Hydroxyethylcellulose, allgemein als HEC bezeichnet, wird in der Ölfeldtechnik als nichtionisches, wasserlösliches Polymer eingesetzt. Seine Hauptfunktion besteht darin, die Viskosität zu erhöhen und den Durchfluss in Süßwasser, Meerwasser und verschiedenen Sole-Systemen zu regulieren.
In einer fachgerecht zusammengestellten Flüssigkeit kann HEC den Feststofftransport verbessern, die Suspension von Stützmittel oder Kies unterstützen, den Strömungswiderstand verringern und ein pseudoplastisches Verhalten bewirken. Es eignet sich besonders für Komplettierungsflüssigkeiten, Workover-Flüssigkeiten, Bohrflüssigkeiten, salzhaltige Fracking-Flüssigkeiten und ausgewählte Flüssigkeiten zur Förderunterstützung.
HEC ist keine universelle Lösung für jedes Bohr- oder Komplettierungsproblem. Seine Wirksamkeit hängt vom Molekulargewicht, der Konzentration, der Zusammensetzung der Sole, der Temperatur, der bisherigen Scherbeanspruchung, dem Feststoffgehalt, der Mischmethode und der Verträglichkeit mit anderen Additiven ab. Vor dem Einsatz vor Ort sind daher Laboruntersuchungen erforderlich.
Was ist Hydroxyethylcellulose?
Hydroxyethylcellulose ist ein hergestellter Celluloseether durch Einbau von Hydroxyethylgruppen in das Zellulosegerüst. Durch diese Modifikation wird die Zellulose wasserlöslich und erhält nützliche Eigenschaften hinsichtlich der Verdickung und der Rheologieregulierung.
HEC ist nichtionisch. Es weist nicht dieselbe starke elektrische Ladung auf wie anionische Cellulosederivate wie Carboxymethylcellulose (CMC) oder polyanionische Cellulose (PAC). Diese nichtionische Struktur ist ein Grund dafür, dass HEC mit vielen konzentrierten Salzlösungen verträglich bleibt.
Bei korrekter Dispergierung und Hydratisierung bildet HEC eine klare oder leicht trübe, viskose Lösung. Die Lösung weist in der Regel ein pseudoplastisches oder scherverdünnendes Verhalten auf. Bei geringer Scherbeanspruchung kann sie eine relativ hohe Viskosität aufweisen, lässt sich jedoch bei zunehmender Scherbeanspruchung leichter pumpen.
Dieses Gleichgewicht ist bei einer Ölfeldflüssigkeit von großer Bedeutung. Die Flüssigkeit muss eine ausreichende Viskosität bei geringer Scherbeanspruchung aufweisen, um Feststoffe in Suspension zu halten und zu transportieren, darf jedoch während der Zirkulation keinen unnötigen Druckverlust verursachen.
Warum eignet sich HEC für Ölfeldflüssigkeiten?
Salzlaugenverträglichkeit
Die Salztoleranz ist einer der wichtigsten Gründe für den Einsatz von Hydroxyethylcellulose in Ölfeldanwendungen.
Ein herkömmliches ionisches Verdickungsmittel kann seine Löslichkeit oder Viskosität verlieren, wenn es hohen Konzentrationen von Natrium-, Kalzium-, Magnesium-, Zink-, Chlorid- oder Bromidionen ausgesetzt ist. Bei HEC ist es weniger wahrscheinlich, dass es allein aufgrund der Anwesenheit von Härteionen ausfällt.
Es kann in Systemen eingesetzt werden, die Natriumchlorid, Kaliumchlorid, Calciumchlorid, Calciumbromid und gemischte Halogenid-Solen enthalten. Dadurch eignet es sich besonders für Anwendungen, bei denen die Flüssigkeit eine kontrollierte Dichte mit einem geringen Feststoffgehalt vereinen muss.
Salztoleranz bedeutet jedoch nicht, dass sich jede HEC-Qualität in jeder Salzlake identisch verhält. Salzart, Salzlakendichte, Wasserqualität, Temperatur, Substitutionsgrad und Polymerkonzentration können die Hydratationszeit und die Endviskosität beeinflussen.
Die Salzlake sollte daher während der Produktprüfung im Labor nachgebildet und nicht durch Süßwasser ersetzt werden.
Pseudoplastisches Fließverhalten
HEC-Lösungen werden in der Regel mit steigender Schergeschwindigkeit weniger viskos. Dies wird als scherverdünnung oder pseudoplastisches Fließverhalten bezeichnet.
