WO2015132240A1 - Wasserfreies verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation - Google Patents

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WO2015132240A1
WO2015132240A1 PCT/EP2015/054375 EP2015054375W WO2015132240A1 WO 2015132240 A1 WO2015132240 A1 WO 2015132240A1 EP 2015054375 W EP2015054375 W EP 2015054375W WO 2015132240 A1 WO2015132240 A1 WO 2015132240A1
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fracking
composition
temperature
subterranean formation
cracks
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PCT/EP2015/054375
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Inventor
Vladimir Stehle
Original Assignee
Wintershall Holding GmbH
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Definitions

  • the present invention relates to a method of hydraulically tying a subterranean formation. Moreover, the present invention relates to a method for introducing heat into a subterranean formation.
  • 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.
  • generally flowable compositions such as suspensions or solutions, which are also referred to as fracking liquids (crushing liquids), introduced into the subterranean formation at a pressure in the range of 20 to 1000 MPa. 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
  • a work string is typically lowered into the wellbore.
  • the section of the well to be hydraulically fractured is normally perforated using known technologies, e.g. B. by so-called ball perforation. This creates openings in the casing of the borehole and short channels in the surrounding rock massif.
  • the section of the well to be hydraulically fractured is typically isolated from the adjacent well sections that are not to be hydraulically fractured. For this purpose seals (packers) are used.
  • 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.
  • the orientation of the hydraulically induced hydrofracks depends mainly on the prevailing rock stress state.
  • the magnitude of the pressure with which the breaking fluid is pumped into the formation depends on the properties of the rocks and the rock pressure.
  • the aim is to increase the gas and liquid permeability of the rock layer, ie to improve the hydrodynamic communication, so that an economic mining of natural resources (eg oil and natural gas) is made possible.
  • the method is also used for rock depressurization or for the development of underground geothermal deposits.
  • 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.
  • the use of water-based fracking fluids is generally associated with disadvantages.
  • the aqueous tail fluids reduce the permeability of the subterranean formation by saturating the reservoir matrix.
  • water-based tailing fluids can block fine cracks and fissures in the subterranean formation. Therefore, it is generally necessary to use chemicals to increase the viscosity and to reduce the swelling of clayey rocks.
  • the proppant used when pumping the fracking fluid is partially discharged from the Frackspalten again.
  • so-called gel breakers is generally required for pumping off the fraying liquid.
  • a particular challenge is the gas extraction from almost dense, ie almost impermeable geological formations (tight gas reservoirs, shale gas reservoirs). Hydraulic stimulation techniques (fraying) 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.
  • the deliberate removal of fracture fluid from the fracture is known as "remediation.” This term refers to the recovery of the fracturing fluid after the proppant has been deposited in the fracture Return pumping of 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.
  • the fracking liquids used can only be recovered in extremely small amounts after formation of the tailings cracks. By pumping off the fracking liquids used generally only between 8 and 20% of the originally pressed fracking liquids are recovered. A preparation and reuse of fracking liquids (recycling) is therefore possible only to a very limited extent. As a result, conventional fracking process are costly, since the reuse of fracking liquids used is possible only to a very limited extent.
  • 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. After the actual hydraulic fraying, solutions of the oxidizing agents are subsequently pumped into the fractures for this purpose. 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 method 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.
  • Another method for hydraulic fraying is described in DE 699 30 538 T2.
  • 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 area of the fracture cracks may be, for example, in the range between 4,000 and 120,000 m 2 .
  • the type of fracking liquid used has a great influence on the efficiency of the fraying process. Originally, crude oil was used as the tailing liquid. Moreover, the prior art employs aqueous solutions thickened by polysaccharides such as xanthan gum.
  • This object is achieved by the method according to the invention for hydraulic fraying of a subterranean formation, into which at least one bore is drilled, comprising the method steps: a) providing a fracking composition (FZ) which is above a melting temperature (T s ) as a flowable melt and below the melting temperature (T s) is present as a solid, b) introducing the tails composition (FZ) by the at least one bore in the subterranean formation at a pressure which is greater than the minimum local
  • Rock stress of the subterranean formation is to form fracture cracks (FR) in the subterranean formation, the fracture composition ( FZ ) being initiated at a temperature (T FZ ) above the melting temperature (T s ) and c) laying in a quiescent phase, in which the fracking composition (FZ) cools to a temperature (T FZ ) which is below the melting temperature (T s ).
  • 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 in step b) initiated fracking composition (FZ), which is used in the formation of fracking cracks (FR), is substantially free of water.
  • 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 inventive method is in underground Hydrocarbon deposits used.
  • the process according to the invention is particularly preferably used in underground natural gas deposits.
  • subterranean formation and “subterranean deposit” are used synonymously below.
  • 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, downhole gasification of 10 coal seams, metal extraction underground mining, rock depressurization and modification of geological formation stress fields, water extraction from underground deposits, and development of underground geothermal deposits.
  • the process according to the invention is preferably used for 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 process according to the invention can be used both in injection wells 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 to 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 at most 200 ° C., preferably not more than 150 ° C., particularly preferably not more than 130 ° C., and in particular maximum 80 ° C.
  • the temperature (T L ) of the underground deposit (subterranean formation) is usually in the range of greater than 0 to 200 ° C, preferably in the range of 5 to 40 150 ° C, more preferably in the range of 5 to 130 ° C and especially in the range from 5 to 80 ° C.
  • the temperature (T L) is also called deposit temperature T L.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the subterranean formation has a temperature (T L ) in the range from greater than 0 ° C to 200 ° C.
  • the subject of the present invention is therefore also a method in which the underground deposit has a reservoir temperature (T L ) in the range of 0 to 200 ° C, preferably in the range of 5 to 150 ° C, particularly preferably in the range of 5 to 130 ° C and in particular in the range of 5 to 80 ° C.
  • T L reservoir temperature
  • the sinking of at least one hole in the subterranean formation is known per se.
  • the drilling down can be carried out by conventional methods known to the person skilled in the art and is described, for example, in EP 0 952 300.
  • the term "at least one bore” is understood in the present case exactly one bore and two or more holes.
  • the bore is cased in a preferred embodiment by casings.
  • the hole is perforated in a preferred embodiment to obtain at least one perforation section.
  • at least one perforation section means exactly one perforation section and two or more perforation sections.
  • the bore has at least one perforation section through which, in method step b), the fracking composition (FZ) is introduced at a temperature (T FZ ) which is above the melting temperature (T s ).
  • T FZ melting temperature
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the bore has at least one perforation section through which the fracking composition (FZ) is introduced into the subterranean formation in method step b).
  • fracking composition Providing the fracking composition (FZ); Process step a)
  • all compositions which have a melting temperature (T s ) can be used as the fracking composition (FZ).
  • the Frackzusammen deren (FZ) may be pure substances or mixtures.
  • the fracking composition (FZ) thus has a clearly defined melting point.
  • the melting temperature (T s ) corresponds to the melting point of the fracking composition (FZ).
  • the tailing composition (FZ) In the case where mixtures (non-eutectic mixtures) are used as the tailcoat composition (FZ), the tailing composition (FZ) generally does not have a clearly defined melting point.
  • the melting i. the transition from the solid to the liquid state of aggregation takes place within a temperature interval, which is also referred to as the melting range.
  • melting temperature (T s ) is understood to mean the temperature at or above which the
  • FZ Frackzusammen
  • Frack composition may be included, such as the proppant (SM) described below.
  • SM proppant
  • non-meltable is understood as meaning substances which have a melting point above 1000 ° C., for example, where appropriate in the US Pat
  • FZ Frack composition contained proppants (SM).
  • the fracking composition (FZ) is in the form of a flowable melt.
  • Flowable in the context of the present invention is understood to mean that the fracking composition (FZ) in the form of the flowable melt can be pumped through the bore into the subterranean formation by means of conventional pumps
  • the fracking composition (FZ) has a melting point above its melting point (T s ), ie in the form of the flowable melt, a viscosity in the range of 1, 5 to 10 mPas, particularly preferably in the range of 1, 9 to 8 mPas.
  • the fracking composition (FZ) preferably has a density in the range from 1.5 to 3.0 g / cm 3 , particularly preferably in the range from 1.8 to 2, above its melting temperature (T s ), ie in the form of the flowable melt. 5 g / cm 3 and in particular in the range of 1, 8 to 2.0 g / cm 3 .
  • T s melting temperature
  • the fracking composition (FZ) because of its low viscosity in the molten state (melt viscosity), can be readily introduced into the subterranean formation.
  • the relatively high density of the fracking composition (FZ) also prevents the sedimentation of the possibly used proppant (SM).
  • the fracking composition (FZ) is in the form of a solid.
  • T s melting temperature
  • the flowable melt crystallizes and solidifies.
  • solidified melt and “solid” are used synonymously in the present case with regard to the fracking composition (FZ).
  • the heating curve (melting curve) therefore initially shows a rise in temperature. This increase is subsequently transferred to a temperature plateau.
  • the transition of the melting curve from the initial temperature rise to the temperature plateau represents the beginning of the melting process.
  • the temperature of the plateau indicates the melting point (in the case of a pure substance or eutectic mixture, the melting temperature (T s )).
  • T s melting temperature
  • the melting process is reversible.
  • the substance During cooling, starting from the completely molten, ie liquid, state of aggregation, the substance therefore remains at the above-described temperature level for a certain period of time.
  • the melt gradually crystallizes out and converts to the solid state.
  • the temperature of the substance decreases, which is reflected in a negative slope of the heating curve. In the area of the temperature plateau, the melt releases the previously absorbed energy.
  • the melting energy can be one to two hundred times the specific heat of the substance. Therefore, it is possible to store very large amounts of energy in a narrow temperature range with a relatively small volume requirement.
  • Substances for storing energy by utilizing the phase transition solid / liquid or liquid / solid are also referred to as latent heat storage agents or phase change materials.
  • the above statements apply correspondingly to the fracking composition (FZ) used according to the invention.
  • fracking compositions (FZ) which can be used in the process according to the invention, therefore, in principle all compositions are suitable which are used in other areas as latent heat storage agents.
  • the latent heat storage agents used in the context of the present invention as a fracking composition (FZ) should generally have the highest possible enthalpy of fusion.
  • Crucial here is the volume-specific enthalpy of fusion, i. the enthalpy of fusion, based on the volume in order to achieve a maximum storage capacity per unit volume of the available storage space.
  • Suitable latent heat storage agents which can be used in the process according to the invention as a fracking composition (FZ) are known in principle to those skilled in the art and are used, for example, in solar collectors or heat pumps.
  • Frack compositions (FZ) preferred according to the invention generally have a melting temperature (T s ) in the range from 40 to 500 ° C.
  • the type of dress-coat composition used in the inventive method (FZ) is generally on the temperature (T L) of the subterranean formation, that is, (T L) at the reservoir temperature of the subterranean formation, matched.
  • the fracturing composition (FZ) is generally selected so that the melting temperature (T s ) of the fracturing composition (FZ) is greater than the reservoir temperature (T L ).
  • the melting temperature (T s ) of the fracking composition (FZ) is at least 10 ° C higher than the deposit formation temperature T L of the subterranean formation (underground deposit).
  • the melting temperature (T s ) of the fracking composition (FZ) is preferably at most 100 ° C. above the reservoir temperature (T L ). Higher temperature differences are possible, but not necessarily desirable, since in this case the duration of the rest phase in step c) must be chosen to be correspondingly longer.
  • the subject of the present invention is therefore also a process in which the fracking composition (FZ) has a melting temperature (T s ) which is at least 10 ° C higher than the temperature (T L ) of the subterranean formation.
