Komplettierungsflüssigkeit ist die allgemeine Bezeichnung für die Arbeitsflüssigkeiten, die bei der Vorbereitung einer Öl- oder Gasbohrung auf die Förderung zum Einsatz kommen.
Für ein Bohrloch können unterschiedliche Flüssigkeiten für die Reinigung, Perforation, Kiespackung, Druckregelung, Säurebehandlung, Frakturierung, Reparatur von Ausrüstung oder die Entfernung des Filterkuchens erforderlich sein. Obwohl diese Flüssigkeiten unterschiedlichen Zwecken dienen, kann jede einzelne von ihnen die Sicherheit der Bohrlochausrüstung und die künftige Produktivität des Lagerstättensystems beeinflussen.
Eine wirksame Komplettierungsflüssigkeit muss den Formationsdruck regulieren, ohne dass es zu einem übermäßigen Eindringen von Flüssigkeit kommt. Sie sollte das Bohrloch sauber halten, das Reservoir schützen, Korrosion verringern und während des gesamten Vorgangs stabil bleiben. Ebenso wichtig ist die Verträglichkeit mit Formationswasser, Mineralien im Reservoir, Kohlenwasserstoffen, Metallausrüstung und anderen Behandlungschemikalien.
Eine ungeeignete Flüssigkeitsauslegung kann den Speicher bereits vor Produktionsbeginn beschädigen. Schwebeteilchen können Porenhälse verstopfen. Unverträgliche Ionen können Ausfällungen bilden. Wasserempfindlicher Ton kann aufquellen oder wandern. Überschüssiges Polymer kann in der Nähe des Bohrlochs verbleiben und den Durchfluss behindern.
Aus diesem Grund umfasst die Auslegung von Fertigstellungsflüssigkeiten weit mehr als nur das Auflösen von Salz oder Verdickungsmitteln in Wasser. Das endgültige System muss ein Gleichgewicht zwischen Bohrlochkontrolle, Betriebsleistung, Schutz des Lagerstättengesteins und Reinigung nach der Behandlung herstellen.
Was bewirkt die Fertigstellungsflüssigkeit?
Die wichtigste Aufgabe einer Komplettierungsflüssigkeit besteht darin, ein kontrolliertes Umfeld zu schaffen, während der Übergang vom Bohrvorgang zur Förderung erfolgt.
| Funktion | Praktischer Zweck |
|---|---|
| Ausgleichsdruck | Gewährleistet die Kontrolle über das Bohrloch während der Komplettierungsarbeiten |
| Die Förderzone schützen | Verhindert das Eindringen von Filtrat, Ausfällungen, Schäden durch Ton und das Verstopfen der Poren |
| Halten Sie das Bohrloch sauber | Entfernt oder bindet Bohrschlamm, Zementrückstände, Rost, Sand und Rohrdichtmittel |
| Geräte schützen | Verringert die Korrosion von Futterrohren, Förderrohren, Packern und Bohrlochwerkzeugen |
| Unterstützung des Außendienstes | Schafft geeignete Bedingungen für Perforationen, Kiespackungen, Reparaturen und die Druckregelung |
| Stabile Eigenschaften gewährleisten | Hält Dichte, Viskosität, pH-Wert und Reinheit innerhalb des vorgeschriebenen Bereichs |
| Die Bohrung für die Förderung vorbereiten | Erhält die Permeabilität und Durchflusskapazität im Bereich des Bohrlochkopfes |
Diese Funktionen sind eng miteinander verbunden. Die Verbesserung einer Eigenschaft kann an anderer Stelle ein neues Problem verursachen.
Zusätzliches Salz erhöht den hydrostatischen Druck, doch eine zu schwere Flüssigkeit vergrößert die Druckdifferenz über die Formation hinweg. Mehr Viskositätserhöher kann die Förderkapazität verbessern, doch ein Übermaß an Polymer erschwert die Reinigung. Eine intensive chemische Behandlung kann Verunreinigungen beseitigen, doch Unverträglichkeiten mit der Formation oder der Komplettierungssole können neue Ablagerungen verursachen.
Die erfolgreichste Bohrflüssigkeit ist nicht die mit der höchsten Dichte oder Viskosität. Es ist das System, das die erforderliche Leistung erbringt und dabei das Reservoir so wenig wie möglich belastet.
Was sind die wichtigsten Arten von Bohrlochflüssigkeiten?
Der Begriff “Komplettierungsflüssigkeit” umfasst verschiedene Arbeitsflüssigkeiten. Ihre Zusammensetzung variiert je nach dem durchzuführenden Arbeitsgang.