Im Ruhezustand oder bei geringer Scherbeanspruchung bilden die hydratisierten Polymerketten ein verflochtenes Netzwerk. Dieses Netzwerk sorgt für Viskosität und verlangsamt das Absetzen von Sand, Bohrklein, Kies oder anderen Schwebstoffen.
Bei höheren Scherkräften in Pumpen, Rohrleitungen, Düsen und engen Strömungswegen richten sich die Polymerketten stärker in Strömungsrichtung aus. Der Widerstand nimmt ab, und die Flüssigkeit lässt sich leichter zirkulieren.
Dieses Verhalten lässt sich durch das Potenzgesetz-Modell beschreiben:
tau = K × gamma^n
In diesem Modell, tau ist die Scherspannung, Gamma ist die Schergeschwindigkeit, K ist der Konsistenzindex, und n ist der Fließverhaltensindex. Ein Wert von n Ein Wert unter 1 deutet auf ein scherverdünnendes Verhalten hin.
Das Modell hilft Ingenieuren dabei, abzuschätzen, wie sich eine Flüssigkeit unter verschiedenen Strömungsbedingungen verhalten könnte. Ein einzelner Viskositätswert kann dieses Verhalten nicht vollständig beschreiben. Daher sollten sowohl die Rheologie bei niedriger Scherung als auch das Verhalten bei hoher Scherung, die Temperatur und die Gelbildung gemessen werden.
Begrenzte Gelentwicklung
HEC ermöglicht ein pseudoplastisches Fließverhalten, ohne dass dabei die hohe Gelstärke entsteht, die bei einigen anderen Verdickungssystemen auftritt. Durch die begrenzte Gelbildung lässt sich die Zirkulation nach einer Stillstandsphase leichter wieder in Gang bringen.
Dies ist bei Fertigstellungs- und Aufwältigungsarbeiten von Nutzen, bei denen eine zu hohe Gelfestigkeit den anfänglichen Pumpendruck erhöhen kann. Gleichzeitig muss die Flüssigkeit für ihre Transportfunktion weiterhin über eine ausreichende Viskosität bei geringer Scherbeanspruchung verfügen.
Im SLB-Energie-Glossar wird HEC als Viskositätserhöher für Solen und salzhaltige Fracking-Flüssigkeiten beschrieben, Workover-Flüssigkeiten, Komplettierungsflüssigkeiten und Bohrflüssigkeiten. Außerdem wird die pseudoplastische Rheologie mit im Wesentlichen geringer Gelstärkenentwicklung als wichtiges Merkmal genannt.
Verhalten bei Flüssigkeitsverlust
HEC wird manchmal als Additiv gegen Flüssigkeitsverlust beschrieben, doch diese Behauptung muss im Kontext betrachtet werden.
In klaren Salzlösungen und vielen bohrtechnischen Flüssigkeiten verändert HEC in erster Linie die Rheologie. Die höhere Viskosität kann zwar das Eindringen der Flüssigkeit in eine durchlässige Formation verringern, doch sollte HEC nicht automatisch als umfassendes System zur Filterkontrolle betrachtet werden.
Wenn eine strenge Kontrolle des Flüssigkeitsverlusts erforderlich ist, benötigt die Formulierung möglicherweise einen speziellen Zusatzstoff zur Verhinderung des Flüssigkeitsverlusts, Brückenbildner, eine vernetzte Tablette oder eine andere speziell auf die Formation abgestimmte Behandlung.
In Zementschlämmen können ausgewählte HEC-Typen dazu beitragen, den Wasserverlust zu begrenzen. Dabei muss die Wirkung gegen die Viskosität der Schlämme, die Pumpbarkeit, das Abbindeverhalten und die Zementfestigkeitsentwicklung abgewogen werden.
Die richtige Frage lautet nicht einfach, ob HEC den Flüssigkeitsverlust verringert. Die Frage ist vielmehr, ob die vollständige Formulierung unter den zu erwartenden Druck- und Temperaturbedingungen den erforderlichen Filtrationswert erfüllt.