  • the fracking composition (FZ) contains at least one inorganic salt.
  • the present invention thus also provides a process in which the fracking composition (FZ) comprises at least one inorganic salt.
  • the fracking composition (FZ) contains at least one inorganic salt selected from the group consisting of sodium sulfide, ammonium alum, lithium perchlorate trihydrate, magnesium nitrate, barium hydroxide, lithium nitrate, magnesium nitrate, sodium acetate trihydrate, sodium thiosulfate, magnesium chloride (bischofite), sodium chloride, potassium chloride, potassium nitrate , Sodium hydroxide, sodium nitrate, potassium nitrite and sodium nitrite.
  • Tail compositions (FZ) for the low temperature range are those which have a melting temperature (T s ) in the range of 40 ° C to less than 100 ° C.
  • suitable low temperature range fracking compositions include salts and salt hydrates selected from the group consisting of sodium sulfide, ammonium alum, lithium perchlorate trihydrate, magnesium nitrate, barium hydroxide, magnesium nitrate in admixture with lithium nitrate, sodium hydroxide (with water of crystallization), magnesium nitrate in admixture with magnesium chloride. Sodium acetate trihydrate and sodium thiosulfate.
  • salts and salt mixtures have a defined melting point, so that the melting point of these salts or salt mixtures corresponds to the melting temperature (T s ).
  • melting temperature (T s ) / melting points are given in the table below.
  • Suitable high temperature range topping compositions are, for example, selected from the group consisting of magnesium chloride (bischofite), magnesium sodium potassium chloride, potassium nitrate, sodium hydroxide, sodium nitrate, potassium nitrate / sodium nitrate, sodium nitrite / sodium chloride, sodium nitrite, lithium nitrate, sodium potassium nitrate / sodium nitrite.
  • magnesium chloride bischofite
  • magnesium sodium potassium chloride potassium nitrate
  • sodium hydroxide sodium nitrate, potassium nitrate / sodium nitrate, sodium nitrite / sodium chloride, sodium nitrite, lithium nitrate, sodium potassium nitrate / sodium nitrite.
  • T s melting points / melting temperatures
  • the melting point and the melting temperature (T s ) is largely independent of pressure.
  • the abovementioned melting points or melting temperatures (T s ) relate to a measurement under atmospheric pressure (1013, 25 mbar, 1 atm).
  • the fracking agent composition (FZ) releases the stored heat again.
  • FZ Fracking agent composition
  • the fracking composition (FZ) contains at least one inorganic salt selected from the group of sodium nitrate, potassium nitrate and sodium nitrite.
  • the present invention thus also provides a process in which the fracking composition (FZ) contains at least one inorganic salt selected from the group consisting of sodium nitrate, potassium nitrate and sodium nitrite.
  • the fracking composition (FZ) contains
  • the fracking composition (FZ) contains
  • the present invention thus also provides a process in which the tanning composition (FZ) contains 60% by weight of potassium nitrate and 40% by weight of sodium nitrate.
  • the weight percentages are in each case based on the total weight of the fracking composition (FZ) without proppant (SM).
  • a fracking composition (FZ) containing 53% by weight of potassium nitrate, 40% by weight of sodium nitrite and 7% by weight of sodium nitrate has a melting temperature of 10,140 ° C. and is chemically stable up to operating temperatures of 535 ° C.
  • This composition is commercially available under the trade name HiTech ®.
  • a fracking composition (FZ) containing 60% by weight of potassium nitrate and 40% by weight of sodium nitrate has a melting temperature (T s ) of 222 ° C. up and up to
  • This composition is commercially available under the trade name Solar Salt ®. It has a high specific heat capacity of 1.55 kJ / (kg * K).
  • the density of this fracking composition (FZ) is above the melting temperature (T s ), ie in the molten state, 1, 8 g / cm 3 , the viscosity in the molten state is 2, 1 mPas.
  • the 0 heat transfer coefficient at turbulent flowing through pipe is 6000 W / K * m 2 .
  • this fracking composition (FZ) is particularly suitable for use in the method according to the invention.
  • the present invention also provides the use of at least one inorganic salt as a fracking composition (FZ).
  • FZ fracking composition
  • the fracking composition (FZ) may additionally contain a proppant (SM).
  • SM proppant
  • Suitable proppants 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 35 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 natural gas deposits, and proppants (SM) of larger particle size for 0 petroleum reservoirs.
  • the permeability / permeability of the tailings fractions filled with proppant should be 10 3 to 10 8 greater than the permeability of the deposit, this ensures optimum conditions for the natural gas or crude oil production.
  • the support means (SM) serves to keep the fraying fractures (FR) formed during hydraulic fraying open.
  • the support means (SM) prevents the fracking cracks (FR) close again when process step b) is completed and by the hydraulic pressure built up the Frackzusammen ammena (FZ) decreases again.
  • the piece means (SM) must be introduced into the fracture tears (FR) formed in method step b).
  • the proppant (SM) is therefore generally suspended in the fracking composition (FZ).
  • the fracking composition (FZ) serves as a carrier or transport means to transport the proppant (SM) into the fracking cracks (FR).
  • the proppant (SM) is generally contained 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 fracking composition (FZ) , based on the total weight of the fracking composition (FZ) and the proppant (SM).
  • the amount of proppant used (SM) depends on the reservoir properties.
  • Preferred proppants (SM) have a density in the range of 1.5 to 2.5 g / cm 3 .
  • the density of the proppant (SM) is thus in the range of the density of the frac composition (FZ), thereby preventing the sedimentation of the proppant (SM).
  • Suitable proppants (SM) are described for example in US 201 1/077176.
  • the density of the coating composition (FZ) by the addition of thermally stable powders, such as quartz sand, can be increased. Due to the amount of thermally stable powder used, the viscosity of the fracking composition (FZ) can be varied within wide limits.
  • the use of proppants (SM) is not mandatory. Since the fracking composition (FZ) converts below the melting temperature (T s ) from a flowable melt into a solid (solidified melt), the fracking composition (FZ) stabilizes the fracking cracks formed in process step b) (FR) even without the use of proppants. In one embodiment of the present invention, the tailing composition (FZ) contains no proppant (SM). Process step b)
  • the fracking composition (FZ) is introduced at a temperature (T FZ ) through the bore into the subterranean formation which is higher than the melting temperature (T s ) of the fracking composition (FZ).
  • T FZ melting temperature
  • T s melting temperature
  • the fracking composition (FZ) provided in process step a) is heated to temperatures greater than the melting temperature (T s ).
  • T s melting temperature
  • the production of the flowable melt can be carried out underground (on the surface of the subterranean formation) or in the bore.
  • Heaters are generally used to produce the flowable melt.
  • electric heaters can be used, but preferably heaters are used, which are operated with fossil fuels such as oil or natural gas.
  • the heater is upper days, i. arranged on the surface of the subterranean formation. It is also possible to set up a heated tank upper day, in which the flowable melt is generated.
  • the heater or the heated tank is arranged embodertage.
  • the bore generally has a wellhead. The heater or the heated tank are preferably arranged in the vicinity of the wellhead.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the subterranean formation has a temperature (T L ) and the fracking composition (FL) in process step b) is introduced at a temperature (T FI _) which is greater than (T L ) is.
  • the fracking composition (FZ) is generally injected in process step b) at a temperature (T FZ ) which is at least 10 ° C., preferably at least 50 ° C. and especially preferably at least 100 ° C. higher than the melting temperature (T s ) of the fracking composition (FZ).
  • T FZ melting temperature
  • the maximum temperature (T FZ ) at which the fracking composition (FZ) is injected in the form of a flowable melt in process step b) is determined by the thermal stability of the fracking composition (FZ). limited.
  • a high temperature of the fracking composition (FZ) and correspondingly a large difference between the reservoir temperature (T L ) and the temperature (T FZ ) of the fracking composition (FZ) is preferred in fracking of heavy oil deposits, as this introduces large amounts of heat into the reservoir can.
  • the present invention thus also relates to a process in which the fracking composition (FZ) in process step b) is introduced at a temperature (T Fz ) in the range from 150 ° C. to 600 ° C.
  • the above-mentioned temperature data refer to the temperature of the fracking composition (FZ) in the form of a flowable melt, measured at the wellhead of the bore.
  • the fracking composition (FZ) is heated above ground in a tank, and the proppant (SM) is suspended in the molten fracking composition (FZ).
  • the fracking composition (FZ) in solid form, for example in the form of a powder or granules in the tank provided and subsequently heated to temperatures above the melting temperature (T s ), whereby the fracking composition (FZ) is obtained in the form of a flowable melt.
  • the proppant (SM) can be added to the flowable melt.
  • the tank volume in this embodiment generally corresponds to the volume of the tailing composition (FZ) to be injected in step b).
  • process step (b) 100 to 1000 m 3 of the fracking composition (FZ) are injected in the form of a flowable melt into the subterranean formation.
  • the fracking composition (FZ) is injected as a flowable melt into the bore at a pressure which is greater than the minimum local rock stress of the subterranean formation.
  • fractures and fissures also known as fracking cracks (FR)
  • FR fracking cracks
  • the minimum local rock stress of the subterranean formation is also considered to be the minimum base load (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 pressure and 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 present invention thus also provides a process in which, in process step b), the fracking composition (FZ) is introduced at a pressure in the range from 100 to 1000 bar.
  • the fracking cracks (FR) produced in process step b) generally have a diameter in the range of 1 to 5 mm.
  • the fracking cracks (FR) formed in process step b) are filled with the fracking composition (FZ).
  • the fracking composition (FZ) contains a proppant (SM)
  • this is introduced together with the fracking composition (FZ) in the fracking cracks (FR).
  • the support means (SM) prevents the fracking cracks (FR) from closing again after a pressure reduction.
  • Suitable devices for building up the required pressures are known in the art.
  • the portion of the well to be hydraulically cracked in accordance with step b) is isolated from the adjacent wellbore section by means of a seal (packer).
  • the fracking composition (FZ) is usually introduced through a workstring, also referred to as a fracking strand, into the area to be cracked.
  • To build up the necessary pressure usually several pumps are used simultaneously. In general, 2 to 20 pumps are used, which are connected in parallel or in series.
  • a high hydrostatic pressure can be built up when the fracking composition (FZ) is introduced in the form of a flowable melt in process step b). This phenomenon is particularly pronounced in low-lying subterranean formations.
  • h depth depth of the subterranean formation [m].
  • the low viscosity and low hydraulic resistance of the frit composition (FR) in the form of a flowable melt also facilitates the penetration of the fracking composition (FZ) in the form of a flowable melt into the subterranean formation and the reservoir matrix.
  • a quiescent phase is set in which the frac composition (FZ) cools due to the temperature (T L ) of the subterranean formation (the underground deposit).
  • T L the temperature of the subterranean formation
  • the melting temperature (T s ) of the fracking composition (FZ) is chosen so that it is greater than the temperature (T L ).
  • T s the melting temperature of the fracking composition (FZ)
  • the period of time for the rest phase in method step c) is generally 1 hour to 3 days.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the duration of the quiescent phase in method step c) is one hour to three days.
  • the fracking composition (FL) may be under a pressure 5 which is higher, equal or lower than the pressure in process step b).
  • the fracking composition (FZ) during process step c) is kept under a pressure which corresponds at least to the local rock stress. This prevents the fraying composition (FZ) from flowing out of the fracking fractures (FR) into the bore. This ensures that the support means 10 (SM) remains in the fracking cracks (FR) formed in method step b).
