Anwendungsbeispiele für chemische Additive in der Ölfeldindustrie

Im Jahr 2022, trotz der Auswirkungen der COVID-19-Pandemie, schloss das Northwest Oilfield Well Completion Management Center 24 Projekte ab, darunter Ölquellenkontrollgeräte und die Reinigung von Rohren, die durch schwere Ölverstopfungen verstopft waren, wodurch Beschaffungskosten in Höhe von 13,683 Millionen Yuan eingespart wurden.

Bei der Nutzung von Ölleitungen verringert sich der Rohrdurchmesser durch Ablagerungen von Wachs, Polymeren und Salzen zunehmend. Dies reduziert den Rohölfluss und beeinträchtigt die Rohölförderung. Daher reinigen Bohrunternehmen die Leitungen in der Regel einmal jährlich. Nach der Behandlung der Schweißnähte der Rohrverbindungen ist eine Reinigung der Leitungen erforderlich.

Unter normalen Bedingungen weisen Stahlrohre, die als Ölleitungen verwendet werden, sowohl innen als auch außen Rost auf. Wird dieser nicht entfernt, verunreinigt er nach dem Gebrauch das Hydrauliköl und beeinträchtigt die Funktion der Hydraulikanlagen. Daher ist es notwendig, den Rost an der Innenfläche der Rohre durch Säurebehandlung zu entfernen. Die Säurebehandlung entfernt auch den Rost an der Außenfläche, was die Anwendung von Rostschutzfarbe erleichtert und einen dauerhaften Korrosionsschutz gewährleistet. Die Säurebehandlung erfolgt üblicherweise mit einer Säurelösung mit einer Konzentration von 0 % bis 15 %. Die Firma Youzhu bietet mit UZ CI-180 einen hochtemperaturbeständigen, säurebeständigen Korrosionsinhibitor für den Einsatz in der Ölindustrie an. Beim Säuren oder Beizen korrodiert die Säure den Stahl. Bei hohen Temperaturen verstärken sich Korrosionsrate und -ausbreitung erheblich. Daher ist der Korrosionsschutz von Hochtemperaturrohren in der Ölförderung besonders wichtig und beeinflusst nicht nur die Wirtschaftlichkeit der Ölfeldgewinnung, sondern auch die Produktionssicherheit. Der Grad der Säurekorrosion an Rohrleitungen und Anlagen hängt von der Einwirkzeit, der Säurekonzentration und den Temperaturbedingungen ab. UZ CI-180 zeichnet sich durch hervorragende Hochtemperaturbeständigkeit aus. Bei Temperaturen bis zu 180 °C (350 °F) kann die Korrosionswirkung von Säure auf Stahl am Bohrlochgrund durch die Zugabe von UZ CI-180 zur Säuremischung deutlich reduziert werden. Youzhu wurde vom Northwest Oilfield Management Center für seine Projekte in den Bereichen Rohrreinigung, Bohrflüssigkeitsformulierung und Anlagenwartung hoch gelobt.

Die Bohrung Fengye 1-10HF in Dongying City an der Dong San Road ist die erste horizontale Schieferölbohrung, die die 20-Tage-Grenze des Bohrzyklus unterschritt und 24 Tage vor dem geplanten Termin fertiggestellt wurde. Sie ist eine von drei nationalen Schieferöl-Demonstrationszonen, die von der Nationalen Energiebehörde genehmigt wurden, und die erste nationale Demonstrationszone für Schieferöl aus kontinentalen Verwerfungsbecken in China. Durch die 24 Tage frühere Fertigstellung der Bohrung konnten über 10 Millionen Yuan an Kosten eingespart werden.