Reinigungsflüssigkeit
Vor dem Perforieren oder dem Einbau von Förderausrüstung muss das Zirkulationssystem gereinigt werden. Rückstände von Bohrschlamm, Zement, Öl, Rost, Sand und Rohrdichtmittel können die endgültige Sole verunreinigen und in die Förderzone gelangen.
Reinigungsflüssigkeiten kommen in Tanks, Futterrohren, Förderrohren, Bohrwerkzeugen und Oberflächenleitungen zum Einsatz. Je nach Art der Verunreinigung kann das Reinigungsprogramm Meerwasser, eine alkalische Lösung, eine Sandreinigungsflüssigkeit, einen chemischen Reiniger und gefiltertes Wasser umfassen.
Der Vorgang sollte so lange fortgesetzt werden, bis die Rücklaufflüssigkeit den vorgegebenen Reinheitsgrad erreicht hat und dieser Wert stabil bleibt.
Perforationsflüssigkeit
Von allen bei der Fertigstellung verwendeten Flüssigkeiten hat die Perforationsflüssigkeit einen der unmittelbarsten Einflussfaktoren auf den Schutz des Lagerstättengesteins.
Wenn Perforationskanonen Kanäle durch das Futterrohr und den Zement bohren, kann die Flüssigkeit im Bohrloch unmittelbar mit der freigelegten Formation in Kontakt kommen. Feststoffe, unverträgliche Ionen oder ungeeignete Chemikalien können in die neu geschaffenen Strömungswege gelangen.
Eine geeignete Perforationsflüssigkeit sollte daher sauber, chemisch verträglich und ausreichend mit Inhibitoren versetzt sein. Die Dichte muss eine gute Bohrlochkontrolle gewährleisten, ohne einen unnötigen Überdruck zu erzeugen.
Trägerflüssigkeit für das Gravel-Pack-Verfahren
Bei einem Kiespack-Vorgang befördert die Trägerflüssigkeit Kies der gewünschten Korngröße in den gewünschten Abschnitt.
Es ist eine ausreichende Viskosität erforderlich, um den Kies in Bewegung zu halten und ihn effektiv zu verteilen. Sobald der Einbau abgeschlossen ist, sollte die Flüssigkeit jedoch zerfallen und zurückfließen, ohne große Mengen an Polymerrückständen zu hinterlassen.
Eine gute Auslegung der Gravel-Pack-Flüssigkeit sorgt für ein ausgewogenes Verhältnis zwischen Tragfähigkeit, Pumpbarkeit, Einbauzeit, Temperaturstabilität und Reinigungsleistung.
Packungsflüssigkeit
Nach dem Einbau des Packers und des Förderrohrs verbleibt Packerflüssigkeit im Ringraum zwischen Förderrohr und Futterrohr.
Diese Flüssigkeit sorgt für einen Druckausgleich und trägt zum Schutz des Bohrlochfutters, der Förderrohre und des Packers bei. Da sie möglicherweise über einen längeren Zeitraum im Bohrloch verbleibt, unterscheiden sich die Anforderungen an sie von denen an eine vorübergehend eingesetzte Perforations- oder Reinigungsflüssigkeit.
Ein langfristiger Korrosionsschutz ist unerlässlich. Die Packerflüssigkeit sollte zudem gegen bakterielle Aktivität, Ausfällungen, Dichteänderungen und den Verlust der chemischen Stabilität beständig sein.
Kill Fluid
Wenn Formationsflüssigkeiten unter Kontrolle gebracht werden müssen, sorgt die Kill-Flüssigkeit für einen ausreichenden hydrostatischen Druck.
Eine zu geringe Dichte reicht möglicherweise nicht aus, um das Bohrloch zu kontrollieren. Andererseits kann eine zu hohe Dichte den Flüssigkeitsverlust erhöhen oder eine schwache Formation zum Brechen bringen. Der Zielwert sollte innerhalb eines praktikablen Betriebsbereichs liegen.
Säuerungsflüssigkeit
Die Säurebehandlung dient dazu, bestimmte Mineralien, Ablagerungen oder Verstopfungen im Bereich des Bohrlochs aufzulösen. Ziel ist es in der Regel, die Verbindung zwischen dem Lagerstättenreservoir und dem Bohrloch wiederherzustellen oder zu verbessern.
Reaktionsgeschwindigkeit, Mineralzusammensetzung, Korrosion, Temperatur und Einwirkzeit beeinflussen die Säureformulierung.
Fracking-Flüssigkeit
Die Fracking-Flüssigkeit überträgt Druck auf das Gestein und erzeugt oder erweitert Risse. Wenn Stützmittel enthalten ist, muss die Flüssigkeit zudem das feste Material transportieren und verteilen.