  • the fracking composition (FZ) in process step c) is under a pressure which is lower than the local rock stress.
  • the subject matter of the present invention is also a process in which the fracking composition (FZ) during the process step c) is under a pressure that is at least equal to the local rock stress.
  • the proppants (SM) used are at least partially rinsed out of the fracking cracks (FR) again in the remediation step.
  • flushing out of the support means (SM) from the fracking cracks (FR) is largely prevented.
  • 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 30 10 milliDarcy.
  • the flowable melt In converting the fracking composition (FZ) from the aggregate state of the flowable melt to the aggregate state of the solid (i.e., the solidified melt), the flowable melt releases the stored heat to the subterranean formation.
  • the volume of the fracking composition (FZ) in the form of a solid may be greater or smaller than the volume of the frail composition (FZ) in the form of a flowable melt.
  • the conversion of the fracking composition (FZ) from the flowable melt to the solid is generally accomplished by crystallization.
  • the method according to the invention is therefore particularly suitable for the development of subterranean formations in which natural gas is stored in dense storage stones.
  • Such subterranean formations are, for example, natural gas deposits, preferably tight gas deposits.
  • the fracking composition in the form of a flowable melt may remain in the well during process step c), preferably in the installed tailings strand.
  • the flowable melt crystallizes in the bore, preferably in Frackrohrstrang.
  • the fracking tubing is removed from the well and cleaned from the fracking composition (FZ) in the form of a solid. The fracking tubing can subsequently be reused.
  • the fracking composition (FZ) prior to step c) directly after formation of the fracture cracks (FR) in process step b), the fracking composition (FZ) is pumped out of the tailings strand in the form of its flowable melt.
  • a return valve is installed in front of a packer in the bore.
  • two different tailing compositions are introduced into the subterranean formation in method step b).
  • the fracking composition (FZ1) which was first introduced in the form of a flowable melt, has a melting temperature (T S i) which is higher than the melting temperature (T S 2) of the second, subsequently introduced, fracking composition (FZ 2).
  • the volume of the first fracturing composition (FZ1) introduced in process step b) corresponds to the volume of the fracture fractions (FR) formed in process step b).
  • the volume of the subsequently introduced second tailing composition (FZ2) corresponds to the volume of the bore, preferably the volume of the fracking tubing.
  • the first tailing composition (FZ1) to be converted into a solid in the subterranean formation, ie solidified, and the second tailing composition (FZ2) to be in the form of a flowable melt in the bore, preferably in the tailings strand.
  • the second tailing composition (FZ2) can subsequently be pumped out of the tailings in the form of its flowable melt.
  • the first tanning composition (FZ1) used is preferably a mixture of 60% by weight of sodium nitrate and 40% by weight of potassium nitrate.
  • the first fracking composition (FZ1) in this case has a melting temperature (T S i) of 222 ° C and can be injected with temperatures (T FZ1 ) in the range of 450 to 550 ° C.
  • a proppant (SM) is preferably added to the first flowable composition (FZ1).
  • the second flowable composition (FZ2) used in this embodiment is preferably a fraying composition (FZ2) containing 53% by weight of potassium nitrate, 40% by weight of sodium nitrite and 7% by weight of sodium nitrate.
  • the second fracking composition (FZ2) in this case has a melting temperature (T S 2) of 140 ° C and is preferably used without proppant (SM). This makes it possible, the second Frackzusammen arrangement (FZ2) from the bore, preferably from the Frackrohrstrang pump out in the form of their flowable melt.
  • the conversion (crystallization) of the fracking composition (FZ) from the flowable melt to the solid changes the rheological properties of the fracturing composition (FZ), i. the viscosity of the fracking composition (FZ) increases sharply until finally the solid is formed. This prevents the fracking composition (FZ) from flowing out of the fracture tears (FR) formed in process step b).
  • the fracking composition (FZ) introduces a large amount of energy into the subterranean formation. This is associated with the following advantages. Due to the massive energy input, any water contained in the subterranean formation may be evaporated. By converting the water into the gaseous state, a further increase in pressure is achieved, whereby further fracture cracks (FR) are formed. This further increases the permeability of the subterranean formation.
  • the entry of water into the subterranean formation is prevented because the fracking composition (FZ) is substantially anhydrous.
  • essentially anhydrous is meant that the tuft composition (FZ) is less than 5% by weight, preferably less than one Wt .-% and particularly preferably less than 0.5 wt .-% water, in each case based on the total weight of the fracking composition (FZ).
  • the subject matter of the present invention is thus also a process in which the fracking composition (FZ) is substantially anhydrous.
  • the fracking composition (FZ) is heated to a temperature (T FZ ) which is above 100 ° C, the fracking composition (FZ) is generally completely anhydrous.
  • the temperature (T FZ ) indicates the temperature of the fracking composition (FZ) in the respective process step.
  • process step c) is generally followed by the promotion of raw materials from the subterranean formation. This promotion is described in process step d)
  • Process step d) After process step c) raw materials are generally extracted from the subterranean formation.
  • the subterranean formation is a petroleum or natural gas deposit, with natural gas deposits being particularly preferred.
  • the well is completed by methods known per se and expanded for the production of natural gas and / or crude oil.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a process for the production of natural gas and / or crude oil from an underground hydrocarbon deposit.
  • the permeability of the fracture cracks (FR) formed in process step b) is generally sufficient to start directly after process step c) with the production of natural gas.
  • FR fraying fractions contained in the fracking cracks (FR) in the form of a solid from the fracking cracks (FR).
  • This can be done for example by washing with water.
  • water is introduced into the subterranean formation after process step c) or after process step d).
  • the water dissolves the fracking composition (FZ).
  • Portions of the fracking composition (FZ) may subsequently be removed in the form of an aqueous solution from the subterranean formation. This can be done, for example, by pumping the fracking composition (FZ) in the form of a aqueous solution. This further increases the permeability of the subterranean formation as well as the fracture cracks (FR) formed therein.
  • FIG. 1 shows the state of the method according to the invention after completion of method step c).
  • Figure 1 shows a vertical section through a Frackriss (1, FR), which was formed in step b).
  • a fracking composition in the form of a flowable melt was introduced according to process step b), wherein in the fracking composition (FZ) a proppant (2; SM) was suspended.
  • FZ fracking composition
  • the flowable melt has transformed into a crystalline, fissured solid (3), which has cracks.
  • Due to the heat introduced in process steps b) and c) a rock layer 4 adjoining the fracking crack 1 has formed, which has an increased permeability.
  • hydrocarbons from the subterranean formation can penetrate into the Frackriss 1 and subsequently conveyed through the hole.
  • the flow direction of the hydrocarbons is designated by the reference numeral 5.
  • a tight gas deposit will be developed, which will be stored at a depth in the range of 4000 to 4500 m.
  • the gas-bearing sand layer has a thickness of about 500 m.
  • the reservoir temperature (T L ) is 130 ° C.
  • a hole is drilled in the gas-bearing sand layer and subsequently perforated.
  • a fracking composition (FZ) in the form of a flowable melt is injected through the perforation openings into the subterranean tight gas deposit through the perforation openings, whereby the fracking cracks (FR) are formed.
  • fracking composition (FZ) 450 m 3 of the fracking composition (FZ) are injected.
  • FZ 150 tons of proppant (SM) are suspended.
  • the fracking composition (FZ) used is a mixture containing 60% by weight of sodium nitrate and 40% by weight of potassium nitrate.
  • Obertage this Frackzusammenity (FZ) is converted by an electric heater in a flowable melt.
  • the flowable melt over a Frackrohrstrang, which is sealed by a packer, introduced through the perforation openings in the subterranean formation.
  • the temperature (T FZ ) of the flowable melt is at the wellhead in the range of 450 to 550 ° C.
  • the fracking tubing is sealed to the perforating section by a reflux valve.
  • the Frackrohrstrang is provided with a thermal insulation, so that the temperature loss of the flowable melt per kilometer is only 20 to 30 ° C.
  • the fracking composition (FZ) is pumped out of the tailings strand in the form of its flowable melt.
  • a rest phase (process step c)) of 1, 5 days is inserted, during which the fracking composition (FZ) converts from the flowable melt into a crystalline fissured solid.
  • the method according to the invention has the following advantages.
  • the used fracking composition (FZ) requires no additional chemicals and is therefore environmentally friendly. Since the fracking composition (FZ) is anhydrous, a contamination of the tight gas deposit with water is excluded. The swelling of clay rocks and the associated reduction in permeability in the vicinity of the fracture cracks (FR) is thus excluded. The discharging of the support means (SM) from the Frackrissen (FR) is also reliably prevented in the inventive method.
  • the amount of energy introduced via the fracking composition (FZ) additionally improves the permeability of the rock layers adjacent to the fracking cracks (FR).

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation. Darüber hinaus betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zum Eintragen von Wärme in eine unterirdische Formation.

Description

Wasserfreies Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation Beschreibung Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation. Darüber hinaus betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zum Eintragen von Wärme in eine unterirdische Formation.
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. Hierzu werden im Allgemeinen fließfähige Zusammensetzungen wie beispielsweise Suspensionen oder Lösungen, die auch als Frackflüssigkeiten (Brechflüssigkeiten) bezeichnet werden, mit einem Druck im Bereich von 20 bis 1000 MPa in die unterirdische Formation eingeleitet. 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.
Der Einsatz von wasserbasierten Frackflüssigkeiten ist im Allgemeinen mit Nachteilen verbunden. Die wässrigen Frackflüssigkeiten mindern durch Sättigung der Lagerstättenmatrix die Permeabilität der unterirdischen Formation. Darüber hinaus können wasserbasierte Frackflüssigkeiten feine Risse und Spalten in der unterirdischen Formation blockieren. Daher ist im Allgemeinen die Verwendung von Chemikalien zur Viskositätserhöhung sowie zur Minderung des Aufquellens von tonhaltigen Gesteinen erforderlich. Darüber hinaus wird das eingesetzte Stützmittel beim Abpumpen der Frackflüssigkeit zum Teil aus den Frackspalten wieder ausgetragen. Zum Abpumpen der Frackflüssigkeit ist darüber hinaus im Allgemeinen der Einsatz von so genannten Gelbrechern erforderlich. 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.
Die eingesetzten Frackflüssigkeiten sind nach Ausbildung der Frackrisse nur in äußerst geringen Mengen rückgewinnbar. Durch das Abpumpen der eingesetzten Frackflüssigkeiten werden im Allgemeinen nur zwischen 8 und 20 % der ursprünglich eingepressten Frackflüssigkeiten wiedergewonnen. Eine Aufbereitung und Wiederverwendung der Frackflüssigkeiten (Recycling) ist daher nur in äußerst geringem Maße möglich. Hierdurch sind konventionelle Frackverfahren kostenintensiv, da die Wiederverwendung der eingesetzten Frackflüssigkeiten nur in sehr geringem Maße möglich 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.
Neben den vorstehend erwähnten Chemikalien werden auch zahlreiche andere Stoffe bei Frackverfahren eingesetzt. Hierzu zählen beispielsweise Ablagerungshemmer (Scale-Inhibitoren), Biozide, Additive zur Kontrolle der Eisenfällung, Hochtemperaturstabilisatoren, Korrosionsschutzmittel, organische Lösungsmittel, pH- Regulatoren und Puffersysteme, Qu ervern etzer, Reibungsverminderer, Säuren, Schwefelwasserstofffänger, Tenside sowie Tonstabilisatoren.
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.
