Welche Zusatzstoffe für Frac und Stimulation optimieren die Ergebnisse der Ölförderung?

Kernfunktionen von Fracturing- und Stimulationsadditiven

Rheologie-Kontrolle und Transporteffizienz: Entschäumer, Reibungsminderer und Säuren

Zusatzstoffe, die während der Frakturierung und Stimulierung verwendet werden, helfen dabei, die Fließeigenschaften der Flüssigkeiten so einzustellen, dass Stützmittel hindurchwandern und sich an den gewünschten Stellen ablagern können. Entschäumer beseitigen eingeschlossenes Gas in geschäumten Flüssigkeiten, wodurch etwa 15 bis 20 Prozent der durch Schaumbildung verlorengegangenen Pumpeneffizienz wiederhergestellt werden, die aufgrund von Kavitationsproblemen entsteht. Reibungsreduzierer wirken hervorragend zur Verringerung des Druckverlusts innerhalb der Rohrleitungen. Sie können den Druckabfall um bis zu 70 Prozent senken, sodass Betreiber mehr Fluid einpressen können, ohne neue Ausrüstung benötigen. Bei Säuren wie Salzsäure oder verschiedenen organischen Mischungen reinigen diese Schäden im Bereich nahe der Bohrlochwand. Doch die richtige Konzentration ist entscheidend, da eine zu hohe Säuremenge unerwünschte Materialauflösungen verursachen oder Ablagerungen hervorrufen kann. Das Erreichen der richtigen Viskosität bedeutet, den optimalen Kompromiss zu finden. Ist die Flüssigkeit zu dünnflüssig, setzen sich die Stützmittel zu früh ab. Ist sie hingegen zu zäh, erhöht das System den Energiebedarf erheblich und begrenzt gleichzeitig die Komplexität der entstehenden Risse. Praxisnahe Ergebnisse zeigen, dass eine sorgfältige Fluidtechnik einen großen Unterschied macht. Gut konzipierte Systeme verteilen Stützmittel tendenziell besser über komplexe, verzweigte Rissnetzwerke, wobei sich die Verteilung nach praktischen Beobachtungen um etwa 40 Prozent verbessern kann.

Chemische Stabilität und Verträglichkeit mit der Formation: Wichtige Auswahlkriterien

Die Leistung von Additiven hängt von der chemischen Stabilität unter den Bedingungen im Bohrloch ab – insbesondere Temperatur, Salinität und pH-Wert. Bei thermischer Zersetzung über 300 °F (149 °C) können Reibungsreduzierer innerhalb weniger Stunden unwirksam werden, während eine pH-Unverträglichkeit Korrosion und Ablagerung beschleunigt. Die Mineralogie der Formation bestimmt das Risiko:

Betreiber priorisieren Additive, die über realistische Reservoirgradienten hinweg validiert wurden. Beispielsweise müssen Tonstabilisatoren dem Auswaschen während des Flowback widerstehen, um die Durchlässigkeit zu bewahren. Chemisch stabile Formulierungen haben in Feldversuchen die Produktionsrückgänge nach der Stimulation im Vergleich zu herkömmlichen Alternativen um 22 % verringert.

Reservoirgezielte Fracturing- und Stimulationsadditive

Formationsspezifische chemische Optimierung ist die Grundlage für eine effektive Reservoirstimulation. Fracturing- und Stimulationsadditive werden nicht nur funktional, sondern auch hinsichtlich Kompatibilität entwickelt, um Sekundärschäden zu minimieren und gleichzeitig die Leitfähigkeit zu maximieren.

Karbonatformationen: Säuremischungen und Optimierung der Auflösungskinetik

Karbonatreservoire erfordern Säuresysteme, die eine aggressive Auflösung mit kontrollierter Reaktionskinetik kombinieren. Salzsäuregemische (15–28 %) sind dominierend, aber aufgrund ihrer schnellen Reaktivität benötigen sie Verzögerungsmittel für eine tiefere Penetration. Die Optimierung umfasst:

• Säuredickungsmittel , die den Flüssigkeitsverlust reduzieren und die Rissausbreitung verbessern;
• Chemische Verzögerungsmittel , die die Reaktionsgeschwindigkeit bei 300 °F (149 °C) um 40–60 % verlangsamen;
• Umlenkmittel , die eine gleichmäßige Durchtränkung heterogener Zonen sicherstellen.

Eine vorzeitige Säureverbrauchung bleibt ein kritisches Risiko – insbesondere bei Dolomitformationen mit hohen Temperaturen, wo die Reaktionsgeschwindigkeiten exponentiell über 250 °F (121 °C) ansteigen. Verzögerte und emulgierte Säuresysteme erhöhen die effektive Durchdringungstiefe um 30–45 % im Vergleich zu herkömmlichen Behandlungen.

