Experimentelle Analyse von auflösbaren Frac-Plugs
Herkömmliche Komposit-Frac-Plugs sind zwar zuverlässig, aber ihre Installation vor der Öl- und Gasförderung kann sehr kostspielig sein. Die Verlängerung der horizontalen Bohrstrecke schränkt zudem den sicheren Einsatzbereich von Coiled Tubing ein. Auflösbare Frac-Plugs sind so konzipiert, dass sie sich nach dem Frac-Vorgang in der Bohrlochflüssigkeit auflösen, wodurch das Fräsen oder Schleifen entfällt. Stellen wir uns folgende Situation vor: Auflösbare Frac-Plugs werden an die Betreiber geliefert. Während des Pump-, Einbau- und Frac-Prozesses verläuft alles reibungslos, doch am Ende löst sich der Frac-Plug nicht auf – ein Albtraum für den Lieferanten.
Zunächst betrachten wir die Mechanismen, die zum Auflösen von auflösbaren Frac-Plugs führen. Diese bestehen in der Regel aus auflösbaren Materialien (löslichen Metallen oder Polyglykolsäure, hauptsächlich auf Aluminium-Magnesium-Basis) und einer auflösbaren Elastomerzusammensetzung. In Gegenwart einer Elektrolytlösung im Bohrlochfluid korrodiert das lösliche Metall durch eine elektrochemische Reaktion, die als galvanische Reaktion bekannt ist. Die Geschwindigkeit dieser Reaktion wird durch die Chloridkonzentration, die Temperatur, die Kontaktfläche mit dem Fluid und die Konzentration des löslichen Metalls, beispielsweise an der Kathode, beeinflusst. Abbildung 2 zeigt, dass Stützmittel/Sand einen starken Einfluss auf die Auflösungsgeschwindigkeit von auflösbaren Frac-Plugs haben. So kann beispielsweise Stützmittel aus der darunterliegenden Formation aus dem Riss in das Bohrloch wandern und dort eine Art Sandsack um den Frac-Plug bilden.
Unter diesen Umständen können alle oben genannten Faktoren potenziell genutzt werden, um die Auflösungsrate des Frac-Plugs unter statischen Bedingungen zu steuern. Sammeln Sie wichtige Informationen vom Betreiber, um die Bohrlochbedingungen zu simulieren und so eine minimale Auflösung des Frac-Plugs vor Abschluss des Frac-Vorgangs zu gewährleisten. Die Auflösung beginnt mit der Erholung der Bohrlochtemperaturen. Die Bohrlochbedingungen und die Feldbetriebsbedingungen sind jedoch dynamisch.
Beim Einbringen des Frac-Pfropfens zur Öffnung des Risses wird eine große Menge Flüssigkeit mit Oberflächentemperatur in das Bohrloch injiziert. Abbildung 1 zeigt, dass die Temperatur im Bohrloch deutlich sinkt, sobald der Frac-Pfropfen in das Bohrloch eintritt. Sobald der Frac-Pfropfen die vorgegebene Position erreicht hat, wird die Perforationskanone eingesetzt, das Bohrloch abgesenkt und die Ausrüstung für den Frac-Vorgang angeschlossen. Währenddessen beginnt sich die Temperatur im Bohrloch wieder zu erholen. Bei Verzögerungen des Frac-Vorgangs empfiehlt es sich, zusätzlich Flüssigkeit mit Oberflächentemperatur in das Bohrloch zu pumpen, um das Bohrloch zu kühlen und die Auflösungsgeschwindigkeit des Frac-Pfropfens zu verlangsamen. Mit Beginn des Frac-Vorgangs sinkt die Temperatur im Bohrloch erneut und erholt sich nach dessen Abschluss langsam wieder.
Da sich auflösbare Frac-Plugs während der Wiedererhitzungsphase auflösen sollen und die für die vollständige Auflösung benötigte Zeit von der Temperatur des Plugs abhängt, ist zu berücksichtigen, dass die Temperatur im Bohrloch wieder einen Punkt erreicht, an dem sich die Auflösungsgeschwindigkeit des Frac-Plugs beschleunigt. Die Rückgewinnungsrate der Formationstemperatur wird jedoch von Faktoren wie Pumpenfördermenge, der in den Riss injizierten Gesamtmenge an Fluid und der Rissgröße beeinflusst.
Diese Variablen unterscheiden sich wahrscheinlich für jede behandelte Formation und können Schwankungen bei der Temperaturrückgewinnung verursachen. Anders ausgedrückt: Es lässt sich nicht mit absoluter Sicherheit vorhersagen, wann die Bohrlochtemperatur wieder die für die Auflösung des Frac-Plugs erforderliche Temperatur erreicht. Dasselbe gilt für die Chloridionenkonzentration der zurückfließenden Bohrlochflüssigkeit. Aufgrund der oben beschriebenen dynamischen Veränderungen ist die Chloridionenkonzentration der Bohrlochflüssigkeit deutlich niedriger als erwartet, wodurch die Auflösungsgeschwindigkeit des Frac-Plugs verlangsamt wird.
Neben Temperatur und Chloridkonzentration spielen weitere Faktoren eine Rolle. Angenommen, der Frac-Plug sitzt fest und ist vollständig von Bohrlochflüssigkeit bedeckt (bis auf den Teil der Bohrlochwand, der mit dem Futterrohr in Kontakt steht). Die Inhaltsstoffe des Frac-Plugs sollten sorgfältig auf die Temperatur und Chloridkonzentration des jeweiligen Bohrlochs abgestimmt sein, das sich nach der Behandlung von der Abkühlung während des Frac-Vorgangs erholt. Warum also hat sich der Frac-Plug nicht aufgelöst? Was im Bohrloch könnte den Auflösungsprozess sonst noch beeinträchtigen? Die Antwort lautet wahrscheinlich Stützmittel/Sand.
Nach Abschluss der Behandlung wird die Bohrung verschlossen. Beim Schließen des Risses kann die Schließspannung dazu führen, dass das Stützmittel aus dem Bohrloch wandert oder austritt. Hinzu kommt das Szenario während des Frackings beim Sieben. Chinesische Betreiber kehren die Bohrung daher üblicherweise um, um wieder eine gute Förderleistung zu erzielen. Beim Rückfluss kann Stützmittel aus tieferen Formationen aus den Rissen austreten und in das Bohrloch wandern. Am Frac-Plug bilden sich Sandsäcke, die ihn vom Bohrlochfluid isolieren.
Man könnte meinen, Stützmittel seien durchlässig wie Sand am Strand. Wenn man die Hand in den Sand steckt und ihn wieder heraushebt, ist er nass. Selbst wenn der Frac-Plug vollständig mit Stützmittel bedeckt ist, steht er immer noch in Kontakt mit der Bohrlochflüssigkeit. Dies ist ein Nachteil für den Frac-Plug, da er dadurch nicht vollständig von der Bohrlochflüssigkeit isoliert ist, was wiederum die Auflösungsgeschwindigkeit des Frac-Plugs beeinflusst.