Hauptanwendungsbereiche von HEC im Ölfeldbetrieb
| Ölfeldbetrieb | Hauptfunktion von HEC | Wichtige Konstruktionsfaktoren |
|---|---|---|
| Bohr- und Einbohrflüssigkeiten | Viskositätsregelung, Transport von Bohrklein, Strömungsmodifizierung | Art der Sole, Feststoffgehalt, Schergeschwindigkeit, Anforderungen an die Bohrlochreinigung |
| Komplettierungsflüssigkeiten | Viskositätserhöhung bei klaren Salzlösungen, Transport von Feststoffen, Unterstützung der Verdrängung | Dichte der Flüssigkeit, Reinheit, Formationsverträglichkeit |
| Workover-Flüssigkeiten | Transport von Sand und Geröll, Unterstützung der Durchströmung und Eingriffe | Pumpbarkeit, Reinigungsverfahren, statische Stabilität |
| Fracking und Kiespackung | Transport von Stützmittel oder Kies und Steuerung der Rheologie | Polymerrückstände, Brecheranlage, Temperatur, Scherung |
| Zementierflüssigkeiten | Kontrolle des Wasserverlusts und Anpassung der Rheologie | Zementverträglichkeit, Abbindezeit, Druckfestigkeit |
| Flüssigkeiten zur Unterstützung der Förderung | Verdickung von Salzlösungen, die bei Interventions-, Packer- oder Verdrängungsarbeiten verwendet werden | Zusammensetzung der Sole, Temperatur, Reinigungsanforderungen |
HEC im Bereich Bohr- und Bohrflüssigkeiten
HEC kann in ausgewählten wasserbasierten Bohr- und Einbohrsystemen eingesetzt werden, um die Viskosität zu erhöhen und den Abtransport des Bohrschlamms zu verbessern.
Bei geringer Scherbeanspruchung kann die Flüssigkeit Partikel in Suspension halten und dazu beitragen, diese zur Oberfläche zu befördern. Bei höherer Scherbeanspruchung in der Nähe des Bohrmeißels und im Zirkulationssystem nimmt die Viskosität ab. Dies kann zu einem gleichmäßigeren Pumpvorgang beitragen und unnötigen hydraulischen Widerstand verringern.
HEC kann auch in Kaliumchlorid-Flüssigkeiten getestet werden, die im Umfeld von wasserempfindlichem Schiefer eingesetzt werden. Das Kaliumsalz ist Teil der Strategie zur Schieferhemmung, während HEC die Viskosität und das Transportverhalten reguliert.
Man sollte nicht davon ausgehen, dass HEC allein jede Schieferformation stabilisiert. Die Bohrlochstabilität hängt auch vom Bohrspülungsgewicht, der Ionenaktivität, der Filtrationskontrolle, der Hemmchemie, dem Druck und den Gesteinseigenschaften ab.
Aktuelle Fachliteratur weist darauf hin, dass HEC in Bohrspülungen im Allgemeinen seltener zum Einsatz kommt als CMC, PAC, Xanthan und andere etablierte Bohrpolymere. Seine größte Stärke liegt in salzlösungsbasierten Systemen sowie in Drill-in-, Completion- und Workover-Systemen, bei denen nichtionische Salzverträglichkeit und eine begrenzte Gelbildung erforderlich sind.
Zhiweis HEC für Ölfeld-Bohrflüssigkeiten wird dargestellt für Systeme auf Solebasis die eine bestimmte Viskosität erfordern, pseudoplastisches Fließverhalten, Feststofftransport und gleichmäßiges Umwälzverhalten.
HEC in Bohrlochabschlussflüssigkeiten
Eine Komplettierungsflüssigkeit wird im Rahmen der abschließenden Arbeiten vor Beginn der Förderung in ein Bohrloch eingebracht. Sie kann beim Einbau von Sieben, Auskleidungen, Ventilen, Packern oder anderen Komplettierungsvorrichtungen zum Einsatz kommen.
Klare Salzlösungen finden breite Anwendung, da sie die erforderliche Flüssigkeitsdichte gewährleisten können, ohne große Mengen an Schwebstoffen einzubringen. Gemäß der SLB-Definition von Komplettierungsflüssigkeiten werden diese Flüssigkeiten in der Regel sorgfältig gefiltert, um das Risiko zu verringern, dass Partikel in den Bereich nahe dem Bohrloch gelangen.
HEC kann die Viskosität dieser Sole erhöhen, ohne dass Ton oder ein anderes dauerhaftes festes Verdickungsmittel erforderlich ist. Die erhöhte Viskosität kann den Kiestransport, die Verdrängungseffizienz und die Handhabung der Flüssigkeit verbessern.