Sandsteinformationen: Tonstabilisatoren, Eisenkontrolle und Maßnahmen zur Verhinderung der Feinfraktionenwanderung

Die Stimulierung von Sandstein erfordert eine präzise Minderung der Mineralsensitivität. Tonstabilisatoren verhindern eine durch Quellung bedingte Permeabilitätsminderung; Eisenkontrolladditive hemmen die Ausfällung von Eisenhydroxid beim Kontakt mit Säure; und Feinfraktions-Steuerungssurfactants unterdrücken die Mobilisierung von Partikeln. Zu den führenden Lösungen gehören:

• Quaternäre Amin-Stabilisatoren , die eine dauerhafte Tonfixierung ermöglichen, ohne die Leitfähigkeit zu beeinträchtigen;
• Reduktionsmittel , wodurch die löslichen Eisenkonzentrationen während des Flowback unter 5 ppm gehalten werden;
• Feinpartikel-Control-Tenside , reduzieren die Migration um 80 % in Hochgeschwindigkeitsbohrungen.

Diese Maßnahmen beheben direkt sekundäre Formationsschäden – die Hauptursache für die Produktivitätsabnahme nach der Stimulierung. Optimierte chemische Zusammensetzungen erhöhen die Fördermengen um bis zu 25 % in Sandsteinlagerstätten mit hohem Illitgehalt.

Hochleistungs-Fracturing- und Stimulationsadditive für anspruchsvolle Bedingungen

HP/HT-Stabilität: Thermische Zersetzungs-Grenzwerte von Reibungsminderern und Ablenkungsmitteln

Bei der Bearbeitung von HP/HT-Bohrungen mit Temperaturen über 300 Grad Fahrenheit neigen Additive dazu, sich ziemlich schnell abzubauen, was die Rissleitfähigkeit um etwa 40 % verringert. Die synthetischen Polymere, die als Reibungsreduzierer eingesetzt werden, verlieren ab bestimmten Temperaturen ihre Viskosität, wodurch die Betreiber die Pumpdrücke erhöhen müssen und die Planung wirksamer Behandlungen erschwert wird. Auch Umleitmittel stellen eine Herausforderung dar, insbesondere biologisch abbaubare Partikel, die stabil bleiben müssen, um eine ordnungsgemäße Zonenabdichtung zu gewährleisten. Heutzutage verlangen die meisten Betreiber Additive, die gemäß API RP 19D-Standards getestet wurden. Keramische Mikrokugeln zusammen mit hitzebeständigen Tensiden haben im Permian Basin unter Bedingungen von 350 °F und 15.000 psi immerhin noch eine Funktionalität von etwa 95 % gezeigt, obwohl die Ergebnisse je nach spezifischen Bohrlochbedingungen und Anwendungsmethoden variieren können.

Slickwater-Systeme: Polymer- versus Nicht-Polymer-Reibungsreduzierer in Feldanwendungen

Der Erfolg der Slickwater-Frakturierung hängt stark davon ab, die Reibung zu verringern, damit die Betreiber hohe Injektionsraten von über 100 Barrel pro Minute aufrechterhalten können. Herkömmliche, auf Polyacrylamid basierende Reibungsreduzierer senken den Widerstand zwar um etwa 70 Prozent, doch dabei gibt es einen Haken. Diese Produkte neigen dazu, Polymer-Rückstände im Stützmittelverband zurückzulassen, was später die Fluidströmung erschwert. Einige neuere nicht-polymerische Alternativen wie bestimmte fortschrittliche Tensid-Systeme scheinen vielversprechend zu sein. Sie verursachen kein vergleichbares Schadensproblem in der Formation und erreichen dennoch laut Tests in der Eagle-Ford-Schieferregion eine Reibungsreduzierung von etwa 65 bis möglicherweise 68 Prozent. Sicher, diese Alternativen sind pro Gallone teurer in der Anschaffung, aber wenn man die Gesamtbilanz über die Zeit betrachtet, stellen Unternehmen fest, dass sie das Rückflusswasser etwa 30 Prozent seltener behandeln müssen. Dies spart langfristig Geld, da die Bohrlöcher produktiver bleiben und weniger Unterbrechungen für Wartungs- und Reinigungsarbeiten erforderlich sind.

