende Aluminium unbeschichtet ist.
Unter„unbeschichtet" wird erfindungsgemäß verstanden, dass das Aluminium bzw. die Aluminiumpartikel neben der Passivierungsschicht keine weitere Beschichtung enthalten.
Die Frackflüssigkeit (FL) enthält im Allgemeinen Wasser und Aluminium in einem Massenverhältnis Maq : MA| Von > 25 , wobei Maq die Masse des in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Wassers in kg und MM die Masse des in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Aluminiums in kg angibt. Bevorzugt liegt das Massenverhältnis Maq : MAi im Bereich von > 25 bis 200, besonders bevorzugt im Bereich von > 25 bis 100.
Die Frackflüssigkeit (FL) kann zusätzlich ein Stützmittel (SM) enthalten. Geeignete Stützmittel (SM) sind dem Fachmann bekannt. Geeignete Stützmittel (SM) sind beispielsweise partikuläre keramische Materialien, wie Sand, Bauxit oder Glasperlen. Die Partikelgröße des Stützmittels richte sich nach der Geometrie der gebildeten Frack-Risse (FR), die abgestützt werden sollen. Geeignete Partikelgrößen liegen im Allgemeinen im Bereich von 0,15 mm bis 3,0 mm.
Für jede Lagerstätte werden die Partikelgröße und andere Parameter des Stützmittels (SM) optimiert. Allgemein werden für die Erdgaslagerstätten Stützmittel (SM) mit relativ kleiner Partikelgröße und für Erdöllagerstätten Stützmittel (SM) mit größerer Partikelgröße gewählt.
Die Durchlässigkeit/Permeabilität der mit Proppant verfüllten Frackspalte soll um 103 bis 108 größer sein als die Permeabilität der Lagerstätte, dies gewährleistet optimale Bedingungen der Gas- oder Ölförderung.
Das Stützmittel (SM) dient dazu, die beim hydraulischen Fracken gebildeten Frack- Risse (FR) offen zu halten. D.h. das Stützmittel (SM) verhindert, dass sich die Frack- Risse (FR) wieder schließen, wenn Verfahrensschritt a) beendet ist und der durch die die Frackflüssigkeit (FL) aufgebaute hydraulische Druck wieder abnimmt.
Hierzu muss das Stückmittel (SM) in die in Verfahrensschritt a) gebildeten Frack-Risse (FR) eingebracht werden. Das Stützmittel (SM) ist daher im Allgemeinen ebenfalls in der Frackflüssigkeit (FL) suspendiert.
Das in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltene Wasser dient dabei als Träger- bzw. Transportmittel um das Stützmittel (SM) und die Aluminiumpartikel in die Frack-Risse zu transportieren. Das Träger- bzw. Transportmittel wird nachfolgend auch als wässrige Trägerflüssigkeit (WT) bezeichnet.
Als wässrige Trägerflüssigkeit (WT) kann Wasser selbst eingesetzt werden. Es ist auch möglich als wässrige Trägerflüssigkeit (WT) eine Mischung aus Wasser und einem oder mehreren organischen Lösungsmitteln einzusetzen. Geeignete organische Lösungsmittel sind beispielsweise Glycerin, Methanol oder Ethanol.
Die wässrige Trägerflüssigkeit (WT) dient dabei als Transportmittel mit dessen Hilfe das Stützmittel (SM) und das Aluminium in die Frack-Risse (FR) transportiert werden.
Das Stützmittel (SM) ist im Allgemeinen in Mengen von 1 bis 65 Gew.-%, bevorzugt in Mengen von 10 bis 40 Gew.-% und besonders bevorzugt in Mengen von 25 bis 35 Gew.-% in der Frackflüssigkeit (FL) enthalten, bezogen auf das Gesamtgewicht der Frackflüssigkeit (FL). Die Menge des eingesetzten Stützmittels (SM) ist von den Lagerstätteneigenschaften abhängig.
Als Wasser kann reines Wasser, Meerwasser, teilentsalztes Meerwasser oder Formationswasser eingesetzt werden. Unter Formationswasser wird vorliegend Wasser verstanden, das in der Lagerstätte ursprünglich vorhanden ist sowie Wasser, das durch Verfahrensschritte der sekundären und tertiären Förderung in die Lagerstätte eingebracht wurde, beispielsweise sogenanntes Flutwasser. Darüber hinaus kann die Frackflüssigkeit (FL) Harnstoff enthalten. Der Harnstoff liegt dabei bevorzugt gelöst in der wässrigen Trägerflüssigkeit (WT) vor. Für den Fall, dass die Frackflüssigkeit (FL) Harnstoff enthält, enthält die Frackflüssigkeit (FL) im Allgemeinen 5 bis 30 Gew.-%, bevorzugt 10 bis 25 Gew.-% Harnstoff, jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht der Frackflüssigkeit (FL).