Aufgrund der Nähe zu einem nur 400 Meter entfernten, frakturierten Bohrloch und der nahen Kiesgrenze war das Bohrloch Fengye 1-10HF den Risiken von Wassereintritt, Überlauf und Flüssigkeitsverlust ausgesetzt. Zusätzlich stellten die hohen Temperaturen am Bohrlochgrund eine Herausforderung für verschiedene Instrumente dar. Das Projektteam konzentrierte sich auf die technische Unterstützung und die Bewältigung zentraler technologischer Probleme. Es löste sukzessive Schwierigkeiten, wie beispielsweise die Schwierigkeit, Bereiche mit starker Heterogenität präzise vorherzusagen, die Grenzen der Instrumente unter hohen Temperaturen und Drücken sowie das gleichzeitige Auftreten von Bohrflüssigkeitsverlust und -zufluss.

Sie entwickelten und setzten ein synthetisches Spülungssystem zur Verbesserung der Fließfähigkeit ein. Das von Youzhu entwickelte Bohrspülungsadditiv TF FL WH-1 (Zement-Fluidverlust-Additiv) bildet einen hochwertigen Film auf der Oberfläche des Schieferbohrlochs und verhindert so das Eindringen von Spülungsfiltrat in die Formation. TF FL WH-1 ist für den Einsatz in Bohrungen mit Bohrlochsohlenzirkulationstemperaturen (BHCTs) zwischen 15,6 °C (60 °F) und 204 °C (400 °F) konzipiert.

TF FL WH-1 ermöglicht eine API-Flüssigkeitsverlustkontrolle unter 36 cm³/30 min und verhindert gleichzeitig die Gasmigration aus der Formation. Im Allgemeinen sind 0,6 % bis 2,0 % BWOC in den meisten Suspensionen erforderlich. Üblicherweise wird es mit einer Dosierung von unter 0,8 % BWOC eingesetzt, wodurch das Reservoir geschützt und das Bohrloch stabilisiert wird. Dies dichtet effektiv Schieferporen und Mikrorisse ab, verhindert das Eindringen von Bohrflüssigkeitsfiltrat und reduziert die Porendruckübertragung, wodurch die Hemmwirkung der Bohrflüssigkeit deutlich verstärkt wird.

Die Ergebnisse der Feldanwendung zeigen, dass die Hochleistungs-Bohrflüssigkeit auf Wasserbasis stark hemmend wirkt, die mechanische Bohrgeschwindigkeit erhöht, bei hohen Temperaturen stabil ist, das Reservoir schützt und umweltfreundlich ist.

Im Februar 2022 wurde für die Bohrung Bazhong 1HF von Sinopec, die sich in einem jurassischen Flusskanal-Sandstein-Öl- und Gasreservoir befindet, das innovative Fracking-Konzept „Integration von Fracking, Imbibition und Bohrlochabschaltung“ eingeführt. Dieser Ansatz wurde entwickelt, um den besonderen Anforderungen dichter Flusskanal-Sandstein-Reservoirs und hoher Formationsdruckkoeffizienten gerecht zu werden. Die optimierte Fracking-Technologie, bestehend aus „dichtem Schneiden + temporärer Abdichtung und Umleitung + hochintensiver Sandzugabe + Ölimbibition“, steigerte die Förderkapazität des unterirdischen Öls und Gases signifikant und etablierte ein neues Fracking-Modell, das als Referenz für großflächiges Fracking horizontaler Bohrungen dient.

Youzhuos Hochtemperatur-Fluidverlustadditiv, Hochtemperatur-Antikollaps-Verschlussmittel und Hochtemperatur-Flussregler in der Fracking-Flüssigkeit überwinden die durch Formationsporendruck, Bohrlochspannung und Gesteinsfestigkeit verursachten Druck- und Fluidverlustprobleme. Die von der Southwest Petroleum University entwickelte spezielle Gel-Verschlusstechnologie bewirkt, dass das Gel nach dem Eindringen in die Verlustschicht automatisch den Fluss stoppt, Risse und Hohlräume füllt und einen „Gelpfropfen“ bildet, der die interne Formationsflüssigkeit von der Bohrlochflüssigkeit isoliert. Diese Technologie ist hochwirksam bei starken Leckagen in geklüfteten, porösen und gebrochenen Formationen mit signifikantem Fluidverlust und minimalen Rücklaufmengen.