Da HEC scherverdünnend ist, kann eine richtig zusammengestellte Komplettierungsflüssigkeit bei geringer Scherung für eine Suspension sorgen und gleichzeitig während der Zirkulation pumpfähig bleiben. Die begrenzte Gelbildung kann zudem dazu beitragen, den zum Wiederanlaufen der Zirkulation erforderlichen Druck zu senken.
Der Schutz vor Ablagerungen hängt nach wie vor vom gesamten System ab. Die Reinheit des Polymers, ungelöste Bestandteile, die Filtration der Flüssigkeit, die Auswahl des Breakers, die Verträglichkeit mit dem Formationswasser und die Reinigungsleistung müssen alle bewertet werden.
Zhiweis HEC für Fertigstellungsflüssigkeiten ist bestimmt für Klarsalzlauge-Systeme die eine Viskositätskontrolle, eine begrenzte Gelbildung und gegebenenfalls eine säurelösliche Reinigung erfordern.
HEC bei Workover-Flüssigkeiten
Bei Workover-Arbeiten muss eine Flüssigkeit unter Umständen Sand, Ablagerungen, Korrosionsprodukte oder andere Verunreinigungen aus dem Bohrloch abtransportieren. Sie kann zudem zur Bohrlochkontrolle, zur Zirkulation, zur Verdrängung sowie bei Eingriffen an der Ausrüstung beitragen.
HEC kann die Transportkapazität einer solidenstoffarmen oder solidenstofffreien Sole erhöhen. Dies kann dazu beitragen, Ablagerungen zu transportieren und gleichzeitig die Abhängigkeit von schwebendem Ton zu verringern.
Eine geeignete HEC-Workover-Flüssigkeit sollte während der Aufbereitung und des Einpumpens stabil bleiben, sich aber nach dem Einsatz auch wieder entfernen lassen. Je nach Zusammensetzung können säure-, enzym- oder oxidationsbasierte Breaker-Systeme in Betracht gezogen werden, um die Viskosität zu senken.
Die Wahl des Brechers darf sich nicht allein danach richten, wie schnell er das Polymer zersetzt. Er muss auch mit der Metallurgie, den Formationsmineralien, den Elastomeren, der Komplettierungsausrüstung und den Umgebungsanforderungen kompatibel sein.
Das Zhiwei HEC Seite zum Einsatz von Workover-Flüssigkeiten legt den Schwerpunkt auf die Viskosität der Kochsalzlösung, das pseudoplastische Fließverhalten, die begrenzte Gelstärke und die kontrollierte Handhabung der Flüssigkeit während des Eingriffs.
HEC in Fracking- und Gravel-Packing-Flüssigkeiten
HEC kann als Viskositätsverstärker in salzhaltigen Fracking-Flüssigkeiten und als Trägerpolymer in ausgewählten Gravel-Packing-Systemen eingesetzt werden.
Die Flüssigkeit muss Proppant oder Kies durch die Oberflächenanlagen, die Förderrohre, die Perforationen und die Risse befördern. Eine ausreichend hohe Viskosität bei niedriger Scherbeanspruchung verlangsamt die Ablagerung der Partikel. Ein scherverdünnendes Verhalten kann den Pumpwiderstand während der Injektion verringern.
HEC wird auch dort eingesetzt, wo es auf geringe Rückstände nach dem Aufbrechen ankommt. Ein richtig ausgewählter Brecher kann das Molekulargewicht des Polymers nach dem Einbringen verringern, die Viskosität der Flüssigkeit senken und den Rückfluss fördern.
Geringe Rückstände bedeuten nicht, dass keinerlei Formationsschäden auftreten. Ungelöstes Polymer, unvollständige Hydratation, verunreinigtes Mischwasser, eine zu hohe Dosierung, ungeeignete Brecherchemie und eine unzureichende Filtration können die Durchlässigkeit weiterhin beeinträchtigen.
Die Temperatur ist ein weiterer entscheidender Faktor. Die Viskosität einer herkömmlichen HEC-Lösung nimmt im Allgemeinen mit steigender Temperatur ab. Das Verhalten bei hohen Temperaturen hängt von der Sorte, der Sole, der Konzentration, der Verweildauer, der Sauerstoffbelastung, der Scherbeanspruchung und dem Stabilisatorpaket ab. Etwaige Temperaturgrenzwerte sollten auf einem Test basieren, der die tatsächlichen Bohrlochbedingungen nachbildet.
