Anwendungsfälle für chemische Additive auf Ölfeldern

Im Jahr 2022 schloss das Northwest Oilfield Well Completion Management Center angesichts der Auswirkungen der COVID-19-Pandemie 24 Projekte ab, darunter Geräte zur Kontrolle von Ölquellen und die Reinigung von Rohrverstopfungen bei Schweröl, wodurch Beschaffungskosten in Höhe von 13,683 Millionen Yuan eingespart wurden.

Bei der Nutzung von Ölleitungen verringert sich der Rohrdurchmesser aufgrund der Einwirkung von Wachs, Polymeren und Salzen zunehmend, was den Rohölfluss verringert und die Rohölproduktion beeinträchtigt. Daher reinigen Bohrunternehmen die Rohre in der Regel einmal jährlich. Nach der Behandlung der Schweißnähte der Rohrverbindungen ist eine Reinigung der Rohre erforderlich.

Stahlrohre, die als Ölleitungen verwendet werden, weisen üblicherweise Rost an der Innen- und Außenseite auf. Ungereinigtes Hydrauliköl verunreinigt das nach Gebrauch und beeinträchtigt die Funktion der Hydraulikanlagen. Daher ist es notwendig, den Rost an der Innenfläche der Rohre durch Säurewäsche zu entfernen. Säurewäsche kann auch Rost an der Außenfläche der Rohre entfernen, was für das Auftragen von Rostschutzfarbe auf die Rohraußenfläche von Vorteil ist und so einen dauerhaften Korrosionsschutz bietet. Säurewäschen werden üblicherweise mit einer Säurelösung mit einer Konzentration von 0 % bis 15 % durchgeführt. Youzhu Company bietet Korrosionsschutzprodukte an: UZ CI-180, ein hochtemperaturbeständiger, säurehaltiger Korrosionsschutz für den Einsatz in Ölfeldern. Beim Säuren oder Beizen greift die Säure den Stahl an, und bei hohen Temperaturen nehmen Korrosionsgeschwindigkeit und -umfang deutlich zu. Daher ist der Korrosionsschutz von Hochtemperaturrohren in der Ölförderung besonders wichtig, was nicht nur den Nutzen der Ölförderung, sondern auch die Produktionssicherheit beeinflusst. Das Ausmaß der Säureerosion an Rohrleitungen und Anlagen hängt unter anderem von der Kontaktzeit, der Säurekonzentration und den Temperaturbedingungen ab. UZ CI-180 weist eine ausgezeichnete Hochtemperaturbeständigkeit auf. Bei Temperaturen bis zu 180 °C kann die Korrosionswirkung von Säure auf Stahl am Bohrlochboden durch Zugabe von UZ CI-180 zur Säuremischung deutlich reduziert werden. Youzhu hat vom Northwest Oilfield Management Center hohe Anerkennung für seine Projekte in den Bereichen Rohrreinigung, Bohrspülung und Anlagenwartung erhalten.

Die Bohrung Fengye 1-10HF an der Dong San Road in Dongying ist die erste horizontale Schieferölbohrung, die die 20-Tage-Bohrzyklusgrenze durchbrach und 24 Tage früher als geplant abgeschlossen wurde. Sie ist eine von drei von der Nationalen Energiebehörde genehmigten nationalen Demonstrationszonen für Schieferöl und die erste nationale Demonstrationszone für Schieferöl aus kontinentalen Verwerfungsbecken in China. Durch die Fertigstellung der Bohrung 24 Tage früher als geplant konnten über 10 Millionen Yuan Kosten gespart werden.