Bei konventionellen Verfahren zum hydraulischen Fracken von unterirdischen Formationen werden im Allgemeinen viskose Flüssigkeiten mit einem Druck von bis zu 1000 bar und Verpumpraten von bis zu 10 m3 pro Minute eingepresst. Unter diesen Bedingungen bilden sich in der unterirdischen Formation Frackspalten, auch Frackrisse genannt, aus. Um die notwendigen Drücke und Verpumpraten zu erreichen, werden üblicherweise zwei bis fünf Pumpen gleichzeitig eingesetzt. In Ausnahmefällen können auch bis zu zehn Pumpen gleichzeitig eingesetzt werden. In Abhängigkeit der minimalen örtlichen Gesteinsbeanspruchung der unterirdischen Formation kann auch der Einsatz von mehr als zehn Pumpen notwendig sein. Den Frackflüssigkeiten wird üblicherweise ein Stützmittel zugesetzt, das in der Frackflüssigkeit suspendiert vorliegt. Die beim Fracken gebildeten Frackrisse haben im Allgemeinen eine sehr gute hydraulische Leitfähigkeit. Die Fläche der Frackrisse kann beispielsweise im Bereich zwischen 4 000 und 120 000 m2 liegen. Die Art der eingesetzten Frackflüssigkeit hat einen sehr großen Einfluss auf die Effizienz des Frackverfahrens. Ursprünglich wurde als Frackflüssigkeit Erdöl eingesetzt. Darüber hinaus sind im Stand der Technik wässrige Lösungen, die durch Polysaccharide, wie beispielsweise Xanthan-Gum verdickt sind, eingesetzt.
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.
Insbesondere bei den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren, bei denen wässrige Frackflüssigkeiten eingesetzt werden, werden die unterirdische Formation sowie die Frackrisse und das an die Frackrisse angrenzende Umgebungsgestein massiv mit Wasser kontaminiert. Dies führt, wie bereits ausgeführt, zum Aufquellen von Tongesteinen und Tonpartikeln, die im Umgebungsgestein der Frackrisse enthalten sind. Das Umgebungsgestein der Frackrisse wird auch als Lagerstättenmatrix bezeichnet. Die Folge hiervon ist, dass die Permeabilität der Lagerstättenmatrix deutlich reduziert wird, wodurch nur geringe Förderraten aus der unterirdischen Formation erreicht werden. Dieser nachteilige Effekt ist besonders schwerwiegend bei der Entwicklung von unkonventionellen Lagerstätten, die normalerweise ohnehin eine sehr geringe Permeabilität und einen sehr niedrigen Kohlenwasserstoffdruck aufweisen.
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 unterirdischen Formationen 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. Darüber hinaus soll ein Verfahren zum hydraulischen Fracken bereitgestellt werden, das ohne wässrige Frackflüssigkeiten, das heißt wasserfrei, durchgeführt werden kann. Das Verfahren soll somit zu einer minimalen Kontaminierung der unterirdischen Formation mit Wasser und anderen Chemikalien führen. Diese Aufgabe wird gelöst durch das erfindungsgemäße Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation, in die mindestens eine Bohrung niedergebracht ist, umfassend die Verfahrensschritte: a) Bereitstellung einer Frackzusammensetzung (FZ), die oberhalb einer Schmelztemperatur (Ts) als fließfähige Schmelze und unterhalb der Schmelztemperatur (Ts) als Feststoff vorliegt, b) Einleiten der Frackzusammensetzung (FZ) durch die mindestens eine Bohrung in die unterirdische Formation mit einem Druck, der größer als die minimale örtliche
Gesteinsbeanspruchung der unterirdischen Formation ist, zur Bildung von Frackrissen (FR) in der unterirdischen Formation, wobei die Frackzusammensetzung (FZ) mit einer Temperatur (TFZ) eingeleitet wird, die oberhalb der Schmelztemperatur (Ts) liegt und c) Einlegen einer Ruhephase, in der die Frackzusammensetzung (FZ) auf eine Temperatur (TFZ) abkühlt, die unterhalb der Schmelztemperatur (Ts) liegt.
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 b) eingeleitete Frackzusammensetzung (FZ), die bei der Bildung der Frack-Risse (FR) eingesetzt wird, im Wesentlichen Wasserfrei ist.
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. Darüber hinaus wird das Aufquellen der Tongesteine in der unterirdischen Formation weitestgehend unterbunden und eine damit einhergehende Abnahme der Permeabilität wird verhindert oder zumindest vermindert. Unterirdische Formation
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. Bevorzugt wird das erfindungsgemäße Verfahren in unterirdischen Kohlenwasserstoff-Lagerstätten eingesetzt. Besonders bevorzugt wird das erfindungsgemäße Verfahren in unterirdischen Erdgas-Lagerstätten eingesetzt. Die Begriffe„unterirdische Formation" und„unterirdische Lagerstätte" werden nachfolgend synonym gebraucht.
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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 10 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.
15 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
20 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 (1 Darcy = 1 μηη2).
Das erfindungsgemäße Verfahren kann dabei sowohl in Injektions- als auch in 25 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 30 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 bei 35 maximal 200°C, bevorzugt bei maximal 150°C, besonders bevorzugt bei maximal 130°C und insbesondere bei maximal 80°C.
Die Temperatur (TL) der unterirdischen Lagerstätte (unterirdischen Formation) liegt üblicherweise im Bereich von größer 0 bis 200°C, bevorzugt im Bereich von 5 bis 40 150°C, besonders bevorzugt im Bereich von 5 bis 130 °C und insbesondere im Bereich von 5 bis 80°C. Die Temperatur (TL) wird auch als Lagerstättentemperatur TL bezeichnet. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Formation eine Temperatur (TL) im Bereich von größer 0 °C bis 200 °C aufweist.
Weiterhin Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Lagerstätte eine Lagerstättentemperatur (TL) im Bereich von 0 bis 200°C, bevorzugt im Bereich von 5 bis 150°C, besonders bevorzugt im Bereich von 5 bis 130°C und insbesondere im Bereich von 5 bis 80°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 0 952 300 beschrieben. Unter dem Begriff „mindestens eine Bohrung" werden vorliegend genau eine Bohrung sowie zwei oder mehrere Bohrungen verstanden.
Die Bohrung wird in einer bevorzugten Ausführungsform durch Futterrohre verrohrt. Um das Einleiten der Frackzusammensetzung (FZ) in Verfahrensschritt b) zu erleichtern wird die Bohrung in einer bevorzugten Ausführungsform perforiert unter Erhalt mindestens eines Perforationsabschnitts. Unter dem Begriff „mindestens ein Perforationsabschnitt" werden erfindungsgemäß genau ein Perforationsabschnitt sowie zwei oder mehrere Perforationsabschnitte verstanden. Die Länge eines einzelnen Perforationsabschnitts richtet sich nach der Mächtigkeit der unterirdischen Lagerstätte und kann beispielsweise 5 bis 150 Meter betragen.
Verfahren zur Erzeugung von Perforationsabschnitten sind dem Fachmann bekannt und beispielsweise in der RU 2 358 100 beschrieben. Bevorzugt wird zur Erzeugung des bzw. der Perforationsabschnitts/e die Kugelperforation eingesetzt. In einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung weist die Bohrung mindestens einen Perforationsabschnitt auf, durch den in Verfahrensschritt b) die Frackzusammensetzung (FZ) mit einer Temperatur (TFZ), die oberhalb der Schmelztemperatur (Ts) liegt eingeleitet wird. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Bohrung mindestens einen Perforationsabschnitt aufweist, durch den in Verfahrensschritt b) die Frackzusammensetzung (FZ) in die unterirdische Formation eingeleitet wird. Bereitstellen der Frackzusammensetzung (FZ); Verfahrensschritt a) Als Frackzusammensetzung (FZ) können prinzipiell alle Zusammensetzungen eingesetzt werden, die eine Schmelztemperatur (Ts) aufweisen. Bei den Frackzusammensetzungen (FZ) kann es sich um Reinstoffe oder um Gemische handeln.
Reinstoffe weisen im Allgemeinen einen klar definierten Schmelzpunkt auf. Gleiches gilt für eutektische Gemische. Für den Fall, dass als Frackzusammensetzung (FZ) Reinstoffe oder eutektische Gemische eingesetzt werden, weist die Frackzusammensetzung (FZ) somit einen klar definierten Schmelzpunkt auf. In diesem Fall entspricht die Schmelztemperatur (Ts) dem Schmelzpunkt der Frackzusammensetzung (FZ).
Für den Fall, dass als Frackzusammensetzung (FZ) Gemische (nicht eutektische Gemische) eingesetzt werden, weist die Frackzusammensetzung (FZ) im Allgemeinen keinen klar definierten Schmelzpunkt auf. Das Schmelzen, d.h. der Übergang vom festen in den flüssigen Aggregatzustand, vollzieht sich vielmehr innerhalb eines Temperaturintervalls, das auch als Schmelzbereich bezeichnet wird.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung wird unter dem Begriff „Schmelztemperatur (Ts)" die Temperatur verstanden, bei der bzw. oberhalb der die
Frackzusammensetzung (FZ) vollständig im flüssigen Aggregatzustand vorliegt.
Hiervon ausgenommen sind nicht schmelzbare Substanzen, die gegebenenfalls in der
Frackzusammensetzung (FZ) enthalten sein können, wie beispielsweise das nachfolgend beschriebene Stützmittel (SM). Unter „nicht schmelzbar" werden im Rahmen der vorliegenden Erfindung Stoffe verstanden, die einen Schmelzpunkt oberhalb von 1000°C aufweisen, beispielsweise das gegebenenfalls in der
Frackzusammensetzung (FZ) enthaltene Stützmittel (SM).
Oberhalb der Schmelztemperatur (Ts) liegt die Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze vor. Unter„fließfähig" wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung verstanden, dass die Frackzusammensetzung (FZ) in Form der fließfähigen Schmelze mittels konventioneller Pumpen durch die Bohrung in die unterirdische Formation verpumpt werden kann. Bevorzugt weist die Frackzusammensetzung (FZ) oberhalb ihrer Schmelztemperatur (Ts), d.h. in Form der fließfähigen Schmelze, eine Viskosität im Bereich von 1 ,5 bis 10 mPas, besonders bevorzugt im Bereich von 1 ,9 bis 8 mPas auf.
Bevorzugt weist die Frackzusammensetzung (FZ) oberhalb ihrer Schmelztemperatur (Ts), d.h. in Form der fließfähigen Schmelze, eine Dichte im Bereich von 1 ,5 bis 3,0 g/cm3, besonders bevorzugt im Bereich von 1 ,8 bis 2,5 g/cm3 und insbesondere im Bereich von 1 ,8 bis 2,0 g/cm3 auf. Die Frackzusammensetzung (FZ) kann aufgrund ihrer niedrigen Viskosität im geschmolzenen Zustand (Schmelzviskosität) gut in die unterirdische Formation eingeleitet werden. Die relativ hohe Dichte der Frackzusammensetzung (FZ) verhindert zudem das Sedimentieren des gegebenenfalls eingesetzten Stützmittels (SM).
Unterhalb der Schmelztemperatur (Ts) liegt die Frackzusammensetzung (FZ) in Form eines Feststoffs vor. Bei Unterschreiten der Schmelztemperatur (Ts) kristallisiert die fließfähige Schmelze aus und erstarrt. Die Begriffe„erstarrte Schmelze" und„Feststoff" werden im Hinblick auf die Frackzusammensetzung (FZ) vorliegend synonym gebraucht.