HEC bei der Zementierung
HEC kann in ausgewählten Zementmörteln für Ölbohrlöcher als Additiv zur Kontrolle des Wasserverlusts und zur Modifizierung der Rheologie dienen.
Die Verringerung des unkontrollierten Wasserverlusts kann dazu beitragen, die Konsistenz der Bohrspülung aufrechtzuerhalten und das vorgesehene Wasser-Zement-Verhältnis zu gewährleisten. Dies ist wichtig, wenn Zement durch durchlässige Formationen gepumpt wird.
Die HEC-Sorte und die Dosierung müssen sorgfältig kontrolliert werden. Eine zu hohe Viskosität kann den Pumpdruck erhöhen und die Einbringung der Zementaufschlämmung beeinträchtigen. HEC kann zudem Wechselwirkungen mit Dispergiermitteln, Verzögerern, Beschleunigern, Entschäumern und anderen Zementzusatzstoffen eingehen.
Eine Sorte mit niedrigerer Viskosität kann besser geeignet sein, wenn der Wasserverlust kontrolliert werden muss, ohne dass sich die Konsistenz der Aufschlämmung wesentlich erhöht. Die endgültige Auswahl erfordert Prüfungen hinsichtlich Flüssigkeitsverlust, Rheologie, freiem Wasser, Eindickungszeit, Druckfestigkeit und Verträglichkeit mit dem Zement.
HEC in Produktionshilfsflüssigkeiten
HEC kann auch in Packerflüssigkeiten, Interventionspillen, reinen Sole-Lösungen und anderen Flüssigkeiten verwendet werden, die im Umfeld von Förderbohrlöchern zum Einsatz kommen.
Seine Aufgabe besteht in der Regel darin, die Viskosität zu regulieren, die Suspension aufrechtzuerhalten und einen reibungslosen Durchfluss zu gewährleisten. Die Rezeptur kann je nach Flüssigkeitsdichte, zu erwartender Temperatur, Feststoffgehalt und Reinigungsverfahren angepasst werden.
Zhiweis HEC für Ölförderflüssigkeiten beschreibt HEC als nichtionisches Verdickungsmittel für Natrium-, Kalium-, Kalzium- und Bromid-Solen, die bei Maßnahmen zur Produktionsunterstützung eingesetzt werden.
So wird HEC in eine Ölfeldflüssigkeit eingemischt
Eine unzureichende Durchmischung kann dazu führen, dass eine geeignete HEC-Sorte nicht die erwartete Leistungsfähigkeit erreicht. Wenn trockenes Pulver zu schnell mit Wasser in Kontakt kommt, kann die Oberfläche der einzelnen Partikel zuerst hydratisieren und eine Gelschicht bilden. Das trockene Material bleibt im Inneren eingeschlossen, wodurch Klumpen entstehen, die gemeinhin als „Fisheyes“ bezeichnet werden.
Ein kontrollierter Mischvorgang verringert dieses Risiko.
- Reinigen Sie den Mischbehälter und vergewissern Sie sich, dass keine Rückstände von unverträglichen Chemikalien zurückbleiben.
- Das erforderliche Wasser oder die vorbereitete Salzlake hinzufügen und eine gleichmäßige Umwälzung in Gang setzen.
- Führen Sie HEC langsam über einen Trichter oder eine dosierte Pulverzuführung zu. Schütten Sie ganze Säcke nicht direkt in einen Behälter mit geringer Scherbeanspruchung.
- Für eine ausreichende Durchmischung sorgen, um die Partikel zu trennen, ohne dabei zu viel Luft einzubringen.
- Lassen Sie das Polymer sich zunächst verteilen, bevor Sie eine größere pH-Anpassung vornehmen. Bei oberflächenbehandelten Typen kann eine verzögerte Hydratation zur Verbesserung der anfänglichen Dispersion genutzt werden.
- Die Zirkulation fortsetzen, bis die Hydratisierung abgeschlossen ist. Mischzeit, Temperatur, pH-Wert, Salzkonzentration und Scherbedingungen aufzeichnen.
- Messen Sie die Viskosität nach der angegebenen Ruhezeit. Fügen Sie die übrigen Chemikalien in der validierten Reihenfolge hinzu und wiederholen Sie die Rheologieprüfung nach jeder wesentlichen Zugabe.
Eine Erhöhung des pH-Werts oder der Temperatur kann in manchen Systemen die Hydratation beschleunigen, dies sollte jedoch erst erfolgen, nachdem das Pulver gut dispergiert wurde. Eine zu frühe schnelle Hydratation kann die Klumpenbildung begünstigen.