Optional kann die Frackflüssigkeit (FL) ein Oxidationsmittel (O) enthalten. Als Oxidationsmittel (O) geeignet sind beispielsweise Wasserstoffperoxid oder Ammoniumnitrat. Bevorzugt ist das Oxidationsmittel (O) ebenfalls in der wässrigen Trägerflüssigkeit (WT) gelöst. Als Oxidationsmittel (O) bevorzugt ist Ammoniumnitrat. Oxidationsmittel (O) können der Frackflüssigkeit (FL) zugegeben werden, um die Menge der in Verfahrensschritt b) freigesetzten Energie zu steigern. Das Oxidationsmittel (O) kann in Mengen von 0 bis 50 Gew.-%, bevorzugt in Mengen von 1 bis 10 Gew.-% und besonders bevorzugt in Mengen von 1 bis 5 Gew.-% in der Frackflüssigkeit (FL) enthalten sein, jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht der der Frackflüssigkeit (FL).
Bei relativ niedrigen Lagerstättentemperaturen (TL) kann die Frackflüssigkeit (FL) Lauge oder Säure enthalten. Diese beschleunigen die Oxidation des Aluminiums. Der Frackflüssigkeit (FL) können darüber hinaus Verdickungsmittel zugegeben werden, um die Viskosität der Frackflüssigkeit (FL) zu erhöhen und die Sedimentation der eingesetzten Aluminiumpartikel und gegebenenfalls des Stützmittels (SM) zu verhindern. In diesem Fall enthält die Frackflüssigkeit (FL) im Allgemeinen 0,001 bis 1 Gew.-% mindestens eines Verdickungsmittels, bezogen auf das Gesamtgewicht der Frackflüssigkeit (FL).
Als Verdickungsmittel geeignet sind beispielsweise synthetische Polymere, wie beispielsweise Polyacrylamid oder Copolymere aus Acrylamid und anderen Monomeren, insbesondere Sulfonsäuregruppen aufweisende Monomere, sowie Polymere natürlichen Ursprungs wie beispielsweise Glucosyl, Glucane, Xanthan, Diuthane oder Glucan. Bevorzugt ist Glucan. Die Zugabe von Gelbrechern ist nicht notwendig, da nach der Temperatursteigerung in Verfahrensschritt b) in den Frackrissen (FR) die Frackflüssigkeit (FL) ihre Viskosität verliert. In einer Ausführungsform enthält die Frackflüssigkeit kein Verdickungsmittel.
Aufgrund der geringen Partikelgröße des eingesetzten Aluminiums und des gegebenenfalls eingesetzten Stützmittels (SM) und der Turbulenzen in der Bohrung bei der Durchführung des Verfahrensschritts a), sedimentieren die Aluminiumpartikel und das gegebenenfalls eingesetzte Stützmittel (SM) nur langsam, so dass der Zusatz von Verdickungsmitteln nicht zwingend erforderlich ist. Die beim Injizieren der Frackflüssigkeit (FL) in Verfahrensschritt a) auftretenden Turbulenzen können auch ohne Einsatz von Verdickungsmitteln ausreichend sein, um die Aluminiumpartikel und gegebenenfalls das Stützmittel (SM) suspendiert zu halten.
Es ist auch möglich, der Frackflüssigkeit (FL) mindestens eine oberflächenaktive Komponente (Tensid) zuzugeben. In diesem Fall enthält die Frackflüssigkeit (FL) bevorzugt 0,1 bis 5 Gew.-%, besonders bevorzugt 0,5 bis 1 Gew.-% mindestens eines Tensids, bezogen auf das Gesamtgewicht der Frackflüssigkeit (FL).
Als oberflächenaktive Komponenten können anionische, kationische und nicht-ionische Tenside eingesetzt werden.
Gebräuchliche nicht-ionische Tenside sind beispielsweise ethoxylierte Mono-, Di- und Trialkylphenole, ethoxylierte Fettalkohole sowie Polyalkylenoxide. Neben den ungemischten Polyalkylenoxiden, bevorzugt C2-C4-Alkylenoxiden und phenylsubsitutierten C2-C4-Alkylenoxiden, insbesondere Polyethylenoxiden, Polypropylenoxiden und Poly(phenylethylenoxiden), sind vor allem Blockcopolymerisate, insbesondere Polypropylenoxid- und Polyethylenoxidblöcke oder Poly(phenylethylenoxid)-und Polyethylenoxidblöcke aufweisende Polymerisate, und auch statistische Copolymerisate dieser Alkylenoxide geeignet. Derartige Alkylenoxidblockcopolymerisate sind bekannt und im Handel z. B. unter den Namen Tetronice und Pluronic (BASF) erhältlich.
Übliche anionische Tenside sind beispielsweise Alkalimetall- und Ammoniumsalze von Alkylsulfaten (Alkylrest: C8-Ci2), von Schwefelsäurehalbestern ethoxylierter Alkanole (Alkylrest: C12-C18) und ethoxylierter Alkylphenole (Alkylreste: C4-C12) und von Alkylsulfonsäuren (Alkylrest: Ci2-Ci8).
Geeignete kationische Tenside sind beispielsweise C6-Ci8-Alkyl-, Alkylaryl- oder heterozyklische Reste aufweisende, primäre, sekundäre, tertiäre oder quartäre Ammoniumsalze, Pyridiniumsalze, Imidazoliniumsalze, Oxozoliniumsalze, Morpholiniumsalze, Propyliumsalze, Sulfoniumsalze und Phosphoniumsalze. Beispielhaft seinen Dodecylammoniumacetat oder das entsprechende Sulfat, Disulfate oder Acetate der verschiedenen 2-(N,N,N-Trimethylammonium)ethylparaffinsäure- Ester, N-Cetylpyridiniumsulfat und N-Laurylpyridiniumsalze,
Cetyltrimethylammoniumbromid und Natriumlaurylsulfat genannt.