Am 30. Mai 2023 um 11:46 Uhr begann das Tarim-Ölfeld der China National Petroleum Corporation (CNPC) mit den Bohrungen im Bohrloch Shendi Teke 1. Dies markiert den Beginn der Erforschung geologischer und ingenieurtechnischer Aspekte in Tiefen von bis zu 10.000 Metern. Ein historischer Moment für Chinas Tiefbautechnik, der einen bedeutenden Durchbruch in der Tiefsee-Explorationstechnologie des Landes und den Beginn des „10.000-Meter-Zeitalters“ der Bohrkapazitäten bedeutet.

Die Bohrung Shendi Teke 1 befindet sich im Kreis Shaya, Präfektur Aksu, Xinjiang, mitten in der Taklamakan-Wüste. Sie ist ein bedeutendes Tiefbohrprojekt der CNPC im Tarim-Ölfeld, angrenzend an das ultra-tiefe Öl- und Gasgebiet Fuman mit einer Tiefe von 8.000 Metern und Reserven von einer Milliarde Tonnen. Die Bohrung war auf eine Tiefe von 11.100 Metern und eine geplante Bohr- und Fertigstellungszeit von 457 Tagen ausgelegt. Am 4. März 2024 überschritt die Bohrung von Shendi Teke 1 die Marke von 10.000 Metern und war damit die zweite vertikale Bohrung weltweit und die erste in Asien, die diese Tiefe erreichte. Dieser Meilenstein belegt, dass China die technischen Herausforderungen beim Bohren ultra-tiefer Bohrungen dieser Größenordnung eigenständig bewältigt hat.

Bohrungen in Tiefen von 10.000 Metern zählen zu den anspruchsvollsten Bereichen der Erdöl- und Erdgasförderung und sind mit zahlreichen technischen Herausforderungen verbunden. Sie sind zudem ein wichtiger Indikator für die Leistungsfähigkeit eines Landes im Bereich der Ingenieurtechnik und -ausrüstung. Angesichts der extremen Temperatur- und Druckbedingungen im Bohrloch wurden bedeutende Fortschritte bei Hochtemperatur-Bohrflüssigkeiten, hochtemperaturbeständigen Motoren und Richtbohrverfahren erzielt. Auch bei Kernproben- und Kabelmesstechnik, Ultrahochdruck-Fracking-Fahrzeugen mit einer Kapazität von 175 MPa und Fracking-Flüssigkeitsanlagen wurden Durchbrüche erzielt und erfolgreich vor Ort getestet. Diese Entwicklungen führten zur Schaffung mehrerer Schlüsseltechnologien für das sichere und effiziente Bohren und Fertigstellen von Ultratiefbohrungen.

Im Bohrflüssigkeitssystem dieses Projekts wurden spezifische Hochtemperatur- und Hochdruckbedingungen durch die Entwicklung überlegener Flüssigkeitsverlustminderer und Korrosionsinhibitoren adressiert, die auch unter hohen Temperaturen hervorragende rheologische Eigenschaften aufweisen und sich leicht anpassen und warten lassen. Tonkontrolladditive verbesserten zudem die Entwässerungskapazität von Tonpartikeln unter extrem hohen Temperaturen und optimierten so die Anpassungsfähigkeit und Stabilität der Bohrflüssigkeit.

Das Jimusar-Schieferölfeld ist Chinas erste nationale Demonstrationszone für terrestrisches Schieferöl und liegt im östlichen Teil des Junggar-Beckens. Es erstreckt sich über eine Fläche von 1.278 Quadratkilometern und verfügt über geschätzte Ressourcen von 1,112 Milliarden Tonnen. 2018 begann die großflächige Erschließung des Jimusar-Schieferölfelds. Im ersten Quartal produzierte die nationale Demonstrationszone für terrestrisches Schieferöl in Xinjiang 315.000 Tonnen Schieferöl und stellte damit einen neuen historischen Rekord auf. Die Demonstrationszone intensiviert ihre Bemühungen zur Steigerung der Schieferölreserven und -produktion und plant, bis 2024 100 Bohrungen und 110 Fracking-Bohrungen abzuschließen.