Diese Anforderungen unterscheiden sich von denen einer normalen klaren Komplettierungssole, auch wenn das Fracking Teil des übergeordneten Komplettierungsprozesses ist.
Workover-Flüssigkeit
Bei Reparatur-, Wartungs- und Wiederherstellungsarbeiten kommen Workover-Flüssigkeiten zum Einsatz.
Zu diesem Zeitpunkt kann das Bohrloch bereits Schäden an der Formation, Korrosionsprodukte, Ablagerungen oder Förderrückstände aufweisen. Die Workover-Flüssigkeit muss das Bohrloch unter Kontrolle halten und gleichzeitig weitere Schäden an der Förderzone vermeiden.
Bremsflüssigkeit
Gegen Ende des Vorgangs kann ein Brecher eingesetzt werden, um Filterkuchen, Polymer oder vorübergehend abgelagertes Material zu entfernen.
Das richtige Timing ist entscheidend. Eine zu frühe Reaktion kann die Arbeitseigenschaften der Flüssigkeit beeinträchtigen, noch bevor die Einbringung abgeschlossen ist. Ein schwacher oder unvollständiger Bruch hinterlässt Rückstände in der Nähe des Bohrlochs und kann die Förderung beeinträchtigen.
Warum ist die Reinigung von Bohrlöchern notwendig?
Eine saubere Bohrflüssigkeit bleibt nicht sauber, wenn sie durch verunreinigte Anlagen gepumpt wird.
Schlammbehälter, Rohrleitungen, Futterrohre, Förderrohre und Bohrwerkzeuge können Rückstände enthalten Bohrflüssigkeit, Zementpartikel, Rost, Fett oder Sand. Sobald die Zirkulation einsetzt, können diese Stoffe in das Fertigstellungssole und fahren Sie in Richtung Stausee.
Ein Sanierungsansatz besteht darin, zunächst den Schlammtank, das Futterrohr und die Bohrwerkzeuge mit Meerwasser zu spülen. Anschließend kann eine alkalische Lösung mit einem pH-Wert von etwa 12 zum Einweichen für etwa zwei bis fünf Stunden verwendet werden.
Nach dem Einweichen wird das System mit Meerwasser, Sandreinigungsflüssigkeit, chemischer Reinigungsflüssigkeit und gefiltertem Meerwasser durchspült. Die Reinigung wird so lange fortgesetzt, bis die Rücklaufflüssigkeit nahezu den erforderlichen Zustand erreicht hat.
In einem Betriebsbeispiel näherte sich die Trübung im Rücklauf einem Referenzwert am Auslass von etwa 26–29 NTU und blieb etwa eine halbe Stunde lang stabil.
Diese Werte dienen eher als operative Richtwerte und stellen keine allgemeingültigen Standards für die Durchführung dar. Ein Einsatzteam sollte den tatsächlichen pH-Wert, die Einwirkzeit, die Reinigerkonzentration, den Trübungsgrenzwert und das Umwälzverfahren unter Berücksichtigung der Verschmutzung und der Ausrüstung an der jeweiligen Bohrung festlegen.
Der letzte Schritt ist ebenso wichtig. Nach der Reinigung muss die gefilterte Bohrflüssigkeit getrennt von den verschmutzten Rückläufen aufbewahrt werden. Andernfalls können Verunreinigungen wieder in das saubere System gelangen.
Inwiefern kann Bohrflüssigkeit das Reservoir schädigen?
Dabei gibt es zwei Hauptwege: die Invasion in der flüssigen Phase und die Invasion durch feste Partikel.
Das flüssige Filtrat transportiert Wasser, gelöste Salze, Tenside und Polymere in die Formation. Feste Verunreinigungen können an der Formationsfläche Brücken bilden, sich in Porenengstellen festsetzen oder tiefer in das Gestein vordringen.
Schäden in der Nähe des Bohrlochs lassen sich manchmal durch Säurebehandlung oder Reinigungsmaßnahmen beseitigen. Sobald das eingedrungene Material tiefer in die Formation vordringt, wird die Behandlung schwieriger.
Invasion in der flüssigen Phase
Der Überdruck im Bohrloch drückt die Komplettierungsflüssigkeit in Richtung der Formation mit niedrigerem Druck. Was als Nächstes geschieht, hängt vom Lagerstätten- und Flüssigkeitszusammensetzung ab.
Wasserempfindlicher Ton kann Wasser aufnehmen, aufquellen und die verfügbaren Strömungskanäle verengen. Unverträgliche Salze können mit dem Formationswasser reagieren und unlösliche Ablagerungen bilden. Der Kontakt zwischen der eindringenden Flüssigkeit und dem Öl im Lagerstättengestein kann eine stabile Emulsion bilden oder die Benetzbarkeit des Gesteins verändern.
