de.wedoany.com-Bericht: Chlordioxid (ClO₂) kann aufgrund seiner starken Oxidationswirkung effektiv Ablagerungen, Biofilme und Verstopfungen durch schwere Kohlenwasserstoffe in unkonventionellen Fracking-Bohrungen beseitigen. Eine Reihe von Feldversuchen im Permian Basin zeigte, dass diese Technologie den Fließdruck und die Förderrate von Ölquellen signifikant verbessern kann.
Ein Test zur erneuten Stimulation mit Chlordioxid an zehn Bohrlöchern ergab eine durchschnittliche Steigerung des Fließdrucks um 76 %. Daraufhin wurden an über 40 Bohrlöchern mehr als 60 Behandlungen durchgeführt, wobei der Bohrlochsohlendruck allgemein um 70 % bis 300 % anstieg. Die Förderanalyse zeigte, dass die Förderrate (RF) der meisten Bohrlöcher in der Wolfcamp-Formation über 10 % lag. Die durchschnittliche Ölförderrate von sechs behandelten Bohrlöchern betrug 12 %, was einer durchschnittlichen Steigerung von 42 % gegenüber der Vorbehandlung entspricht; die durchschnittliche Gasförderrate betrug 20 %, eine Steigerung von 69 %.
Im Fall des Bohrlochs B-1 im Wolfcamp B im Pecos County, das mit einer elektrischen Tauchpumpe (ESP) förderte, begann die Erstförderung im Mai 2022. Nach der ersten Chlordioxid-Behandlung stieg die Förderung von 180 Barrel pro Tag auf 400 Barrel pro Tag; eine zweite Behandlung zwölf Monate später steigerte die Förderung von 145 Barrel pro Tag auf 225 Barrel pro Tag. Nach der ersten Behandlung stieg der statische Bohrlochsohlendruck von etwa 975 psi auf 3.580 psi; nach der zweiten Behandlung von 1.210 psi auf 2.700 psi. Innerhalb von 30 Tagen nach der ersten Behandlung wurden kumulativ 6.600 Barrel Öl gefördert, nach der zweiten Behandlung weitere 3.500 Barrel. Nach der Behandlung des Nachbarbohrlochs B-2 stieg das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) von 230 Mscfd auf 650 Mscfd, was auf eine Wiederanbindung von gasführenden Reservoirzonen hindeutet, die zuvor durch Ablagerungen und andere Verunreinigungen isoliert waren. Im Reeves County wurden an sechs Bohrlöchern insgesamt zehn Chlordioxid-Behandlungen durchgeführt, die eine Mehrförderung von etwa 480.000 Barrel Öl und 5,3 bcf (1,385 MMboe) bei Gesamtbehandlungskosten von etwa 900.000 US-Dollar erbrachten.
Chlordioxid, ein instabiles Gas, wird in der Regel vor Ort durch die Reaktion einer wässrigen Natriumchloritlösung mit einer Säure erzeugt, in Wasser gelöst und dann für Ölfeldarbeiten verwendet. Es ist von der US-Umweltschutzbehörde (EPA) als Desinfektionsmittel und Biozid registriert, kann Biofilme zerstören und zerfällt nach der Reaktion innerhalb weniger Stunden in harmlose Substanzen. ExxonMobil hat es eingesetzt, um die Permeabilität beeinträchtigende Substanzen wie Bohrschlammrückstände und Reibungsminderer-Polymere zu entfernen. In Kombination mit Salzsäure (HCl) kann Chlordioxid Ablagerungen wie Eisen(II)-sulfid, Bariumsulfat, Strontiumsulfid und Calcit zersetzen, die die Injektivität oder Produktivität beeinträchtigen, und hält Paraffine und Asphaltene in Lösung, um sie ausfördern zu können. Zur Entfernung von Biomasse ist eine Chlordioxid-Konzentration von etwa 4.000 ppm in Kombination mit einem Nanotensid erforderlich.