Aufgrund der Nähe zu einem nahegelegenen, nur 400 Meter entfernten Bohrloch und der Nähe zur Kiesgrenze bestand beim Bohrloch Fengye 1-10HF das Risiko von Wassereinbruch, Überlauf und Flüssigkeitsverlust. Zudem stellten die hohen Temperaturen am Bohrlochboden eine Herausforderung für verschiedene Instrumente dar. Das Projektteam konzentrierte sich auf die technische Unterstützung und die Bewältigung wichtiger technologischer Probleme. Es löste sukzessive Einschränkungen wie die Schwierigkeit, Sweet Spots starker Heterogenität vorherzusagen, die Einschränkungen der Instrumente bei hohen Temperaturen und Drücken sowie das gleichzeitige Auftreten von Bohrflüssigkeitsverlust und -zufluss.

Sie entwickelten und verwendeten ein synthetisches Spülsystem zur Verbesserung der Fließfähigkeit. Der von Youzhu entwickelte Bohrspülzusatz TF FL WH-1 Cement Fluid-loss Additives kann einen hochwertigen Film auf der Oberfläche von Schieferbohrungen bilden und so das Eindringen von Bohrspülfiltrat in die Formation verhindern. TF FL WH-1 ist für den Einsatz in Bohrlöchern mit einer Bohrlochtemperatur (BHCT) zwischen 15,6 °C und 204 °C konzipiert.

TF FL WH-1 bietet eine API-Flüssigkeitsverlustkontrolle unter 36 cm³/30 min und kontrolliert gleichzeitig die Gasmigration aus der Formation. In den meisten Schlämmen werden üblicherweise 0,6 % bis 2,0 % BWOC benötigt. Es wird üblicherweise in einer Dosierung von weniger als 0,8 % BWOC verwendet, wodurch das Reservoir geschützt und das Bohrloch stabilisiert wird. Dadurch werden Schieferporen und Mikrofrakturen effektiv abgedichtet, das Eindringen von Bohrflüssigkeitsfiltrat verhindert und die Porendruckübertragung reduziert, wodurch die Hemmung der Bohrflüssigkeit deutlich verbessert wird.

Ergebnisse aus der Feldanwendung zeigen, dass die wasserbasierte Hochleistungs-Bohrflüssigkeit eine hohe Hemmwirkung hat, die mechanische Bohrgeschwindigkeit erhöht, bei hohen Temperaturen stabil ist, das Reservoir schützt und umweltfreundlich ist.

Im Februar 2022 wurde für Sinopecs Bazhong 1HF-Bohrloch im jurassischen Flusskanal-Sandstein-Öl- und Gasreservoir ein innovatives Fracking-Designkonzept mit dem Ansatz „Fracking, Imbibition und Brunnen-Shut-in-Integration“ vorgestellt. Dieser Ansatz wurde entwickelt, um den Eigenschaften dichter Flusskanal-Sandsteinreservoirs und hoher Formationsdruckkoeffizienten gerecht zu werden. Die optimierte Fracking-Technologie, die „enges Schneiden + temporäres Verschließen und Umleiten + hochintensive Sandzugabe + Imbibitionsölverbesserung“ umfasst, verbesserte die Fließkapazität von unterirdischem Öl und Gas deutlich und etablierte ein neues Fracking-Modell, das als Referenz für das großflächige Fracking horizontaler Bohrungen dient.

Youzhuos Hochtemperatur-Flüssigkeitsverlustadditiv, Hochtemperatur-Antikollaps-Verschlussmittel und Hochtemperatur-Durchflussregler in der Fracking-Flüssigkeit überwinden die Druck- und Flüssigkeitsverlustprobleme, die durch Formationsporendruck, Bohrlochspannung und Gesteinsfestigkeit verursacht werden. Die spezielle Gel-Verschlusstechnologie der Southwest Petroleum University ermöglicht es dem Spezialgel, nach dem Eindringen in die Verlustschicht automatisch zu stoppen und Risse und Hohlräume zu füllen. Dadurch bildet sich ein „Gelpfropfen“, der die innere Formationsflüssigkeit von der Bohrlochflüssigkeit isoliert. Diese Technologie ist hochwirksam bei schweren Leckagen in gebrochenen, porösen und gebrochenen Formationen mit erheblichem Flüssigkeitsverlust und minimalen Rücklaufvolumina.

