Stimulationstechniken und ihre Auswahlkriterien in der Geothermie

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Klara Klaudia Brodbeck
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1 Stimulationstechniken und ihre Auswahlkriterien in der Geothermie Sebastian Pfeil 1 Allgemeine Informationen Gesteinstyp Karbonat Sandstein Mineralogie Ton Pyrit Temperatur Bohrlochsgeomertie Open Hole Liner Stimulationsart Säuerung Fracturing Regularien Was will ich erreichen? Jede Bohrung ist anders! 2 1

Ton Pyrit Temperatur Bohrlochsgeomertie Open Hole Liner Stimulationsart

2 Art der Stimulation? Stimulation ist: die chemische oder mechanische Verbesserung der Förderkapazität Verbesserung dermöglichkeiten Injektions- & Produktionsraten Kommunikation zwischen Bohrungen Hydraulische Stimulation Erstellung neuer Fließwege Über dem Frac-Druck Stimulieren der Bohrung (negative skin) Matrix Säuerung Wiederherstellung der Fließkapazität Unterhalb des Frac-Druckes Skin Reduktion Korrosion Propped Fracture Proppant-based Säure Fracture Self-propped Effizienz 3 Säuresysteme Korrosionsrisiko und Reaktionsgeschwindigkeit unterschiedlicher Flüssigkeitssysteme Salzlösungen Chelat System Organisches Säure System HCl-Säure System gering Korrosionsrisiko / Reaktionsgeschwindigkeit hoch 4 2

Hydraulische Stimulation Erstellung neuer Fließwege Über dem Frac-Druck Stimulieren der Bohrung (negative skin) Matrix Säuerung Wiederherstellung der Fließkapazität Unterhalb

3 Ziel der Stimulation 175 o C 5 ml/min Homogene Stimulation über die Länge des OH Möglichst tiefe Stimulation in die Formation Steigende Temperatur Steigende Fließrate für optimale Stimulation 150 o C 3 ml/min 120 o C 2 ml/min 65 o C 5 ml/min 15% HCl 5 Face Dissolution HCl-Säure System Säuresystem mit höchstem Löslichkeitspotential für CaCO 3 Potential CaCO 3 : 218 kg/m 3 Korrosionschutz ist möglich für mehrere Stunden (Regularien) Zusatz von organische Säuren erhöhen den Korrosionsschutz ph-wert < 1 => schnelle Reaktion & stark korrosiv Nachteile hochkonzentrierter Salzsäure: - Schnelle Abreaktion - Geringe Viskosität 6 3

Löslichkeitspotential für CaCO 3 Potential CaCO 3 : 218 kg/m 3 Korrosionschutz ist möglich für mehrere Stunden (Regularien) Zusatz von organische Säuren

4 Säuerung & Korrosion Korrosion: Verlust oder Veränderung des Metalls aufgrund chemischer Reaktionen Korrosionsparameter X: Säurekonzentration Temperatur Zeit (Exposure) Metall Korrosionsrisiko Je höher Temperatur, Zeit, und Säurekonzentration, desto höher das Korrosionsrisiko X 7 Korrosionsschutz Korrosionstests: Massenverluste Pitting Test Kriterien: Pitting Index 0 4 Massenverlust 0.05 lb/ft 2 8 4

höher Temperatur, Zeit, und Säurekonzentration, desto höher das Korrosionsrisiko X 7

5 Chelat System Chelat Systeme haben ein leicht geringeres Löslichkeitspotential für CaCO 3 wie HCl Korrosionschutz ist möglich auch bei extrem hohen Temperaturen Kein Zusatz von organischen Säuren nötig Korrosionsinhibitoren haben umweltfreundlicheres Profil ph-wert >3 => langsame Reaktion & wenig korrosiv => Hohe Effektivität 9 Art der Stimulation? Stimulation ist: die chemische oder mechanische Verbesserung der Förderkapazität Verbesserung dermöglichkeiten Injektions- & Produktionsraten Kommunikation zwischen Bohrungen Hydraulische Stimulation Erstellung neuer Fließwege Über dem Frac-Druck Stimulieren der Bohrung (negative skin) Matrix Säuerung Wiederherstellung der Fließkapazität Unterhalb des Frac-Druckes Skin Reduktion Korrosion Propped Fracture Proppant-based Säure Fracture Self-propped Effizienz 10 5

Stimulation ist: die chemische oder mechanische Verbesserung der Förderkapazität Verbesserung dermöglichkeiten Injektions- & Produktionsraten Kommunikation zwischen Bohrungen Hydraulische Stimulation

6 Effizienz Flüssigkeitseffektivität unterschiedlicher Säuresysteme unter gleichen Voraussetzungen Chelat & Fasern & Viskosität Chelat System & Fasern Viskoses Säure System HCl-Säure System gering Flüssigkeitsverluste hoch 11 Steigerung der Flüssigkeitseffektivität Ziel: Problem: Konsequenz: Lösung: Reinigung der Klüfte & Schaffung neuer Kommunikationswege Hoher Permeabilitätskontrast zwischen Kluft & Formation Effektivität der Stimulationsflüssigkeit verringert Diversion mit Fasern 12 6

der Flüssigkeitseffektivität Ziel: Problem: Konsequenz: Lösung: Reinigung der Klüfte & Schaffung neuer Kommunikationswege

7 Fasern als Diverter MIT FASER OHNE FASER Fasern können mehrere Millimeter effektiv temporär abdichten Temporär werden Zonen hoher Permeabilität geblockt Löslichkeit von Fasern ist eine Funktion der Temperatur & Zeit 13 Diverting Acid Systems Self-Diverting Acid (SDA) Polymer System zur Effizienzsteigerung von Säuresystemen Temporäre Reduzierung der lokalen Injektionsrate Erhöhte Viskosität Reduzierung der Viskosität durch Reaktion der Säure 14 7