Es ist bekannt, dass eine Substanz beim Erhitzen während des Übergangs vom festen in den flüssigen Aggregatzustand (Schmelzen) eine bestimmt Energiemenge aufnimmt. Diese Energiemenge wird auch als Schmelzwärme, Schmelzenthalpie oder Schmelzenergie bezeichnet. Ausgehend vom festen Aggregatzustand zeigt die Aufheizkurve (Schmelzkurve) daher zunächst einen Temperaturanstieg. Dieser Anstieg geht nachfolgend in ein Temperaturplateau über. Der Übergang der Schmelzkurve vom anfänglichen Temperaturanstieg auf das Temperaturplateau stellt den Beginn des Schmelzvorgangs dar. Die Temperatur des Plateaus zeigt hierbei den Schmelzpunkt (im Fall eines Reinstoffs oder eutektischen Gemischs die Schmelztemperatur (Ts)) an. Im Plateaubereich wandelt sich nach und nach der Feststoff in den flüssigen Aggregatzustand um. Das Ende des Temperaturplateaus zeigt an, dass der Feststoff vollständig in den flüssigen Aggregatzustand übergegangen ist. Bei weiterer Energiezufuhr heizt sich die Schmelze weiter auf. Dies schlägt sich in einem weiteren Anstieg der Aufheizkurve nieder.
Bei den meisten Substanzen ist der Schmelzvorgang reversibel. Während des Abkühlens, ausgehend vom vollständig geschmolzenen, d.h. flüssigen Aggregatzustand, verharrt die Substanz daher für eine gewisse Zeitspanne auf dem vorstehend beschriebenen Temperaturniveau. Die Schmelze kristallisiert nach und nach aus und wandelt sich in den festen Aggregatzustand um. Nachdem die komplette Schmelze in den festen Aggregatzustand übergegangen ist, nimmt die Temperatur der Substanz ab, was sich in einer negativen Steigung der Aufheizkurve niederschlägt. Im Bereich des Temperaturplateaus gibt die Schmelze die zuvor aufgenommene Energie wieder ab. Die Schmelzenergie kann das Ein- bis Zweihundertfache der spezifischen Wärme der Substanz betragen. Daher ergibt sich die Möglichkeit, sehr große Energiemengen in einem engen Temperaturbereich bei relativ kleinem Volumenbedarf zu speichern. Substanzen zur Speicherung von Energie unter Ausnutzung des Phasenübergangs fest/flüssig bzw. flüssig/fest werden auch als Latentwärmespeichermittel bzw. phase change materials bezeichnet. Die vorstehenden Ausführungen gelten für die erfindungsgemäß eingesetzte Frackzusammensetzung (FZ) entsprechend.
Als Frackzusammensetzungen (FZ), die im erfindungsgemäßen Verfahren eingesetzt werden können, sind daher prinzipiell alle Zusammensetzungen geeignet, die in anderen Bereichen als Latentwärmespeichermittel eingesetzt werden. Die Latentwärmespeichermittel, die im Rahmen der vorliegenden Erfindung als Frackzusammensetzung (FZ) eingesetzt werden, sollten generell eine möglichst hohe Schmelzenthalpie aufweisen. Entscheidend ist hierbei die volumenspezifische Schmelzenthalpie, d.h. die Schmelzenthalpie, bezogen auf das Volumen, um pro Volumeneinheit des zur Verfügung stehenden Speicherraums ein Höchstmaß an Speicherkapazität zu erzielen.
Geeignete Latentwärmespeichermittel, die im erfindungsgemäßen Verfahren als Frackzusammensetzung (FZ) eingesetzt werden können, sind dem Fachmann prinzipiell bekannt und werden zum Beispiel in Solarkollektoren oder Wärmepumpen eingesetzt.
Erfindungsgemäß bevorzugte Frackzusammensetzungen (FZ) weisen im Allgemeinen eine Schmelztemperatur (Ts) im Bereich von 40 bis 500 °C auf. Die Art der im erfindungsgemäßen Verfahren eingesetzten Frackzusammensetzung (FZ) wird im Allgemeinen auf die Temperatur (TL) der unterirdischen Formation, d.h. auf die Lagerstättentemperatur (TL) der unterirdischen Lagerstätte, abgestimmt. In Abhängigkeit von der Lagerstättentemperatur (TL) wird die Frackzusammensetzung (FZ) im Allgemeinen so ausgewählt, dass die Schmelztemperatur (Ts) der Frackzusammensetzung (FZ) größer als die Lagerstättentemperatur (TL) ist.
Bevorzugt ist die Schmelztemperatur (Ts) der Frackzusammensetzung (FZ) mindestens 10 °C höher als die Lagerstättentemperatur TL der unterirdischen Formation (unterirdischen Lagerstätte). Die Schmelztemperatur (Ts) der Frackzusammensetzung (FZ) liegt bevorzugt maximal 100 °C über der Lagerstättentemperatur (TL). Höhere Temperaturdifferenzen sind zwar möglich, jedoch nicht unbedingt wünschenswert, da in diesem Fall die Zeitdauer der Ruhephase in Verfahrensschritt c) entsprechend länger gewählt werden muss.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Frackzusammensetzung (FZ) eine Schmelztemperatur (Ts) aufweist, die mindestens 10 °C höher als die Temperatur (TL) der unterirdischen Formation ist.
Bevorzugt enthält die Frackzusammensetzung (FZ) mindestens ein anorganisches Salz. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Frackzusammensetzung (FZ) mindestens ein anorganisches Salz enthält. Besonders bevorzugt enthält die Frackzusammensetzung (FZ) mindestens ein anorganisches Salz ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Natriumsulfid, Ammoniumalaun, Lithiumperchlorat-Trihydrat, Magnesiumnitrat, Bariumhydroxid, Lithiumnitrat, Magnesiumnitrat, Natriumacetat-Trihydrat, Natriumthiosulfat, Magnesiumchlorid (Bischofit), Natriumchlorid, Kaliumchlorid, Kaliumnitrat, Natriumhydroxid, Natriumnitrat, Kaliumnitrit und Natriumnitrit.
Bei den Frackzusammensetzungen (FZ) unterscheidet man Frackzusammensetzungen (FZ) für den Niedertemperaturbereich und Frackzusammensetzungen (FZ) für den Hochtemperaturbereich.
Frackzusammensetzungen (FZ) für den Niedertemperaturbereich sind solche, die eine Schmelztemperatur (Ts) im Bereich von 40 °C bis kleiner 100 °C aufweisen. Geeignete Frackzusammensetzungen (FZ) für den Niedertemperaturbereich sind beispielsweise Salze und Salzhydrate, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Natriumsulfid, Ammoniumalaun, Lithiumperchlorat-Trihydrat, Magnesiumnitrat, Bariumhydroxid, Magnesiumnitrat in Mischung mit Lithiumnitrat, Natriumhydroxid (mit Kristallwasser), Magnesiumnitrat in Mischung mit Magnesiumchlorid, Natriumacetat-Trihydrat und Natriumthiosulfat. Selbstverständlich können auch Mischungen der vorstehend genannten Salze eingesetzt werden. Die vorstehend genannten Salze bzw. Salzmischungen weisen einen definierten Schmelzpunkt auf, so dass bei diesen Salzen bzw. Salzmischungen der Schmelzpunkt der Schmelztemperatur (Ts) entspricht.
Die Schmelztemperatur (Ts)/Schmelzpunkte sind in der nachfolgenden Tabelle angegeben.
Salz/Salzgemisch Schmelztemperatur (Ts)/Schmelzpunkt
Natriumsulfid (Na2S * 5H20 96 °C
Ammoniumalaun 93 °C
Lithiumperchlorat-Trihydrat 94 °C
Magnesiumnitrat 89 °C
Bariumhydroxid 78 °C
Magnesiumnitrat/Lithiumnitrat 72 °C
Natriumhydroxid (NaOH * H20) 64 °C
Magnesiumnitrat/Magnesiumchlorid 59°C
N atri u macetat-Tri hyd rat 58 °C Natriumthiosulfat 48 °C
Natriumsulfid (Na2S * 9H20) 47 °C
Geeignete Frackzusammensetzungen für den Hochtemperaturbereich sind beispielsweise ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Magnesiumchlorid (Bischofit), Magnesium-Natrium-Kaliumchlorid, Kaliumnitrat, Natriumhydroxid, Natriumnitrat, Kaliumnitrat/Natriumnitrat, Natriumnitrit/Natriumchlorid, Natriumnitrit, Lithiumnitrat, Natrium-Kalium-Nitrat/Natriumnitrit. Selbstverständlich können auch Mischungen der vorstehend genannten Salze bzw. Salzgemische eingesetzt werden. Die Schmelzpunkte/Schmelztemperaturen (Ts) der vorstehend genannten Frackzusammensetzungen für den Hochtemperaturbereich sind in der nachfolgenden Tabelle angegeben.
Figure imgf000015_0001
Der Schmelzpunkt sowie die Schmelztemperatur (Ts) ist weitgehend druckunabhängig. Die vorstehend genannten Schmelzpunkte bzw. Schmelztemperaturen (Ts) beziehen sich auf eine Messung bei Normaldruck (1013, 25 mbar; 1 atm).
Beim Phasenübergang von der fließfähigen Schmelze zum Feststoff gibt die Frackmittelzusammensetzung (FZ) die gespeicherte Wärme wieder ab. In der nachfolgenden Tabelle ist das Wärmespeichervermögen einiger Salze bzw. Salzmischungen angegeben, die als Frackmittelzusammensetzungen (FZ) eingesetzt werden können.
Salz/Salzgemisch Wärmespeichervermögen [MJ/t]
Magnesiumchlorid (MgCI2 *6H20) 172
Natriumnitrat/Kaliumnitrat/Natriumnitrit 200 7/53/40
Lithiumnitrat 380
Natriumnitrit 212
Natriumnitrit/Natriumchlorid (Eutektikum) 212
Kaliumnitrat/Natriumnitrat 170
60/40
Natriumnitrat 174
Natriumhydroxid 158
Kaliumnitrat 1 16
Magnesium- /Natrium- /Kaliumchlorid 461
(Eutektikum)
Für den Fall, dass erfindungsgemäß Gemische aus zwei oder mehreren anorganischen Salzen eingesetzt werden, sind eutektische Gemische bevorzugt. Die Tabelle zeigt, dass durch die erfindungsgemäß eingesetzte Frackzusammensetzung (FZ) beim Fracken gemäß Verfahrensschritt b) bzw. während der Ruhephase gemäß Verfahrensschritt c) erhebliche Energiemengen in die unterirdische Formation eingebracht werden. Je nach eingesetzter Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze könne beim Einleiten von 500 m3 (entspricht ca. 1000 t) zwischen 100 000 und 450 000 MJ Energie eingetragen werden.
Besonders bevorzugt enthält die Frackzusammensetzung (FZ) mindestens ein anorganisches Salz ausgewählt aus der Gruppe Natriumnitrat, Kaliumnitrat und Natriumnitrit.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Frackzusammensetzung (FZ) mindestens ein anorganisches Salz ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Natriumnitrat, Kaliumnitrat und Natriumnitrit enthält.
Insbesondere bevorzugt enthält die Frackzusammensetzung (FZ)
53 Gew.-% Kaliumnitrat,
40 Gew.-% Natriumnitrit und
7 Gew.-% Natriumnitrat.
Am Meisten bevorzugt enthält die Frackzusammensetzung (FZ)
60 Gew.-% Kaliumnitrat und
40 Gew.-% Natriumnitrat. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Frackzusammensetzung (FZ) 60 Gew.-% Kaliumnitrat und 40 Gew.-% Natriumnitrat enthält.