Bei älteren Verfahren vor Ort wurden manchmal Diesel oder andere Kohlenwasserstoffe zur Vorbefeuchtung von HEC verwendet. Bei der heutigen Anwendung sollten stattdessen die Produktanweisungen, die örtlichen Umweltvorschriften und die Sicherheitsanforderungen vor Ort befolgt werden. Oberflächenbehandeltes Pulver, eine vom Lieferanten zugelassene Aufschlämmung oder ein kompatibler flüssiger Trägerstoff können eine sicherere und besser kontrollierbare Alternative darstellen.
Häufige Probleme und Abhilfemaßnahmen
| Problem | Mögliche Ursache | Praktische Lösung |
|---|---|---|
| Fischaugen oder Gelklumpen | Die Zugabe erfolgt zu schnell oder die Durchmischung ist unzureichend | Verringern Sie die Zufuhrgeschwindigkeit und verbessern Sie die Pulververteilung vor der Hydratisierung |
| Die Endviskosität ist zu niedrig | Unvollständige Hydratation, ungeeignete Güteklasse, hohe Temperatur oder Unverträglichkeit mit Sole | Verlängern Sie die Einweichzeit und wiederholen Sie den Test in der eigentlichen Salzlake |
| Die Viskosität steigt weiter an | Bei der ersten Messung war die Flüssigkeitszufuhr unvollständig. | Ein festes Misch- und Ruheverfahren festlegen |
| Zu hoher Pumpendruck | Die Dosierung ist zu hoch oder die Sorte weist ein zu hohes Molekulargewicht auf | Die Konzentration verringern oder eine Sorte mit niedrigerer Viskosität prüfen |
| Schlechte Suspension der Feststoffe | Eine niedrige Scherviskosität reicht nicht aus | Bestimmung der Konzentration, des Molekulargewichts und des vollständigen rheologischen Profils |
| Die Viskosität nimmt während der Lagerung ab | Mikrobielle Kontamination, Enzymaktivität, Oxidation oder thermischer Abbau | Überprüfen Sie die Wasserqualität und wenden Sie ein geeignetes Konservierungsprogramm an |
| Übermäßige Schaumbildung | Luftmitnahme oder Unverträglichkeit mit Tensiden | Die Mischbedingungen anpassen und einen geeigneten Entschäumer auswählen |
| Mangelhafte Aufräumarbeiten | Unvollständige Brecherwirkung oder zu hohe Polymerkonzentration | Optimierung des Brechersystems unter Reservoirbedingungen |
Der Wasserqualität muss besondere Aufmerksamkeit gewidmet werden. Oberflächenwasser und wiederaufbereitetes Wasser können Mikroorganismen, Enzyme, Schwebstoffe oder gelöste Chemikalien enthalten, die die Hydratation und die Lagerstabilität beeinträchtigen.
Möglicherweise ist ein geeignetes Biozid oder Konservierungsmittel erforderlich. Die Auswahl muss den örtlichen Vorschriften entsprechen und auf Verträglichkeit geprüft werden. Die Zugabe eines Biozids, nachdem bereits ein erheblicher Viskositätsverlust eingetreten ist, kann zwar das weitere mikrobielle Wachstum stoppen, den Polymerabbau jedoch möglicherweise nicht rückgängig machen.
HEC im Vergleich zu anderen Ölfeldpolymeren
| Polymer | Ionischer Charakter | Typische Festigkeit | Hauptbeschränkung |
|---|---|---|---|
| HEC | Nichtionisch | Salzlösungskompatibilität, pseudoplastisches Fließverhalten, begrenzte Gelbildung | In vielen transparenten Systemen ist die eigenständige Kontrolle des Flüssigkeitsverlusts nur begrenzt möglich |
| CMC | Anionisch | Viskositäts- und Flüssigkeitsverlustkontrolle bei wasserbasierten Bohrspülungen | Die Leistung kann durch einen hohen Salzgehalt und eine hohe Wasserhärte beeinträchtigt werden |
| PAC | Anionisch | Effiziente Filterkontrolle und hohe Leistung der Bohrflüssigkeit | Die Güteklasse und die Salzlakeverträglichkeit müssen überprüft werden |
| Xanthan | Anionisches Biopolymer | Hohe Viskosität bei geringer Scherung und gute Suspensionsfähigkeit | Biologische Stabilität und das Verhalten unter hoher Scherbeanspruchung müssen kontrolliert werden |
| Guar und modifiziertes Guar | Nichtionisch oder modifiziert | Hohe Viskosität und Proppant-Transport in Fracking-Flüssigkeiten | Rückstände, Hydratation und die Effizienz des Brechers können Probleme darstellen |
HEC wird häufig gewählt, wenn das System mit reiner Sole kompatibel sein muss und ein gleichmäßiges scherverdünnendes Verhalten aufweist. CMC und PAC können vorzuziehen sein, wenn die Kontrolle der Filtration die Hauptanforderung ist. Xanthan kann eine starke Suspension bei geringer Scherbeanspruchung gewährleisten, während Guarkernmehl-Derivate beim Hydraulic Fracturing nach wie vor weit verbreitet sind.
