TY - THES

T1 - Diverting Agents für hydraulische Stimulationen

AU - Trif, Vasile Cosmin

N1 - gesperrt bis 21-06-2023

PY - 2018

Y1 - 2018

N2 - Hydraulic Fractures, künstlich induzierte Fließkanäle, werden im Reservoir generiert um mehr Reservoir-Volumen, neu erschlossene Formation mit schlechter Reservoirqualität oder nur partiell drainierten Sektionen zu erschließen, um als Bypass von geschädigter Formation rund um die Bohrung zu wirken und um den Druckverlust beim Fluss ins Bohrloch niedrig zu halten. Die praktische Platzierung der induzierten Frakturen kann anspruchsvoll sein, speziell in Sonden mit mehreren Reservoirlagen mit verschiedenen geologischen Eigenschaften, in extrem langen zu erschließenden Intervallen, aber auch in druckabgesenkten Zonen. In solchen Fällen werden die Frakturen meist generiert, indem man die Behandlungsmedien in mehreren Stufen verpumpt. Diverting Agents, Substanzen zum umlenken des Flusses, kommen dabei hauptsächlich in zwei Situationen zum Einsatz: Wenn es keine Möglichkeit zur mechanischen Isolation einer bestimmten Zone gibt oder wenn das Ziel eine vielschichtige Ausbreitung der Fraktur ist (z.B. wenn man eine Ausbreitung in nur eine Richtung vermeiden will, wenn man eine stärkere Verzweigungen erreichen will, etc. ). Für solche Anwendungen kommen spezielle Materialen zum Einsatz, die die Oberfläche einer Bohrlochsektion oder früher induzierte Frakturen versiegeln, dabei die Behandlungsflüssigkeiten in andere Sektionen der offenen Bohrung umleiten, die Ausbreitungsrichtung der Frakturen umlenken und folglich auch den Behandlungsdruck steigern. Die Entwicklung von nicht schädigenden und sich selbst abbauenden Diverting Agents mit einer hohen Effizienz im Verstopfen von Fließwegen ermöglicht neue Möglichkeiten für wiederholte Frac-Behandlungen, bei denen temporär bereits bestehende Frakturen abgedichtet werden und die Stimulationsflüssigkeit in noch nicht stimuliertes Reservoir geleitet wird. Verschiedene Parameter wie Größe, Form, chemische Zusammensetzung und Konzentration dominieren Behandlungserfolge, wie ein komplexes Netzwerk an generierten Frakturen in niedrigpermeablen Lagen, das Vermeiden von Kommunikation der induzierten Frakturen in verschiedenen Bohrungen und die Reduktion von nötigem mechanischem Equipment, das oft fehleranfällig ist. Eine Diagnose des Gewinnungsfeldes dient dazu die Performance von mehrstufigen Frac-Operationen zu evaluieren. Für bohrlochnahe Anwendungen kommen Überwachungstechniken wie radioaktive Tracer oder Distributed Temperature and Acoustic Sensing zum Einsatz um die Platzierung der Bahndlungsflüssigkeit festzustellen. Eine mikroseismische Überwachung untertage kann verwendet werden um bei Behandlungen von Sonden mehreren Intervallen eine weitläufige erfolgreichen Verteilung im Reservoir mit zu zeigen.

AB - Hydraulic Fractures, künstlich induzierte Fließkanäle, werden im Reservoir generiert um mehr Reservoir-Volumen, neu erschlossene Formation mit schlechter Reservoirqualität oder nur partiell drainierten Sektionen zu erschließen, um als Bypass von geschädigter Formation rund um die Bohrung zu wirken und um den Druckverlust beim Fluss ins Bohrloch niedrig zu halten. Die praktische Platzierung der induzierten Frakturen kann anspruchsvoll sein, speziell in Sonden mit mehreren Reservoirlagen mit verschiedenen geologischen Eigenschaften, in extrem langen zu erschließenden Intervallen, aber auch in druckabgesenkten Zonen. In solchen Fällen werden die Frakturen meist generiert, indem man die Behandlungsmedien in mehreren Stufen verpumpt. Diverting Agents, Substanzen zum umlenken des Flusses, kommen dabei hauptsächlich in zwei Situationen zum Einsatz: Wenn es keine Möglichkeit zur mechanischen Isolation einer bestimmten Zone gibt oder wenn das Ziel eine vielschichtige Ausbreitung der Fraktur ist (z.B. wenn man eine Ausbreitung in nur eine Richtung vermeiden will, wenn man eine stärkere Verzweigungen erreichen will, etc. ). Für solche Anwendungen kommen spezielle Materialen zum Einsatz, die die Oberfläche einer Bohrlochsektion oder früher induzierte Frakturen versiegeln, dabei die Behandlungsflüssigkeiten in andere Sektionen der offenen Bohrung umleiten, die Ausbreitungsrichtung der Frakturen umlenken und folglich auch den Behandlungsdruck steigern. Die Entwicklung von nicht schädigenden und sich selbst abbauenden Diverting Agents mit einer hohen Effizienz im Verstopfen von Fließwegen ermöglicht neue Möglichkeiten für wiederholte Frac-Behandlungen, bei denen temporär bereits bestehende Frakturen abgedichtet werden und die Stimulationsflüssigkeit in noch nicht stimuliertes Reservoir geleitet wird. Verschiedene Parameter wie Größe, Form, chemische Zusammensetzung und Konzentration dominieren Behandlungserfolge, wie ein komplexes Netzwerk an generierten Frakturen in niedrigpermeablen Lagen, das Vermeiden von Kommunikation der induzierten Frakturen in verschiedenen Bohrungen und die Reduktion von nötigem mechanischem Equipment, das oft fehleranfällig ist. Eine Diagnose des Gewinnungsfeldes dient dazu die Performance von mehrstufigen Frac-Operationen zu evaluieren. Für bohrlochnahe Anwendungen kommen Überwachungstechniken wie radioaktive Tracer oder Distributed Temperature and Acoustic Sensing zum Einsatz um die Platzierung der Bahndlungsflüssigkeit festzustellen. Eine mikroseismische Überwachung untertage kann verwendet werden um bei Behandlungen von Sonden mehreren Intervallen eine weitläufige erfolgreichen Verteilung im Reservoir mit zu zeigen.

KW - horizontal wellbore

KW - multi-stage

KW - hydraulic fracturing

KW - mechanical isolation

KW - self-degrading

KW - chemical diverting agents

KW - dissolution

KW - laboratory test

KW - Horiontalbohrung

KW - Mehrphasen

KW - Hydraulische Stimulation

KW - Mechanische Isolation

KW - Selfabbauend

KW - Chemische Diverting Agents

KW - Auflössung

KW - Labortests

M3 - Masterarbeit

ER -