Der Einsatz von oberflächenaktiven Komponenten in der Frackflüssigkeit (FL) setzt die Oberflächenspannung der Frackflüssigkeit (FL) herab. In einer Ausführungsform enthält die fließfähige Zusammensetzung (FZ) keine Tenside.
In einer bevorzugten Ausführungsform enthält die Frackflüssigkeit (FL)
1 bis 65 Gew.-% Stützmittel (SM),
1 bis 3,52 Gew.-% Aluminium,
0 bis 50 Gew.-% Oxidationsmittel,
10 bis 25 Gew.-% Harnstoff und
20 bis 88 Gew.-% Wasser,
wobei die Gew.-%-Angaben jeweils auf das Gesamtgewicht der Frackflüssigkeit (FL) bezogen sind. Die Summe der Gew.-%-Angaben ergibt 100 Gew.-%.
In der vorstehend beschriebenen Zusammensetzung können Teile des Wasser durch ein organisches Lösungsmittel wie Methanol, Ethanol und/oder Glycerin ersetzt werden.
Die erfindungsgemäße Frackflüssigkeit (FL) ist keine Thermitzusammensetzung. Thermitzusammensetzungen sind Zusammensetzungen, die als Brennstoffkomponente ein Metall und als Oxidationsmittel eine Oxid eines von der Brennstoffkomponente verschiedenen Metalls aufweisen, wie beispielsweise eine Mischung aus Eisenoxid und Aluminium.
Verfahrensschritt a)
Die Techniken zum hydraulischen Fracken sind dem Fachmann bekannt und im einleitenden Teil der vorliegenden Beschreibung kurz umrissen.
In Verfahrensschritt a) wird die Frackflüssigkeit (FL) mit einem Druck in die Bohrung eingepresst, der größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der unterirdischen Formation ist. Hierdurch bilden sich im Umgebungsbereich der Bohrung, in Folge der hydraulischen Einwirkung des Flüssigkeitsdrucks der Frackflüssigkeit (FL), Zerklüftungen und Risse, die auch als Frack-Risse (FR) bezeichnet werden. Die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung (minimum in-situ rock stress) der unterirdischen Formation wird auch als minimale Grundbelastung (minimum principal stress) bezeichnet. Hierunter wird der Druck verstanden, der notwendig ist, um in der unterirdischen Formation Frack-Risse (FR) auszubilden. Der Druck, der hierzu notwendig ist, hängt von den geologischen und geomechanischen Bedingungen in der unterirdischen Formation ab. Zu diesen Bedingungen zählen beispielweise der Gebirgsd ruck/Teufe, Lagerstättendruck, die Schichtung sowie die Gesteinsfestigkeit der unterirdischen Formation. In der Praxis wird für die Durchführung des Verfahrensschritts a) der Druck so lange erhöht, bis die Bildung von Frack-Rissen (FR) eintritt. Die Drücke, die hierzu notwendig sind, liegen üblicherweise im Bereich von 100 bis 10 000 bar oder 100 bis 1000 bar, bevorzugt im Bereich von 400 bis 1000 bar, mehr bevorzugt im Bereich von 600 bis 1000 bar und besonders bevorzugt im Bereich von 700 bis 1000 bar. Gleichzeitig können die Verpumpraten auf 10 m3/min steigen.
Die in Verfahrensschritt a) ausgebildeten Frack-Risse (FR) werden mit der Frackflüssigkeit (FL) gefüllt. Für den Fall, dass die Frackflüssigkeit (FL) ein Stützmittel (SM) enthält, wird dieses zusammen mit den Aluminiumpartikeln in die Frack-Risse (FR) eingebracht. Das Stützmittel (SM) verhindert, dass sich die Frack-Risse (FR) nach einer Druckverringerung wieder schließen.
Für den Fall, dass die Frackflüssigkeit (FL) eine Mischung aus n-Aluminium und μ- Aluminium enthält, wird das μ-Aluminium in die Frack-Risse (FR) eingebracht. Das n- Aluminium wird in die Poren des an die Frack-Risse (FR) angrenzenden Gesteins eingetragen.
Geeignete Vorrichtungen zum Aufbau der benötigten Drücke sind dem Fachmann ebenfalls bekannt. Üblicherweise wird der Abschnitt der Bohrung, der gemäß Verfahrensschritt a) hydraulisch gefrackt werden soll, mittels einer Dichtung (Packer) von dem angrenzenden Bohrlochabschnitt isoliert. Die Frackflüssigkeit (FL) wird üblicherweise durch einen Arbeitsstrang in den Bereich, der gefrackt werden soll, eingebracht. Zum Aufbau des notwendigen Drucks werden üblicherweise mehrere Pumpen gleichzeitig eingesetzt.
Verfahrensschritt b)
In Verfahrensschritt b) wird eine Ruhephase eingelegt, in der eine exotherme Oxidationsreaktion zwischen Aluminium und Wasser abläuft. Die Zeitdauer für die Ruhephase in Verfahrensschritt b) beträgt im Allgemeinen 1 Stunde bis 3 Tage.