Nachhaltigkeit und Effizienz: Frakturierungs- und Stimulationsadditive der nächsten Generation

Ökooptimierte Additive: Biologische Abbaubarkeit, Toxizität und die Abwägung von Rückflussleistung

Die neueste Generation umweltfreundlicher Fracking- und Stimulationsadditive hilft Betreibern, umweltverträglicher zu arbeiten, ohne die Leistung der Bohrungen im Untergrund zu beeinträchtigen. Die meisten modernen Produkte zersetzen sich innerhalb etwa eines Monats zu rund 80 bis 90 Prozent gemäß den OECD-301B-Standards und sind dennoch auch bei hohen Salzkonzentrationen und hohen Temperaturen ausreichend stabil. Es gibt jedoch immer Kompromisse. Die weniger toxischen Varianten neigen dazu, etwa 15 bis 20 Prozent langsamer zurückzufliessen, da sich ihre Oberflächenwechselwirkungen verändern. Bei richtiger Mischung reduzieren diese Additive das Risiko einer Kontamination von Süßwasser um etwa 40 Prozent, während gleichzeitig die Proppants weiterhin gut durch die Risse transportiert werden. Unternehmen berücksichtigen beim Entwickeln neuer Produkte zunehmend den gesamten Lebenszyklus, doch die Ergebnisse in der Praxis können je nach reservoirspezifischen Faktoren – wie z. B. Temperatur, Art der vorhandenen Salze und Gesteinsart – stark variieren.

Verbesserung der Fluidrückgewinnung: Emulgatoren und Permeabilitätsrestauratoren zur Verringerung der eingeschlossenen Sättigung

Neuartige Emulgatoren in Kombination mit permeabilitätsrestaurierenden Wirkstoffen im Nanomaßstab bewirken eine spürbare Verbesserung der aus Förderbrunnen zurückgewonnenen Flüssigkeitsmengen, indem sie Probleme durch eingeschlossene Sättigung verringern. Diese Emulgatoren wirken, indem sie die Grenzflächenspannung an der Grenze zwischen den Frakturierungsflüssigkeiten und den vorhandenen Kohlenwasserstoffen in den Gesteinsformationen senken. Feldtests zeigen, dass dadurch die Rückflussraten in dichten Sandsteinlagerstätten um 25 bis 30 Prozent gesteigert werden können. Gleichzeitig helfen Permeabilitätsrestauratoren, Problemen wie Quellung von Tonen und der Bewegung winziger Partikel innerhalb der Formation vorzubeugen, wodurch nach Stimulationsmaßnahmen über 90 Prozent der ursprünglichen Permeabilität erhalten bleiben. Wenn diese Technologien gemeinsam in integrierten Systemen eingesetzt werden, beobachten Betreiber typischerweise etwa 50 Prozent mehr rückströmende Flüssigkeit im Vergleich zu herkömmlichen Methoden. Auch die Kosteneinsparungen sind beeindruckend: Die Entsorgungskosten für Wasser sinken um rund fünfzig Cent pro Barrel. Dies bedeutet bessere betriebliche Ergebnisse und zugleich eine Entlastung der Umwelt, da weniger Frischwasser entnommen werden muss und insgesamt weniger Abfall entsorgt werden muss.

FAQ

Welche Hauptfunktionen haben Fracturing- und Stimulationsadditive?

Fracturing- und Stimulationsadditive werden hauptsächlich zur Rheologie-Kontrolle, Verbesserung der Transporteffizienz, chemischen Stabilität und Formationseignung unter anspruchsvollen Bedingungen im Bohrloch eingesetzt. Sie helfen, den Fluidfluss zu optimieren, die Proppantverteilung zu verbessern und sekundäre Schäden an der Formation zu verhindern.

Wie funktionieren Reibungsreduzierer?

Reibungsreduzierer verringern den Druckverlust in Rohrleitungen, indem sie den Druckabfall minimieren, wodurch die Injektionseffizienz des Fluids erhöht wird. Sie sind sowohl in Slickwater-Systemen als auch bei Hochtemperaturanwendungen unverzichtbar.

Warum ist eine formationspezifische chemische Optimierung wichtig?

Die formationspezifische chemische Optimierung gewährleistet die Verträglichkeit mit den Reservoirbedingungen, um die Durchlässigkeit zu maximieren und sekundäre Schäden zu minimieren, wodurch die Gesamtleistung der Bohrung verbessert wird.

Was sind ökooptimierte Additive?

Umweltfreundliche Additive sind umweltfreundliche Optionen, die entwickelt wurden, um die Toxizität zu reduzieren und die Biologische Abbaubarkeit zu verbessern, während gleichzeitig eine effektive Brunnenleistung gewährleistet bleibt.