Schieferöl, das an Schiefergestein gebunden ist oder sich in dessen Spalten befindet, zählt zu den am schwierigsten zu gewinnenden Ölarten. Xinjiang verfügt über reiche Schieferölvorkommen mit vielversprechenden Explorations- und Entwicklungsperspektiven. China hat Schieferöl als Schlüsselfaktor für die zukünftige Ölförderung identifiziert. Wu Chengmei, Ingenieurin im Geologischen Forschungszentrum des Ölfelds Jiqing in Xinjiang, erklärt, dass das Jimusar-Schieferöl im Allgemeinen in über 3.800 Metern Tiefe lagert. Diese große Tiefe und die besonders geringe Durchlässigkeit machen die Förderung so schwierig wie die Gewinnung von Öl aus einem Wetzstein.

Die Erschließung terrestrischer Schieferölvorkommen in China steht im Allgemeinen vor vier großen Herausforderungen: Erstens ist das Öl relativ schwer, was den Fluss erschwert; zweitens sind die ergiebigsten Lagerstätten klein und schwer vorherzusagen; drittens erschwert der hohe Tongehalt das Fracking; viertens ist die Verteilung ungleichmäßig, was die Arbeiten zusätzlich verkompliziert. Diese Faktoren haben die großflächige und effiziente Erschließung terrestrischer Schieferölvorkommen in China lange Zeit eingeschränkt. Im Rahmen des Projekts wird zur Aufbereitung der Fracking-Rückflussflüssigkeit ein neues Additiv eingesetzt, um die Umweltbelastung zu reduzieren und die Flüssigkeit zu recyceln, sodass sie wieder als Fracking-Flüssigkeit verwendet werden kann. Diese Methode wurde 2023 an neun Bohrungen mit hervorragenden Ergebnissen getestet. Ab Juni 2024 plant das Projekt, die aufbereitete Fracking-Flüssigkeit in einer großflächigen Fracking-Operation einzusetzen.

Die Hauptformation des Projekts besteht aus Kohleflözen sowie grauen und braunen Tonsteinabschnitten, die wasserempfindlich sind. Im Jimusar-Schieferölblock ist der Bohrlochabschnitt der zweiten Bohrung lang, wodurch sich die Einwirkzeit der Formation verlängert. Bei Verwendung wasserbasierter Spülflüssigkeiten besteht die Gefahr von Kollaps und Instabilität, während ölbasierte Spülflüssigkeiten keine Hydratationseffekte verursachen. Auch Öl-in-Wasser-Emulsionsspülungen führen im stabilen Zustand nicht zu Hydratationseffekten, sodass ölbasierte Spülflüssigkeiten keinen Hydratationsquelldruck erzeugen. Untersuchungen haben zur Anwendung eines ölbasierten Spülsystems mit folgenden Antikollapsprinzipien und -maßnahmen geführt: 1. Chemische Hemmung: Durch die Kontrolle des Öl-Wasser-Verhältnisses über 80:20 wird das Eindringen der Wasserphase in die Formation reduziert und das Quellen und Kollabieren von Kohleflözen und stark wasserempfindlichen Formationen wirksam verhindert. 2. Physikalische Abdichtung: Durch die Zugabe von Beschwerungsmitteln wie Kalziumverbindungen in schwachen Formationen wird die Drucktragfähigkeit der Formation erhöht und Leckagen im Bohrloch verhindert. 3. Mechanische Unterstützung: Die Dichte wird auf über 1,52 g/cm³ gehalten und im Aufbauabschnitt schrittweise bis zum Auslegungsgrenzwert von 1,58 g/cm³ erhöht. Die von der Firma Youzhu hergestellten Beschwerungsmittel erzielen die gewünschte Wirkung und gewährleisten so den reibungslosen und erfolgreichen Abschluss von Bohr- und Fertigstellungsprojekten.