5 Die Gew.-%-Angaben sind dabei jeweils auf das Gesamtgewicht der Frackzusammensetzung (FZ) ohne Stützmittel (SM) bezogen.
Eine Frackzusammensetzung (FZ), die 53 Gew.-% Kaliumnitrat, 40 Gew.-% Natriumnitrit und 7 Gew.-% Natriumnitrat enthält, weist eine Schmelztemperatur von 10 140°C auf und ist bis zu Betriebstemperaturen von 535°C chemisch stabil. Diese Zusammensetzung ist unter dem Handelsnamen HiTech® erhältlich.
Eine Frackzusammensetzung (FZ), die 60 Gew.-% Kaliumnitrat und 40 Gew.-% Natriumnitrat enthält, weist eine Schmelztemperatur (Ts) von 222 °C. auf und ist bis zu
15 Betriebstemperaturen von 590°C chemisch stabil. Diese Zusammensetzung ist unter dem Handelsnamen Solarsalz® erhältlich. Sie weist eine hohe spezifische Wärmekapazität von 1 ,55 kJ/(kg*K) auf. Die Dichte dieser Frackzusammensetzung (FZ) beträgt oberhalb der Schmelzteperatur (Ts), d.h. im geschmolzenen Zustand, 1 ,8 g/cm3, die Viskosität im geschmolzenen Zustand beträgt 2, 1 mPas. Der 0 Wärmeübertragungskoeffizient am turbulent durchströmten Rohr beträgt 6000 W/K*m2.
Diese Frackzusammensetzung (FZ) eignet sich aufgrund ihrer hohen Wärmekapazität (2,8 MJ/(K*m3) besonders für den Einsatz im erfindungsgemäßen Verfahren.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist auch die Verwendung mindestens eines 5 anorganischen Salzes als Frackzusammensetzung (FZ). Für die erfindungsgemäße Verwendung gelten die vorstehenden Ausführungen und Bevorzugungen entsprechend.
Die Frackzusammensetzung (FZ) kann zusätzlich ein Stützmittel (SM) enthalten.
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Geeignete Stützmittel (SM) sind dem Fachmann bekannt. Geeignete Stützmittel (SM) sind beispielsweise partikuläre keramische Materialien, wie Sand, Bauxit oder Glasperlen. Die Partikelgröße des Stützmittels richtet sich nach der Geometrie der gebildeten Frack-Risse (FR), die abgestützt werden sollen. Geeignete Partikelgrößen 35 liegen im Allgemeinen im Bereich von 0,15 mm bis 3,0 mm.
Für jede unterirdische Formation (unterirdische Lagerstätte) werden die Partikelgröße und andere Parameter des Stützmittels (SM) optimiert. Allgemein werden für Erdgaslagerstätten Stützmittel (SM) mit relativ kleiner Partikelgröße und für 0 Erdöllagerstätten Stützmittel (SM) mit größerer Partikelgröße gewählt. Die Durchlässigkeit/Permeabilität der mit Proppant verfüllten Frack-Risse soll um 103 bis 108 größer sein als die Permeabilität der Lagerstätte, dies gewährleistet optimale Bedingungen für die Erdgas- oder Erdölförderung. 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 b) beendet ist und der durch die die Frackzusammensetzung (FZ) aufgebaute hydraulische Druck wieder abnimmt. Hierzu muss das Stückmittel (SM) in die in Verfahrensschritt b) gebildeten Frack- Risse (FR) eingebracht werden. Das Stützmittel (SM) ist daher im Allgemeinen in der Frackzusammensetzung (FZ) suspendiert.
Die Frackzusammensetzung (FZ) dient dabei als Träger- bzw. Transportmittel um das Stützmittel (SM) in die Frack-Risse (FR) zu transportieren.
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 Frackzusammensetzung (FZ) enthalten, bezogen auf das Gesamtgewicht der Frackzusammensetzung (FZ) und des Stützmittels (SM). Die Menge des eingesetzten Stützmittels (SM) ist von den Lagerstätteneigenschaften abhängig.
Aufgrund der geringen Partikelgröße des gegebenenfalls eingesetzten Stützmittels (SM) und der Turbulenzen in der Bohrung bei der Durchführung des Verfahrensschritts b), sedimentiert das gegebenenfalls eingesetzte Stützmittel (SM) nur langsam.
Bevorzugte Stützmittel (SM) haben eine Dichte im Bereich von 1 ,5 bis 2,5 g/cm3. Die Dichte des Stützmittels (SM) liegt somit im Bereich der Dichte der Frackzusammensetzung (FZ), hierdurch wird das Sedimentieren des Stützmittels (SM) verhindert. Geeignete Stützmittel (SM) sind beispielsweise in der US 201 1/077176 beschrieben. Für den Fall, dass Stützmittel (SM) mit einer Dichte größer 2,5 g/cm3 eingesetzt werden, kann gegebenenfalls die Dichte der Frackzusammensetzung (FZ) durch die Zugabe von thermisch stabilen Pulvern, wie Quarzsand, erhöht werden. Durch die Menge des eingesetzten thermisch stabilen Pulvers kann die Viskosität der Frackzusammensetzung (FZ) in weiten Bereichen variiert werden.
Der Einsatz von Stützmitteln (SM) ist jedoch nicht zwingend erforderlich. Da sich die Frackzusammensetzung (FZ) bei Unterschreiten der Schmelztemperatur (Ts) von einer fließfähigen Schmelze in einen Feststoff (erstarrte Schmelze) umwandelt, stabilisiert die Frackzusammensetzung (FZ) die in Verfahrensschritt b) gebildeten Frack-Risse (FR) auch ohne den Einsatz von Stützmitteln. In einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung enthält die Frackzusammensetzung (FZ) keine Stützmittel (SM). Verfahrensschritt b)
Die Techniken zum hydraulischen Fracken sind dem Fachmann bekannt und im einleitenden Teil der vorliegenden Beschreibung kurz umrissen. In Verfahrensschritt b) wird die Frackzusammensetzung (FZ) mit einer Temperatur (TFZ) durch die Bohrung in die unterirdische Formation eingeleitet, die höher als die Schmelztemperatur (Ts) der Frackzusammensetzung (FZ) ist. Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass die Frackzusammensetzung (FZ) in Verfahrensschritt b) in Form einer fließfähigen Schmelze injiziert wird.
Zur Erzeugung der fließfähigen Schmelze wird die in Verfahrensschritt a) bereitgestellte Frackzusammensetzung (FZ) auf Temperaturen größer der Schmelztemperatur (Ts) erwärmt. Die Erzeugung der fließfähigen Schmelze kann obertage (an der Oberfläche der unterirdischen Formation) oder in der Bohrung erfolgen.
Zur Erzeugung der fließfähigen Schmelze werden im Allgemeinen Heizer eingesetzt. Hierzu können elektrische Heizer eingesetzt werden, bevorzugt werden jedoch Heizer eingesetzt, die mit fossilen Brennstoffen wie Erdöl oder Erdgas betrieben werden. In einer bevorzugten Ausführungsform ist der Heizer obertage, d.h. an der Oberfläche der unterirdischen Formation angeordnet. Es ist auch möglich einen beheizten Tank obertage aufzustellen, in dem die fließfähige Schmelze erzeugt wird. Bevorzugt ist der Heizer bzw. der beheizte Tank obertage angeordnet. Die Bohrung weist im Allgemeinen einen Bohrlochkopf auf. Der Heizer bzw. der beheizte Tank sind bevorzugt in der Nähe des Bohrlochkopfs angeordnet.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Formation eine Temperatur (TL) aufweist und die Frackzusammensetzung (FL) in Verfahrensschritt b) mit einer Temperatur (TFI_) eingeleitet wird, die größer als (TL) ist.
Die Frackzusammensetzung (FZ) wird in Verfahrensschritt b) im Allgemeinen mit einer Temperatur (TFZ) injiziert, die mindestens 10 °C, bevorzugt mindestens 50 °C und insbesondere bevorzugt mindestens 100 °C höher liegt als die Schmelztemperatur (Ts) der Frackzusammensetzung (FZ). Die maximale Temperatur (TFZ), mit der die Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze in Verfahrensschritt b) injiziert wird, ist durch die thermische Stabilität der Frackzusammensetzung (FZ) begrenzt. Im Allgemeinen wird die Frackzusammensetzung (FZ) in Verfahrensschritt b) mit Temperaturen im Bereich von 150 bis 600 °C, bevorzugt im Bereich von 300 bis 600 °C, injiziert. Eine hohe Temperatur der Frackzusammensetzung (FZ) und entsprechend eine große Differenz zwischen der Lagerstättentemperatur (TL) und der Temperatur (TFZ) der Frackzusammensetzung (FZ) ist bevorzugt beim Fracken von Schweröllagerstätten, da hierdurch große Mengen von Wärme in die Lagerstätte eingetragen werden können.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Frackzusammensetzung (FZ) in Verfahrensschritt b) mit einer Temperatur (TFz) im Bereich von 150 °C bis 600 °C eingeleitet wird.
Die vorstehend genannten Temperaturangaben beziehen sich auf die Temperatur der Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze, gemessen am Bohrlochkopf der Bohrung.
Für den Fall, dass Stützmittel (SM) in der Frackzusammensetzung (FZ) enthalten sind, wird die Frackzusammensetzung (FZ) obertage in einem Tank erwärmt, und das Stützmittel (SM) wird in der geschmolzenen Frackzusammensetzung (FZ) suspendiert. Hierzu wird die Frackzusammensetzung (FZ) in fester Form, beispielsweise in Form eines Pulvers oder eines Granulats in dem Tank bereitgestellt und nachfolgend auf Temperaturen oberhalb der Schmelztemperatur (Ts) erwärmt, wodurch die Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze erhalten wird. Das Stützmittel (SM) kann der fließfähigen Schmelze zugegeben werden. Darüber hinaus ist es auch möglich, das Stützmittel (SM) zusammen mit der Frackzusammensetzung (FZ) in fester Form vorzulegen und nachfolgend zu erhitzen, wodurch die fließfähige Schmelze erhalten wird. Das Tankvolumen entspricht in dieser Ausführungsform im Allgemeinen dem Volumen der Frackzusammensetzung (FZ), die in Verfahrensschritt b) injiziert werden soll.
Im Allgemeinen werden in Verfahrensschritt (b) 100 bis 1000 m3 der Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze in die unterirdische Formation injiziert. In Verfahrensschritt b) wird die Frackzusammensetzung (FZ) als fließfähige Schmelze 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 Drucks der Frackzusammensetzung (FZ), 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 Gebirgsdruck sowie die Teufe, der Lagerstättendruck, die Schichtung sowie die Gesteinsfestigkeit der unterirdischen Formation. In der Praxis wird für die Durchführung des Verfahrensschritts b) 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. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem in Verfahrensschritt b) die Frackzusammensetzung (FZ) mit einem Druck im Bereich von 100 bis 1000 bar eingeleitet wird.
Die in Verfahrensschritt b) erzeugten Frack-Risse (FR) weisen im Allgemeinen einen Durchmesser im Bereich von 1 bis 5 mm auf.
Die in Verfahrensschritt b) ausgebildeten Frack-Risse (FR) sind mit der Frackzusammensetzung (FZ) gefüllt. Für den Fall, dass die Frackzusammensetzung (FZ) ein Stützmittel (SM) enthält, wird dieses zusammen mit der Frackzusammensetzung (FZ) in die Frack-Risse (FR) eingebracht. Das Stützmittel (SM) verhindert, dass sich die Frack-Risse (FR) nach einer Druckverringerung wieder schließen.