In Verfahrensschritt b) kann die Frackflüssigkeit (FL) unter einem Druck stehen, der höher, gleich oder niedriger als der Druck in Verfahrensschritt a) ist. Bevorzugt wird die Frackflüssigkeit (FL) während Verfahrensschritt b) unter einem Druck gehalten, der mindestens der örtlichen Gesteinsbeanspruchung entspricht. Dies verhindert das Ausfließen der Frackflüssigkeit (FL) aus den Frackrissen (FR) in die Bohrung. Hierdurch wird gewährleistet, dass das Stützmittel (SM) in den in Verfahrensschritt a) gebildeten Frack-Rissen verbleibt. Dies ist jedoch nicht zwingend erforderlich. Es ist auch möglich, dass die Frackflüssigkeit (FL) in Verfahrensschritt b) unter einem Druck steht, der niedriger als die örtliche Gesteinsbeanspruchung ist. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist ein Verfahren, das dadurch gekennzeichnet ist, dass die Frackflüssigkeit (FL) während des Verfahrensschritts b) unter einem Druck steht, der mindestens gleich der örtlichen Gesteinsbeanspruchung ist.
Die exotherme Oxidationsreaktion von Aluminium mit Wasser folgt der nachstehenden Reaktionsgleichung
2 AI + 3 H20 => Al203 + 3 H2 + Wärme
Aus 2 Mol Aluminium und 3 Mol Wasser entstehen somit 1 Mol Aluminiumoxid, 3 Mol Wasserstoff und Wärme.
Bei der exothermen Oxidation von Aluminium mit Wasser werden pro Mol Aluminium 459, 1 KJ Wärme freigesetzt. Die Wärmeentwicklung findet an der Oberfläche der Aluminiumpartikel, das heißt an der Grenze zwischen Aluminium und Wasser, statt. Hierdurch werden in erster Linie die Aluminiumpartikel und danach das Wasser der Frackflüssigkeit (FL) erwärmt.
Bei Temperaturen der Frackflüssigkeit (FL) unterhalb von 65 °C verläuft die Oxidation von Aluminium mit Wasser (ohne Additive) nur sehr langsam ohne merkbaren Temperaturanstieg der Frackflüssigkeit (FR). Wenn die Temperatur der Frackflüssigkeit (FR) oberhalb von 65 °C liegt, verläuft die Oxidation von Aluminium mit Wasser hingegen schnell. Bei diesen Temperaturen findet die Oxidation von Aluminium mit Wasser spontan statt und setzt sich ohne äußere Energiezufuhr fort. Bei Temperaturen oberhalb von 65 °C ist zur Initiierung der exothermen Reaktion somit kein Zünder erforderlich.
Wie vorstehend bereits beschrieben enthält die Frackflüssigkeit (FR) Wasser und Aluminium in einem Massenverhältnis Maq : MM von > 25, wobei Maq die Masse des in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Wassers in kg und MAi die Masse des in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Aluminiums in kg angibt. Bevorzugt liegt das Massenverhältnis Maq : MAi im Bereich von > 25 bis 200, besonders bevorzugt im Bereich von > 25 bis 100. Bei dem vorstehend beschriebenen Massenverhältnis Maq : MA|, d.h. wenn der Massenanteil des Wassers in der Frackflüssigketi (FL) 25 mal größer als der Massenanteil des Aluminiums in der Frackflüssigketi (FL) ist, wird sicher gewährleistet, dass die in Verfahrensschritt a) in die Frack-Risse (FR) eingebrachten Aluminiumpartikel vollständig oxidiert werden.
Wie vorstehend bereits beschrieben, ist für den Fall, dass zumindest ein Teil der eingesetzten Aluminiumpartikel größer als die Gesteinsporen sind, die vorstehend beschriebene Aluminiumkonzentration ausreichend. Selbstverständlich können auch höhere Aluminiumkonzentrationen eingesetzt werden. Für den Fall, dass zumindest ein Teil der Aluminiumpartikel größer als die Gesteinsporen ist, reichern sich die Aluminiumpartikel in den in Verfahrensschritt a) gebildeten Frackrissen (FR) an. Die Gesteinsporen fungieren hierbei gleichsam als Filter. Das in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltene Wasser dringt in die Gesteinsporen ein. Die Aluminiumpartikel werden an der Grenze zwischen Frackriss (FR) und Umgebungsgestein zurückgehalten.
Hierdurch sinkt das Massenverhältnis Maq : MA| in dem Frackriss (FR) an. Das Massenverhältnis Maq : MA] im Frackriss (FR) ist somit nach der Durchführung des Verfahrensschritts a) wesentlich niedriger, als das Massenverhältnis der ursprünglich eingesetzten Frackflüssigkeit (FL). Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass die Aluminiumkonzentration in den Frackrissen (FR) steigt. Dies ermöglicht, in Verfahrensschritt b) das Erreichen von Temperaturen innerhalb des Frackrisses (FR), die ausreichend sind, um die Frackrisse (FR) auszutrocknen. Die Frackrisse (FR) sanieren sich somit, wie vorstehend beschrieben, in Verfahrensschritt b) quasi selbst.