Am 30. Mai 2023 um 11:46 Uhr begann das Tarim-Ölfeld der China National Petroleum Corporation (CNPC) mit der Bohrung Shendi Teke 1. Dies markierte den Beginn einer Reise zur Erforschung ultratiefer geologischer und ingenieurwissenschaftlicher Bereiche in Tiefen von bis zu 10.000 Metern. Dies markiert einen historischen Moment für Chinas Tiefenforschung und markiert einen bedeutenden Durchbruch in der Tiefenforschungstechnologie des Landes und den Beginn der „10.000-Meter-Ära“ der Bohrkapazitäten.

Die Bohrung Shendi Teke 1 befindet sich im Kreis Shaya, Präfektur Aksu, Xinjiang, im Herzen der Taklamakan-Wüste. Es handelt sich um ein bedeutendes „Tiefbohrungsprojekt“ von CNPC im Tarim-Ölfeld, angrenzend an das ultratiefe Öl- und Gasgebiet Fuman, das eine Tiefe von 8.000 Metern und Reserven von einer Milliarde Tonnen aufweist. Die Bohrung ist auf eine Tiefe von 11.100 Metern ausgelegt, die geplante Bohr- und Fertigstellungszeit beträgt 457 Tage. Am 4. März 2024 überschritt die Bohrtiefe von Shendi Teke 1 10.000 Meter und war damit die weltweit zweite und Asiens erste vertikale Bohrung, die diese Tiefe überschritt. Dieser Meilenstein zeigt, dass China die technischen Herausforderungen, die mit der Bohrung ultratiefer Bohrungen dieser Größenordnung verbunden sind, eigenständig gemeistert hat.

Bohrungen in Tiefen von 10.000 Metern zählen zu den anspruchsvollsten Bereichen der Öl- und Gastechnik und weisen zahlreiche technische Engpässe auf. Sie sind zudem ein wichtiger Indikator für die technische und ausrüstungstechnische Leistungsfähigkeit eines Landes. Angesichts der extremen Temperatur- und Druckbedingungen im Bohrloch wurden bedeutende Fortschritte bei Hochtemperatur-Bohrflüssigkeiten, hochtemperaturbeständigen Motoren und Richtbohrtechnologien erzielt. Auch bei Kernproben- und Kabelmessgeräten, Ultrahochdruck-Fracturing-Trucks mit 175 MPa Kapazität und Fracturing-Flüssigkeitsgeräten, die vor Ort erfolgreich getestet wurden, wurden Durchbrüche erzielt. Diese Entwicklungen führten zur Entwicklung mehrerer wichtiger Technologien für die sichere und effiziente Bohrung und Fertigstellung ultratiefer Bohrungen.

Das in diesem Projekt verwendete Bohrspülsystem wurde speziell für Hochtemperatur- und Hochdruckumgebungen entwickelt. Dazu wurden hochwertige Flüssigkeitsverlustminderer und Korrosionsinhibitoren entwickelt, die auch bei hohen Temperaturen hervorragende rheologische Eigenschaften aufweisen und leicht anzupassen und zu warten sind. Tonkontrolladditive verbesserten zudem die Entwässerungskapazität von Tonpartikeln unter ultrahohen Temperaturen und verbesserten so die Anpassungsfähigkeit und Stabilität der Bohrspülung.

Jimusar-Schieferöl ist Chinas erste nationale terrestrische Demonstrationszone für Schieferöl und liegt im östlichen Teil des Junggar-Beckens. Sie erstreckt sich über eine Fläche von 1.278 Quadratkilometern und verfügt über geschätzte Ressourcenreserven von 1,112 Milliarden Tonnen. 2018 begann die groß angelegte Erschließung des Jimusar-Schieferöls. Im ersten Quartal produzierte die nationale terrestrische Demonstrationszone für Schieferöl Jimusar in Xinjiang 315.000 Tonnen Schieferöl und stellte damit einen neuen historischen Rekord auf. Die Demonstrationszone beschleunigt ihre Bemühungen zur Steigerung der Schieferölreserven und -produktion und plant, bis 2024 100 Bohr- und 110 Fracking-Bohrungen fertigzustellen.