Geeignete Vorrichtungen zum Aufbau der benötigten Drücke sind dem Fachmann bekannt. Üblicherweise wird der Abschnitt der Bohrung, der gemäß Verfahrensschritt b) hydraulisch gefrackt werden soll, mittels einer Dichtung (Packer) von dem angrenzenden Bohrlochabschnitt isoliert. Die Frackzusammensetzung (FZ) wird üblicherweise durch einen Arbeitsstrang, der auch als Frackrohrstrang bezeichnet wird, in den Bereich, der gefrackt werden soll, eingebracht. Zum Aufbau des notwendigen Drucks werden üblicherweise mehrere Pumpen gleichzeitig eingesetzt. Im Allgemeinen werden 2 bis 20 Pumpen eingesetzt, die parallel oder in Reihe geschaltet werden.
Aufgrund der hohen Dichte der Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze, verbunden mit der niedrigen Viskosität lässt sich beim Einleiten der Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze in Verfahrensschritt b) ein hoher hydrostatischer Druck aufbauen. Dieses Phänomen ist insbesondere bei tiefliegenden unterirdischen Formationen ausgeprägt. Der hydrostatische Druck, der durch die Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze in der unterirdischen Formation aufgebaut wird, lässt sich durch die nachfolgende Formel ermitteln: p = (d*g*h*/100)
In der vorstehenden Formel haben die Variablen die folgende Bedeutung: p hydrostatischer Druck [bar]
d Dichte [g/cm3]
g Erdanziehungskraft 9,81 m/s2 und
h Teufe (Tiefe der unterirdischen Formation) [m].
Aus der vorstehenden Formel des hydrostatischen Drucks ergibt sich, dass bei der Verwendung einer Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze mit einer Dichte von 1 ,8 g/cm3 bei einer Tiefe von 2 km ein hydrostatischer Druck von ca. 350 bar aufgebaut wird. Bei einer Tiefe von 3 km beträgt der hydrostatische Druck ca. 530 bar. Diese Druckwerte entsprechen dem Frackdruck, der zur Erzeugung der Frackrisse (FR) in Verfahrensschritt b) benötigt wird. Hierdurch können in Verfahrensschritt b) Frackrisse (FR) in der unterirdischen Formation ausgebildet werden, wobei am Bohrlochkopf der Bohrung nur ein sehr geringer Druck vorherrscht.
Die niedrige Viskosität und der geringe hydraulische Widerstand der Frackzusammensetzung (FR) in Form einer fließfähigen Schmelze erleichtert zudem das Eindringen der Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze in die unterirdische Formation und die Lagerstättenmatrix.
Verfahrensschritt c) In Verfahrensschritt c) wird eine Ruhephase eingelegt, in der die Frackzusammensetzung (FZ) aufgrund der Temperatur (TL) der unterirdischen Formation (der unterirdischen Lagerstätte) abkühlt. Im erfindungsgemäßen Verfahren, wird, wie vorstehend ausgeführt, die Schmelztemperatur (Ts) der Frackzusammensetzung (FZ) so gewählt, dass sie größer als die Temperatur (TL) ist. Beim Unterschreiten der Temperatur (Ts) wandelt sich die Frackzusammensetzung (FZ) daher von der fließfähigen Schmelze in einen Feststoff (erstarrte Schmelze) um. Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass die fließfähige Schmelze kristallisiert.
Die Zeitdauer für die Ruhephase in Verfahrensschritt c) beträgt im Allgemeinen 1 Stunde bis 3 Tage. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Zeitdauer der Ruhephase in Verfahrensschritt c) eine Stunde bis drei Tage beträgt.
In Verfahrensschritt c) kann die Frackzusammensetzung (FL) unter einem Druck 5 stehen, der höher, gleich oder niedriger als der Druck in Verfahrensschritt b) ist.
Bevorzugt wird die Frackzusammensetzung (FZ) während Verfahrensschritt c) unter einem Druck gehalten, der mindestens der örtlichen Gesteinsbeanspruchung entspricht. Dies verhindert das Ausfließen der Frackzusammensetzung (FZ) aus den Frack-Rissen (FR) in die Bohrung. Hierdurch wird gewährleistet, dass das Stützmittel 10 (SM) in den in Verfahrensschritt b) gebildeten Frack-Rissen (FR) verbleibt.
Dies ist jedoch nicht zwingend erforderlich. Es ist auch möglich, dass die Frackzusammensetzung (FZ) in Verfahrensschritt c) unter einem Druck steht, der niedriger als die örtliche Gesteinsbeanspruchung ist.
15
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist auch ein Verfahren, bei dem die Frackzusammensetzung (FZ) während des Verfahrensschritts c) unter einem Druck steht, der mindestens gleich der örtlichen Gesteinsbeanspruchung ist.
20 Bei den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren zur Sanierung von Frack- Rissen (FR) werden im Sanierungsschritt die eingesetzten Stützmittel (SM) 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.
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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 30 10 milliDarcy ist.
Bei der Umwandlung der Frackzusammensetzung (FZ) vom Aggregatzustand der fließfähigen Schmelze in den Aggregatzustand des Feststoffs (d.h. der erstarrten Schmelze) gibt die fließfähige Schmelze die gespeicherte Wärme an die unterirdische 35 Formation ab.
Bei der Umwandlung von der fließfähigen Schmelze zum Feststoff tritt im Allgemeinen eine Volumenänderung auf. Das Volumen der Frackzusammensetzung (FZ) in Form eines Feststoffs kann größer oder kleiner als das Volumen der 40 Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze sein. Hierdurch wird die Durchlässigkeit der in Verfahrensschritt b) gebildeten Frackrisse (FR) weiter erhöht. Die Umwandlung der Frackzusammensetzung (FZ) von der fließfähigen Schmelze zum Feststoff erfolgt im Allgemeinen durch Kristallisation.
Bei der Kristallisation bilden sich im Allgemeinen Risse in der festen Frackzusammensetzung (FZ) aus. Dies ist darin begründet, dass die Kristallisation der fließfähigen Schmelze im Allgemeinen irregulär verläuft. Die irreguläre Kristallisation wird durch den Einsatz des Stützmittels (SM) noch begünstigt. Der aus der fließfähigen Schmelze in Verfahrensschritt c) gebildete Feststoff ist daher porös und zerklüftet. Hierdurch wird die Durchlässigkeit der Frackrisse (FR), die mit der Frackzusammensetzung (FZ) in Form eines Feststoffs verfüllt sind, weiter erhöht.
Das erfindungsgemäße Verfahren ist daher insbesondere zur Entwicklung von unterirdischen Formationen geeignet, in denen Erdgas in dichten Speichersteinen lagert. Solche unterirdischen Formationen sind beispielsweise Erdgaslagerstätten, bevorzugt Tightgaslagerstätten.
Vor Verfahrensschritt c) bestehen prinzipiell drei Ausführungsvarianten des erfindungsgemäßen Verfahrens. Die Frackzusammensetzung in Form einer fließfähigen Schmelze kann während Verfahrensschritt c) in der Bohrung, bevorzugt in dem installierten Frackrohrstrang verbleiben. In dieser Ausführungsform kristallisiert die fließfähige Schmelze in der Bohrung, bevorzugt im Frackrohrstrang. Nach Verfahrensschritt c) wird der Frackrohrstrang aus der Bohrung entfernt und obertage von der Frackzusammensetzung (FZ) in Form eines Feststoffs gereinigt. Der Frackrohrstrang kann nachfolgend wiederverwendet werden.
In einer weiteren Ausführungsform wird vor Verfahrensschritt c) direkt nach Bildung der Frackrisse (FR) in Verfahrensschritt b) die Frackzusammensetzung (FZ) in Form ihrer fließfähigen Schmelze aus dem Frackrohrstrang abgepumpt. Um diese Variante zu realisieren, wird ein Rücklaufventil vor einem Packer in der Bohrung installiert. Hierdurch wird das Abpumpen der Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze ermöglicht, wobei gleichzeitig der zur Erzeugung der Frackrisse (FR) benötigte Druck unterhalb des Absperrventils erhalten bleibt.
In einer dritten bevorzugten Ausführungsform werden in Verfahrensschritt b) zwei unterschiedliche Frackzusammensetzungen (FZ1 ; FZ2) in die unterirdische Formation eingeleitet. Die zuerst in Form einer fließfähigen Schmelze eingeleitete Frackzusammensetzung (FZ1 ) weist dabei eine Schmelztemperatur (TSi) auf, die höher als die Schmelztemperatur (TS2) der zweiten, danach eingeleiteten Frackzusammensetzung (FZ2) ist. Das in Verfahrensschritt b) eingeleitete Volumen der ersten Frackzusammensetzung (FZ1 ) entspricht dabei dem Volumen der in Verfahrensschritt b) gebildeten Frackrisse (FR). Das Volumen der danach eingeleiteten zweiten Frackzusammensetzung (FZ2) entspricht hierbei dem Volumen der Bohrung, bevorzugt dem Volumen des Frackrohrstrangs. Hierdurch wird es möglich, dass die erste Frackzusammensetzung (FZ1 ) sich in der unterirdischen Formation in einen Feststoff umwandelt, d.h. erstarrt, und die zweite Frackzusammensetzung (FZ2) in Form einer fließfähigen Schmelze in der Bohrung, bevorzugt im Frackrohrstrang, vorliegt. Die zweite Frackzusammensetzung (FZ2) kann nachfolgend in Form ihrer fließfähigen Schmelze aus dem Frackrohrstrang abgepumpt werden. Für diese Ausführungsform wird als erste Frackzusammensetzung (FZ1 ) bevorzugt eine Mischung aus 60 Gew.-% Natriumnitrat und 40 Gew.-% Kaliumnitrat eingesetzt. Die erste Frackzusammensetzung (FZ1 ) weist hierbei eine Schmelztemperatur (TSi) von 222 °C auf und kann mit Temperaturen (TFZ1) im Bereich von 450 bis 550 °C injiziert werden. Der ersten fließfähigen Zusammensetzung (FZ1 ) wird hierbei bevorzugt ein Stützmittel (SM) zugesetzt.
Als zweite fließfähige Zusammensetzung (FZ2) wird bei dieser Ausführungsform bevorzugt eine Frackzusammensetzung (FZ2) eingesetzt, die 53 Gew.-% Kaliumnitrat, 40 Gew.-% Natriumnitrit und 7 Gew.-% Natriumnitrat enthält. Die zweite Frackzusammensetzung (FZ2) weist hierbei eine Schmelztemperatur (TS2) von 140 °C auf und wird bevorzugt ohne Stützmittel (SM) eingesetzt. Hierdurch wird es möglich, die zweite Frackzusammensetzung (FZ2) aus der Bohrung, bevorzugt aus dem Frackrohrstrang, in Form ihrer fließfähigen Schmelze abzupumpen.
Durch die Umwandlung (Kristallisation) der Frackzusammensetzung (FZ) von der fließfähigen Schmelze zum Feststoff ändern sich die rheologischen Eigenschaften der Frackzusammensetzung (FZ), d.h. die Viskosität der Frackzusammensetzung (FZ) steigt stark an, bis schließlich der Feststoff gebildet ist. Hierdurch wird ein Ausfließen der Frackzusammensetzung (FZ) aus den in Verfahrensschritt b) gebildeten Frackrissen (FR) verhindert. Wie vorstehend ausgeführt, wird durch die Frackzusammensetzung (FZ) eine große Energiemenge in die unterirdische Formation eingebracht. Dies ist mit den folgenden Vorteilen verbunden. Durch den massiven Energieeintrag kann gegebenenfalls in der unterirdischen Formation enthaltenes Wasser verdampft werden. Durch die Umwandlung des Wassers in den gasförmigen Zustand wird ein weiterer Druckanstieg erreicht, wodurch weitere Frackrisse (FR) gebildet werden. Hierdurch wird die Permeabilität der unterirdischen Formation weiter erhöht.