Gaslagerstätten sind einem zusätzlichen Risiko ausgesetzt. Um das Bohrloch herum eingeschlossene Flüssigkeit kann einen Wasserblock bilden, der den Gasfluss einschränkt. Gleichzeitig können gelöste Chemikalien und Polymere mit dem Filtrat über den unmittelbaren Bohrlochbereich hinaus gelangen.
Diese Effekte treten häufig gemeinsam auf. Schon eine geringe Schwellung, Ausfällung und Polymerrückhaltung kann mehr Schaden anrichten, als jeder einzelne Mechanismus für sich allein verursachen würde.
Wie lässt sich das Eindringen von Flüssigkeiten verringern?
Beginnen Sie damit, den Flüssigkeitsverlust zu begrenzen. Je weniger Filtrat in die Formation gelangt, desto weniger gelöste Stoffe stehen zur Verfügung, die Schäden verursachen könnten.
Die Dichte sollte den erforderlichen hydrostatischen Druck gewährleisten, ohne dass dabei eine unnötig große Druckdifferenz entsteht. Der pH-Wert muss zudem auf die Mineralien der Formation, das Salzsystem, die Anlagen und die Aufbereitungschemikalien abgestimmt sein.
Vor dem Einsatz vor Ort sollte die Komplettierungsflüssigkeit mit dem Formationswasser verglichen werden. Wenn die beiden Flüssigkeiten Trübungen, Ablagerungen, Schlamm oder eine stabile Emulsion bilden, muss die Rezeptur angepasst werden.
In wassersensiblen Formationen kommt der Hemmung eine besondere Bedeutung zu. Das ausgewählte Salzsystem sollte das Quellen von Ton und die Partikelwanderung begrenzen, ohne dabei unvereinbare Ablagerungen zu verursachen.
Tenside und hochmolekulare Verdickungsmittel sollten einer vergleichbaren Kontrolle unterliegen. Sie sollten nur dann in der Rezeptur verbleiben, wenn sie eine notwendige Funktion erfüllen.
Eindringen fester Partikel
Obwohl von Fertigstellungssole erwartet wird, dass sie rein ist, können Verunreinigungen aus vielen Quellen eindringen.
Rost kann aus Tanks oder Rohrleitungen stammen. Zement und Bohrrückstände können im Bohrloch zurückbleiben. Schlecht dispergierte Chemikalien können Partikel bilden. Auch Sand, Kalkablagerungen, Elastomerfragmente und Rohrdichtmittel können in die Zirkulationsflüssigkeit gelangen.
Die Partikelgröße beeinflusst, wo sich diese Stoffe ansammeln.
| Partikelgröße im Verhältnis zum Porensystem | Voraussichtliches Verhalten |
|---|---|
| Größer als etwa zwei Drittel des durchschnittlichen Porenkanaldurchmessers | Bildet eher eine Oberflächen- oder flache Überbrückungsschicht |
| Kleiner als etwa ein Drittel bis ein Siebtel des durchschnittlichen Porenhalsdurchmessers | Kann in Poren eindringen und engere Stellen verstopfen |
| Fein genug, um sich mit eindringender Flüssigkeit mitzubewegen | Kann sich weiter nach unten ausbreiten, bevor eine geringere Geschwindigkeit eine Absetzung ermöglicht |
| Im Verhältnis zur Porenstruktur sehr fein | Kann möglicherweise einige Kanäle durchlaufen, ohne dass sofort eine Überbrückung erfolgt |
Diese Beziehung liefert eher ein nützliches konzeptionelles Modell als eine exakte Regel für jedes Lagerstättenreservoir. In der Realität weisen Formationen unregelmäßige, miteinander verbundene Porensysteme auf und keine gleichmäßigen, kreisförmigen Öffnungen.
Auch die Partikelform, die Konzentration, der Druckunterschied, die Durchflussrate und die Heterogenität des Gesteins beeinflussen das Eindringen.
Eine flache und abnehmbare Brücke kann die Formation schützen. Unkontrollierte Feinpartikel bewirken das Gegenteil, da sie über die Oberfläche hinausgelangen und interne Strömungswege verstopfen.
Wie lässt sich die Invasion von Feststoffen eindämmen?
Verwenden Sie, sofern die Betriebsbedingungen dies zulassen, eine saubere Flüssigkeit ohne unnötige Schwebstoffe.
Eine korrekte Dichtesteuerung verringert die Kraft, mit der verunreinigte Flüssigkeit in den Vorratsbehälter gedrückt wird. Ein geringerer Flüssigkeitsverlust schränkt das für den Transport von Partikeln verfügbare Volumen zusätzlich ein.