Durch den Temperaturanstieg werden gleichzeitig chemische Additive wie beispielsweise Verdickungsmittel in den Frackrissen (FR) zersetzt. Hierdurch wird die Ablagerung von Verdickungsmitteln in den Frackrissen (FR) verhindert und die Permeabilität der Stützmittelschicht in den Frackrissen (FR) erhöht. Die Aluminiumkonzentration in den Frackrissen (FR) ist somit nach Durchführung von Verfahrensschritt a) deutlich höher als die Aluminiumkonzentration der eingesetzten Frackflüssigkeit (FL), die übertage hergestellt wurde.
Für den Fall, dass ein Teil der Aluminiumpartikel, bevorzugt die n-Aluminiumpartikel, kleiner als die Gesteinsporen sind, dringen die n-Aluminiumpartikel zusammen mit dem in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Wasser in die Gesteinsporen ein. Die Aluminiumkonzentration in den Gesteinsporen ist üblicherweise kleiner als die Aluminiumkonzentration in den Frackrissen (FR) und darüber hinaus in der Regel kleiner als die Aluminiumkonzentration der obertägig hergestellten Frackflüssigkeit (FL).
Die Aluminiumkonzentrationssteigerung in den Frackrissen (FR) hat somit eine positive Wirkung. Die Konzentrationssteigerung führt zu einer Steigerung der in den Frackrissen (FR) freigesetzten Wärmemenge. Darüber hinaus sammeln sich die Aluminiumpartikel an den Wänden der Frackrisse (FR) und zersetzen gleichzeitig eingesetzte Verdickungsmittel.
Laboruntersuchungen haben gezeigt, dass die spontane Reaktion des Aluminiums mit 5 Wasser beim Überschuss von Wasser sehr langsam verläuft. Dies betrifft die Massenverhältnisse in den Frackrissen (FR), die bei Maq : MM > 90 liegen, wobei Maq die Masse des in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Wassers in kg und MM die Masse des in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Aluminiums in kg angibt. Optimale Massenverhältnisse in den Frackrissen (FR) sind nach Laboruntersuchungen folgende: 10 10 > Maq : MA| < 30. Unter Berücksichtigung der Anreicherung in den Frackrissen (FR) kann die Frackflüssigkeit (FL) obertage mit Massenverhältnissen 20 > Maq : MM < 300 hergestellt werden.
Laboruntersuchungen haben gezeigt, dass in schwach basischen Lösungen mit einem 15 pH-Wert von 7,7 bis 8 die spontane Reaktion zwischen Aluminium und Wasser ohne Wassererwärmung einsetzt. In einer weiteren Ausführungsform werden der Frackflüssigkeit (FL) daher Stoffe zugesetzt, die beim Erwärmen Ammoniak freisetzen. Geeignete Stoffe, die unter Erwärmen Ammoniak freisetzen, sind beispielsweise Harnstoff oder Ammoniumsalze.
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Durch die Zersetzung des Harnstoffs wird untertage Ammoniak freigesetzt, der sich im Wasser der Frackflüssigkeit (FL) löst. Hierdurch steigt der pH-Wert der Frackflüssigkeit (FL) an und die Oxidationsreaktion zwischen Aluminium und Wasser setzt spontan ein. Die Steigerung des pH-Werts beginnt in der Regel nach Bildung der Frackrisse (FR) 5 gemäß Verfahrensschritt a). Nach Bildung der Frackrisse (FR) erwärmt sich die Frackflüssigkeit (FL), wodurch die Zersetzung des Harnstoffs einsetzt und Ammoniak freigesetzt wird.
Bei den vorstehend beschriebenen Massenverhältnissen Maq : MA] ist sicher 30 gewährleistet, dass die in Verfahrensschritt a) in die Frackrisse (FR) eingebrachten Aluminiumpartikel vollständig oxidiert werden.
Bei der exothermen Oxidationsreaktion von Aluminium mit Wasser entstehen als Oxidationsprodukte Aluminiumhydroxide und Aluminiumoxide, die in Wasser nicht
35 löslich sind. Aufgrund der geringen Partikelgröße des in der Oxidationsreaktion eingesetzten Aluminiums weisen die Oxidationsprodukte (Aluminiumhydroxid und Aluminiumoxid) einen hohen Dispersionsgrad auf. Die bei der exothermen Oxidationsreaktion entstehenden Aluminiumhydroxide und Aluminiumoxid sind zudem porös. Die Oxidationsprodukte blockieren die in Verfahrensschritt a) gebildeten Frack- 0 Risse (FR) somit nicht. Die porösen Oxidationsprodukte wirken vielmehr wie ein Stützmittel (SM) besonders für Gaslagerstätten und können somit zusätzlich zur Verbesserung der hydrodynamischen Kommunikation beitragen. Bei der exothermen Oxidationsreaktion von Aluminium mit Wasser werden Temperaturen erreicht, bei denen das in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltene Wasser (sowie gegebenenfalls enthaltene weitere Lösungsmittel) verdampft oder zersetzt werden. Bei der Oxidation von Aluminium mit Wasser wird zudem Wasser verbraucht. Hierdurch können zusätzliche Mikrospalten durch Wärmeeinwirkung und Dampfbildung entstehen.