Die Auswahl sollte sich nach der Leistungsfähigkeit der Flüssigkeit richten und nicht allein nach der chemischen Bezeichnung.
Auswahl einer Zhiwei-HEC-Klasse für Ölfeldtests
Zhiwei (Jinan) New Materials Co., Ltd. bietet verschiedene HEC-Viskositätsklassen an. Für Ölfeldsysteme, die eine starke Viskositätsentwicklung erfordern, kommen HEC 100K und HEC 150K als erste Optionen für Laborversuche in Betracht.
| Zhiwei-Klasse | Veröffentlichte Viskosität | Mögliche Richtung der Überprüfung |
|---|---|---|
| HEC 100K | Brookfield LV, 1%-Lösung bei 25 °C: 3.401 bis 5.500 mPa·s | Bohr-, Komplettierungs-, Workover- oder Förderunterstützungsflüssigkeiten, die eine hohe Viskosität bei gleichzeitig gut handhabbarem Fließverhalten erfordern |
| HEC 150K | Brookfield LV, 1%-Lösung bei 25 °C: 5.501 bis 8.000 mPa·s | Salzlösungssysteme mit hohem Feststoffgehalt, die eine höhere Viskosität bei geringer Scherung und eine bessere Suspensionsstabilität erfordern |
Zhiwei HEC 100K ist ein nichtionisches HEC-Produkt mit hoher Viskosität. Das Produkt ist für wasserbasierte Systeme konzipiert, die eine starke Verdickung, Suspensionsstabilität und eine stabile Verarbeitung erfordern.
Zhiwei HEC 150K bietet einen größeren Viskositätsbereich und kann dort in Betracht gezogen werden, wo ein stärkerer Viskositätsbeitrag erforderlich ist.
Diese Modellbezeichnungen sollten nicht als Ersatz für Flüssigkeitstests herangezogen werden. Ein in einer 1%-Süßwasserlösung bei 25 °C gemessener Wert lässt keine direkten Rückschlüsse auf das Verhalten in konzentrierter Calciumbromidlösung, gemischter Halogenid-Sole, heißer Zementaufschlämmung oder einer gescherten Fracking-Flüssigkeit zu.
Bevor eine Sorte empfohlen wird, sollten dem Lieferanten die Zusammensetzung der Sole, die Flüssigkeitsdichte, die angestrebte Rheologie, das Temperaturprofil, der Feststoffgehalt, die Mischanlagen, die erforderliche Reinigungsmethode sowie weitere Additive in der Rezeptur mitgeteilt werden.
Ein ordnungsgemäßes Qualifizierungsprogramm sollte die Rheologie im Neuzustand und im gealterten Zustand, die Hydratationszeit, die Viskosität bei niedriger Scherung, die Gelbildung, das Filtrationsverhalten, die thermische Stabilität, die Kontaminationstoleranz, die Schaumbildung sowie das Ansprechen auf Gelbrecher vergleichen.
Häufig gestellte Fragen
Ist HEC in Salzwasser löslich?
Da HEC nichtionisch ist, kann es in vielen Salzlösungen die Viskosität erhöhen oder verringern. Es wird üblicherweise in Natrium-, Kalium-, Kalzium-, Chlorid- und Bromid-Solutions getestet.
Die endgültige Viskosität und die Hydratationsgeschwindigkeit hängen weiterhin von der Sorte, der Salzkonzentration, der Temperatur, dem pH-Wert und den Mischbedingungen ab.
Wird HEC in Bohrspülungen verwendet?