Falls ein vorübergehendes Brückensystem erforderlich ist, sollte dessen Korngrößenverteilung der der Formation entsprechen. Das Ziel besteht darin, eine flache Schutzschicht zu bilden, anstatt tiefere Porenräume auszufüllen.
Durch die Feinfiltration werden schädliche Partikel entfernt, bevor die Sole in den Brunnen gelangt. Saubere Tanks und Rohrleitungen sind ebenso wichtig, da eine gefilterte Flüssigkeit während der Lagerung oder des Transports erneut verunreinigt werden kann.
Welche Bohrlochflüssigkeitssysteme werden üblicherweise eingesetzt?
Verschiedene Salzwassersysteme weisen unterschiedliche Eigenschaften hinsichtlich Dichte, Hemmwirkung, Verträglichkeit und Handhabung auf.
| Komplettierungsflüssigkeitssystem | Allgemeine Anwendungshinweise |
|---|---|
| Gefiltertes Meerwasser | Aufräumarbeiten und ausgewählte Komplettierungsarbeiten bei geringer Dichte |
| Natriumchlorid-Sole | Universelles Salzwasser-Komplettierungssystem |
| Kaliumchlorid-Sole | Wird dort eingesetzt, wo eine zusätzliche Verhinderung der Bildung erforderlich ist |
| Kalziumchlorid-Sole | Wird verwendet, wenn ein System mit höherer Salzwasserkonzentration benötigt wird |
| Bromid-Sole | Ausgewählt für Anwendungen mit klarer Sole höherer Dichte |
| Salzlake herstellen | Wird unter speziellen Fertigstellungsbedingungen verwendet |
| Spezielle Verfüllflüssigkeit | Entwickelt für ein bestimmtes Lagerstättengebiet oder einen bestimmten Betriebsablauf |
| Verstopfen durch erstarrtes Wasser und Druckregelungsflüssigkeit | Wird für ausgewählte temporäre Verschluss- und Druckregelungsarbeiten verwendet |
Die Dichte ist nur ein Auswahlkriterium.
Eine Flüssigkeit kann zwar die Ziel-Dichte erreichen, dennoch jedoch aufgrund von Ausfällungen, Korrosion, unzureichender Korrosionshemmung oder Wechselwirkungen mit dem Lagerstättengestein versagen. Formationswasser, Lagerstättenmineralien, Chemikalien für die Bohrlochausrüstung sowie die Werkstoffe der Anlagen müssen alle berücksichtigt werden, bevor die Sole freigegeben wird.
Was ist eine Komplettierungsflüssigkeit mit latenter Säure?
Viele herkömmliche Bohrlochausbau- und Workover-Flüssigkeits arbeiten in einer alkalischen Umgebung. Dies unterstützt bestimmte technische und korrosionsschutzbezogene Ziele.
Alkalische Bedingungen können jedoch auch die Bildung organischer oder anorganischer Ablagerungen begünstigen, wenn hochvalente Metallionen vorhanden sind. Bei früheren Betriebsvorgängen entstandene Ausfällungen können in der Nähe des Bohrlochs verbleiben und die Förderung beeinträchtigen.
Eine richtig zusammengesetzte saure Flüssigkeit kann bestimmte Ablagerungen und säurelösliche Mineralien auflösen. Sie kann zudem dazu beitragen, großmolekulare Rückstände und feste Verunreinigungen in der Nähe der Formationsfläche zu entfernen.
Die Latent-Acid-Technologie steuert, wann diese säurewirksame Wirkung einsetzt. Die Flüssigkeit behält während des Mischens und Einbringens geeignete Verarbeitungseigenschaften bei und entfaltet ihre Reinigungswirkung erst unter den vorgesehenen Bedingungen.
Dieser Ansatz erweitert den Zweck der Komplettierungsflüssigkeit. Anstatt lediglich weitere Schäden zu verhindern, kann das System auch einen bereits beeinträchtigten Bereich in der Nähe des Bohrlochs verbessern.
Die Reaktion muss weiterhin sorgfältig kontrolliert werden. Ein zu früh auftretender Säuregehalt kann die Anlagen angreifen, die Viskosität des Polymers verringern oder mit anderen Komponenten reagieren, bevor die Flüssigkeit das Reservoir erreicht.
Perforationsflüssigkeit in einem System mit latenter Säure
Perforationsflüssigkeit ist in der Regel die erste Flüssigkeit in der Fertigstellungsphase, die in eine neu geschaffene Verbindung mit der ölführenden Formation gelangt.