Durch die in Verfahrensschritt b) ablaufende exotherme Oxidationsreaktion werden sämtliche Komponenten der Frackflüssigkeit (FL), mit Ausnahme des Stützmittels (SM) und der Oxidationsprodukte des Aluminiums weitestgehend vollständig aus den Frack- Rissen (FR) entfernt. Die in Verfahrensschritt a) gebildeten Frack-Risse (FR) sanieren sich in Verfahrensschritt b) somit selbstständig. Weitere Komponenten, die gegebenenfalls in der Frackflüssigkeit (FL) enthalten sein können, wie beispielsweise Verdickungsmittel oder weitere organische Lösungsmittel werden in Verfahrensschritt b) ebenfalls verdampft oder zersetzt. Die Sanierung der Frack-Risse (FR) wird darüber hinaus durch den entstehenden Gas- und Dampfdruck unterstützt, der sämtliche Komponenten der Frackflüssigkeit (FL), mit Ausnahme des Stützmittels (SM) und der Oxidationsprodukte des Aluminiums, von der Spitze des Frack-Risses (FR) in Richtung Bohrloch drückt.
Bei den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren zur Sanierung von Frack- Rissen (FR) werden im Sanierungsschritt die eingesetzten Stützmittel zumindest teilweise aus den Frack-Rissen (FR) wieder heraus gespült. Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wird ein Herausspülen des Stützmittels (SM) aus den Frack-Rissen (FR) weitestgehend verhindert.
Durch die bei der Oxidation von Aluminium mit Wasser entstehende Wärme, in Verbindung mit dem entstehenden Wasserstoff, kann es zu einer Erweiterung der Poren der an die Frack-Risse (FR) angrenzenden Gesteinsschichten sowie zu einer Erhöhung der Porosität dieser Gesteinsschichten kommen. Dies geschieht durch den entstehenden Gasdruck (Dampf- oder Gasdruckwirkung) in Verbindung mit der entstehenden Wärme (Temperaturschock).
Hierdurch können die in den angrenzenden Gesteinsschichten vorhanden Poren erweitert werden. Es kann auch zur Bildung von neuen Poren kommen. Dies wird wie vorstehend ausgeführt durch die Wasserstoffentwicklung unterstützt. Bei der Oxidation von einem Gramm Aluminium mit Wasser werden ca. 1 ,2 Liter Wasserstoff entwickelt.
Die vorstehend beschriebene Erweiterung bzw. Neubildung von Poren in den an die Frack-Risse (FR) angrenzenden Gesteinsschichten, wird insbesondere dann erreicht, wenn die Frackflüssigkeit (FR) eine Mischung aus n-Aluminium und μ-Aluminium enthält.
Für den Fall, dass die Frackflüssigkeit (FL) Harnstoff enthält, wandelt sich der Harnstoff mit dem in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Wasser durch Hydrolyse gemäß der folgenden Gleichung in Ammoniak und Kohlendioxid um:
H2N-CO-NH2+H20 -> 2NH3+C02 Ein Mol-Harnstoff und ein Mol-Wasser bilden dabei zwei Mol Ammoniak und ein Mol Kohlendioxid. Die Hydrolyse von Harnstoff mit Wasser unter Einwirkung von Wärme wird auch als Thermohydrolyse bezeichnet. Ab einer Temperatur von größer 65 °C läuft die Hydrolyse von Harnstoff und Wasser ausreichend schnell ab, um in wirtschaftlich sinnvollen Zeiträumen den Harnstoff und das Wasser vollständig zu Kohlendioxid und Ammoniak zu hydrolysieren. Die Hydrolysegeschwindigkeit des Harnstoffs steigt mit zunehmender Temperatur. Durch den Einsatz von Harnstoff lässt sich in Verfahrensschritt b) die Gasmenge erhöhen und somit der Gasdruck in den Frack-Rissen (FR) erhöhen. Dies begünstigt die Sanierung der Frack-Risse (FR) sowie die Erweiterung bzw. Neubildung von Poren in dem an die Frack-Risse (FR) angrenzenden Gestein.
Die gleiche Wirkung wird auch bei der Zugabe in die Frackflüssigkeiten der Ammoniumsalze (z. B. Ammoniumcarbonat) erreicht. Wie vorstehend ausgeführt, läuft die exotherme Oxidationsreaktion zwischen Aluminium und Wasser bei Temperaturen oberhalb von 65 °C spontan ab, ohne dass hierzu eine weitere Wärmezufuhr notwendig ist. Bei diesen Temperaturen (> 65 °C) setzt auch die Hydrolyse von Harnstoff ein. Diese beiden Reaktionen, das heißt die Oxidationsreaktion des Aluminiums mit Wasser sowie die Hydrolyse von Harnstoff mit Wasser verstärken sich gegenseitig. Bei der Hydrolyse von Harnstoff entstehen, wie vorstehend ausgeführt, Kohlendioxid und Ammoniak. Der Ammoniak löst sich dabei zunächst im Wasser, das in der Frackflüssigkeit (FL) enthalten ist. Hierdurch wird der pH-Wert der Frackflüssigkeit (FL) erhöht. Durch die Steigerung des pH-Wertes wird die Auflösung der auf den Aluminiumpartikeln vorhandenen Passivierungsschicht und die exotherme Oxidationsreaktion beschleunigt. Bei der exothermen Reaktion des Aluminiums mit Wasser wird Wärme frei, die ihrerseits wiederum die Hydrolyse des Harnstoffs mit Wasser beschleunigt.