Darüber hinaus wird, wie vorstehend beschrieben, der Eintrag von Wasser in die unterirdische Formation verhindert, da die Frackzusammensetzung (FZ) im Wesentlichen wasserfrei ist. Unter„im Wesentlichen wasserfrei" wird verstanden, dass die Frackzusammensetzung (FZ) weniger als 5 Gew.-%, bevorzugt weniger als 1 Gew.-% und insbesondere bevorzugt weniger als 0,5 Gew.-% Wasser enthält, jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht der Frackzusammensetzung (FZ).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Frackzusammensetzung (FZ) im Wesentlichen wasserfrei ist.
Für den Fall, dass die Frackzusammensetzung (FZ) auf eine Temperatur (TFZ) erwärmt wird, die oberhalb von 100 °C liegt, ist die Frackzusammensetzung (FZ) im Allgemeinen vollständig wasserfrei.
Erfindungsgemäß gibt die Temperatur (TFZ) die Temperatur der Frackzusammensetzung (FZ) im jeweiligen Verfahrensschritt an.
An Verfahrensschritt c) schließt sich im Allgemeinen die Förderung von Rohstoffen aus der unterirdischen Formation an. Diese Förderung ist in Verfahrensschritt d) beschrieben
Verfahrensschritt d) Nach Verfahrensschritt c) werden aus der unterirdischen Formation im Allgemeinen Rohstoffe gefördert. Bevorzugt handelt es sich bei der unterirdischen Formation um eine Erdöl- oder Erdgaslagerstätte, wobei Erdgaslagerstätten besonders bevorzugt sind. Nach Verfahrensschritt c) wird die Bohrung nach an sich bekannten Methoden komplettiert und für die Förderung von Erdgas und/oder Erdöl ausgebaut. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdöl aus einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte. Bei der Förderung von Erdgas aus Erdgaslagerstätten ist die Permeabilität der in Verfahrensschritt b) gebildeten Frackrisse (FR) im allgemeinen ausreichend, um direkt nach Verfahrensschritt c) mit der Förderung von Erdgas zu beginnen.
Darüber hinaus ist es auch möglich, die in den Frackrissen (FR) in Form eines Feststoffs enthaltene Frackzusammensetzung (FZ) aus den Frackrissen (FR) wieder zu entfernen. Dies kann beispielsweise durch Auswaschen mit Wasser erfolgen. Hierzu wird nach Verfahrensschritt c) oder nach Verfahrensschritt d) Wasser in die unterirdische Formation eingeleitet. Das Wasser löst die Frackzusammensetzung (FZ) auf. Teile der Frackzusammensetzung (FZ) können nachfolgend in Form einer wässrigen Lösung aus der unterirdischen Formation entfernt werden. Dies kann beispielsweise durch Abpumpen der Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer wässrigen Lösung erfolgen. Hierdurch wird die Permeabilität der unterirdischen Formation sowie der darin gebildeten Frackrisse (FR) weiter erhöht.
Die vorliegende Erfindung wird durch Figur 1 näher beschrieben, ohne sie jedoch hierauf zu beschränken. In Figur 1 haben die Bezugszeichen die folgende Bedeutung:
1 Frackriss (FR)
2 Stützmittel (SM) im Frackriss 1
3 Frackzusammensetzung (FZ) in Form eines zerklüfteten Feststoffs
4 angrenzende Gesteinsschicht der unterirdischen Formation, die durch die thermische Behandlung eine erhöhte Permeabilität aufweist
5 Fließrichtung der Kohlenwasserstoffe
Figur 1 zeigt den Zustand des erfindungsgemäßen Verfahrens nach Abschluss von Verfahrensschritt c). Figur 1 zeigt einen vertikalen Schnitt durch einen Frackriss (1 ; FR), der in Verfahrensschritt b) gebildet wurde. Hierzu wurde gemäß Verfahrensschritt b) eine Frackzusammensetzung in Form einer fließfähigen Schmelze eingeleitet, wobei in der Frackzusammensetzung (FZ) ein Stützmittel (2; SM) suspendiert war. Nach Einlegen der Ruhephase hat sich die fließfähige Schmelze in einen kristallinen, zerklüfteten Feststoff (3) umgewandelt, der Risse aufweist. Durch die in Verfahrensschritt b) und c) eingetragene Wärme hat sich eine an den Frackriss 1 angrenzende Gesteinsschicht 4 ausgebildet, die eine erhöhte Permeabilität aufweist. Nach Verfahrensschritt c) können Kohlenwasserstoffe aus der unterirdischen Formation in den Frackriss 1 eindringen und nachfolgend durch die Bohrung gefördert werden. Die Fließrichtung der Kohlenwasserstoffe trägt das Bezugszeichen 5.
Die vorliegende Erfindung wird durch das nachfolgende Ausführungsbeispiel näher erläutert, ohne sie jedoch hierauf zu beschränken. Es wird eine Tightgaslagerstätte entwickelt, die in einer Tiefe im Bereich von 4000 bis 4500 m lagert. Die gasführende Sandschicht weist eine Mächtigkeit von ca. 500 m auf. Die Lagerstättentemperatur (TL) beträgt 130 °C. Es wird eine Bohrung in die gasführende Sandschicht niedergebracht und nachfolgend perforiert. In Verfahrensschritt b) wird über die Perforationsöffnungen eine Frackzusammensetzung (FZ) in Form einer fließfähigen Schmelze durch die Perforationsöffnungen in die unterirdische Tightgaslagerstätte injiziert, wodurch die Frackrisse (FR) ausgebildet werden. In Verfahrensschritt b) werden 450 m3 der Frackzusammensetzung (FZ) injiziert. In dieser Frackzusammensetzung (FZ) sind 150 Tonnen Stützmittel (SM) suspendiert. Als Frackzusammensetzung (FZ) wird eine Mischung eingesetzt, die 60 Gew.-% Natriumnitrat und 40 Gew.-% Kaliumnitrat enthält. Obertage wird diese Frackzusammensetzung (FZ) durch einen elektrischen Heizer in eine fließfähige Schmelze umgewandelt. Nachfolgend wird die fließfähige Schmelze über einen Frackrohrstrang, der über einen Packer abgedichtet ist, durch die Perforationsöffnungen in die unterirdische Formation eingeleitet. Die Temperatur (TFZ) der fließfähigen Schmelze liegt am Bohrlochkopf im Bereich von 450 bis 550 °C. Der Frackrohrstrang ist zum Perforationsabschnitt durch ein Rückflussventil abgedichtet. Der Frackrohrstrang ist mit einer Thermoisolierung versehen, so dass der Temperaturverlust der fließfähigen Schmelze pro Kilometer nur 20 bis 30 °C beträgt. Direkt nach Bildung der Frackrisse (FR) wird die Frackzusammensetzung (FZ) in Form ihrer fließfähigen Schmelze aus dem Frackrohrstrang abgepumpt. Nachfolgend wird eine Ruhephase (Verfahrensschritt c)) von 1 ,5 Tagen eingelegt, während der sich die Frackzusammensetzung (FZ) von der fließfähigen Schmelze in einen kristallinen zerklüfteten Feststoff umwandelt.
Nachfolgend wird mit der Förderung von Erdgas durch an sich bekannte Methoden begonnen.
Das erfindungsgemäße Verfahren weist die folgenden Vorteile auf. Die eingesetzte Frackzusammensetzung (FZ) benötigt keine zusätzlichen Chemikalien und ist somit umweltfreundlich. Da die Frackzusammensetzung (FZ) wasserfrei ist, wird eine Kontaminierung der Tightgaslagerstätte mit Wasser ausgeschlossen. Das Aufquellen von Tongesteinen und die damit verbundene Verminderung der Permeabilität in der Nähe der Frackrisse (FR) ist somit ausgeschlossen. Das Austragen des Stützmittels (SM) aus den Frackrissen (FR) wird bei dem erfindungsgemäßen Verfahren ebenfalls sicher verhindert. Durch die über die Frackzusammensetzung (FZ) eingetragene Energiemenge wird die Permeabilität der an die Frackrisse (FR) angrenzenden Gesteinsschichten zusätzlich verbessert.

Claims

Patentansprüche
Verfahren zum hydraulischen Fracken einer unterirdischen Formation, in die mindestens eine Bohrung niedergebracht ist, umfassend die Verfahrensschritte: a) Bereitstellung einer Frackzusammensetzung (FZ), die oberhalb einer Schmelztemperatur (Ts) als fließfähige Schmelze und unterhalb der Schmelztemperatur (Ts) als Feststoff vorliegt, b) Einleiten der Frackzusammensetzung (FZ) durch die mindestens eine Bohrung in die unterirdische Formation mit einem Druck, der größer als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der unterirdischen Formation ist, zur Bildung von Frackrissen (FR) in der unterirdischen Formation, wobei die Frackzusammensetzung (FZ) mit einer Temperatur (TFZ) eingeleitet wird, die oberhalb der Schmelztemperatur (Ts) liegt und c) Einlegen einer Ruhephase, in der die Frackzusammensetzung (FZ) auf eine Temperatur (TFz) abkühlt, die unterhalb der Schmelztemperatur (Ts) liegt.
Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Frackzusammensetzung (FZ) zusätzlich ein Stützmittel (SM) enthält.
Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Formation eine Temperatur (TL) aufweist und die Frackzusammensetzung (FL) in Verfahrensschritt b) mit einer Temperatur (TFi_) eingeleitet wird, die größer als (TL) ist.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Formation eine Temperatur (TL) im Bereich von größer 0 °C bis 200 °C aufweist.
5. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackzusammensetzung (FZ) in Verfahrensschritt b) mit einer Temperatur (TFz) im Bereich von 150 °C bis 600 °C eingeleitet wird.
6. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackzusammensetzung (FZ) während des Verfahrensschritts c) unter einem Druck steht, der mindestens gleich der minimalen örtlichen Gesteinsbeanspruchung ist.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass in Verfahrensschritt b) die Frackzusammensetzung (FZ) mit einem Druck im Bereich von 100 bis 1000 bar eingeleitet wird.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Zeitdauer der Ruhephase in Verfahrensschritt c) eine Stunde bis drei Tage beträgt.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Formation eine unterirdische Kohlenwasserstoff-Lagerstätte ist.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Bohrung mindestens einen Perforationsabschnitt aufweist, durch den in Verfahrensschritt b) die Frackzusammensetzung (FZ) in die unterirdische Formation eingeleitet wird,
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackzusammensetzung (FZ) mindestens ein anorganisches Salz enthält.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Frackzusammensetzung (FZ) mindestens ein anorganisches Salz ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Natriumnitrat, Kaliumnitrat und Natriumnitrit enthält.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackzusammensetzung (FZ) 60 Gew.-% Kaliumnitrat und 40 Gew.-% Natriumnitrat enthält.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Frackzusammensetzung (FZ) eine Schmelztemperatur (Ts) aufweist, die mindestens 10 °C höher als die Temperatur (TL) der unterirdischen Formation ist.
Verwendung einer Schmelze, die mindestens ein anorganisches Salz enthält, als Frackzusammensetzung (FZ).
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