Bei einem „Latent-Acid“-Verfahren werden PF-HCS und ein Chelatbildner in relativ hoher Dosierung eingesetzt. Sie sollen die Hydratation, das Quellen und die Migration von Tonpartikeln begrenzen und gleichzeitig dazu beitragen, die durch das Filtrat aus früheren Prozessschritten zurückgelassenen Ausfällungen zu entfernen.
Die erforderliche Konzentration hängt vom Tongehalt, der Mineralogie, der Chemie des Formationswassers, der Temperatur und der Einwirkzeit ab. Vor dem Einsatz der Flüssigkeit im Bohrloch sollten diese Bedingungen in einem Labortest nachgestellt werden.
Packer-Flüssigkeit im selben Komplettierungsprogramm
Die Packerflüssigkeit erfüllt eine andere Aufgabe, da sie über einen längeren Zeitraum zwischen der Futterrohrwand und dem Förderrohr verbleibt.
Bei einem System wird ein Ätzmittel verwendet, um den pH-Wert der Packerflüssigkeit auf etwa 9–10 einzustellen. Anschließend wird PF-CA101 zur Korrosions- und Bakterienbekämpfung zugesetzt.
Liegt die Dichte unter dem Sollwert, kann KCl oder ein anderes anorganisches Salz zur Anpassung verwendet werden.
Diese Aufbereitungsstufen und Produktbezeichnungen stellen eine Systemauslegung dar. Bei einer anderen Bohrung können ein anderer pH-Bereich, ein anderes Korrosionsschutzpaket oder eine andere Salzzusammensetzung erforderlich sein.
Welche Rolle spielt HEC bei der Auslegung von Fertigstellungsflüssigkeiten?
Hydroxyethylcellulose, üblicherweise mit HEC abgekürzt, ist ein nichtionischer, wasserlöslicher Celluloseether. In Komplettierungsflüssigkeiten kann er zum Einsatz kommen, wenn für den Vorgang Viskosität, Flusskontrolle, Partikeltransport oder vorübergehende Suspension erforderlich sind.
HEC gehört nicht in jede Verfüllungslauge. Eine reine Druckregelungsflüssigkeit ohne Transportanforderungen kann ohne zusätzliches Polymer möglicherweise bessere Ergebnisse erzielen.
Andere Verfahren erfordern eine höhere Viskosität. Der Transport von Kies, das Absaugen von zähflüssigen Ablagerungen, die Beseitigung von Schutt sowie temporäre Aufbereitungsanlagen sind Beispiele dafür, bei denen eine kontrollierte Viskosität einen deutlichen Vorteil bieten kann.
Der Schlüssel liegt in der Zurückhaltung. Sobald ein hochmolekulares Polymer in den Produktionsbereich gelangt, kann eine unvollständige Reinigung die Durchlässigkeit verringern. Formulierer sollten daher die niedrigste Dosierung wählen, mit der das Betriebsziel noch erreicht wird.
Auch die Salzzusammensetzung spielt eine Rolle. Eine HEC-Sorte, die in Süßwasser gut hydratisiert, kann sich in NaCl, KCl, CaCl₂ oder einem Mischsalzsystem anders verhalten. Temperatur, pH-Wert, Scherbeanspruchung, Zugabereihenfolge und weitere Zusatzstoffe beeinflussen das Endergebnis zusätzlich.
Warum wir uns bei der Auswahl von Fertigstellungsflüssigkeiten für Zhiwei HEC entscheiden
Bei Zhiwei beginnen wir mit dem die Sole des Kunden und die Betriebsbedingungen anstatt ein Modell allein anhand der Viskosität auszuwählen.
Wir bitten um Angaben zur Zusammensetzung des Salzes, zur Dichte, zur angestrebten Viskosität, zur Temperatur, zur Mischanlage, zu den Anforderungen an die Zirkulation, zu weiteren Zusatzstoffen sowie zur geplanten Reinigungsmethode. Anhand dieser Angaben können wir einen realistischeren Ausgangspunkt für die Laboruntersuchungen festlegen.
Unser HEC-Sortiment umfasst HEC 40, HEC 300, HEC 2K, HEC 6K, HEC 15K, HEC 30K, HEC 50K, HEC 100K, und HEC 150K.
| Abschlussvoraussetzung | Anleitung zum ersten Zhiwei-Screening | Hauptbewertung |
|---|---|---|
| Leichte Viskositätsanpassung | HEC 6K oder HEC 15K | Hydratation, Salzlaugenverträglichkeit und Pumpbarkeit |
| Mäßiger Transportbedarf | HEC 15K oder HEC 30K | Fließverhalten, Tragfähigkeit und Temperaturverhalten |
| Durchlauf mit höherer Viskosität | HEC 30K oder HEC 50K | Druckverlust, Zirkulation und Reinigung |
| Provisorische Tablette mit hohem Körperanteil | HEC 50K oder HEC 100K | Einbringen, Flüssigkeitsverlust, Rückstände und Bruch |
| Sole mit hohem Salzgehalt oder Mischsalzsole | Anwendungsspezifisches Screening | Salztoleranz, Alterung und Endviskosität |
Diese Tabelle enthält Laboranweisungen und keine endgültigen Empfehlungen für den Einsatz vor Ort.