Bei Lagerstättentemperaturen TL von größer 65 °C ist zur Initiierung der exothermen Reaktion somit kein Zünder erforderlich. In einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird zur Initiierung der exothermen Oxidationsreaktion in Verfahrensschritt b) kein Zünder eingesetzt. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Formation eine unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte ist. Weiterhin Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist ein Verfahren, bei dem die unterirdische Formation eine Erdgaslagerstätte mit einer Lagerstättenpermeabilität von weniger als 10 milliDarcy ist.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist darüber hinaus ein Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte, die eine Lagerstättentemperatur TL von > 65 °C aufweist. Die Lagerstättentemperatur TL liegt bevorzugt im Bereich von > 65 bis 200 °C, bevorzugt im Bereich von 70 bis 150 °C, besonders bevorzugt im Bereich von 80 bis 140 °C.
Um ein Einsetzen der exothermen Oxidationsreaktion zwischen Aluminium und Wasser sowie ein Einsetzen der Hydrolyse des gegebenenfalls vorhandenen Harnstoffs außerhalb der unterirdischen Formation sicher zu verhindern, wird die Frackflüssigkeit (FL) in Verfahrensschritt a) bevorzugt mit einer Temperatur der Frackflüssigkeit TFI_ in die unterirdische Formation (die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte) injiziert, die kleiner als die Lagerstättentemperatur TL ist. In Verfahrensschritt a) gilt somit die Bedingung TFI_ < TL. Die Frackflüssigkeit (FL) wird in Verfahrensschritt a) somit bevorzugt mit Temperaturen < 65 °C eingesetzt. Die Temperatur der Frackflüssigkeit TFI_ in Verfahrensschritt a) liegt bevorzugt im Bereich von -5 bis 60 °C, bevorzugt im Bereich von 0 bis 60 °C, und besonders bevorzugt im Bereich von +10 bis 60 °C. Hierdurch wird ein vorzeitiges Einsetzen der exothermen Oxidationsreaktion zwischen Aluminium und Wasser sowie der Hydrolysereaktion zwischen Wasser und Harnstoff sicher verhindert.
Nach Injizieren der Frackflüssigkeit (FL) in Verfahrensschritt a) und Ausbilden der Frackrisse (FR) wird die Frackflüssigkeit (FL) unter Einwirkung der Temperaturbedingungen der unterirdischen Formation (der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte) langsam erwärmt. Diese Erwärmung findet in Verfahrensschritt b) des erfindungsgemäßen Verfahrens statt. Während der Ruhephase erreicht die Frackflüssigkeit (FL) Temperaturen von > 65 °C, wodurch die exotherme Oxidationsreaktion zwischen Aluminium und Wasser sowie gegebenenfalls die Hydrolysereaktion zwischen Wasser und Harnstoff einsetzt.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte (einer unterirdischen Formation), in dem die Frackflüssigkeit (FL) in Verfahrensschritt a) mit einer Temperatur TFI_ eingeleitet wird, die kleiner als die Lagerstättentemperatur TL der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte (der unterirdischen Formation) ist. Die vorliegende Erfindung wird durch die nachfolgenden Ausführungsbeispiele näher erläutert, ohne sie jedoch hierauf zu beschränken. Ausführungsbeispiele
Nachfolgend wird die Entwicklung einer tiefliegenden Tight-Gaslagerstätte beschrieben. Die Tight-Gaslagerstätte weist dabei folgende Parameter auf:
Tiefe (Teufe) im Bereich von 3800 bis 4100 m (TVDss; Tatsächliche vertikale Tiefe abzüglich der Erhebung über Meeresspiegel)
Initialer Druck 620 bar
Lagerstättentemperatur 120 °C
relative Gasdichte 0,61
Porosität ca. 10 bis 14 %
Permeabilität ca. 0,02 bis 0,20 mD (milliDarcy)
Initiale Wassersättigung ca. 30 %
Mächtigkeit ca. 70 bis 90 m Zur Entwicklung der Tight-Gaslagerstätte wird eine Frackflüssigkeit mit folgender Zusammensetzung hergestellt (Angaben pro m3 Frackflüssigkeit (FL)):
- 200 kg Stützmittel (SM); Proppant
- 10 kg eines Verdickers
- 120 kg Harnstoff
- 60 kg Aluminiumpulver
- 610 kg Wasser
Die Frackflüssigkeit (FL) wird nachfolgend mit einem Druck von ca. 700 bis 800 bar in die Lagerstätte eingepresst (Verfahrensschritt a)), wodurch sich Frackrisse (FR) ausbilden. Die Frackrisse (FR) weisen dabei Weiten im Bereich von 2 bis 4 mm auf. Die Frackflüssigkeit (FL) erwärmt sich innerhalb eines Zeitraums von 1 bis 2 Stunden nach Beginn des Einbringens auf eine Temperatur von über 100 °C. Durch diesen Temperaturanstieg beginnt die spontane Zersetzung des Harnstoffs und die Steigerung des pH-Werts der Frackflüssigkeit (FL). Gleichzeitig beginnt die Oxidationsreaktion zwischen Wasser und dem in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Aluminiumpulver, wobei die Oxidationsreaktion durch den bei der Zersetzung von Harnstoff freigesetzten Ammoniak noch weiter stimuliert wird. Ein Teil des in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Wassers wird durch die Hydrolyse des Harnstoffs verbraucht (ca. 20 % des in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Wassers. Der Rest des in der Frackflüssigkeit (FL) enthaltenen Wassers wird durch die Oxidationsreaktion des Aluminiums verbraucht. Ein weiterer Teil des Wassers wird durch den Temperaturanstieg verdampft. Durch den sprunghaften Temperaturanstieg in den Frackrissen (FR) wird der eingesetzte Verdicker vollständig zersetzt und der entstehende Wasserdampf dringt in die Lagerstätte ein und verhindert das Aufquellen der Tonpartikel/Tongesteine in der Lagerstätte. Die restliche Frackflüssigkeit kann nachfolgend durch bekannte Sanierungsmaßnahmen aus der Bohrung entfernt werden. Nach Abschluss des Verfahrensschritts b), gefolgt von der Entfernung der Frackflüssigkeit (FL) aus der Bohrung, wird die Förderung von Erdgas nach bekannten Techniken wieder aufgenommen. Die Gasförderrate wird durch die Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens um 20 bis 100 %, verglichen mit der Initialförderrate (Förderrate vor Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens), gesteigert. Dies ist maßgeblich darauf zurückzuführen, dass mit dem erfindungsgemäßen Verfahren die Verwässerung der Lagerstätte verhindert wird, da sich die erfindungsgemäße Frackflüssigkeit (FL) quasi selbst saniert.