HEC kann in ausgewählten Bohr- und Einbohrflüssigkeiten eingesetzt werden, insbesondere in Systemen auf Solebasis und mit geringem Feststoffanteil. Es ist nicht das am häufigsten verwendete Polymer für jede herkömmliche Bohrspülung.
CMC, PAC, Xanthan, Stärke und andere Zusatzstoffe können besser geeignet sein, wenn die Hauptanforderung in der Filterkontrolle, der Schieferhemmung oder einem anderen rheologischen Profil besteht.
Reduziert HEC den Flüssigkeitsverlust?
HEC kann durch seinen Einfluss auf die Viskosität die Flüssigkeitsbewegung verringern, und ausgewählte Typen können dazu beitragen, den Wasserverlust in Zementschlämmen zu begrenzen. In vielen klaren Salzlösungen sollte es jedoch nicht als eigenständiges Additiv zur Verhinderung von Flüssigkeitsverlust betrachtet werden.
Möglicherweise ist dennoch ein spezielles Filtersteuerungssystem erforderlich.
Warum ist HEC in Komplettierungsflüssigkeiten nützlich?
HEC kann klare Solen eindicken, ohne dass Ton oder andere dauerhaft suspendierte Feststoffe zugesetzt werden müssen. Es sorgt für ein pseudoplastisches Fließverhalten, unterstützt den Transport von Feststoffen und kann während statischer Phasen eine begrenzte Gelbildung aufrechterhalten.
Diese Eigenschaften können das Abpumpen, die Verdrängung, den Kiestransport und die anschließende Sanierung unterstützen.
Kann HEC in Hochtemperaturbohrlöchern eingesetzt werden?
HEC kann für den Einsatz bei erhöhten Temperaturen formuliert werden, seine Viskosität nimmt jedoch normalerweise mit steigender Temperatur ab. Die Leistungsfähigkeit hängt von der Einwirkzeit, der Zusammensetzung der Sole, dem Molekulargewicht, der Scherbeanspruchung, dem Sauerstoffgehalt und dem Stabilisatorpaket ab.
Die tatsächliche Temperaturgrenze muss durch Alterungs- und Rheologieversuche ermittelt werden, die die Bohrlochbedingungen nachbilden.
Wie lassen sich HEC-Klumpen vermeiden?
Das Pulver langsam in die sich bewegende Flüssigkeit einrühren und dabei ständig rühren. Die Partikel sich erst dispergieren lassen, bevor die Hydratation durch eine pH-Änderung oder die Zugabe einer anderen Chemikalie beschleunigt wird.
Eine HEC-Sorte mit verzögerter Hydratation oder oberflächenbehandeltem Material kann ebenfalls die Bildung von Fischaugen verringern.
Welche Informationen benötigt ein HEC-Anbieter?
Der Lieferant benötigt Angaben zur Flüssigkeitsart, zur vollständigen Zusammensetzung der Sole, zur Dichte, zur Sollviskosität, zur Betriebstemperatur, zum Feststoffgehalt, zum Mischverfahren, zu weiteren Additiven sowie zu den Reinigungsanforderungen.
Die Angabe der angeforderten Viskositätsklasse allein reicht für eine zuverlässige Empfehlung nicht aus.
Schlussfolgerung
Hydroxyethylcellulose wird bei Anwendungen in der Ölförderung vor allem wegen ihrer nichtionischen Eigenschaften, ihrer Kompatibilität mit Sole, ihres pseudoplastischen Fließverhaltens und ihrer Fähigkeit geschätzt, die Viskosität zu erhöhen, ohne dass es zu einer übermäßigen Gelbildung kommt.
Es eignet sich für Bohr- und Einbohrflüssigkeiten, Komplettierungssole, Workover-Flüssigkeiten, Fracking- und Gravel-Packing-Systeme, Zementschlämme sowie Flüssigkeiten zur Förderunterstützung. Seine genaue Funktion hängt von der jeweiligen Zusammensetzung ab.
HEC sollte als Teil eines kompletten Fluidsystems ausgewählt werden. Die Zusammensetzung der Sole, die Temperatur, die Scherbeanspruchung, die Filteranforderungen, die Keimkontrolle, die Reinigung und die Kompatibilität mit der Formation beeinflussen das Ergebnis.
Zhiwei HEC 100K und HEC 150K bieten praktische Anhaltspunkte für die Auswahl hochviskoser Ölfeldflüssigkeiten. Die endgültige Auswahl sollte auf folgenden Kriterien basieren: Laboruntersuchungen unter repräsentativen Feldbedingungen.