Modellnummern verschiedener Anbieter sind nicht immer direkt vergleichbar. Die Testkonzentration, die Temperatur, das Messgerät, die Spindel, die Drehzahl, die Hydratationszeit und die Zusammensetzung der Salzlösung können die angegebene Viskosität beeinflussen.
Um ein zuverlässiges Ergebnis zu erzielen, empfehlen wir, die Probe mit demselben Salzsystem und nach demselben Mischverfahren vorzubereiten, wie sie für den Einsatz vor Ort vorgesehen sind.
Wie sollte HEC der Fertigstellungssole zugesetzt werden?
Eine schlechte Dispergierung führt zur Bildung von Klumpen, bevor das HEC die Möglichkeit hat, gleichmäßig zu hydratisieren.
Beginnen Sie mit der Zubereitung der Grundlake und die Dichte, den pH-Wert, die Salzzusammensetzung und die Temperatur zu überprüfen. Sobald eine gleichmäßige Zirkulation oder Durchmischung erreicht ist, geben Sie das HEC langsam über die sich bewegende Oberfläche hinzu.
Durch die schrittweise Zugabe kommt jedes Partikel stärker mit der Flüssigkeit in Kontakt. Wird das Pulver an einer Stelle auf einmal eingefüllt, hydratisiert zunächst die Außenseite eines Klumpens, wodurch trockenes Material im Inneren eingeschlossen wird.
Weitermischen, bis die Dispersion vollständig ist, und anschließend ausreichend Zeit für die Viskositätsentwicklung einräumen. Andere Behandlungschemikalien sollten in der Reihenfolge zugegeben werden, die im Rahmen der Laborarbeiten festgelegt wurde.
Die Endviskosität muss nach einer festgelegten Ruhezeit gemessen werden. Wenn mit erhöhten Temperaturen zu rechnen ist, wiederholen Sie die Prüfung nach einer Alterung unter repräsentativen Bedingungen.
Bei einigen konzentrierten Salzlösungen ist eine andere Zugabereihenfolge erforderlich. Vor der Aufbereitung der gesamten Feldmenge sollte der Prozess anhand einer Pilotcharge überprüft werden.
Welche Tests sollten durchgeführt werden?
| Test | Was dies bestätigt |
|---|---|
| Dichte | Erforderlicher hydrostatischer Druck |
| pH | Chemischer Zustand der Flüssigkeit |
| Trübung | Allgemeine Reinheit der Flüssigkeit |
| Filtration | Entfernung schädlicher Partikel |
| Anfangsviskosität | Grundlegende Rheologie nach der Aufbereitung |
| Alterungsviskosität | Stabilität nach Temperatureinwirkung |
| Flüssigkeitsverlust | Neigung der flüssigen Phase, in die Formation einzudringen |
| Salzlaugenverträglichkeit | Risiko einer Ausfällung oder einer Änderung der Viskosität |
| Verträglichkeit mit Formationswasser | Reaktion zwischen Komplettierungsflüssigkeit und Lagerstättenwasser |
| Korrosionsprüfung | Schutz von Metallausrüstung |
| Bakteriologische Untersuchung | Stabilität während der Lagerung und bei langfristiger Aufbewahrung |
| Tests zur Datenbereinigung | Entfernung von Polymer oder Füllmaterial |
| Prüfung des Reservoirkerns | Auswirkung auf die Permeabilität der Formation |
Die Anfangsviskosität gibt nur einen Teil des Gesamtbildes wieder. Eine Flüssigkeit kann zwar die Vorgaben für den Mischbehälter erfüllen, aber dennoch versagen, wenn sie Hitze, Salz, Verunreinigungen oder den geologischen Formationen ausgesetzt ist.
Häufig gestellte Fragen
Was ist Bohrlochflüssigkeit?
Unter „Completion-Flüssigkeiten“ versteht man den Sammelbegriff für Arbeitsflüssigkeiten, die bei der Vorbereitung einer Öl- oder Gasbohrung auf die Förderung zum Einsatz kommen. Zu dieser Kategorie gehören Reinigungs-, Perforations-, Gravel-Pack-, Kill-, Packer-, Workover-, Säurebehandlungs- und Brecherflüssigkeiten.