Durch mathemathische Simulationsrechnungen und Laboruntersuchungen hat sich ergeben, dass die Frackrisse (FR) folgende Merkmale aufweisen: - Frackriss (FR) Halblänge ca. 70 m
Frackriss (FR) Höhe ca. 50 m
- Frackriss (FR) Leitfähigkeit ca. 1000 mD
- durchschnittliche Frackriss (FR) Weite ca. 2 bis 4 mm
- Stützmittel (Proppant CarboProp 20/40) ca. 50 bis 1 10 t
Während der Durchführung des erfindungsgemäßen Frackverfahrens werden 400 bis 500 m3 Frackflüssigkeit (FL) verwendet.

Claims

Patentansprüche
1 . Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation, in die mindestens eine Bohrung abgeteuft ist, umfassend die Verfahrensschritte a) Einleiten einer Frackflüssigkeit (FL) durch die mindestens eine Bohrung in die unterirdische Formation, mit einem Druck, der größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung ist, zur Bildung von Frack-Rissen (FR) in der unterirdischen Formation, wobei
die Frackflüssigkeit (FL) Wasser und Aluminium enthält, und b) Einlegen einer Ruhephase, in der eine exotherme Oxidationsreaktion zwischen Aluminium und dem Wasser der Frackflüssigkeit (FL) stattfindet.
2. Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Frackflüssigkeit (FL) zusätzlich ein Stützmittel (SM) enthält.
3. Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das Aluminium in partikulärer Form suspendiert in der Frackflüssigkeit (FL) vorliegt, wobei die Partikelgröße der Aluminiumpartikel im Bereich von 20 nm bis 1000 μηη liegt.
4. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackflüssigkeit (FL) eine Mischung von Aluminiumpartikeln mit einer
Partikelgröße im Bereich von 50 bis kleiner 1000 nm (n-Aluminium) und Aluminiumpartikel mit einer Partikelgröße im Bereich von 1 bis kleiner 1000 μηη (μ-Aluminium) enthält. 5. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackflüssigkeit (FL) eine Mischung aus n-Aluminium und μ-Aluminium enthält, wobei das Verhältnis von n-Aluminium zu μ-Aluminium in der Frackflüssigkeit (FL) im Bereich von 1 : 10 bis 10 : 1 liegt. 6. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 3 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass sich in Verfahrensschritt a) zumindest ein Teil der Aluminiumpartikel in den gebildeten Frackrissen (FR) anreichert.
7. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Formation eine Temperatur TL aufweist und die Frackflüssigkeit (FL) in Verfahrensschritt a) mit einer Temperatur TFI_ eingeleitet wird, die kleiner als TL ist.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Formation eine Temperatur TL im Bereich von größer 65 °C bis 200 °C aufweist.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackflüssigkeit (FL) in Verfahrensschritt a) mit einer Temperatur TFI_ im Bereich von -5 °C bis 60 °C eingeleitet wird.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackflüssigkeit (FL) während des Verfahrensschritts b) unter einem Druck steht, der mindestens gleich der minimalen örtlichen Gesteinsbeanspruchung ist.
Verfahren gemäß den Ansprüchen 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackflüssigkeit (FL) 5 bis 30 Gew.-% Harnstoff oder Ammoniumsalze enthält, bezogen auf das Gesamtgewicht der Frackflüssigkeit (FL).
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Frackflüssigkeit (FL)
1 bis 65 Gew.-% Stützmittel (SM),
1 bis 3,52 Gew.-% Aluminium,
0 bis 50 Gew.-% Oxidationsmittel,
10 bis 25 Gew.-% Harnstoff und
20 bis 88 Gew.-% Wasser enthält.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass in Verfahrensschritt a) die Frackflüssigkeit (FL) mit Drücken im Bereich von 100 bis 1000 bar eingeleitet wird.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Zeitdauer der Ruhephase eine Stunde bis drei Tage beträgt.
15. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Formation eine unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte ist.
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