Diverting Acid Systems Self-Diverting Acid (SDA) Polymer System zur Effizienzsteigerung von Säuresystemen

8 Foam Diverting Systems Verschäumte Säure Stickstoff zur Effizienzsteigerung von Säuresystemen Temporäre Reduzierung der lokalen Injektionsrate Keine Feststoffe oder Polymere nötig Muß beim Flowback bedacht werden! 15 Art der Stimulation? Stimulation ist: die chemische oder mechanische Verbesserung der Förderkapazität Verbesserung Möglichkeiten der Injektions- & Produktionsraten Kommunikation zwischen Bohrungen Hydraulische Stimulation Erstellung neuer Fließwege Über dem Frac-Druck Propped Fracture Stimulieren der Bohrung (negative skin) Säure Fracture Formation Matrix Säuerung Wiederherstellung der Fließkapazität Unterhalb des Frac-Druckes Skin Reduktion Proppant-based Self-propped 16 8

Stimulation ist: die chemische oder mechanische Verbesserung der Förderkapazität Verbesserung Möglichkeiten der Injektions- & Produktionsraten Kommunikation zwischen

9 Propped Fracture vs. Acid Fracture Proppant Frac Proppant hält die Fracture auf Self-propped Frac Formations Bewegung erzeugt & erhält die fracture Acid Fracture Raue Oberfläche öffnet Fließwege Slickwater Geringe Viskosität Wasserbasiert Crosslinked fluid Hohe Viskosität Wasserbasiert Säure Systeme Sandsteine Granite Karbonate Schiefer Sandsteine Granite Karbonate Dolomite 17 Slickwater Fluid Grundrezept Reibungsminderer Polymere mit hohem Molekulargewicht In geringer Konzentration Surfactants & Tonstabilisatoren Zusätze, um Tone zu stabilisieren Surfactans, um Kapillarkräfte zu reduzieren Polymere modellieren den Fluß => Reibungsverringerung Max. 80% Reibungsminderung im Vergleich zu Wasser sind möglich Fluid hat ein wasserähnliches Verhalten 18 9

Geringe Viskosität Wasserbasiert Crosslinked fluid Hohe Viskosität Wasserbasiert Säure Systeme Sandsteine Granite Karbonate Schiefer Sandsteine Granite Karbonate Dolomite 17 Slickwater

Crosslinked Polymer Fluid Grundrezept Polymer Guar basiertes Polymer schnell hydrierendes Polymer Crosslinker Borate / organometallische Crosslinker Selection based on temperature Surfactants &

10 Crosslinked Polymer Fluid Grundrezept Polymer Guar basiertes Polymer schnell hydrierendes Polymer Crosslinker Borate / organometallische Crosslinker Selection based on temperature Surfactants & Tonstabilisatoren Zusätze, um Tone zu stabilisieren Surfactans, um Kapillarkräfte zu reduzieren ph Puffer Stabilisation and Beschleunigung der Polymerhydrierung Kontrolle des Crosslinking Temperature Stabilisator Stabilisiert das Polymer bei hohen Temperaturen Temperaturbereich bis 190degC Breaker Oxidizers (Persulfate; Bromate) Active Breaker & umschlossene Breaker 19 Viskositätsverlauf Crosslinked Polymer Anforderungen fur HT Stimulationen: => Bei Umgebungstemperaturen leichte Polymervernetzung => Bei erhöhten Bohrlochtemperaturen vollständige Vernetzung => Ausreichende Viskositätsstabilität bei hoher Bohrlochtemperatur für Stimulationszeitraum Viscosität Temperatur Zeit 20 10

Stabilisator Stabilisiert das Polymer bei hohen Temperaturen Temperaturbereich bis 190degC Breaker Oxidizers (Persulfate; Bromate) Active Breaker & umschlossene Breaker 19 Viskositätsverlauf

11 Acid Frac 20% Straight HCl HCl-Säure System Chelat System 21 System Vergleich Slickwater Fluid Crosslinked Fluid Säure Frac Shaleformationen Vernetzung von Küften Hohe Raten => Hoher Druck Große Volumen Wenig Propant Gering viskose Flüssigkeiten 99% Wasser Sandstein/Granit Formationen Hohe & niedrige Permeabilität Geringe/mittlere Raten Geringe/mittlere Volumen Viel Proppant Hoch viskose Flüssigkeiten Karbonatformationen Geringe Permeabilität Geringe Raten Geringe Volumen Kein Proppant Kein screen out Braucht Diversion 22 11

Sandstein/Granit Formationen Hohe & niedrige Permeabilität Geringe/mittlere Raten Geringe/mittlere Volumen Viel Proppant Hoch

12 Art der Stimulation? Stimulation ist: die chemische oder mechanische Verbesserung der Förderkapazität Verbesserung dermöglichkeiten Injektions- & Produktionsraten Kommunikation zwischen Bohrungen Hydraulische Stimulation Erstellung neuer Fließwege Über dem Frac-Druck Stimulieren der Bohrung (negative skin) Matrix Säuerung Wiederherstellung der Fließkapazität Unterhalb des Frac-Druckes Skin Reduktion Propped Fracture Proppant-based Säure Fracture Self-propped 23 Fragen? 24 12

Injektions- & Produktionsraten Kommunikation zwischen Bohrungen Hydraulische Stimulation Erstellung neuer Fließwege

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