Warum ist die Verfüllflüssigkeit wichtig?
Es schafft eine kontrollierte Umgebung für die abschließenden Bohrlocharbeiten. Gleichzeitig schützt es die Förderformation und die Komplettierungsausrüstung.
Warum sollte die Fertigstellungsflüssigkeit nur wenige Feststoffe enthalten?
Partikel können an der Formationsfläche Brücken bilden, in Porenengstellen eindringen, Siebe verstopfen oder sich tiefer im Reservoir absetzen. Saubere und ordnungsgemäß gefilterte Flüssigkeit verringert dieses Risiko.
Ist eine höhere Dichte der Bohrflüssigkeit immer sicherer?
Nein. Eine zu geringe Dichte birgt ein Risiko für die Bohrlochkontrolle, während eine zu hohe Dichte das Eindringen und den Verlust von Flüssigkeit begünstigt. Das Ziel muss einen Ausgleich zwischen diesen beiden Aspekten schaffen.
Kann HEC in Bohrlochverfüllungsflüssigkeiten verwendet werden?
Ja. HEC kann Lösungen zur Viskositäts- und Durchflussregelung anbieten, wenn Transport, Suspension oder eine vorübergehende Viskositätsbehandlung erforderlich sind.
Kann HEC direkt in jede beliebige Salzlake gegeben werden?
Nicht ohne vorherige Tests. Salzart, Konzentration, pH-Wert, Temperatur und Mischreihenfolge beeinflussen die Hydratation und die Viskosität.
Führt ein höherer HEC-Wert zu einer besseren Leistung?
Nur in dem für den Vorgang erforderlichen Umfang. Ein Überschuss an Polymer erhöht den Zirkulationsdruck und verursacht zusätzlichen Reinigungsaufwand.
Was ist der Unterschied zwischen Perforationsflüssigkeit und Packerflüssigkeit?
Die Perforationsflüssigkeit kommt mit dem Lagerstättenreservoir in Kontakt, während neue Strömungskanäle entstehen. Die Packerflüssigkeit verbleibt im Ringraum und schützt die Komplettierungsausrüstung über einen längeren Zeitraum.
Warum wird die Fertigstellungssole nach der Reinigung gefiltert?
Durch die Reinigung werden Verunreinigungen aus dem System entfernt, während die Filtration die dabei freigesetzten Partikel auffängt. Beide Schritte sind erforderlich, bevor saubere Flüssigkeit in das Bohrloch gelangt.
Kann eine Bohrlochflüssigkeit sauer sein?
Ja. Zur Auflösung ausgewählter Ablagerungen und säurelöslicher Materialien können saure oder latent saure Systeme verwendet werden. Die Reaktionsdauer und die Korrosion müssen kontrolliert werden.
Schlussfolgerung
Die Komplettierungsflüssigkeit spielt eine entscheidende Rolle für die Bohrlochsicherheit, den Schutz des Lagerstättenreservoirs, die Zuverlässigkeit der Ausrüstung und die künftige Förderung.
Seine Dichte muss den Formationsdruck regulieren, ohne ein übermäßiges Eindringen zu verursachen. Die chemische Zusammensetzung der Flüssigkeit muss mit dem Formationswasser und den Mineralien im Lagerstättengestein verträglich sein. Reinheit, Filtration, Korrosionsschutz und langfristige Stabilität sind ebenfalls von entscheidender Bedeutung.
Gefiltertes Meerwasser, NaCl, KCl, CaCl₂, Bromid, Formiat und spezielle Flüssigkeitssysteme sind jeweils für unterschiedliche Bohrlochausbaubedingungen vorgesehen. Es gibt keine Sole, die für jede Bohrung geeignet ist.
HEC kann die Viskosität und die Fließkontrolle bei Vorgängen verbessern, bei denen Transport, Suspension, viskoses Spülen oder vorübergehende Behandlungs-Pills erforderlich sind. Dieser Vorteil muss gegen die Notwendigkeit eines geringen Flüssigkeitseintritts und einer effektiven Reinigung abgewogen werden.
In Zhiwei, Wir prüfen das Salzsystem, die Dichte, die Temperatur, die angestrebte Viskosität, die Mischmethode, den Verwendungszweck und den Reinigungsplan des Kunden, bevor wir eine HEC-Qualität empfehlen.
Diese anwendungsorientierte Methode ermöglicht es uns, eine sinnvolle Rheologie zu erzielen, ohne mehr Polymer hinzuzufügen, als für den Fertigstellungsvorgang tatsächlich erforderlich ist.