Schieferöl, also Öl, das an Schiefergestein oder in dessen Spalten gebunden ist, zählt zu den am schwierigsten zu fördernden Ölsorten. Xinjiang verfügt über reiche Schieferölvorkommen mit großem Potenzial für Exploration und Erschließung. China hat die Schieferölvorkommen als Schlüsselregion für die zukünftige Ölförderung identifiziert. Wu Chengmei, Ingenieur am Geologischen Forschungszentrum des Ölfeldes Jiqing im Ölfeld Xinjiang, erklärt, dass das Jimusar-Schieferöl in der Regel mehr als 3.800 Meter unter der Erde liegt. Die tiefe Lage und die besonders geringe Durchlässigkeit machen die Förderung so schwierig wie die Gewinnung von Öl aus einem Schleifstein.

Die terrestrische Schieferölförderung in China steht generell vor vier großen Herausforderungen: Erstens ist das Öl relativ schwer und daher schwer förderbar; zweitens sind die optimalen Fördergebiete klein und schwer vorherzusagen; drittens erschwert der hohe Tongehalt das Fracking; und viertens ist die Verteilung inkonsistent, was die Vorgänge erschwert. Diese Faktoren haben die groß angelegte und effiziente Förderung von terrestrischem Schieferöl in China lange Zeit eingeschränkt. Im Projekt wird zur Behandlung der Fracking-Rückflussflüssigkeit ein neuer Zusatzstoff eingesetzt, um die Umweltverschmutzung zu reduzieren und die Flüssigkeit zu recyceln, indem sie wieder in Fracking-Flüssigkeit umgewandelt und wiederverwendet wird. Diese Methode wurde 2023 an neun Bohrlöchern mit hervorragenden Ergebnissen getestet. Ab Juni 2024 ist im Rahmen des Projekts geplant, die wiederhergestellte Fracking-Flüssigkeit in einem groß angelegten Fracking-Vorgang einzusetzen.

Die Hauptformation des Projekts besteht aus Kohleflözen sowie grauen und braunen Tonsteinabschnitten, die wasserempfindlich sind. Im Jimusar-Schieferölblock ist der offene Abschnitt der zweiten Bohrung lang, und die Formationsdurchtränkung dauert länger. Bei Verwendung von wasserbasierter Spülung sind Einsturz und Instabilität wahrscheinlich, ölbasierte Bohrflüssigkeiten verursachen jedoch keine Hydratationseffekte. Stabile Öl-in-Wasser-Emulsions-Bohrflüssigkeiten verursachen ebenfalls keine Hydratationseffekte und erzeugen daher keinen Hydratationsquelldruck. Forschungsergebnisse führten zur Einführung eines ölbasierten Spülsystems mit folgenden Anti-Einsturz-Prinzipien und -Maßnahmen: 1. Chemische Hemmung: Durch Kontrolle des Öl-Wasser-Verhältnisses über 80:20 wird das Eindringen der Wasserphase in die Formation reduziert und so das Aufquellen und Einsturz von Kohleflözen und stark wasserempfindlichen Formationen wirksam verhindert. 2. Physikalische Abdichtung: Vorab Zugabe von Beschwerungsmitteln wie Kalziummaterialien in schwache Formationen, um die Druckbelastbarkeit der Formation zu erhöhen und Bohrlochleckagen zu verhindern. 3. Mechanische Unterstützung: Kontrolle der Dichte über 1,52 g/cm³ und schrittweise Erhöhung der Dichte bis zur Auslegungsgrenze von 1,58 g/cm³ im Aufbaubereich. Die von der Youzhu Company hergestellten Beschwerungsmittel erzielen den gewünschten Effekt und gewährleisten einen reibungslosen und erfolgreichen Abschluss von Bohr- und Bohrlochfertigstellungsprojekten.