Die Verwendung von Divertierungsmitteln ist während des Behandlungsprozesses von entscheidender Bedeutung. Ohne Divertierungsmittel fließt die Behandlungsflüssigkeit in den Weg des geringsten Widerstands und umgeht die Schadenszonen. Übliche Divertierungsmethoden umfassen Gelsäure, Steinsalz und lösliche Biokugeln, wobei Biokugeln bei über 90 % der Behandlungen eine effektive Divertierung ermöglichten.
In einem konkreten Fall war das Bohrloch A-0 im Reeves County im Delaware Basin bereits stillgelegt und galt als Kandidat für die Aufgabe. Nach einer Chlordioxid-Säure-Stimulation im Januar 2023 stieg die Öl- und Gasförderung von etwa 1 Barrel pro Tag vor der Stilllegung auf 125 Barrel Öläquivalent pro Tag. Innerhalb von 18 Monaten stieg die kumulative Förderung von etwa 623.000 Barrel Öläquivalent auf 870.000 Barrel Öläquivalent. Eine Druckdiagnoseanalyse (PDA) zeigte, dass das Bohrloch nach der Stimulation wieder einen linearen Fluss aufwies, was darauf hindeutet, dass der Produktionsrückgang der Vorjahre hauptsächlich auf Schädigungen und nicht auf eine Erschöpfung des Reservoirs zurückzuführen war – ein Trend, der bei etwa 60 % bis 70 % der behandelten Bohrlöcher beobachtet wurde.
Ein ähnlicher Effekt wurde beim Bohrloch A-10 erzielt, das ebenfalls mit einer elektrischen Tauchpumpe (ESP) förderte. Die Förderung des Bohrlochs betrug vor der Behandlung etwa 90 Barrel pro Tag und stieg nach der ersten Behandlung auf 187 Barrel pro Tag. Eine zweite Behandlung 15 Monate später steigerte die Förderung von 60 Barrel pro Tag auf 125 Barrel pro Tag. Die Analyse zeigte, dass die endgültig förderbaren Ölreserven (EUR) von etwa 273.000 Barrel um 48 % auf 395.000 Barrel stiegen. Die Rückgangsrate nach der zweiten Behandlung war geringer als nach der ersten, und die lineare Fließphase war länger, was auf eine weitere Reinigung des Bohrlochs hindeutet.
Hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit verglich das Forschungsteam die Chlordioxid-Behandlung mit dem konventionellen Refracking. Am Beispiel des Bohrlochs Well R im Culberson County im Permian Basin, dessen Förderung auf unter 20 Barrel Öläquivalent pro Tag bei einem Wasseranteil von bis zu 99 % gefallen war, führte der Betreiber eine Chlordioxid-Stimulation zu Gesamtkosten von 790.000 US-Dollar durch. Die Förderung in den ersten 30 Tagen (IP30) vor der Behandlung betrug etwa 230 Barrel Öläquivalent pro Tag und 1,7 MMscfd, was 65 % der anfänglichen Förderung von Anfang 2015 entspricht; die kumulative Kohlenwasserstoffförderung des Bohrlochs in den neun Monaten nach der Behandlung war höher als die kumulative Förderung in den neun Monaten nach der Erstkomplettierung. Im Vergleich dazu beliefen sich die geschätzten Kosten für ein hypothetisches Refracking aufgrund der Notwendigkeit neuer Liner, Zementierung und Stimulationsdienste auf bis zu 3.806.000 US-Dollar. Obwohl die absolute Ölfördermenge der Chlordioxid-Behandlung geringer war als beim Refracking, betrug die Amortisationszeit nur 65 Tage (beim Refracking etwa ein Jahr), der Nettobarwert (NPV) über fünf Jahre lag bei 2,1 Millionen US-Dollar (beim Refracking 1,0 Millionen US-Dollar) und die Kapitalrendite (ROI) erreichte 3,95, das 2,7-fache des Refracking-Szenarios (1,45).
Diese Forschungsergebnisse stammen aus einer Reihe von Veröffentlichungen der SPE und der Hydraulic Fracturing Technology Conference (SPE-223521-MS, SPE-230595-MS, URTeC: 3818857), verfasst von P. Dalamarinis und S. Fusselman u. a., die das Anwendungspotenzial von Chlordioxid als Mittel zur erneuten Stimulation in unkonventionellen Horizontalbohrungen detailliert darlegen.
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